ES2946080T3

ES2946080T3 - Sistema y procedimiento para monitorizar un rodamiento de pitch de turbina eólica

Info

Publication number: ES2946080T3
Application number: ES19150677T
Authority: ES
Inventors: Lijun He; Liwei Hao; John Mihok
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2018-01-18
Filing date: 2019-01-08
Publication date: 2023-07-12
Anticipated expiration: 2039-01-08
Also published as: BR102019001020A2; BR102019001020A8; EP3514376B1; DK3514376T3; EP3514376A1; CN110056485A; US11473564B2; US20190219032A1

Abstract

Un sistema y método 100 para monitorear un sistema de cabeceo 70 de una turbina eólica 10 incluye monitorear 102, a través de uno o más primeros sensores 76, al menos una condición eléctrica del sistema de cabeceo 70. El método 100 también incluye monitorear 104, a través de uno o más más segundos sensores 78, al menos una condición mecánica del sistema de cabeceo 70. Además, el método 100 incluye recibir 106, a través de un controlador 74 acoplado comunicativamente a uno o más primeros y segundos sensores 76, 78, señales de sensor que representan al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de cabeceo 70. Por lo tanto, el método 100 incluye determinar 108, a través del controlador 74, una condición de rodamiento de un rodamiento de cabeceo del sistema de cabeceo 70 basado en al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de cabeceo 70. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para monitorizar un rodamiento de pitch de turbina eólica

[0001] La presente materia se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a sistemas y procedimientos para monitorizar rodamientos de pitch de turbina eólica.

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medioambiente disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna típicamente incluye una torre, un generador, una multiplicadora opcional, una góndola y una o más palas de rotor. Las palas de rotor capturan la energía cinética del viento usando principios de perfil alar conocidos y transmiten la energía cinética a través de energía de rotación para hacer girar un eje que acopla las palas de rotor a una multiplicadora, o si no se usa una multiplicadora, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede distribuir en una red eléctrica.

[0003] Para orientar apropiadamente la góndola y las palas de rotor en relación con la dirección del viento, las turbinas eólicas típicamente incluyen uno o más rodamientos de orientación (“yaw”) y/o de pitch. Por tanto, se pueden usar rodamientos de orientación y/o de pitch para operar de forma segura la turbina eólica en diversas condiciones del viento y para extraer la máxima cantidad de potencia en condiciones de viento dadas. Los rodamientos de orientación y/o de pitch son típicamente rodamientos de giro (“slewing bearings”) que son rodamientos de elementos rodantes de rotación que típicamente soportan una carga pesada, pero de giro lento o de oscilación lenta. Como tales, los rodamientos de orientación permiten la rotación de la góndola y se montan entre la torre y la góndola, mientras que los rodamientos de pitch permiten la rotación de las palas de rotor y se montan entre el buje rotatorio y una de las palas de rotor. Los rodamientos de orientación y/o de pitch típicos incluyen una pista exterior e interior con una pluralidad de elementos rodantes (por ejemplo, rodamientos de bolas) configurados entre las pistas.

[0004] A medida que las turbinas eólicas continúan incrementando de tamaño, los rodamientos de giro deben incrementar de tamaño de forma similar debido a la carga incrementada. Además, para que los rodamientos de giro resistan dicha carga, deben incluir diversos componentes que puedan reaccionar adecuadamente a las cargas incrementadas. Por tanto, por ejemplo, los rodamientos convencionales típicamente incluyen espaciadores entre cada uno de los elementos rodantes para mantener una carga uniforme en todo el rodamiento.

[0005] Los rodamientos de pitch de turbina eólica están sujetos a una variedad de cargas combinadas y una variedad de perfiles de pitcheo. Esta característica operativa crea las condiciones para la fatiga del rodamiento y los daños por rozamiento, así como problemas de migración del complemento de la bola. Como las condiciones del viento en el campo son de naturaleza aleatoria, es cada vez más difícil predecir el movimiento exacto de los elementos rodantes, lo que daría una idea significativa de los diversos modos de daño de los rodamientos. Por ejemplo, en algunos rodamientos de pitch, el agrupamiento de los elementos rodantes del rodamiento puede añadir una carga o esfuerzo adicional a la jaula del rodamiento. Finalmente, la jaula se romperá en pedazos y ya no se podrá usar para separar los elementos rodantes y mantener su espacio constante. Además de esto, estos pedazos de jaula rota se pueden alejar además de la pista de rodadura e incluso salir fuera de las pistas de rodamiento.

[0006] El procedimiento de inspección y reparación del rodamiento de pitch puede ser muy complejo y puede tardar una cantidad de tiempo prolongada en completarse si no se programa a tiempo. Además, dichos rodamientos típicamente son muy costosos y pueden ser difíciles de acceder y reemplazar. Por tanto, el fallo de dichos rodamientos puede dar como resultado un procedimiento de reparación largo y costoso. Si está disponible una tecnología de monitorización que pueda dar una advertencia temprana sobre la condición del rodamiento, el procedimiento de reparación y mantenimiento se puede mejorar en gran medida y se pueden minimizar el tiempo de inactividad y las pérdidas relacionadas.

[0007] El documento CN 107448 362 A describe un sistema y procedimiento para monitorizar la condición de un rodamiento de giro. El documento DE 102008046357 A1 describe un conjunto de sensor para monitorizar el desgaste de un rodamiento. El documento WO 2017/137050 A1 se refiere a un control de rodamientos de pitch de turbina eólica.

[0008] En consecuencia, los sistemas y procedimientos mejorados para monitorizar los rodamientos de pitch de la turbina eólica serían bienvenidos en la técnica para proporcionar una advertencia temprana sobre la condición del rodamiento. Por tanto, el procedimiento de reparación y mantenimiento se podría mejorar en gran medida y se pueden minimizar el tiempo de inactividad y las pérdidas relacionadas.

[0009] Diversos aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden ser evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la puesta en práctica de la invención.

[0010] En un aspecto, la presente divulgación se dirige a un procedimiento para monitorizar un sistema de pitch de una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 1. El sistema de pitch tiene, al menos, un rodamiento de pitch. El procedimiento incluye monitorizar, por medio de uno o más primeros sensores, al menos una condición eléctrica del sistema de pitch. El procedimiento también incluye monitorizar, por medio de uno o más segundos sensores, al menos una condición mecánica del sistema de pitch. Además, el procedimiento incluye recibir, por medio de un controlador acoplado en comunicación a los uno o más primer y segundo sensores, señales de sensor que representan la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch. Por tanto, el procedimiento incluye determinar, por medio del controlador, una condición del rodamiento del rodamiento de pitch en base a la al menos una condición eléctrica y a la al menos una condición mecánica del sistema de pitch.

