ES2964288T3 - Sistema y procedimiento para reducir cargas durante un estado a ralentí o en parada de una turbina eólica con una pala de rotor atascada - Google Patents

Sistema y procedimiento para reducir cargas durante un estado a ralentí o en parada de una turbina eólica con una pala de rotor atascada Download PDF

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Philip James Verzella
Jignesh Govindlal Gandhi
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Abstract

Un método (100) para reducir cargas de una turbina eólica (10) incluye determinar un parámetro de velocidad de paso angular de la pala del rotor (22) de la turbina eólica (10). El método (100) también incluye determinar un estado operativo de la turbina eólica (10). Además, el método (100) incluye comparar el parámetro de velocidad de paso angular con un umbral de parámetro predeterminado durante el apagado de la turbina y/o un evento de paso ordenado. Si el estado operativo corresponde a un estado operativo predeterminado, el método (100) incluye girar una góndola (16) de la turbina eólica (10) lejos de una dirección del viento entrante cuando el parámetro de velocidad de paso angular está por debajo del umbral del parámetro predeterminado durante el parada de la turbina y/o el evento de cabeceo comandado. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y procedimiento para reducir cargas durante un estado a ralentí o en parada de una turbina eólica con una pala de rotor atascada
Campo
[0001]La presente divulgación se refiere, en general, a turbinas eólicas, y, más en particular, a sistemas y procedimientos para reducir cargas durante un estado a ralentí(“idling")o en parada(“parked")de una turbina eólica con una pala de rotor atascada orientando(“yawing")la turbina eólica fuera del viento.
Antecedentes
[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, una góndola, y un rotor que incluye 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 de suministro.
[0003]Durante la operación, la dirección del viento que propulsa la turbina eólica puede cambiar. La turbina eólica, por tanto, puede ajustar la góndola a través de, por ejemplo, un ajuste de orientación alrededor de un eje longitudinal de la torre para mantener la alineación con la dirección del viento. Además, cuando la turbina eólica está parada o a ralentí, las estrategias de control convencionales incluyen activamente realizar un seguimiento de la dirección del viento para proporcionar una mejor alineación con la dirección del viento para minimizar los retardos de arranque cuando la velocidad del viento se incrementa o disminuye de nuevo en el intervalo de operación. El documento US 2009/0081041 A1 se refiere a un procedimiento para controlar una central de energía eólica.
[0004]Sin embargo, en una situación donde la turbina eólica tiene fallo y una de las palas de rotor se atasca (a diferencia de la situación a ralentí normal) existen beneficios limitados a la realización de un seguimiento del viento, ya que se necesita reparación antes de reiniciar la turbina eólica. Además, en dichas situaciones, la turbina eólica experimenta cargas incrementadas debidas a la pala de rotor atascada, así como al desequilibrio del rotor.
[0005]En consecuencia, se desean sistemas y procedimientos mejorados para reducir cargas durante un estado a ralentí o en parada de una turbina eólica. En particular, la presente divulgación se dirige a sistemas y procedimientos que activamente orientan la góndola de la turbina eólica fuera del viento cuando la turbina eólica está a ralentí o parada y una de las palas de rotor está atascada para reducir cargas durante esta situación.
Breve descripción
[0006]Los 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 práctica de la invención.
[0007]En un aspecto, la presente divulgación se dirige a un procedimiento, en particular, un procedimiento informático, para reducir cargas de una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación independiente 1. Un procedimiento incluye determinar un parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor de la turbina eólica. La determinación del parámetro de velocidad depitchangular incluye monitorizar señales de sensor generadas por al menos un sensor asociado con la pala de rotor, en la que el al menos un sensor incluye un codificador y en la que las señales de sensor son pulsos; contar los pulsos monitorizados generados por el codificador, y determinar el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor en función de los pulsos contados. El procedimiento también incluye determinar un estado operativo de la turbina eólica. Además, el procedimiento incluye comparar el parámetro de velocidad depitchangular con un umbral de parámetro predeterminado durante el apagado (“shutdown”) de la turbina. Si el estado operativo corresponde a un estado operativo predeterminado, el procedimiento incluye orientar una góndola de la turbina eólica alejándola de una dirección del viento entrante cuando el parámetro de velocidad depitchangular está por debajo del umbral de parámetro predeterminado durante el apagado de la turbina.
