ES3055975T3 - Azimuth sensors in wind turbines - Google Patents

Abstract

La presente divulgación se refiere a métodos para determinar la fiabilidad de un sistema de medición de azimut en una turbina eólica. Los métodos comprenden la medición de cargas con sensores de carga durante el funcionamiento y la determinación de momentos en el plano con la frecuencia de rotación del rotor de una o más palas, basándose en las cargas medidas. Los métodos también comprenden la medición de la posición azimutal del rotor de una turbina eólica. El método también comprende la determinación de que el sistema de medición de azimut presenta una fiabilidad reducida si la fase angular de los momentos en el plano se desvía de la posición azimutal medida en más de un primer valor umbral. La presente divulgación también se refiere a sistemas de turbinas eólicas que incorporan mediciones de azimut y a métodos para la determinación en línea del correcto funcionamiento de los sensores de azimut. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

[0001] DESCRIPCIÓN

[0002] Sensores de acimut en turbinas eólicas

[0003] La presente divulgación se refiere a turbinas eólicas y, más en particular, se refiere a procedimientos y sistemas para determinar la fiabilidad o el correcto funcionamiento de los sensores de acimut en una turbina eólica.

[0004] Antecedentes

[0005] Las turbinas eólicas modernas se usan para suministrar electricidad a la red. Una turbina eólica, en general, incluye una torre con una góndola soportada en la parte superior de la torre. Un rotor de turbina eólica que comprende un buje y una pluralidad de palas de turbina eólica se puede montar de forma rotatoria en la góndola.

[0006] Las palas de turbina eólica se pueden poner en movimiento por el viento. El buje de la turbina eólica se puede acoplar operativamente con un rotor de un generador. A medida que el buje y las palas rotan, la energía cinética del viento se convierte en energía mecánica cinética del rotor de turbina eólica y, en última instancia, en potencia o energía eléctrica en el generador. El generador se puede disponer típicamente en el interior de la góndola.

[0007] El rotor de turbina eólica se puede acoplar directamente al rotor de generador en las denominadas turbinas eólicas de accionamiento directo. O el rotor de turbina eólica puede incluir un eje de rotor principal (un denominado "eje lento") que da lugar a una caja de engranajes. A continuación, un eje rápido de la caja de engranajes puede accionar el generador. Independientemente de la topología de la turbina eólica, la salida de potencia eléctrica del generador se puede alimentar a una red eléctrica. La conexión del generador a la red puede incluir, por ejemplo, un convertidor, un transformador, una línea de tensión media y otros.

[0008] Un controlador de turbina eólica se puede configurar para determinar consignas de accionador adecuadas para la turbina eólica en base a las circunstancias prevalecientes. Las consignas de accionador para las turbinas eólicas de velocidad variable modernas incluyen, por ejemplo, el par de torsión de generador y el ángulo depitchde las palas. A través del control del/de los ángulo(s) depitchde la(s) pala(s) y el par de torsión de generador, se puede controlar la velocidad del rotor, así como la salida de potencia eléctrica, el empuje aerodinámico y otras cargas mecánicas. El propósito del sistema de control es, en general, maximizar la producción de potencia eléctrica mientras, al mismo tiempo, mantener las cargas en la turbina eólica a un nivel aceptable.

[0009] Como se menciona anteriormente, las consignas de accionador de par de torsión ypitch(pero también otros accionadores tales como la orientación) se pueden cambiar de acuerdo con las circunstancias. Las entradas importantes para la determinación de las consignas de accionador incluyen, por ejemplo, la velocidad del viento y la dirección del viento. La velocidad del viento se puede medir directa o indirectamente, por ejemplo, a través del uso de un sensor de velocidad de rotor (generador).

[0010] Las turbinas eólicas también pueden comprender sensores de carga sobre o en las palas para medir las cargas sobre las palas provocadas, por ejemplo, por el viento y/o el peso de las palas. Cargas demasiado altas en las palas pueden, por ejemplo, dañar las palas y/o provocar velocidades de rotación indeseables del rotor que pueden dañar otros componentes de la turbina eólica. Los sensores de carga de pala permiten detectar cargas altas y hacen posible reaccionar, por ejemplo, actuando sobre los sistemas depitchde tal manera que se puedan reducir las cargas sobre las palas. Estos ajustes en las palas a través de los sistemas depitchpueden prolongar la vida útil de la turbina eólica y/o reducir el coste de producción de potencia.

[0011] Los sensores de carga para medir cargas en turbinas eólicas y, en particular, en palas de turbinas eólicas, pueden incluir galgas extensiométricas resistivas, galgas extensiométricas de fibra óptica o cualquier otro sistema de detección de deformación conocido.

[0012] Se pueden definir diferentes cargas de pala para una pala de turbina eólica, a saber, cargas en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida, cargas en el sentido de la envergadura y cargas en el sentido de batimiento (“flapwise”). Una dirección en el sentido de la envergadura se refiere a una dirección a lo largo de un eje longitudinal de la pala, que se extiende desde la raíz de pala hacia la punta de pala. La dirección en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida se refiere a una dirección a lo largo de la cuerda de una sección de la pala de turbina eólica, es decir, que se extiende desde el borde de ataque hasta el borde de salida. La dirección en el sentido de batimiento es perpendicular tanto a la dirección en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida como a la dirección en el sentido de la envergadura.