[0011] En otro aspecto, la presente divulgación se dirige a una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 8. La turbina eólica incluye una torre, una góndola montada encima de la torre y un rotor que tiene un rotor y un buje rotatorio montado en el mismo. El buje rotatorio tiene al menos una pala de rotor montada en el mismo por medio de un sistema de pitch. El sistema de pitch incluye un rodamiento de pitch acoplado en comunicación a un controlador de pitch. El controlador de pitch incluye un sistema de monitorización para monitorizar el rodamiento de pitch. Más específicamente, el sistema de monitorización incluye al menos un primer sensor para monitorizar al menos una condición eléctrica del sistema de pitch, al menos un segundo sensor para monitorizar al menos una condición mecánica del sistema de pitch, y un controlador acoplado en comunicación a los primer y segundo sensores. Además, el controlador está configurado para recibir señales de sensor de los primer y segundo sensores y determinar una condición del rodamiento del rodamiento de pitch en base a la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y a la(s) condición/condiciones mecánica(s) del sistema de pitch.

[0012] Se debe entender que el sistema de monitorización puede incluir además una cualquiera de la combinación de las característics y/o modos de realización como se describe en el presente documento.

[0013] Diversas características, aspectos y ventajas de la presente invención se admitirán y describirán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de la presente memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.

[0014] En los dibujos:

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

la FIG. 2 ilustra una vista interna en perspectiva de un modo de realización de una góndola de la turbina eólica mostrada en la FIG. 1;

la FIG. 3 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una de las palas de rotor de la turbina eólica mostrada en la FIG. 1;

la FIG. 4 ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de un sistema de pitch de tres ejes de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 5 ilustra un gráfico de un modo de realización del ángulo de pitch (eje y) frente al tiempo (eje x) para el desplazamiento de CC, pitcheo 1P y pitcheo 2P para tres palas de rotor durante la operación de pitcheo de pitch individual de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 6 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de un rodamiento de pitch de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 7 ilustra una vista en corte parcial de un modo de realización de un rodamiento de pitch de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 8 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema de pitch que tiene un sistema de monitorización de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 9 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un controlador de un conjunto de rodamiento de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 10 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para monitorizar un sistema de pitch de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación; y

la FIG. 11 ilustra un modo de realización de una curva de tendencia de firma (“signature”) para un defecto de rodamiento de pitch de acuerdo con la presente divulgación.

[0015] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, ilustrándose uno o más de sus ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no limitación de la invención. De hecho, resultará evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la invención.

[0016] En general, la presente divulgación se dirige a un sistema y procedimiento para monitorizar las condiciones de buen estado del rodamiento de pitch usando un análisis de firma de sistema de pitch con ambas firmas eléctricas (por ejemplo, corriente de motor de pitch, voltaje, par de torsión, ángulo de pitch esperado del modelo de perfilador de pitch o una o más señales de control de pitch) y firmas mecánicas (por ejemplo, ángulo de pitcheo de pala, velocidad de pitcheo de pala y velocidad de giro de rotor de pitch) para incrementar la detectabilidad del deterioro del rodamiento de pitch en una fase temprana. La relación cuantitativa entre las firmas mecánicas y eléctricas se deriva a partir de un modelo de controlador de sistema de pitch de tres ejes físico. Además, la presente divulgación usa dos conjuntos de indicadores de fallo (IF) (es decir, una fusión de un IF en desequilibrio de eje y un IF PROM. de eje) para las firmas mecánicas y eléctricas seleccionadas, para incrementar la probabilidad de detección de fallos. Estos indicadores de fallo se proponen en base al análisis de las curvas de tendencia de firma para defectos de sistema de pitch. La presente divulgación también se puede usar para identificar qué eje falla para una turbina detectada. Esta solución da al operario la oportunidad de planificar el procedimiento de reparación antes de que la turbina falle para evitar el tiempo de inactividad y las pérdidas económicas innecesarias. Al implementar el análisis de indicadores de fallo (IF), la tasa de detección de fallos se puede incrementar significativamente en comparación con el análisis de firma eléctrica puro.

[0017] En un modo de realización, la presente invención compara datos operativos de todos los ejes de pala de rotor. En otro modo de realización, la presente invención realiza el análisis en un único eje. El PFA y PAA también se pueden aplicar a cada eje para la detección de fallos. En este caso, la tendencia del valor medio de PFA y/o PAA para cada eje se puede usar como un indicador directo de la gravedad de fallo de rodamiento de pitch.

[0018] La presente invención se describe en el presente documento en lo que se puede referir a rodamientos de turbina eólica, incluyendo, al menos, rodamientos de orientación, rodamientos de pitch y/o similares. Se debe apreciar, sin embargo, que los sistemas y procedimientos de acuerdo con los principios de la invención no se limitan al uso con una turbina eólica, sino que son aplicables a cualquier aplicación de rodamiento adecuada. Por ejemplo, se debe entender que los sistemas y procedimientos como se describe en el presente documento están configurados para ajustarse dentro de rodamientos de giro convencionales y/o rodamientos de giro modificados conocidos en la técnica y desarrollados posteriormente y no están limitados a una configuración de rodamiento de giro específica.

[0019] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista lateral de un modo de realización de una turbina eólica 10. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye, en general, una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14 (por ejemplo, el suelo, una plataforma de hormigón o cualquier otra superficie de soporte adecuada). Como tal, se debe entender que la turbina eólica 10 descrita en el presente documento puede ser una turbina eólica terrestre o marina. Además, la turbina eólica 10 también puede incluir una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje 20 rotatorio y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera desde el buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 19 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 se puede espaciar alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 19 para posibilitar que la energía cinética se transfiera, a partir del viento, en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 25 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0020] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, el generador 25 se puede disponer dentro de la góndola 16 y soportar encima de una bancada 36. En general, el generador 25 se puede acoplar al rotor 18 para producir potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 puede incluir un eje de rotor 26 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 26, a su vez, se puede acoplar de forma rotatoria a un eje de generador 28 del generador 25 a través de una multiplicadora 30. Como se entiende, en general, el eje de rotor 26 puede proporcionar una entrada de baja velocidad y alto par de torsión a la multiplicadora 30 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 22 y del buje 20. Entonces, la multiplicadora 30 se puede configurar para convertir la entrada de baja velocidad y alto par de torsión en una salida de alta velocidad y bajo par de torsión para accionar el eje de generador 28 y, por tanto, el generador 25.