[0008]En un modo de realización, el parámetro de velocidad depitchangular puede ser una velocidad depitchangular o derivados de la misma (tal como aceleración). Como tal, en modos de realización particulares, la etapa de determinar el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor de la turbina eólica puede incluir monitorizar señales de sensor generadas por al menos un sensor asociado con la pala de rotor y determinar el parámetro de velocidad depitchangular en base a las señales de sensor.
[0009]La etapa de determinar el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor de la turbina eólica puede incluir contar incrementalmente los pulsos monitorizados generados por el codificador y determinar la velocidad depitchangular en función de los pulsos contados. En otros modos de realización, el procedimiento puede incluir fácilmente determinar una derivada de velocidad depitchangular, por ejemplo, cuando se usan acelerómetros.
[0010]En otros modos de realización, la etapa de comparar el parámetro de velocidad depitchangular con el umbral de parámetro predeterminado puede incluir comparar los pulsos contados con un umbral de pulsos predeterminado. Como tal, el umbral de pulsos predeterminado representa una cantidad mínima de pulsos contados necesarios para que la pala de rotor se considere en rotación.
[0011]El estado operativo predeterminado de la turbina eólica comprende al menos uno de un estado a ralentí, un estado en parada o un estado de mantenimiento.
[0012]En modos de realización adicionales, el procedimiento puede incluir monitorizar continuamente la dirección del viento entrante y orientar la góndola en la dirección del viento entrante si el parámetro de velocidad depitchangular está por encima del umbral de parámetro predeterminado.
[0013]En modos de realización particulares, el procedimiento puede incluir además monitorizar una velocidad del viento en la turbina eólica y activamente orientar la góndola de la turbina eólica alejándola de la dirección del viento entrante solo si la velocidad del viento excede un umbral de velocidad del viento establecido.
[0014]Aún en otro modo de realización, el procedimiento puede incluir automáticamente orientar la góndola de la turbina eólica alejándola de la dirección del viento entrante. En modos de realización alternativos, el procedimiento puede incluir manualmente orientar la góndola de la turbina eólica alejándola de la dirección del viento entrante. En dichos modos de realización, cuando se opera en un modo manual, el procedimiento puede incluir orientar continuamente la góndola de la turbina eólica alejándola de la dirección del viento entrante.
[0015]En otro aspecto, la presente divulgación se dirige a un sistema para reducir cargas de una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación del sistema independiente. Un sistema incluye al menos un sensor configurado para monitorizar una pala de rotor de la turbina eólica y un controlador acoplado en comunicación con el/los sensor(es). El controlador incluye al menos un procesador configurado para realizar una o más operaciones, incluyendo, pero sin limitarse a, recibir señales de sensor del/de los sensor(es), determinar el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor en base a las señales de sensor durante un apagado de la turbina, determinar un estado operativo de la turbina eólica, comparar el parámetro de velocidad depitchangular con un umbral de parámetro predeterminado, y, si el estado operativo corresponde a un estado operativo predeterminado, orientar una góndola de la turbina eólica alejándola de una dirección del viento entrante durante tanto tiempo como el parámetro de velocidad depitchangular esté por debajo del umbral de parámetro predeterminado durante el apagado de la turbina. La determinación del parámetro de velocidad depitchangular incluye monitorizar señales de sensor generadas por el al menos un sensor, en la que las señales de sensor son pulsos; contar los pulsos monitorizados generados por el al menos un sensor, y determinar el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor en función de los pulsos contados. El estado operativo predeterminado de la turbina eólica incluye al menos uno de un estado a ralentí, un estado en parada o un estado de mantenimiento. Se debe entender que el sistema puede incluir además cualquiera de las características adicionales como se describe en el presente documento.