[0013] Con respecto a un rotor de turbina eólica, las cargas se pueden descomponer como cargas en el plano (cargas que son tangenciales al plano de rotor) y cargas fuera del plano (cargas que son perpendiculares al plano de rotor). El plano de rotor se puede definir en el presente documento como un plano perpendicular al eje de rotación de rotor y que pasa a través de un centro de las palas en la raíz de pala.

[0014] Otro sensor que se puede usar en la(s) operación/operaciones de turbina eólica es un sensor de acimut. Un ángulo de acimut indica la posición angular del rotor de turbina eólica en el plano de rotor. Aunque se puede elegir cualquier posición de referencia específica, en un ejemplo, en la posición 0º, una de las palas puede estar en la posición de las 12 en punto (apuntando derecho hacia arriba). En un rotor de tres palas, las otras dos palas pueden estar en la posición de las 4 en punto y en la posición de las 8 en punto, respectivamente. Manteniendo la misma posición de referencia, en la posición de 90º del rotor, las tres palas estarían en la posición de las 3 en punto (sustancialmente horizontal), la posición de las 7 en punto y la posición de las 11 en punto, respectivamente.

[0015] Un sensor de acimut como se usa a lo largo de la presente divulgación es cualquier sensor o sistema de sensores adecuado que se pueda usar para medir la posición de acimut del rotor. En un ejemplo, el sensor de acimut puede ser un codificador fijado al eje de rotor de turbina eólica o al rotor de generador.

[0016] Por tanto, para la operación de turbina eólica en general, y las operaciones de mantenimiento específicas en particular, el correcto funcionamiento del sensor de acimut es importante. Por ejemplo, el control depitchde pala individual se puede basar en señales del sensor de acimut. En una operación de bloqueo de rotor, es necesario colocar con precisión el rotor de turbina eólica en una de una pluralidad de posiciones predefinidas, de modo que el mecanismo de bloqueo en la góndola se pueda acoplar con el rotor (buje) de turbina eólica y se pueda llevar a cabo el mantenimiento.

[0017] Los sensores de acimut se pueden calibrar para conservar su exactitud. La calibración normalmente comprende establecer correspondencia entre las indicaciones generadas por los sensores de acimut y los valores de referencia de acuerdo con los patrones de calibración (es decir, condiciones particulares para la calibración). Una calibración de este tipo, en general, se lleva a cabo fuera de línea (es decir, cuando la turbina eólica no está en operación) y requiere condiciones específicas (sin viento o velocidades de viento muy bajas). En ejemplos, puede requerir una inspección visual por el personal en tierra para determinar cuándo el rotor está en una operación específica.

[0018] Es conocido que los sensores de acimut se pueden degradar con el tiempo. En particular, se ha descubierto que los sensores de acimut pueden mostrar un comportamiento de "deriva" (“drift”) en el error, es decir, la diferencia entre la posición angular real del rotor y la posición indicada se incrementa con el tiempo. Además, después de una operación de mantenimiento, se ha descubierto que se puede introducir un desplazamiento en el sistema.

[0019] Las indicaciones incorrectas de los sensores de acimut pueden dar lugar a un control de carga incorrecto o subóptimo, y/o al control depitchindividual o colectivo incorrecto o subóptimo que, a su vez, puede dar lugar a cargas mayores (fatiga) y/o una producción de energía reducida. Las indicaciones incorrectas de los sensores de acimut pueden dar lugar complicaciones en las operaciones de mantenimiento y un tiempo de mantenimiento incrementado.

[0020] El documento EP 3631204 A1 divulga un procedimiento de detección de un error en un sistema de detección de ángulo de rotor de una turbina eólica. El procedimiento comprende generar una señal de carga de pala estimada en base al menos a la señal de ángulo de rotor; comparar la señal de carga de pala estimada con la señal de carga de pala medida para determinar una diferencia de fase entre ellas; e identificar un error si la diferencia de fase entre la señal de carga de pala estimada y la señal de carga de pala medida excede un umbral predeterminado.

[0021] La presente divulgación proporciona ejemplos de procedimiento y sistemas para determinar la fiabilidad o el funcionamiento correcto de los sensores de acimut que resuelven al menos algunas de las desventajas mencionadas anteriormente.

[0022] Breve explicación

[0023] En un primer aspecto, se proporciona un procedimiento para determinar la fiabilidad de un sistema de medición de acimut en una turbina eólica. El procedimiento comprende medir una fase angular de un rotor de la turbina eólica por el sistema de medición de acimut, medir cargas con los sensores de carga durante la operación de la turbina eólica y determinar momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor de una o más palas en base a las cargas medidas. A continuación, el procedimiento comprende además determinar una fase angular de un rotor de turbina eólica en base a los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor y determinar que el sistema de medición de acimut tiene una fiabilidad reducida si una fase angular de los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor se desvía de una fase angular medida por el sistema de medición de acimut en más de un primer valor umbral.