[0021] La turbina eólica 10 también puede incluir un controlador de turbina 32 centralizado dentro de la góndola 16. Además, como se muestra, el controlador de turbina 32 está alojado dentro de un armario de control 34. Además, el controlador de turbina 32 se puede acoplar en comunicación a cualquier número de componentes de la turbina eólica 10 para controlar la operación de dichos componentes y/o implementar diversas acciones de corrección como se describe en el presente documento.

[0022] En referencia a las FIGS. 2 y 4, un sistema de pitch 70 típico tiene tres unidades de eje accionadas por un mecanismo de accionamiento de pitch 38 configurado para rotar cada pala de rotor 22 sobre su respectivo eje de pitch 40 por medio de un rodamiento de pitch 42, permitiendo, de este modo, ajustar la orientación de cada pala 22 en relación con la dirección del viento. Cada mecanismo de accionamiento de pitch 38 incluye un motor de pitch 58 y se regula por su propio controlador de eje 74 para que las palas de rotor 22 puedan pitchear individualmente en operación normal. Se debe entender que el motor de pitch 58 puede ser un motor de corriente continua (CC) o un motor de corriente alterna (CA). Por tanto, cuando la correspondiente potencia generada por el viento está por encima de un umbral, se aplica un control de pitcheo de pitch individual para reducir la tensión en las palas de rotor 22 y la torre 12 durante la operación. Para una turbina eólica en operación de control de pitcheo de pitch individual, como se muestra en la FIG. 5, cada eje 40 se consigna en diferentes ángulos de pitch en diferentes posiciones del rotor durante la operación de pitcheo de pitch individual, incluyendo consignas de pitcheo 1P, pitcheo 2P y desplazamiento de CC, así como algunos otros términos de desplazamiento comunes. El pitcheo 1P indica que las palas de rotor 22 pitchean una vez por revolución, mientras que el pitcheo 2P indica que las palas de rotor 22 pitchean dos veces por revolución. Los valores de consigna se actualizan en línea según la medición en tiempo real de las sondas de proximidad instaladas en la turbina eólica 10. En determinados modos de realización, aunque cada pala de rotor 22 se pitchea individualmente con diferentes consignas de carga, sus componentes de consigna de C^a(por ejemplo, las consignas 1P y 2P) todavía están equilibradas, con la misma magnitud de CA, pero desviadas 120 grados.

[0023] De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación 44 acoplados en comunicación al controlador de turbina 32, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 44 para cambiar el ángulo de la góndola 16 en relación con el viento (por ejemplo, engranándose con un rodamiento de orientación 46 de la turbina eólica 10).

[0024] En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra una vista en perspectiva de una de las palas de rotor 22 mostradas en las FIGS. 1 y 2 de acuerdo con aspectos de la presente materia. Como se muestra, la pala de rotor 22 incluye una raíz de pala 23 configurada para montar la pala de rotor 22 en el buje 20 y una punta de pala 23 dispuesta opuesta a la raíz de pala 23. Un cuerpo 27 de la pala de rotor 22 se puede extender longitudinalmente entre la raíz de pala 23 y la punta de pala 24 y, en general, puede servir de concha exterior de la pala de rotor 22. Como se entiende, en general, el cuerpo 27 puede definir un perfil aerodinámico (por ejemplo, definiendo una sección transversal en conformación de perfil alar, tal como una sección transversal en conformación de perfil alar simétrica o combada) para posibilitar que la pala de rotor 22 capture energía cinética del viento usando principios aerodinámicos conocidos. Por tanto, el cuerpo 27 puede incluir, en general, un lado de presión 29 y un lado de succión 31 que se extienden entre un borde de ataque 33 y un borde de salida 35. Adicionalmente, la pala de rotor 22 puede tener una envergadura 37 que define la longitud total del cuerpo 27 entre la raíz de pala 23 y la punta de pala 24 y una cuerda 39 que define la longitud total del cuerpo 27 entre el borde de ataque 33 y el borde de salida 35. Como se entiende, en general, la cuerda 39 puede variar en longitud con respecto a la envergadura 37 a medida que el cuerpo 27 se extiende desde la raíz de pala 23 hasta la punta de pala 24.

[0025] Además, como se muestra, la pala de rotor 22 también puede incluir una pluralidad de pernos en T o conjuntos de fijación de raíz 41 para acoplar la raíz de pala 23 al buje 20 de la turbina eólica 10. En general, cada conjunto de fijación de raíz 41 puede incluir una tuerca anclada semicilíndrica 43 montada dentro de una parte de la raíz de pala 23 y un perno de raíz 45 acoplado a y que se extiende desde la tuerca anclada semicilíndrica 43 para sobresalir hacia afuera desde un extremo de raíz 47 de la raíz de pala 23. Al sobresalir hacia afuera desde el extremo de raíz 47, los pernos de raíz 45 se pueden usar, en general, para acoplar la raíz de pala 23 al buje 20 (por ejemplo, por medio de uno de los rodamientos de pitch 42).

[0026] Una turbina eólica en buen estado tiene un sistema de pitch 70 de tres ejes en equilibrio. Además, la cantidad de excitación requerida para pitchear cada ángulo de pala de rotor 22 es aproximadamente la misma. Para una turbina eólica con fallos de rodamiento de pitch, el motor de pitch para un eje de pala dañado requiere una cantidad adicional de excitación para regular su propia pala en la posición consignada en comparación con otros ejes en buen estado. En base a estas suposiciones, la presente divulgación se dirige a un sistema de diagnóstico de fallos de rodamiento de pitch con un indicador de fallo a nivel de sistema combinado. El indicador de fallo a nivel de sistema combinado se compone de al menos dos indicadores de fallo (IF), que se analizan a continuación en el presente documento.

[0027] Además, las FIGS. 6-8 ilustran un modo de realización de un conjunto de rodamiento 50 de acuerdo con la presente divulgación. Más específicamente, como se muestra, el conjunto de rodamiento 50 incluye un rodamiento de pitch 42. Como se muestra, el rodamiento de pitch 42 tiene una pista exterior 52, una pista interior 54 de rodamiento y una pluralidad de elementos rodantes 56 dispuestos entre las pistas 52, 54. Como se entiende, en general, la pista exterior 52 se puede configurar, en general, para montarse en una brida (“flange”) de buje del buje 20 usando una pluralidad de pernos de buje y/u otros mecanismos de sujeción adecuados. De forma similar, la pista interior 54 se puede configurar para montarse en la raíz de pala 23 usando los pernos de raíz 45 de los conjuntos de fijación de raíz 41.