[0016]En un aspecto de ejemplo, la presente divulgación se dirige a un procedimiento para reducir cargas de una turbina eólica. El procedimiento incluye monitorizar, por medio de un codificador (o cualquier otro sensor de velocidad angular adecuado), pulsos u otras señales de velocidad de la pala de rotor de la turbina eólica. El procedimiento también incluye determinar una velocidad angular depitchen función de las señales de pulso. Además, el procedimiento incluye comparar la velocidad angular depitchcon un umbral de velocidad predeterminado. Si la velocidad angular depitchestá por debajo del umbral de velocidad predeterminado, el procedimiento incluye orientar una góndola de la turbina eólica alejándola de una dirección del viento entrante. También se debe entender que el procedimiento puede incluir además cualquiera de las características y/o etapas adicionales como se describe en el presente documento.
[0017]Estas y otras características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.
Breve descripción de los dibujos
[0018]En la memoria descriptiva se expone una divulgación completa y habilitante de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:
la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;
la FIG. 2 ilustra una vista interna en perspectiva de una góndola de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;
la FIG. 3 ilustra una diagrama esquemático de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir en un controlador de turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para reducir cargas de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación; y
la FIG. 5 ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de un procedimiento para reducir cargas de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.
Descripción detallada
[0019]Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, ilustrándose uno o más de sus ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de 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. Por ejemplo, se pueden usar las características ilustradas o descritas como parte de un modo de realización con otro modo de realización para proporcionar todavía otro modo de realización. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones que entren dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.
[0020]En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje 20 rotatorio y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera 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 18 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 18 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 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.
[0021]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. Como se muestra, un generador 24 se puede disponer dentro de la góndola 16. En general, el generador 24 se puede acoplar al rotor 18 de la turbina eólica 10 para generar potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, el rotor 18 puede incluir un eje principal 40 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. A continuación, el generador 24 se puede acoplar al eje principal 40 de modo que la rotación del eje principal 40 accione el generador 24. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el generador 24 incluye un eje de generador 42 acoplado de forma rotatoria al eje principal 40 a través de una multiplicadora 44. Sin embargo, en otros modos de realización, se debe apreciar que el eje de generador 42 se puede acoplar de forma rotatoria directamente al eje principal 40. De forma alternativa, el generador 24 se puede acoplar de forma rotatoria directamente al eje principal 40.
[0022]Se debe apreciar que el eje principal 40 se puede soportar, en general, dentro de la góndola 16 por un bastidor de soporte o bancada 46 situado encima de la torre de turbina eólica 12. Por ejemplo, el eje principal 40 se puede soportar por la bancada 46 por medio de un par de cojinetes de apoyo 48, 50 montados en la bancada 46.
[0023]Como se muestra en las FIGS. 1 y 2, la turbina eólica 10 también puede incluir un sistema de control de turbina o un controlador de turbina 26 dentro de la góndola 16. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, el controlador de turbina 26 está dispuesto dentro de un armario de control 52 montado en una parte de la góndola 16. Sin embargo, se debe apreciar que el controlador de turbina 26 se puede disponer en cualquier localización sobre o en la turbina eólica 10, en cualquier localización en la superficie de soporte 14 o, en general, en cualquier otra localización. El controlador de turbina 26 se puede configurar, en general, para controlar los diversos modos de operación (por ejemplo, secuencias de arranque o de parada) y/o componentes de la turbina eólica 10.
[0024]Además, como se muestra en la FIG. 2, pueden estar provistos uno o más sensores 57, 58 en la turbina eólica 10. Más específicamente, como se muestra, se puede configurar un sensor de pala 57 con una o más de las palas de rotor 22 para monitorizar las palas de rotor 22. También se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variaciones del mismo indican que los diversos sensores de la turbina eólica 10 se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, se pueden usar los sensores descritos en el presente documento, por ejemplo, para generar señales en relación con el parámetro que se monitoriza, que, a continuación, se puede utilizar por el controlador 26 para determinar la condición.