[0024] [0020]De acuerdo con este aspecto, la fiabilidad o el correcto funcionamiento de los sensores de acimut se puede determinar durante la operación de la turbina eólica, es decir, no es necesario interrumpir o poner en condiciones específicas la operación de la turbina eólica para poder determinar si el sistema de medición de acimut está indicando correctamente la posición de acimut. Las cargas medidas se pueden medir como momentos en el plano o convertir en momentos en el plano. Los momentos en el plano en cualquier momento dado durante la operación serán una combinación de cargas aerodinámicas y cargas debido a la masa de las palas. Sin embargo, la masa de las palas proporcionará el mismo momento a lo largo de cada rotación de la pala. En una posición de las 12 en punto y en una posición de las 6 en punto, la masa de la pala no contribuirá a un momento de flexión. Pero en una posición de las 3 en punto y una posición de las 9 en punto, el momento de flexión debido a la masa de la pala estará en un máximo (en un sentido y en el sentido opuesto, respectivamente). La masa de la pala tendrá una contribución bien definida con frecuencia 1p, es decir, la variación del momento debido a la masa tendrá la misma frecuencia que la velocidad de rotación de rotor. El rotor en este sentido se refiere al rotor de turbina eólica, no al rotor de generador. El rotor de generador puede tener la misma velocidad de rotación en el caso de un turbina eólica de accionamiento directo, pero puede tener una velocidad muy diferente en el caso de un turbina eólica con caja de engranajes.

[0025] Los términos "frecuencia 1p" y "frecuencia de velocidad de rotación de rotor" se pueden usar de manera intercambiable a lo largo de esta divulgación.

[0026] Al seleccionar los momentos en el plano con la frecuencia de velocidad de rotación de rotor y comparar la fase angular de los momentos en el plano seleccionados con un ángulo de fase de acimut medido, una desviación entre los dos indica un posible mal funcionamiento del sistema de medición de acimut. Una vez que se detecta un posible mal funcionamiento de este tipo, se pueden tomar diferentes medidas para reducir el riesgo de un sistema de medición de acimut con mal funcionamiento.

[0027] Breve descripción de los dibujos

[0028] En lo que sigue, se describirán ejemplos no limitantes de la presente divulgación, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

[0029] la figura 1 ilustra una vista en perspectiva de una turbina eólica de acuerdo con un ejemplo;

[0030] la figura 2 ilustra una vista interna detallada de una góndola de una turbina eólica de acuerdo con un ejemplo; la figura 3 ilustra esquemáticamente un ejemplo de un procedimiento para determinar la fiabilidad de un sistema de medición de acimut en una turbina eólica;

[0031] la figura 4 ilustra esquemáticamente un ejemplo de una comparación entre los momentos en el plano debido a la masa de las palas de rotor y las posiciones de acimut medidas;

[0032] la figura 5 ilustra esquemáticamente otro ejemplo de un procedimiento para determinar la fiabilidad de un sistema de medición de acimut de turbina eólica;

[0033] la figura 6 ilustra esquemáticamente un procedimiento para la determinación en línea de sensores de acimut de funcionamiento correcto que se puede implementar en un controlador de turbina eólica; y

[0034] las figuras 7A y 7B ilustran esquemáticamente una comparación entre los momentos en el plano medidos y los momentos en el plano teóricos en base a un ángulo de acimut medido.

[0035] Descripción detallada de ejemplos

[0036] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, de los que se ilustran uno o más ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no como limitación de la invención. De hecho, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la invención. Por ejemplo, se pueden usar 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 abarque dichas modificaciones y variaciones como vienen dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0037] [0025]La FIG. 1 es una vista en perspectiva de un ejemplo de una turbina eólica 10. En el ejemplo, la turbina eólica 10 es una turbina eólica de eje horizontal. De forma alternativa, la turbina eólica 10 puede ser una turbina eólica de eje vertical. En el ejemplo, la turbina eólica 10 incluye una torre 100 que se extiende desde un sistema de soporte 14 en un suelo 12, una góndola 16 montada en la torre 100 y un rotor 18 que se acopla a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje rotatorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera desde el buje 20. En el ejemplo, el rotor 18 tiene tres palas de rotor 22. En un modo de realización alternativo, el rotor 18 incluye más o menos de tres palas de rotor 22. La torre 100 se puede fabricar de acero tubular para definir una cavidad (no mostrada en la figura 1) entre un sistema de soporte 14 y la góndola 16. En un modo de realización alternativo, la torre 100 es cualquier tipo adecuado de torre que tenga cualquier altura adecuada. De acuerdo con una alternativa, la torre puede ser una torre híbrida que comprende una parte hecha de hormigón y una parte de acero tubular. Además, la torre puede ser una torre de celosía parcial o total.

[0038] Las palas de rotor 22 se espacian alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para posibilitar que la energía cinética se transfiera del viento para convertirse en energía mecánica utilizable y, posteriormente, energía eléctrica. Las palas de rotor 22 encajan en el buje 20 acoplando una parte de raíz de pala 24 al buje 20 en una pluralidad de regiones de transferencia de carga 26. Las regiones de transferencia de carga 26 pueden tener una región de transferencia de carga de buje y una región de transferencia de carga de pala (ninguna mostrada en la figura 1). Las cargas inducidas en las palas de rotor 22 se transfieren al buje 20 por medio de las regiones de transferencia de carga 26.