[0028] Además, los elementos rodantes 56 como se describen en el presente documento pueden incluir uno cualquiera de o combinación de los siguientes: una o más bolas, esferas, rodillos, rodillos cónicos, rodillos en forma de barril, elementos cilíndricos o cualquier otro elemento rodante adecuado. Además, se puede emplear cualquier número adecuado de elementos rodantes 56. Además, los elementos rodantes 56 se pueden disponer en cualquier configuración adecuada. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 6, se emplean dos filas de elementos rodantes 56, en las que cada uno de los elementos rodantes 56 está espaciado circunferencialmente entre las pistas exterior e interior 52, 54. Todavía en otros modos de realización, se puede utilizar una única fila o múltiples filas espaciadas axialmente de elementos rodantes 56 en el conjunto de rodamiento 50 para proporcionar resistencia adicional. Por ejemplo, en diversos modos de realización, se pueden emplear tres o más filas de elementos rodantes 56.

[0029] En referencia, en particular, a las FIGS. 7 y 8, los elementos rodantes 56 están configurados para recibirse dentro de pistas de rodadura separadas definidas entre las pistas interior y exterior 52, 54. Específicamente, se define una primera pista de rodadura 66 entre las pistas interior y exterior 52, 54 para recibir una primera fila de elementos rodantes 56 y una segunda pista de rodadura 68 se define entre las pistas de rodadura interior y exterior 52, 54 para recibir la segunda fila de elementos rodantes 56. Por tanto, como se muestra en las FIGS. 6, 7 y 8, la pista exterior 52 del rodamiento de pitch 42 también puede incluir al menos un tapón de bola 48 para permitir que los elementos rodantes 56 se coloquen entre las pistas exterior e interior 52, 54 y en las pistas de rodadura 66, 68. Por ejemplo, como se muestra en las FIGS. 6 y 8, la pista exterior 52 incluye dos tapones de bola 48 (es decir, uno para cada fila de elementos rodantes 56). Como tal(es), el/los tapón/tapones de bola 48 se pueden retirar y los elementos rodantes 56 se pueden insertar a través de la pista exterior 52 en una de las pistas de rodadura 66, 68. En dichos modos de realización, cada pista de rodadura 66, 68 se puede definir por paredes separadas de las pistas exterior e interior 52, 54. Por ejemplo, como se muestra, la primera pista de rodadura 66 se define por una primera pared de pista de rodadura exterior de la pista exterior 52 y una primera pared de pista de rodadura interior de la pista interior 54. De forma similar, la segunda pista de rodadura 68 se define por una segunda pared de pista de rodadura exterior de la pista exterior 54 y una segunda pared de pista de rodadura interior de la pista interior 54.

[0030] Como tal, la pista interior 54 se puede configurar para que rote en relación con la pista exterior 52 (por medio de los elementos rodantes 56) para permitir que se ajuste el ángulo de pitch de cada pala de rotor 22. Como se menciona, la rotación relativa de las pistas exterior e interior 52, 54 se puede lograr usando el mecanismo de ajuste de pitch 38 montado dentro de una parte del buje 20. En general, el mecanismo de ajuste de pitch 38 puede incluir cualquier componente adecuado y puede tener cualquier configuración adecuada que permita que el mecanismo 38 funcione como se describe en el presente documento. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, el mecanismo de ajuste de pitch 38 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 58 (por ejemplo, un motor eléctrico), una caja de engranajes de accionamiento de pitch 60 y un piñón de accionamiento de pitch 62. En un modo de realización de este tipo, el motor de accionamiento de pitch 58 se puede acoplar a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 60 de modo que el motor 58 confiera fuerza mecánica a la caja de engranajes 60. De forma similar, la caja de engranajes 60 se puede acoplar al piñón de accionamiento de pitch 62 para su rotación con el mismo. El piñón 62, a su vez, se puede engranar de forma rotatoria con la pista interior 54. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 6, se puede formar una pluralidad de dientes de engranaje 64 a lo largo de la circunferencia interior de la pista interior 54, estando configurados los dientes de engranaje 64 para engranarse con los correspondientes dientes de engranaje formados en el piñón 62. Por tanto, debido al engranaje de los dientes de engranaje 64, la rotación del piñón de accionamiento de pitch 62 da como resultado la rotación de la pista interior 54 en relación con la pista exterior 52 y, por tanto, la rotación de la pala de rotor 22 en relación con el buje 20.

[0031] En referencia ahora a las FIGS. 8 y 9, se ilustran diversos componentes de un sistema de pitch 70 que incluye un sistema de monitorización 72 de acuerdo con la presente divulgación. Más específicamente, como se muestra, el sistema de pitch 70 incluye el rodamiento de pitch 42, el mecanismo de accionamiento de pitch 38, los primer y segundo sensores 76, 78 y un controlador de pitch 74 acoplado en comunicación al/a los primer y segundo sensor(es) 76, 78. Más específicamente, el/los primer(os) sensor(es) 76 se puede(n) configurar para monitorizar o medir una o más condiciones eléctricas del sistema de pitch 70, incluyendo, pero sin limitarse a, corriente de motor de pitch, voltaje de motor de pitch, par de torsión, una o más señales de control de pitch, o cualquier otra condición eléctrica. En otro modo de realización, el/los segundo(os) sensor(es) 78 se puede(n) configurar para monitorizar o medir la(s) condición/condiciones mecánica(s), que pueden incluir ángulo de pitch, velocidad de pitcheo, velocidad de giro de rotor de pitch o cualquier otra condición mecánica del sistema de pitch 70. Por tanto, el controlador 74 está configurado para recibir señales de sensor del/de los primer y segundo sensor(es) 76, 78 y determinar una condición del rodamiento del rodamiento de pitch 42 en base a la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y a la(s) condición/condiciones mecánica(s) del sistema de pitch 70.