[0025]Además, como se muestra, se puede proporcionar un sensor de viento 58 en la turbina eólica 10. El sensor de viento 58, que puede ser, por ejemplo, una veleta, y anemómetro, y sensor LIDAR, u otro sensor adecuado, puede medir la velocidad y dirección del viento. Como tales, los sensores 57, 58 pueden estar además en comunicación con el controlador 26, y pueden proporcionar información relacionada al controlador 26. Por ejemplo, se puede producir la orientación de la turbina eólica 10 debido a la detección de cambios en la dirección del viento 28, para mantener la alineación de la turbina eólica 10 con la dirección del viento 28. Además, se puede producir la orientación de la turbina eólica 10 debido a la detección de una pala atascada, lo que se describe con más detalle en el presente documento.
[0026] Además, el controlador de turbina 26 también se puede acoplar en comunicación a diversos componentes de la turbina eólica 10 para controlar, en general, la turbina eólica 10 y/o dichos componentes. Por ejemplo, el controlador de turbina 26 se puede acoplar en comunicación al/a los mecanismo(s) de accionamiento de orientación 38 de la turbina eólica 10 para controlar y/o alterar la dirección de orientación de la góndola 16 en relación con la dirección 28 (FIG. 1) del viento. Además, a medida que cambia la dirección 28 del viento, el controlador de turbina 26 se puede configurar para controlar un ángulo de orientación de la góndola 16 alrededor de un eje de orientación 36 para situar las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento 28, controlando, de este modo, las cargas que actúan sobre la turbina eólica 10. Por ejemplo, el controlador de turbina 26 se puede configurar para transmitir instrucciones/señales de control a un mecanismo de accionamiento de orientación 38 (FIG. 2) de la turbina eólica 10, por medio de un controlador de orientación o transmisión directa, de modo que la góndola 16 se pueda rotar alrededor del eje de orientación 36 por medio de un rodamiento de orientación 56.
[0027] Todavía en referencia a la FIG. 2, cada pala de rotor 22 también puede incluir un mecanismo de ajuste depitch32 configurado para rotar cada pala de rotor 22 alrededor de su eje depitch34. Además, cada mecanismo de ajuste depitch32 puede incluir un motor de accionamiento depitch33 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una caja de engranajes de accionamiento depitch35 y un piñón de accionamiento depitch37. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento depitch33 se puede acoplar a la caja de engranajes de accionamiento depitch35 de modo que el motor de accionamiento depitch33 confiera fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento depitch35. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento depitch35 se puede acoplar al piñón de accionamiento depitch37 para su rotación con el mismo. El piñón de accionamiento depitch37, a su vez, se puede engranar en rotación con un rodamiento depitch54 acoplado entre el buje 20 y una pala de rotor 22 correspondiente de modo que la rotación del piñón de accionamiento depitch37 provoque la rotación del rodamiento depitch54. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento depitch33 acciona la caja de engranajes de accionamiento depitch35 y el piñón de accionamiento depitch37, rotando, de este modo, el rodamiento depitch54 y la pala de rotor 22 alrededor del eje depitch34.
[0028] Como tal, el controlador de turbina 26 también se puede acoplar en comunicación a cada mecanismo de ajuste depitch32 de la turbina eólica 10 (uno de los cuales se muestra) a través de un controlador depitch30 para controlar y/o alterar el ángulo depitchde las palas de rotor 22 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección 28 del viento). Por ejemplo, el controlador de turbina 26 y/o el controlador depitch30 se pueden configurar para transmitir una instrucción/señal de control a cada mecanismo de ajuste depitch32 de modo que el/los mecanismo(s) de ajuste depitch32 ajuste(n) el ángulo depitchde las palas de rotor 22 como se describe en el presente documento. El controlador de turbina 26 puede controlar el ángulo depitchde las palas de rotor 22, de forma individual o bien simultánea, transmitiendo instrucciones/señales de control adecuadas a un controlador depitchde la turbina eólica 10, que se puede configurar para controlar la operación de un una pluralidad de accionamientos depitcho mecanismos de ajuste depitch32 de la turbina eólica, o controlando directamente la operación de la pluralidad de accionamientos depitcho mecanismos de ajuste depitch.