[0039] En ejemplos, las palas de rotor 22 pueden tener una longitud que varía de aproximadamente 15 metros (m) a aproximadamente 90 m o más. Las palas de rotor 22 pueden tener cualquier longitud adecuada que posibilite que la turbina eólica 10 funcione como se describe en el presente documento. Por ejemplo, ejemplos no limitantes de longitudes de pala incluyen 20 m o menos, 37 m, 48,7 m, 50,2 m, 52,2 m o una longitud que sea mayor de 91 m. Cuando el viento incide en las palas de rotor 22 desde una dirección del viento 28, el rotor 18 rota alrededor de un eje de rotor 30. A medida que las palas de rotor 22 rotan y se someten a fuerzas centrífugas, las palas de rotor 22 también se someten a diversas fuerzas y momentos. Como tales, las palas de rotor 22 se pueden desviar y/o rotar desde una posición neutra, o no desviada, a una posición desviada.

[0040] Además, un ángulo depitchde las palas de rotor 22, es decir, un ángulo que determina una orientación de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento, se puede cambiar por un sistema depitch32 para controlar la carga y la potencia generada por la turbina eólica 10 ajustando una posición angular de al menos una pala de rotor 22 en relación con los vectores de viento. Se muestran ejes depitch34 de palas de rotor 22. Durante la operación de la turbina eólica 10, el sistema depitch32 puede cambiar, en particular, un ángulo depitchde las palas de rotor 22 de modo que el ángulo de ataque de (partes de) las palas de rotor se reduzca, lo que facilita la reducción de una velocidad de rotación y/o facilita una entrada en pérdida del rotor 18.

[0041] En el ejemplo, unpitchde pala de cada pala de rotor 22 se controla individualmente por un controlador de turbina eólica 36 o por un sistema de control depitch80. De forma alternativa, elpitchde pala para todas las palas de rotor 22 se puede controlar simultáneamente por dichos sistemas de control.

[0042] Además, en el ejemplo, a medida que cambia la dirección del viento 28, se puede rotar una dirección de orientación de la góndola 16 alrededor de un eje de orientación 38 para situar las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento 28.

[0043] En el ejemplo, el controlador de turbina eólica 36 se muestra como que está centralizado dentro de la góndola 16, sin embargo, el controlador de turbina eólica 36 puede ser un sistema distribuido a lo largo de la turbina eólica 10, en el sistema de soporte 14, dentro de un parque eólico, y/o en un centro de control remoto. El controlador de turbina eólica 36 incluye un procesador 40 configurado para realizar los procedimientos y/o etapas descritos en el presente documento. Además, muchos de los demás componentes descritos en el presente documento incluyen un procesador.

[0044] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no se limita a circuitos integrados que en la técnica se denominan ordenador, sino que se refiere a grandes rasgos a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables, y estos términos se usan de manera intercambiable en el presente documento. Se debe entender que un procesador y/o un sistema de control también pueden incluir memoria, canales de entrada y/o canales de salida.

[0045] La FIG.2 es una vista en sección ampliada de una parte de la turbina eólica 10. En el ejemplo, la turbina eólica 10 incluye la góndola 16 y el rotor 18, que se acopla de forma rotatoria a la góndola 16. Más específicamente, el buje 20 del rotor 18 se acopla de forma rotatoria a un generador eléctrico 42 situado dentro de la góndola 16 por el eje principal 44, una caja de engranajes 46, un eje rápido 48 y un acoplamiento 50. En el ejemplo, el eje principal 44 se dispone, al menos parcialmente, coaxial a un eje longitudinal (no mostrado) de la góndola 16. Una rotación del eje principal 44 acciona la caja de engranajes 46 que posteriormente acciona el eje rápido 48, traduciendo el movimiento de rotación relativamente lento del rotor 18 y del eje principal 44 en un movimiento de rotación relativamente rápido del eje rápido 48. Este último se conecta al generador 42 para generar energía eléctrica con la ayuda de un acoplamiento 50. Además, se pueden disponer un transformador 90 y/o electrónica, conmutadores y/o inversores adecuados en la góndola 16 para transformar la energía eléctrica generada por el generador 42 que tiene una tensión entre de 400 V a 1000 V en energía eléctrica que tiene una media tensión (10 - 35 KV) o mayor tensión, por ejemplo 66 kV. Dicha energía eléctrica se conduce por medio de cables de alimentación 160 desde la góndola 16 hacia la torre 100.

[0046] [0034]La caja de engranajes 46, el generador 42 en el transformador 90 se pueden soportar por un bastidor de estructura de soporte principal de la góndola 16, opcionalmente realizado como un bastidor principal 52. La caja de engranajes 46 puede incluir una carcasa de caja de engranajes que se conecta al bastidor principal 52 por uno o más brazos de par de torsión 103. En el ejemplo, la góndola 16 también incluye un rodamiento de soporte delantero principal 60 y un rodamiento de soporte posterior principal 62. Además, el generador 42 se puede montar en el bastidor principal 52 desacoplando los medios de soporte 54, en particular para evitar que las vibraciones del generador 42 se introduzcan en el bastidor principal 52 y, de este modo, provoquen una fuente de emisión de ruido.