[0032] Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 9, el controlador 74 puede incluir uno o más procesadores 82 y dispositivos de memoria asociados 84 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 74 también puede incluir un módulo de comunicaciones 86 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 74 y el/los primer y segundo sensor(es) 76, 78. Además, el módulo de comunicaciones 86 puede incluir una interfaz de sensor 88 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde el/los primer y segundo sensor(es) 76, 78 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 82. Se debe apreciar que el/los primer y segundo sensor(es) 76, 78 se pueden acoplar en comunicación al módulo de comunicaciones 86 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 9, el/los primer y segundo sensor(es) 76, 78 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 88 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, el/los primer y segundo sensor(es) 76, 78 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 88 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica. Como tal(es), el/los procesador(es) 82 se puede(n) configurar para recibir una o más señales del/de los primer y segundo sensor(es) 76, 78. Además, el controlador 74 y el/los primer y segundo sensor(es) 76, 78 también pueden ser un producto empaquetado integrado, donde uno o más de los productos empaquetados integrados se pueden utilizar en el conjunto de rodamiento 50.

[0033] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como que se incluyen en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de aplicación y otros circuitos programables. El/los procesador(es) 82 también se pueden configurar para calcular algoritmos de control avanzados y comunicarse con una variedad de protocolos basados en serie o Ethernet (Modbus, OPC, CAN, etc.) así como señales analógicas o digitales clásicas. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 84 puede(n) comprender, en general, elemento(s) de memoria que incluyen, pero sin limitarse a, un medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), un medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disquete, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 84 se puede(n) configurar, en general, para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 82, configuran el controlador 74 para realizar las diversas funciones como se describe en el presente documento.

[0034] En modos de realización adicionales, el/los primer y segundo sensor(es) 76, 78 descrito(s) en el presente documento puede(n) incluir uno cualquiera de o combinación de los siguientes sensores: sensor de proximidad, un sensor inductivo, una unidad de medición inercial en miniatura (MIMU), un sensor de presión o carga, un acelerómetro, un sensor de distancia y detección por sonido (SODAR), un sensor de distancia y detección por luz (LIDAR), un sensor óptico o similar.

[0035] En referencia ahora a la FIG. 10, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 100 para monitorizar un sistema de pitch, por ejemplo, tal como el sistema de pitch 70 de la FIG. 7, de una turbina eólica 10. Como se muestra en 102, el procedimiento 100 incluye monitorizar, por medio de uno o más primeros sensores 76, al menos una condición eléctrica del sistema de pitch 70. Como se muestra en 104, el procedimiento 100 incluye monitorizar, por medio de uno o más segundos sensores 76, al menos una condición mecánica del sistema de pitch 70. Como se muestra en 106, el procedimiento 100 incluye recibir, por medio del controlador de pitch 74, señales de sensor que representan la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y la(s) condición/condiciones mecánica(s) del sistema de pitch 70. Como se muestra en 108, el procedimiento 100 incluye determinar, por medio del controlador 74, una condición del rodamiento del rodamiento de pitch 42 en base a la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y a la(s) condición/condiciones mecánica(s) del sistema de pitch 70. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 74 puede determinar la condición del rodamiento del rodamiento de pitch 42 en base a la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y a la(s) condición/condiciones mecánica(s) del sistema de pitch 70 derivando una relación cuantitativa entre la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y la(s) condición/condiciones mecánica(s) del sistema de pitch 70. Más específicamente, en dichos modos de realización, el controlador 74 puede derivar la relación cuantitativa entre la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y la(s) condición/condiciones mecánica(s) a partir de un modelo de controlador de pitch de tres ejes físico. En otros modos de realización, el procedimiento 100 también puede incluir monitorizar al menos una condición del viento (por ejemplo, velocidad del viento) de la turbina eólica 10. En dichos modos de realización, el procedimiento 100 puede incluir determinar la condición del rodamiento del rodamiento de pitch 42 en base a la(s) condición/condiciones eléctrica(s), a la(s) condición/condiciones mecánica(s) y a la velocidad del viento.

[0036] En otros modos de realización, el controlador 74 puede determinar uno o más indicadores de fallo (IF) para la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y la(s) condición/condiciones mecánica(s) del sistema de pitch 70. A continuación, dichos indicadores de fallo se pueden trazar a lo largo del tiempo. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 11, se ilustra un gráfico de un modo de realización de la curva de tendencia para un indicador de fallo de defecto de rodamiento de pitch, que ilustra, en particular, un fallo que se incrementa en gravedad a lo largo del tiempo. Por tanto, en determinados modos de realización, el controlador 74 puede analizar las curvas de tendencia de firma de defectos del sistema de pitch, que se pueden usar para describir el ciclo de vida del rodamiento de pitch 42. Por tanto, en dichos modos de realización, el controlador 74 puede determinar el/los indicador(es) de fallo para la(s) condición/condiciones eléctrica(s) y la(s) condición/condiciones mecánica(s) del sistema de pitch 70 en base al análisis. Más específicamente, en un modo de realización, el/los indicador(es) de fallo pueden incluir un indicador de fallo en desequilibrio de eje o un indicador de fallo PROM. de eje. Los indicadores de fallo en desequilibrio de eje proporcionan una representación de la característica en desequilibrio del sistema de pitch 70 o un índice de gravedad para las características en desequilibrio/asimetría del sistema, mientras que los indicadores de fallo PROM. de eje representan el nivel de excitación promedio para el sistema de pitch 70 de tres ejes.

[0037] Además, como se muestra, si el rodamiento de pitch 42 está en una condición de buen estado (por ejemplo, fase 'juvenil' en la FIG. 11), los motores de pitch 58 estarán en funcionamiento de manera sustancialmente equilibrada, pero desviados 120 grados. Por lo tanto, el 'IF en desequilibrio de eje' del sistema 70 formado por los tres ejes es insignificantemente pequeño, y el 'IF PROM. de eje' también se mantiene en un valor razonable y pequeño. De forma alternativa, si el defecto de rodamiento de pitch 42 comienza a desarrollarse para un eje (por ejemplo, fase de 'defecto de 1 eje' en la FIG. 11), la excitación del motor que acciona el rodamiento defectuoso se incrementará; por lo tanto, la asimetría entre los motores de pitch, 'IF en desequilibrio de eje', se incrementará significativamente. Además de esto, la excitación promedio para el sistema de tres ejes, 'IF PROM. de eje', también aumenta. Si dos o tres rodamientos de pitch 42 comienzan a fallar (por ejemplo, fase de '>defecto de 1 eje', 'defecto de 3 ejes', 'defecto de 3 ejes' (1 extremadamente malo)' en la FIG. 11), la característica en asimetría del sistema de pitch 70, 'IF en desequilibrio de eje' se puede mitigar en comparación con la fase previa; sin embargo, 'IF PROM. de eje' se incrementará muy rápido.