[0029] Además, como se muestra, el/los mecanismo(s) de accionamiento depitch32 descrito(s) en el presente documento también puede(n) incluir un codificador 59 acoplado en comunicación al controlador depitch30 y/o al controlador de turbina 26. En un modo de realización, el codificador 59 puede ser un codificador incremental que proporcione señales de codificador para la entrada a los controladores 26, 30 por medio de una o más interfaces de E/S (no mostradas). En consecuencia, el codificador depitch59 puede estar en comunicación con el controlador de turbina 26 para producir señales de sensor representativas del parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor 22, tal como una velocidad depitchangular. Por tanto, el controlador de turbina 26 se puede configurar para determinar una velocidad de codificador promedio durante determinados intervalos de tiempo.
[0030] En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro del controlador 26 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir uno o más procesadores 60 y dispositivo(s) de memoria 62 asociado(s) configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizando los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenando datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 26 también puede incluir un módulo de comunicaciones 64 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Además, el módulo de comunicaciones 64 puede incluir una interfaz de sensor 66 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores 57, 58, 59 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 60. Se debe apreciar que los sensores 57, 58, 59 se pueden acoplar en comunicación al módulo de comunicaciones 64 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 57, 58, 59 están acoplados a la interfaz de sensor 66 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 57, 58, 59 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 66 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.
[0031]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. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 62 pueden comprender, en general, elemento(s) de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoriaflash),un disquete, un disco compacto de memoria de solo lectura (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 62 puede(n) estar configurado(s), en general, para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 60, configuran el controlador 26 para que realice diversas funciones que incluyen, pero sin limitarse a, transmitir señales de control adecuadas para implementar una o más acciones correctivas en respuesta a una señal de distancia que excede un umbral predeterminado como se describe en el presente documento, así como otras diversas funciones adecuadas implementadas por ordenador.
[0032]Como se analiza anteriormente, una turbina eólica 10, tal como la góndola 16 de la misma, puede rotar alrededor del eje de orientación 36 según se requiera. En particular, se puede producir la rotación alrededor del eje de orientación 36 debido a cambios en la dirección del viento 28, de modo que el rotor 18 esté alineado con la dirección del viento 28. Por ejemplo, cuando la turbina eólica 10 está en un estado a ralentí, el controlador 26 activamente realiza un seguimiento de la dirección del viento para proporcionar una mejor alineación con el viento y minimizar los retardos de arranque cuando la velocidad del viento se incrementa o disminuye de nuevo en el intervalo de operación. Sin embargo, en una situación donde la turbina eólica 10 está en un estado a ralentí, un estado en parada o un estado de mantenimiento y se evita que una o más de las palas de rotor 22 roten (es decir, se atasquen) (a diferencia de la situación de ralentí normal), existen beneficios limitados al seguimiento del viento porque se requerirá una reparación antes de reiniciar la turbina eólica 10. Por tanto, en dichas situaciones, el controlador de turbina 26 está configurado para implementar una estrategia de control para reducir la fuerza de arrastre en la pala de rotor con fallo para reducir cargas en la misma y/o para evitar el desequilibrio del rotor.
[0033]Más específicamente, como se muestra en la FIG. 4, un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 100 para reducir cargas de la turbina eólica 10 en situaciones donde la turbina eólica 10 está en un estado a ralentí, un estado en parada o un estado de mantenimiento y se evita que una o más de las palas de rotor 22 roten (es decir, se atasquen). En general, el procedimiento 100 se describirá en el presente documento con referencia a la turbina eólica 10 mostrada en las FIGS. 1 y 2, así como los diversos componentes de controlador mostrados en la FIG. 3. Sin embargo, se debe apreciar que el procedimiento 100 divulgado se puede implementar con turbinas eólicas que tengan cualquier otra configuración adecuada y/o dentro de sistemas que tengan cualquier otra configuración de sistema adecuada. Además, aunque la FIG. 4 representa las etapas realizadas en un orden particular con propósitos de ilustración y análisis, los procedimientos analizados en el presente documento no están limitados a ningún orden o disposición particular. Un experto en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, apreciará que diversas etapas de los procedimientos divulgados en el presente documento se pueden omitir, reorganizar, combinar y/o adaptar de diversos modos sin desviarse del alcance de la presente divulgación.