[0048] Opcionalmente, el bastidor principal 52 se configura para sostener toda la carga provocada por el peso del rotor 18 y los componentes de la góndola 16 y por las cargas de viento y rotatorias y, además, para introducir estas cargas en la torre 100 de la turbina eólica 10. El eje de rotor 44, el generador 42, la caja de engranajes 46, el eje rápido 48, el acoplamiento 50 y cualquier dispositivo de sujeción, soporte y/o aseguramiento asociado incluyendo, pero sin limitarse a, el soporte 52, el rodamiento de soporte delantero 60 y el rodamiento de soporte posterior 62, se denominan, en ocasiones, tren de potencia 64.

[0050] La góndola 16 también puede incluir un mecanismo de accionamiento de orientación 56 que se puede usar para rotar la góndola 16 y, de este modo, también el rotor 18 alrededor del eje de orientación 38 para controlar la perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento 28.

[0052] Para situar la góndola 16 apropiadamente con respecto a la dirección del viento 28, la góndola 16 también puede incluir al menos un sistema de medición meteorológica que puede incluir una veleta y un anemómetro. El sistema de medición meteorológica 58 puede proporcionar información al controlador de turbina eólica 36 que puede incluir la dirección del viento 28 y/o la velocidad del viento. En el ejemplo, el sistema depitch32 se dispone, al menos parcialmente, como un conjunto depitch66 en el buje 20. El conjunto depitch66 incluye uno o más sistemas de accionamiento depitch68 y al menos un sensor 70. Cada sistema de accionamiento depitch68 se acopla a una respectiva pala de rotor 22 (mostrada en la figura 1) para modular el ángulo depitchde una pala de rotor 22 a lo largo del eje depitch34. Solo uno de los tres sistemas de accionamiento depitch68 se muestra en la figura 2.

[0054] En el ejemplo, el conjunto depitch66 incluye al menos un rodamiento depitch72 acoplado al buje 20 y a una respectiva pala de rotor 22 (mostrada en la FIG.1) para rotar la respectiva pala de rotor 22 alrededor del eje depitch34. El sistema de accionamiento depitch68 incluye un motor de accionamiento depitch74, una caja de engranajes de accionamiento depitch76 y un piñón de accionamiento depitch78. El motor de accionamiento depitch74 se acopla a la caja de engranajes de accionamiento depitch76 de modo que el motor de accionamiento depitch74 imparte fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento depitch76. La caja de engranajes de accionamiento depitch76 se acopla al piñón de accionamiento depitch78 de modo que el piñón de accionamiento depitch78 se hace rotar por la caja de engranajes de accionamiento depitch76. El rodamiento depitch72 se acopla al piñón de accionamiento depitch78 de modo que la rotación del piñón de accionamiento depitch78 provoca una rotación del rodamiento depitch72.

[0056] El sistema de accionamiento depitch68 se acopla al controlador de turbina eólica 36 para ajustar el ángulo depitchde una pala de rotor 22 tras recibir una o más señales desde el controlador de turbina eólica 36. En el ejemplo, el motor de accionamiento depitch74 es cualquier motor adecuado accionado por potencia eléctrica y/o un sistema hidráulico que posibilita que el conjunto depitch66 funcione como se describe en el presente documento. De forma alternativa, el conjunto depitch66 puede incluir cualquier estructura, configuración, disposición y/o componentes adecuados tales como, pero sin limitarse a, cilindros hidráulicos, resortes y/o servomecanismos. En determinados modos de realización, el motor de accionamiento depitch74 se acciona por la energía extraída de una inercia de rotación del buje 20 y/o una fuente de energía almacenada (no mostrada) que suministra energía a los componentes de la turbina eólica 10.

[0058] El conjunto depitch66 también puede incluir uno o más sistemas de control depitch80 para controlar el sistema de accionamiento depitch68 de acuerdo con señales de control del controlador de turbina eólica 36, en caso de situaciones prioritarias específicas y/o durante la sobrevelocidad del rotor 18. En el ejemplo, el conjunto depitch66 incluye al menos un sistema de control depitch80 acoplado de forma comunicativa a un respectivo sistema de accionamiento depitch68 para controlar el sistema de accionamiento depitch68 independientemente del controlador de turbina eólica 36. En el ejemplo, el sistema de control depitch80 se acopla al sistema de accionamiento depitch68 y a un sensor 70. Durante la operación normal de la turbina eólica 10, el controlador de turbina eólica 36 puede controlar el sistema de accionamiento depitch68 para ajustar un ángulo depitchde las palas de rotor 22.