[0038] Si tanto los IF 'en desequilibrio de eje' como 'PROM. de eje' tienen números pequeños, el sistema de pitch 70 está relativamente en buen estado. Si al menos un IF tiene un valor alto, la turbina eólica 70 se puede marcar como dañada. Cuanto mayor sea el 'IF en desequilibrio de eje' o 'IF PROM. de eje', mayor será la probabilidad de un rodamiento de pitch dañado. Prácticamente, si al menos un IF varía de la referencia o del sistema de pitch eólico en buen estado en un umbral predeterminado o una cantidad calculada en línea, se puede enviar una alarma.

[0039] En base a la explicación anterior sobre cómo usar el IF combinado para detectar fallos de rodamiento de pitch, se pueden usar diversas soluciones de programa informático para la validación, a saber, análisis de componentes simétricas de pitch (PSA), análisis de CA fundamental de pitch (PFA) y/o análisis basado en el ángulo de pitch (PAA). En cada solución, el 'IF en desequilibrio de eje' y el 'IF PROM. de eje' se cuantifican por las firmas mecánicas y/o eléctricas relacionadas, respectivamente. PSA significa que las componentes de secuencia para el sistema de pitch 70 se usan como el índice de gravedad de fallo combinado. Más precisamente, la componente de secuencia negativa del sistema de la corriente de la armadura del motor normalizada por la velocidad de pitch se usa como 'IF en desequilibrio de eje', y la componente de secuencia positiva de la misma cantidad se usa como 'IF PROM. de eje'. En el PFA, el 'IF en desequilibrio de eje' se calcula a partir de la desviación estándar de la componente de CA fundamental normalizada por la velocidad de pitch de cada corriente de motor de pitch para representar la condición en asimetría/desequilibrio del sistema de pitch, mientras que el 'IF PROM. de eje' se calcula a partir del valor medio de tres ejes de las mismas cantidades de onda de corriente de pitch normalizada. El PAA requiere un modelo de perfilador de pitch en el controlador de turbina para proporcionar cantidades de ángulo de pitch esperado, así como la medición de ángulo de pitch directa. La diferencia entre las cantidades de ángulo medido y esperado para cada pala se usa como las firmas mecánicas. Al igual que el PFA, la desviación estándar de 3 ejes y la media del 'delta del ángulo de pitch' se usan como 'IF en desequilibrio de eje' e 'IF PROM. de eje', respectivamente.

[0040] Para el PSA, la detección de defectos de rodamiento de pitch se basa en el análisis de componentes simétricas. El análisis de componentes simétricas se usa normalmente para el análisis de sistemas de CA multifásicos. Los motores de pitch son motores de CC monofásicos, por lo que el análisis de componentes simétricas no se puede aplicar directamente a cada motor. Sin embargo, las ondas de CA para cada motor de pitch de CC se introducen de forma intencionada por la consigna de pitcheo 1P y la consigna de pitcheo 2P dadas durante la operación de pitcheo de pitch individual; un análisis de simulación del sistema de pitch y datos de campo muestra que las oscilaciones de CA de los tres motores de pitch separados (uno para cada pala 22) forman conjuntamente un sistema que se puede considerar un sistema trifásico. Por lo tanto, el análisis de componentes simétricas se puede aplicar a los tres ejes del sistema de pitch para indicar el deterioro de los defectos de rodamiento de pitch.

[0041] El análisis de componentes simétricas se puede aplicar a las corrientes de motor y a la velocidad de pitch, o a los pares de torsión y a la velocidad de pitch. Normalmente, no hay disponible ninguna medición de par de torsión directa. La medición de las corrientes de motor normalmente es más fácil y tiene una mayor exactitud. Por tanto, en un modo de realización, el procedimiento propuesto se puede aplicar a las corrientes de motor y a la velocidad de pitcheo de pala. Además, si está disponible una medición de par de torsión, se puede usar en lugar de corrientes de motor. Las corrientes de motor se pueden medir a través de un sistema de adquisición de datos adicional o usando directamente el convertidor de motor de pitch.

[0042] Para realizar un análisis de componentes simétricas, el vector de corriente de pitch compleja y el vector de velocidad de pitch compleja se calculan como sigue:

donde

iarm,i ( t), iarmji ( t) e iarmjn ( t) son corrientes de la armadura en el dominio de tiempo de los tres motores de pitch; y

Wpitch, ( t), Wpttchj ( t) y Wpitchjii ( t) son las velocidades de pitcheo de pala en el dominio de tiempo para las tres palas.

[0043] Los vectores de velocidad de pitch y corriente de pitch complejos calculados se transfieren del dominio de tiempo al dominio de frecuencia, por ejemplo, aplicando una transformada rápida de Fourier (FFT) o una estimación de densidad espectral, o un algoritmo en tiempo real.

[0044] La componente de secuencia positiva de CA de la corriente de pitch compleja iarm.ip se puede determinar como el intervalo de clase (“bin”) de la transformada discreta de Fourier (DFT) máxima cerca de la velocidad de giro de pitch (velocidad de rotor de sistema de pitch) Wrotor en el espectro de frecuencias. La componente de secuencia negativa del vector de corriente de pitch iarm,1n también se puede encontrar como el intervalo de clase de la DFT máxima alrededor del negativo de la componente de frecuencia fundamental de CA -Wrotor. Las componentes de secuencia positiva y negativa de la velocidad de pitch, Wpitch,1p y Wpitch,1n, se pueden determinar de forma similar.

[0045] Para un sistema de pitch bien regulado por control de pitcheo de pitch individual, tres ángulos de pala de pitch están en funcionamiento de manera sustancialmente equilibrada (es decir, la misma magnitud de pitcheo de CA, pero desviación de fase de 120 grados), independientemente de si el sistema está defectuoso o no; por lo tanto, Wpitch,1n ~ 0. El modelo de componentes simétricas para el sistema de pitch multieje se puede simplificar como se muestra en la ecuación (3).

donde, Zpp ( Znn) es similar al concepto de impedancia de secuencia positiva (negativa) de una red de secuencia de circuito eléctrico en desequilibrio y representa la cantidad de corriente de secuencia positiva (negativa);

iarm,1p ( iarm,1n ) son las componentes de corriente de motor de secuencia positiva y negativa;

Wpitch, ¹p(Wpitch, ¹n) son las componentes de velocidad de pitch de secuencia positiva y negativa; y

Zpn ( Znp) es similar a la impedancia de transferencia para la misma red de secuencia de circuito eléctrico RLC.