[0034]Como se muestra en 102, el procedimiento 100 incluye determinar un parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor 22 de la turbina eólica 10. Como se usa en el presente documento, el parámetro de velocidad depitchangular, en general, se refiere a la velocidad de la pala de rotor 22 en una dirección de rotación o derivados de la misma, tal como aceleración. Por tanto, se pueden medir parámetros de velocidad depitchangular de ejemplo a través del movimiento del motor de accionamiento depitch33, la caja de engranajes de accionamiento depitch35, la pala de rotor 22, el rodamiento y/o cualquier componente de pala que se esté moviendo debido a que la pala de rotor 22 está rotando. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, el controlador 26 se puede configurar para monitorizar señales de velocidad 68 generadas por un sensor (tal como el codificador 59). En dichos modos de realización, el controlador 26 también se puede configurar para contar incrementalmente los pulsos 68 monitorizados generados por el codificador 59 y determinar la velocidad depitchangular en función de los pulsos contados. Además, se debe entender que también se pueden monitorizar señales de velocidad adicionales y componentes de las mismas, incluyendo, pero sin limitarse a, pulsos, ondas sinusoidales, ondas coseno, frecuencia, amplitud, etc. En otros modos de realización, el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor 22 también se podría medir usando un sensor de proximidad, un sensor óptico, una cámara, un acelerómetro, un sensor de inclinación, un sensor giroscópico, un resolver, un tacómetro, un sensor óptico, un fotosensor, un sensor de proximidad, un generador, un sensor láser o similares. Más específicamente, en determinados modos de realización, por ejemplo, cuando se usan acelerómetros, se pueden usar sensores para determinar una derivada del parámetro de velocidad depitchangular en lugar de la velocidad por sí misma.
[0035]En referencia de nuevo a la FIG. 4, como se muestra en 104, el procedimiento 100 incluye determinar un estado operativo de la turbina eólica 10. En dichos modos de realización, el estado operativo de la turbina eólica 10 puede ser un estado a ralentí, un estado en parada y/o un estado de mantenimiento o combinaciones de los mismos. Como se usa en el presente documento, el "estado a ralentí" de la turbina eólica 10, en general, se refiere al estado operativo donde, debido a la falta de viento u otras condiciones operativas (por ejemplo, fallos), se deja que el buje 20 rotatorio de la turbina eólica 10 rote (es decir, esté a ralentí) a bajas velocidades de rotación, por ejemplo, alrededor de 0,2 rpm, en lugar de detenerse por completo. Por el contrario, un "estado en parada" de la turbina eólica 10, en general, se refiere al estado operativo donde el buje 20 rotatorio se detiene y se evita que rote. Además, un "estado de mantenimiento" de la turbina eólica 10, en general, se refiere a un estado operativo donde una o más de las palas de rotor 22 están sometidas a un procedimiento de mantenimiento y la turbina eólica 10 está parada. Por lo tanto, en determinados modos de realización, el estado de mantenimiento y el estado en parada pueden ser sinónimos.
[0036]Todavía en referencia a la FIG. 4, como se muestra en 106, el procedimiento 100 incluye comparar el parámetro de velocidad depitchangular con un umbral de parámetro predeterminado, tal como un umbral de velocidad predeterminado, durante un apagado y/o un evento depitchinstruido. Como se usa en el presente documento, un evento depitchinstruido, en general, se refiere a un caso donde se da una instrucción que la pala de rotor 22 se mueva. Como tal, durante el ralentí, no se da una instrucción de que la pala de rotor 22 se mueva. Por lo tanto, el controlador 26 puede detectar que la pala de rotor 22 está atascada mientras la turbina eólica 10 se está parando (es decir, antes de ir a ralentí) o intencionadamente dar una instrucción de que la pala de rotor 22 se mueva mientras está a ralentí para comprobar si la pala está atascada. En otros modos de realización, el controlador 26 se puede configurar para comparar los pulsos contados medidos por el codificador 59 con un umbral de pulsos predeterminado. Como tal, el umbral de pulsos predeterminado representa una cantidad mínima de pulsos contados necesarios para que la pala de rotor 22 se considere en rotación (es decir, no atascada).