[0060] [0041]De acuerdo con un modo de realización, un suministro de potencia 84, que comprende, por ejemplo, una batería, condensadores eléctricos, de ahí la letra, o un generador eléctrico accionado por la rotación del buje 20, se dispone en o dentro del buje 20 y se acopla al sensor 70, el sistema de control depitch80 y al sistema de accionamiento depitch68 para proporcionar una fuente de potencia a estos componentes. En el ejemplo, el suministro de potencia 84 proporciona una fuente continua de potencia al conjunto depitch66 durante la operación de la turbina eólica 10. En un modo de realización alternativo, el suministro de potencia 84 proporciona potencia al conjunto depitch66 solo durante un evento de pérdida de potencia eléctrica de la turbina eólica 10. El evento de pérdida de potencia eléctrica puede incluir pérdida o caída de red de potencia, mal funcionamiento de un sistema eléctrico de la turbina eólica 10 y/o fallo del controlador de turbina eólica 36. Durante el evento de pérdida de potencia eléctrica, el suministro de potencia 84 opera para proporcionar potencia eléctrica al conjunto depitch66 de modo que el conjunto depitch66 pueda operar durante el evento de pérdida de potencia eléctrica.

[0061] En el ejemplo, el sistema de accionamiento depitch68, el sensor 70, el sistema de control depitch80, los cables y el suministro de potencia 84 se sitúan cada uno en una cavidad 86 definida por una superficie interior 88 del buje 20. En un modo de realización alternativo, dichos componentes se sitúan con respecto a una superficie exterior del buje 20 y se pueden acoplar, directa o indirectamente, a la superficie exterior.

[0062] La figura 3 ilustra esquemáticamente un ejemplo de un procedimiento para determinar la fiabilidad de un sistema de medición de acimut en una turbina eólica. El procedimiento comprende, en el bloque 200, medir cargas con sensores de carga durante la operación de la turbina eólica. En el bloque 210, se determinan los momentos en el plano en base a las cargas medidas. A continuación, en el bloque 220, se seleccionan los momentos en el plano con frecuencia 1p.

[0063] En el bloque 250, se mide un ángulo de acimut de un rotor de turbina eólica. En el bloque 230, el ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados se puede comparar con el ángulo de fase de los momentos en el plano teóricos debido a una masa de las palas. A continuación, en el bloque 240, se puede realizar la determinación de que el sistema de medición de acimut tiene una fiabilidad reducida si el ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados se desvía del ángulo de fase de los momentos en el plano teóricos en más de un primer valor umbral.

[0064] En los ejemplos, los momentos en el plano teóricos debido a una masa de una o más de las palas derivados del ángulo de fase de acimut se pueden comparar con el ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados para determinar la fiabilidad (reducida).

[0065] En algunos ejemplos, las cargas de medición en el bloque 200 pueden comprender medir los momentos en el sentido de batimiento y en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida. Las palas de turbina eólica estándar pueden incorporar sensores de carga adecuados. Los sensores de carga pueden ser galgas extensiométricas. Dependiendo de dónde y cómo se montan los sensores de carga, se pueden medir las deformaciones en diferentes direcciones. También se pueden usar sensores dispuestos en el buje o cualquier otro soporte de pala (indirecto) para determinar las cargas.

[0066] Se pueden usar cargas en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y en el sentido de batimiento en el control de las turbinas eólicas. Los momentos en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y en el sentido de batimiento se pueden convertir en momentos en el plano y momentos fuera del plano en base a un ángulo de pitch de la pala en el bloque 210. Solo es necesario considerar los momentos en el plano en el presente procedimiento, puesto que las cargas de la masa de las palas de turbina eólica de rotor serán cargas en el plano, no cargas fuera del plano.

[0067] En el bloque 220, la selección de los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor puede comprender filtrar los momentos en el plano determinados usando un filtro de pico. Un filtro de pico es un filtro de frecuencia que deja pasar una banda estrecha de frecuencias y se configura para detener todas las demás frecuencias. Un filtro de pico a este respecto es, en esencia, un filtro de paso de banda muy estrecho. El resultado del filtro se puede observar en la parte superior de la figura 4, en la que para tres palas de un turbina eólica, se muestran modos en el plano con frecuencia 1p durante una serie de revoluciones completas del rotor de turbina eólica.

[0068] A partir de los momentos en el plano seleccionados, se puede derivar un ángulo de fase de cada una de las palas individuales. Para cada una de las palas individuales, el momento máximo corresponde a la posición de las tres en punto de la pala correspondiente, y el momento mínimo (o momento negativo máximo) corresponde a la posición de las nueve en punto de la pala.

[0069] Si el sistema de medición de acimut funciona correctamente, entonces los momentos debidos a la masa de las palas deben corresponder a los momentos teóricos que se provocarían por la masa de las palas en las posiciones de acimut medidas. En otras palabras, si el sistema de medición de acimut funciona correctamente, entonces el ángulo de fase de los momentos debido a la masa de las palas debe corresponder al ángulo de acimut de medición. El ángulo de acimut medido se muestra en el medio de la figura 4.

[0070] En la parte inferior de la figura 4, se representa una diferencia de ángulo de fase para cada una de las palas individuales. Una diferencia de ángulo de fase se puede determinar continuamente, o como en el ejemplo de la figura 4, una vez por revolución completa.