[0046] Idealmente, si el sistema de pitch 70 y todos los canales de medición son perfectamente simétricos, las impedancias de transferencia serán cero. La impedancia de transferencia nunca es exactamente cero y está relacionada con el desequilibrio inherente de los canales de medición, la asimetría intrínseca del sistema de pitch 70 y la condición del viento estocástica. Si el sistema de pitch 70 tiene al menos un rodamiento de pitch dañado, la impedancia de transferencia aumenta significativamente y se puede usar como un índice directo del nivel de desequilibrio del sistema.

[0047] Con el control de pitcheo de pitch individual aplicado, se puede observar, a partir del modelo simplificado en la ecuación (3), que Zpp y Zpn, la magnitud de las componentes de secuencia positiva y negativa del vector de corriente de la armadura del motor de pitch que se normaliza por Wpttch, ¹p, se puede usar directamente como un conjunto de indicadores de fallo (IF) combinados para indexar las características en 'desequilibrio' y 'PROM. creciente' de los sistemas de pitch multieje, como se muestra en las ecuaciones (4) y (5).

IF de secuencia negativa:

IF de secuencia positiva:

[0048] El PFA también se puede aplicar a la corriente de motor y a la velocidad de pitch, o al par de torsión y a la velocidad de pitch. Además, el PFA se basa en el análisis espectral para ejes individuales en estado estacionario, en lugar de todo el sistema de tres ejes en el PSA. En el estado estacionario de control de pitcheo de pitch individual, existe una cantidad notable de oscilación de CA en la corriente de la armadura del motor, así como las correspondientes formas de onda de ángulo y velocidad de pitch. Las ondas de CA dominantes son aquellas directamente relacionadas con la consigna de pitcheo 1P y 2P. Por simplicidad, el ejemplo ilustrado se centrará solo en la componente de velocidad fundamental y un primer eje. Para el primer eje, la magnitud de la onda de corriente CA fundamental se determina observando el intervalo de clase de la DFT máxima cerca de la velocidad de giro de rotor Wrotor, y se indica como iarmj,cA1 ; la onda de velocidad fundamental se determina de forma similar a Wptch,i,cA1. En estado estacionario, se mantiene la magnitud de onda de corriente y velocidad iarm,i,cA1 y Wpttch, ⁱ,^ca 1.

[0049] La magnitud de la función de transferencia entre iarmj,cA1 y Wptch,i,cA1 (la onda de corriente fundamental normalizada por la velocidad), Z ⁱ representa la cantidad de excitación de corriente requerida para pitchear la pala en una unidad. De forma similar, la onda de corriente fundamental normalizada por la velocidad para las palas de rotor 2 y 3 se calcula y representa por Z ⁱⁱ y Z ⁱⁱⁱ . Dadas las cantidades anteriores, 'IF PROM. de eje', o la excitación promedio para el sistema multieje, se calcula tomando la media de Z ⁱ , Z ⁱⁱ , y Z ⁱⁱⁱ; e 'IF en desequilibrio de eje', a saber, el índice en asimetría del sistema de pitch,está representado por la desviación estándar de Z ⁱ , Z ⁱⁱ y Z ⁱⁱⁱ .

[0050] Cabe señalar que, como el PSA, la desviación estándar y la media de las ondas de corriente de motor de pitch fundamental por sí solas no son lo suficientemente exactas para actuar como los dos índices de gravedad del sistema.

[0051] Esto se debe a que la magnitud de la velocidad de pitcheo de pala consignada, determinada por las cargas consignadas, varía de una turbina a otra. Una alta media (desviación estándar) para las ondas de corriente se puede introducir puramente por una alta consigna de pitcheo 1P, en lugar de fallos de rodamiento de pitch. Por lo tanto, es necesario incluir tanto la corriente de motor de pitch como la velocidad de pitch para extraer el 'IF en desequilibrio de eje' y el 'IF PROM. de eje'.

[0052] El PAA difiere de las soluciones de PSA y PFA propuestas en la sección previa en que solo se requieren firmas de ángulo de pitch mecánicas y no se necesita ninguna medición directa del par de torsión o corriente de motor. Además de esto, el procedimiento requiere un modelo de perfilador de pitch para obtener una posición de pitch esperada para cada pala de rotor, en lugar de solo la medición directa del ángulo de pala.

[0053] Si los datos sin procesar se adquieren en estado estacionario, la diferencia de ángulo entre la medición esperada y directa de cada posición de pala (en grados) se calcula en cada punto de muestreo como Gpitch,i,dif. (t), 9pitch,ii,dif. (t), y Gpitch,iii,dif. (t). Para un sistema bien regulado, la diferencia de ángulo de pitch es insignificantemente pequeña. Si una pala tiene defectos de rodamiento, puesto que el modelo de perfilador de pitch tiene poco conocimiento sobre la condición del rodamiento de pitch en tiempo real, el ángulo de pala esperado no es tan exacto como el de las turbinas en buen estado, y la diferencia entre la posición esperada y la medición real en cada punto de muestreo aumentará significativamente. Para cuantificar el incremento de la diferencia de ángulo de pitch, se calcula la media cuadrática (RMS) de la diferencia de ángulo de pitch y se indica como Gptch,ⁱ,dff,^rms , Gptch,ⁱⁱ,dif.,^rms y Gpttch,ⁱⁱⁱ,dif.,^rms .

[0054] Se obtiene 'IF PROM. de eje', o la excitación promedio para el sistema multieje, tomando la media de los datos de RMS de la diferencia de ángulo, Gpttch,ⁱ,dif.,^rms , Gpttch,ⁱⁱ,dif,^rms , y Gptch,ⁱⁱⁱ,dif,,^rms; 'IF en desequilibrio de eje', es decir, el índice en asimetría del sistema de pitch, está representado por la desviación estándar del mismo conjunto de datos de RMS, Gptch,ⁱ,dif.,^rms , Gpttch,ⁱⁱ,dif.,^rms y Gpttch,ⁱⁱⁱ,dif.,^rms . De hecho, no solo la RMS, sino también las componentes de CC, CA fundamental y CA del segundo armónico de la diferencia de ángulo de pitch se han calculado para la validación de datos de campo.

[0055] En determinados modos de realización, las cantidades de IF derivadas también se pueden promediar para un periodo dado (por ejemplo, unas pocas semanas) o un número seleccionado de archivos (por ejemplo, 20 archivos), para obtener una flota de clasificación más sólida y fiable o una decisión sobre la condición del rodamiento de pitch.