[0037]Como se muestra en 108, el controlador 26 está configurado para determinar si el parámetro de velocidad depitchangular (o pulsos contados) está por debajo del umbral de parámetro predeterminado (o umbral de pulsos predeterminado). Si así es, como se muestra en la FIG. 5, el controlador 26 puede iniciar un contador 70 durante un determinado periodo de tiempo, por ejemplo, tal como 24 horas. Una vez que comienza el contador 70, el controlador 26 (o el personal) puede implementar una prueba depitch72 para la pala de rotor 22 para comprobar si la pala todavía está atascada determinando si el parámetro de velocidad depitchangular se ha incrementado hasta el umbral de parámetro predeterminado. Si la pala de rotor 22 pasa la prueba de pitch 72, la operación de la turbina eólica 10 reanuda la operación normal como se muestra en 76. Si el periodo de tiempo expira y no se ha producido una prueba depitchcon éxito (es decir, el parámetro de velocidad depitchangular permanece por debajo del umbral de parámetro predeterminado), como se muestra en 110 de la FIG. 4, el procedimiento 100 incluye orientar la góndola 16 de la turbina eólica 10 alejándola de la dirección del viento entrante 28 durante tanto tiempo como el parámetro de velocidad depitchangular esté por debajo del umbral de parámetro predeterminado. Más específicamente, como se muestra en 78 de la FIG. 5, el controlador 26 está configurado para orientar la góndola 16. Además, como se muestra en 80, el controlador 26 puede reparar posteriormente la pala de rotor 22 atascada.
[0038]En un modo de realización, por ejemplo, durante el estado a ralentí, el controlador 26 se puede configurar para automáticamente orientar la góndola 16 alejándola de la dirección del viento entrante. En modos de realización alternativos, por ejemplo, durante el estado de mantenimiento, un usuario puede seleccionar manualmente orientar la góndola 16 alejándola de la dirección del viento entrante. En consecuencia, orientar la góndola 16 fuera del viento en estas situaciones proporciona una reducción de cargas sustancial. Después de que se haya reparado la pala de rotor 22 atascada, el controlador 26 también se puede configurar para restablecer el contador y repetir el procedimiento 100 según se desee.
[0039]Si el parámetro de velocidad depitchangular permanece por encima del umbral de parámetro predeterminado, como se muestra en 112, el controlador 26 está configurado para continuar determinando el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor 22 para garantizar que una de las palas no se atasque. Más en particular, en determinados modos de realización, el controlador 26 también puede monitorizar continuamente la dirección del viento entrante 28 y orientar la góndola 16 en la dirección del viento entrante 28 si el parámetro de velocidad depitchangular está por encima del umbral predeterminado. Además, el procedimiento 100 puede incluir además monitorizar una velocidad del viento en la turbina eólica 10, por ejemplo, por medio del sensor 58 y orientar la góndola 16 alejándola de la dirección del viento entrante 28 solo si la velocidad del viento excede un umbral de velocidad del viento establecido.
[0040]Aún en otro modo de realización, el controlador 26 también se puede configurar parapitchearlas palas de rotor 22 de la turbina eólica 10 para reducir cargas. Se debe entender que dichopitcheose puede implementar por el controlador 26 en combinación con la orientación de la góndola 16 fuera del viento o como una acción de reducción de cargas separada.
[0041]También se debe entender que, si la turbina eólica 10 continúa operando normalmente, el controlador 26 está configurado para monitorizar continuamente la dirección del viento entrante 28 y orientar la góndola 16 en la dirección del viento entrante 28 para proporcionar una alineación mejorada con el viento con retardos de arranque mínimos cuando la velocidad del viento se incrementa o disminuye de nuevo en el intervalo de operación.