[0071] En el ejemplo de la figura 4, las palas de rotor individuales mostraron un desajuste del ángulo de acimut medido con el ángulo de acimut derivado del análisis de las cargas, está entre -2º y 5º. En este ejemplo específico, se han definido dos umbrales angulares diferentes.

[0072] En el bloque 240, se puede realizar la determinación de que la medición de acimut tiene una fiabilidad reducida si el ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados se desvía del ángulo de fase de los momentos en el plano teóricos en más de un primer valor umbral.

[0073] En algunos ejemplos, el primer valor umbral puede ser un ángulo entre 6 y 15º, específicamente entre 8 y 15º. En la figura 4, el primer valor umbral se elige en 10º.

[0074] En algunos ejemplos, la comparación de la diferencia angular se puede determinar para cada una de las palas individualmente. La diferencia angular para las palas individuales se puede comparar con un máximo o umbral permitido. En otros ejemplos, se puede comparar un promedio de la diferencia de ángulo de fase para las palas con el valor umbral.

[0075] En algunos ejemplos, el procedimiento puede comprender además generar una señal de advertencia o cambiar la operación de la turbina eólica cuando se determina que el sistema de medición de acimut tiene una fiabilidad reducida. Cambiar la operación de la turbina eólica puede incluir uno o más de los siguientes: reducir la potencia de la turbina eólica, desactivar o cambiar uno o más algoritmos de control que se basan en mediciones del sistema de medición de acimut.

[0076] En algunos ejemplos, el procedimiento puede comprender además generar una primera señal de advertencia si el sistema de medición de acimut tiene una fiabilidad reducida. Se puede definir un primer umbral que indique un mal funcionamiento. Si se pasa el umbral, se pueden tomar diferentes medidas. Se puede planificar el mantenimiento para sustituir o recalibrar los sensores. O se puede disminuir la potencia de la operación de la turbina eólica, es decir, se pueden reducir las cargas en la turbina eólica conscientemente a expensas de la generación de potencia eléctrica, porque las mediciones de los sensores no son tan fiables como deberían ser. Aún en otros ejemplos, los algoritmos y procedimientos de control que dependen de la entrada de los sensores de acimut se pueden inhabilitar y/o sustituir por otros algoritmos y procedimientos. En otros ejemplos, la operación de turbina eólica se puede detener si se determina que los sensores de acimut no son fiables. En ejemplos, se pueden definir diferentes niveles de umbral (dos o más), y para cada umbral se pueden definir diferentes acciones que incluyen señales de advertencia, planificación de mantenimiento o recalibración, inhabilitación o adaptación de las funciones de control, control para reducir las cargas, interrupción de la operación y otros.

[0077] En algunos ejemplos, como en la figura 4, el procedimiento puede comprender además determinar si la fase angular de los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor de la una o más palas se desvía de una fase angular de los momentos en el plano teóricos en más de un segundo valor umbral, siendo el segundo valor umbral mayor que el primer valor umbral.

[0078] El segundo valor umbral puede estar entre 10º y 20º. En el ejemplo específico de la figura 4, el segundo valor umbral se fija en 15º. En ejemplos, el procedimiento puede comprender además interrumpir la operación de la turbina eólica, si el ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados de las palas se desvía del ángulo de fase de los momentos en el plano teóricos de las palas en más del segundo valor umbral. En estos ejemplos, un primer umbral puede generar una señal de advertencia (los operarios son conscientes de un problema potencial y la operación puede continuar, de forma normal o con algunos cambios), y el paso de un segundo umbral indica una advertencia más grave (por ejemplo, interrupción de la operación, disminución de la potencia de la operación u otros).

[0079] En otro aspecto, se proporciona un sistema de turbina eólica. Con referencia a la figura 1, el sistema de turbina eólica comprende una turbina eólica 10 que incluye un rotor de turbina eólica 18 con una pluralidad de palas 22, una pluralidad de sensores de carga para medir cargas en las palas 22, y un sistema de medición de acimut para determinar una posición angular del rotor de turbina eólica 18 en un plano de rotor.

[0080] El sistema de turbina eólica comprende además un sistema de control configurado para llevar a cabo cualquiera de los procedimientos ilustrados en el presente documento.

[0081] Con referencia a la figura 6, en particular, el sistema de control se puede configurar para recibir señales de los sensores de carga durante la operación, en el bloque 400. El sistema de control puede, en el bloque 410, determinar además momentos en el plano en una o más de las palas. En particular, en el bloque 410, se pueden determinar o seleccionar los momentos en el plano con frecuencia 1p.

[0082] [0063]El sistema de control se puede configurar además, en el bloque 420, para recibir posiciones de acimut desde uno o más sensores de acimut. El sistema de control se puede configurar además para comparar la comparación de un ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados con un ángulo de fase de acimut medido; y para determinar si el ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados se desvía del ángulo de fase de acimut medido en más de un umbral predefinido. Si se realiza esta determinación, en el bloque 440, se detecta una fiabilidad reducida de los sensores de acimut. El sistema de control se puede configurar además para generar una señal de advertencia si se detecta la fiabilidad reducida. Como se menciona anteriormente, la señal de advertencia puede adoptar diferentes formas y puede dar lugar a una variedad de acciones que incluyen el mantenimiento programado, el reemplazo o recalibración de un sensor, la interrupción de la operación, el envío de una advertencia a un centro operativo remoto y otros. En otros ejemplos, la entrada de un sensor de acimut que todavía se puede considerar fiable se puede seleccionar como entrada (sin tener en cuenta las entradas de otros sensores de acimut).