[0056] Todas las soluciones de detección de fallos de rodamientos de pitch propuestas se basan en modelos físicos, que requieren el conocimiento de un modelo de motor de pitch de CC en estado estacionario general y un modelo de secuencia de sistema de CA multifásico general; aunque no se requieren parámetros del modelo. No solo indicará qué turbina eólica tiene un fallo de rodamiento de pitch, sino que también indica cuál de los tres ejes para esa turbina está defectuoso. Desde el punto de vista de complejidad de cálculo, se observa que el PAA se centra solo en el cálculo de la RMS en el dominio de tiempo, por lo que el requisito de cálculo para el PAA es mínimo; el PSA requiere el análisis de componentes simétricas y descomposición de frecuencia solo para la cantidad del sistema, por lo tanto, la complejidad de cálculo es un poco alta; el PFA requiere un análisis espectral para cada variable de eje, lo que significa que la complejidad de cálculo es la más alta entre los tres. Por otro lado, el PAA requiere el conocimiento del modelo de perfilador de pitch, que puede que no esté disponible para todas las turbinas eólicas. Si no está disponible, solo se pueden aplicar PSA y PFA para diagnosticar fallos de rodamiento de pitch.

[0057] En varios modos de realización, si la condición del rodamiento determinada indica que el rodamiento de pitch 42 está dañado, el procedimiento 100 puede incluir además identificar un eje del rodamiento de pitch 42 dañado. Por tanto, un operario puede planificar la reparación del rodamiento de pitch dañado antes de que la turbina eólica falle para evitar el tiempo de inactividad y las pérdidas de energía innecesarias. Por ejemplo, en un modo de realización, el procedimiento 100 puede incluir programar el mantenimiento en el rodamiento de pitch 42 dañado en un momento posterior, pero antes de que falle el rodamiento de pitch 42. Por tanto, en modos de realización particulares, mediante la combinación eléctrica y mecánica, la presente divulgación proporciona una exactitud de detección, tendencia y evaluación de la gravedad mejoradas del sistema de pitch 70 y pala de rotor 22 asociada.

[0058] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento (10) para monitorizar un sistema de pitch (70) de una turbina eólica (10), teniendo el sistema de pitch (70), al menos, un rodamiento de pitch (42), comprendiendo el procedimiento (10):

monitorizar (102), por medio de uno o más primeros sensores (76), al menos una condición eléctrica del sistema de pitch (70) que incluye un ángulo de pitch esperado de un modelo de perfilador de pitch; monitorizar (104), por medio de uno o más segundos sensores (78), al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) que incluye un ángulo de pitch medido; y,

recibir (106), por medio de un controlador (74) acoplado en comunicación a los uno o más primer y segundo sensores (76, 78), señales de sensor que representan la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70); y,

determinar (108), por medio del controlador (74), una condición del rodamiento del rodamiento de pitch (42) en base a la al menos una condición eléctrica y a la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70), incluyendo determinar uno o más indicadores de fallo para la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70), en el que el uno o más indicadores de fallo comprenden al menos uno de un indicador de fallo en desequilibrio de eje o un indicador de fallo PROM. de eje, incluyendo la determinación un análisis basado en el ángulo de pitch que incluye las etapas de: proporcionar el ángulo de pitch esperado del modelo de perfilador de pitch;

proporcionar el ángulo de pitch medido; y

determinar una diferencia entre el ángulo de pitch medido y el ángulo de pitch esperado.

2. El procedimiento (10) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además monitorizar la velocidad del viento de la turbina eólica (10) y determinar la condición del rodamiento del rodamiento de pitch (42) en base a la al menos una condición eléctrica, la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) y la velocidad del viento.

3. El procedimiento (10) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que determinar la condición del rodamiento del rodamiento de pitch (42) en base a la al menos una condición eléctrica y a la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) comprende además:

derivar una relación cuantitativa entre la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70).

4. El procedimiento (10) de la reivindicación 3, que comprende además derivar la relación cuantitativa entre la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) a partir de un modelo de controlador de pitch 74 de tres ejes físico.

5. El procedimiento (10) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que determinar los uno o más indicadores de fallo para la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) comprende además:

analizar una o más curvas de tendencia de firma para defectos de sistema de pitch (70); y determinar el uno o más indicadores de fallo para la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) en base al análisis.

6. El procedimiento (10) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que, si la condición del rodamiento indica que el rodamiento de pitch (42) está dañado, el procedimiento (10) comprende además identificar un eje del rodamiento de pitch (42).

7. El procedimiento (10) de la reivindicación 6, que comprende además programar el mantenimiento en el rodamiento de pitch (42) dañado en un momento posterior antes de que falle el rodamiento de pitch (42).

8. Una turbina eólica (10), que comprende:

una torre (12);

una góndola (16) montada encima de la torre (12);

un rotor (18) que comprende un rotor y un buje (20) rotatorio montado en el mismo, comprendiendo el buje (20) rotatorio al menos una pala de rotor (22) montada en el mismo por medio de un sistema de pitch (70), comprendiendo el sistema de pitch (70) un rodamiento de pitch (42) acoplado en comunicación a un controlador de pitch (74), comprendiendo el controlador de pitch (74) un sistema de monitorización para monitorizar el rodamiento de pitch (42), comprendiendo el sistema de monitorización:

al menos un primer sensor (76) para monitorizar al menos una condición eléctrica del sistema de pitch (70) que incluye un ángulo de pitch esperado de un modelo de perfilador de pitch;

al menos un segundo sensor para monitorizar al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) que incluye un ángulo de pitch medido; y,

un controlador (74) acoplado en comunicación al/a los al menos un primer y segundo sensores (76, 78), el controlador (74) configurado para realizar una o más operaciones, comprendiendo las una o más operaciones:

recibir señales de sensor desde al menos un primer y segundo sensores (76, 78); y determinar una condición del rodamiento del rodamiento de pitch (42) en base a la al menos una condición eléctrica y a la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70), incluyendo determinar uno o más indicadores de fallo para la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70), en la que el uno o más indicadores de fallo comprenden al menos uno de un indicador de fallo en desequilibrio de eje o un indicador de fallo PROM. de eje, incluyendo la determinación un análisis basado en el ángulo de pitch que incluye las etapas de: proporcionar el ángulo de pitch esperado del modelo de perfilador de pitch;

proporcionar el ángulo de pitch medido; y

9. La turbina eólica (10) de la reivindicación 8, en la que determinar la condición del rodamiento del rodamiento de pitch (42) en base a la al menos una condición eléctrica y a la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) comprende además:

derivar una relación cuantitativa entre la al menos una condición eléctrica y la al menos una condición mecánica del sistema de pitch (70) a partir de un modelo de controlador de pitch (74) de tres ejes físico.