Claims (10)

REIVINDICACIONES
1. Un procedimiento (100) para reducir cargas de una turbina eólica (10), comprendiendo el procedimiento (100):
determinar un parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor (22) de la turbina eólica (10), determinando el parámetro de velocidad depitchangular que comprende:
monitorizar señales de sensor generadas por al menos un sensor asociado con la pala de rotor, en el que el al menos un sensor incluye un codificador y en el que las señales de sensor son pulsos; contar los pulsos monitorizados generados por el codificador, y
determinar el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor en función de los pulsos contados;
determinar un estado operativo de la turbina eólica (10);
comparar el parámetro de velocidad depitchangular con un umbral de parámetro predeterminado durante el apagado de la turbina; y
si el estado operativo corresponde a un estado operativo predeterminado, orientar una góndola de la turbina eólica (10) alejándola de una dirección del viento entrante durante tanto tiempo como el parámetro de velocidad depitchangular esté por debajo del umbral de parámetro predeterminado, en el que el estado operativo predeterminado de la turbina eólica (10) comprende al menos uno de un estado a ralentí, un estado en parada o un estado de mantenimiento.
2. El procedimiento (100) de la reivindicación 1, en el que comparar el parámetro de velocidad depitchangular con el umbral de parámetro predeterminado comprende además comparar los pulsos contados con un umbral de pulsos predeterminado, representando el umbral de pulsos predeterminado una cantidad mínima de pulsos contados necesarios para que la pala de rotor (22) se considere en rotación.
3. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además monitorizar continuamente la dirección del viento entrante y orientar la góndola en la dirección del viento entrante si el parámetro de velocidad depitchangular está por encima del umbral de parámetro predeterminado.
4. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además monitorizar una velocidad del viento en la turbina eólica (10) y activamente orientar la góndola de la turbina eólica (10) alejándola de la dirección del viento entrante solo si la velocidad del viento excede un umbral de velocidad del viento establecido.
5. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además automáticamente orientar la góndola de la turbina eólica (10) alejándola de la dirección del viento entrante.
6. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además manualmente orientar la góndola de la turbina eólica (10) alejándola de la dirección del viento entrante.
7. Un sistema para reducir cargas de una turbina eólica (10), comprendiendo el sistema:
al menos un sensor (59) configurado para monitorizar una pala de rotor (22) de la turbina eólica (10); un controlador acoplado en comunicación al al menos un sensor (59), comprendiendo el controlador al menos un procesador configurado para realizar una o más operaciones, comprendiendo las una o más operaciones: recibir señales de sensor del al menos un sensor (59);
determinar un parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor (22) en base a las señales de sensor, determinando el parámetro de velocidad depitchangular que comprende:
monitorizar señales de sensor generadas por el al menos un sensor, en el que las señales de sensor son pulsos;
contar los pulsos monitorizados generados por el al menos un sensor, y
determinar el parámetro de velocidad depitchangular de la pala de rotor en función de los pulsos contados;
determinar un estado operativo de la turbina eólica (10);
comparar el parámetro de velocidad de pitch angular con un umbral de parámetro predeterminado durante el apagado de la turbina; y
si el estado operativo corresponde a un estado operativo predeterminado, orientar una góndola de la turbina eólica (10) alejándola de una dirección del viento entrante durante tanto tiempo como el parámetro de velocidad de pitch angular esté por debajo del umbral de parámetro predeterminado, en el que el estado operativo predeterminado de la turbina eólica (10) comprende al menos uno de un estado a ralentí, un estado en parada o un estado de mantenimiento.
8. El sistema de la reivindicación 7, en el que al menos un sensor (59) comprende al menos uno de un codificador, un acelerómetro, un sensor de inclinación, un sensor giroscópico, un resolver, un tacómetro, un sensor óptico, un fotosensor, un sensor de proximidad, un generador o un sensor láser.
9. El sistema de la reivindicación 7 u 8, en el que el al menos un sensor (59) monitoriza las señales de sensor generadas por un motor de accionamiento depitchde la pala de rotor (22).
10. El sistema de la reivindicación 7, 8 o 9, en el que comparar el parámetro de velocidad depitchangular con el umbral de parámetro predeterminado comprende además comparar los pulsos contados con un umbral de pulsos predeterminado, representando el umbral de pulsos predeterminado una cantidad mínima de pulsos contados necesarios para que la pala de rotor (22) se considere en rotación.
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