[0083] Las figuras 7A y 7B ilustran esquemáticamente una comparación entre los momentos en el plano medidos y los momentos en el plano teóricos en base a un ángulo de acimut medido.

[0084] En la situación de la figura 7A, se realiza una comparación para las tres palas individuales entre los momentos en el plano medidos (líneas gruesas) y los momentos en el plano teóricos en base al ángulo de acimut medido (las líneas interrumpidas indicaban umbrales superiores e inferiores). Es decir, se realiza una comparación indirecta entre el ángulo de fase que se puede derivar de los momentos en el plano medidos y el ángulo de fase como se mide por el sensor de acimut. En la situación de la figura 7A, se puede observar (lado derecho de la figura) que la diferencia en el ángulo de fase está, en general, en el intervalo entre 5º y -5º. En el ejemplo específico se muestra que un primer umbral se define en 10º, y un segundo umbral en 15º. Las diferencias en los resultados entre las palas individuales se pueden explicar, en general, por la exactitud o los errores en las mediciones.

[0085] En la situación de la figura 7B, se puede observar en cambio que hay una diferencia significativa, alrededor de 30º, entre el ángulo de acimut medido y el ángulo que se puede derivar de las mediciones de carga. Además, se puede observar que la desviación no solo se encuentra para una pala individual (lo que podría indicar potencialmente un problema con las mediciones de una pala individual), sino más bien para cada una de las tres palas.

[0086] Se ha descubierto que incluso si los sensores de carga también pueden tener una fiabilidad reducida a veces, una fiabilidad reducida de este tipo, en general, afectará los valores absolutos de las mediciones, pero no tanto el ángulo de fase. Por lo tanto, los ejemplos de los procedimientos proporcionados en el presente documento se pueden usar incluso si los sensores de carga tienen una fiabilidad reducida, hasta cierto punto.

[0087] En algunos ejemplos, en los que cada una de las palas puede comprender galgas extensiométricas. En particular, se pueden disponer algunas de las galgas extensiométricas para medir los momentos en el sentido del batimiento, y se pueden disponer otras galgas extensiométricas para medir los momentos en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida. Las galgas extensiométricas se pueden ubicar en o cerca de la raíz de la pala, donde los momentos de flexión serán los más altos. En otros ejemplos, las galgas extensiométricas se pueden ubicar en una posición en el sentido de la envergadura a una distancia de la raíz. Las mediciones de dichas galgas extensiométricas se pueden convertir en momentos en la raíz de pala en algunos ejemplos. En ejemplos, las mediciones de los sensores de carga en las palas que no están en la raíz de la pala se pueden extrapolar para indicar momentos en la raíz de una pala. En ejemplos, se pueden montar los sensores en una ubicación adecuada en el buje, en lugar de la pala.

[0088] En otros ejemplos, se pueden usar otros sensores o sistemas para medir la tensión y la deformación, y/o para derivar momentos de flexión en las palas. Las galgas extensiométricas adecuadas pueden incluir galgas extensiométricas de lámina resistiva. Las galgas extensiométricas resistivas se pueden unir a la pala con una cola adecuada, por ejemplo, cola a base de epoxi. También se pueden usar otros tipos de galgas extensiométricas y sensores, tales como, por ejemplo, piezorresistencias, galgas extensiométricas capacitivas o fibra óptica para medir la deformación a lo largo de una fibra óptica o acelerómetros.

[0089] En algunos ejemplos, el sistema de medición de acimut comprende un codificador rotatorio. Un codificador rotatorio de este tipo se puede disponer con el rotor de turbina eólica, incluyendo el eje lento, o el buje. También se puede disponer un codificador rotatorio con el rotor de generador o el eje rápido. En otros ejemplos, el sistema de medición de acimut se puede basar en, por ejemplo, un sensor de capacitancia, inductancia, magnético o de proximidad dispuesto con el buje. La interacción del buje con un elemento montado en la góndola se puede medir con dichos sensores para determinar un ángulo de acimut.

[0090] En algunos ejemplos, el sistema de control puede estar en una ubicación remota de la turbina eólica. El sistema de control puede ser parte de un sistema SCADA de un parque eólico, o puede estar en un centro operativo remoto. En algunos ejemplos, el propio controlador de turbina eólica puede incorporar las funciones para determinar un potencial mal funcionamiento o pérdida de fiabilidad del sensor de carga. El sistema de control también puede formar parte del controlador de turbina eólica, es decir, la combinación dehardwarey/osoftwareproporcionada en la propia turbina eólica.

[0091] [0072]La figura 5 ilustra esquemáticamente otro ejemplo de un procedimiento para determinar la fiabilidad de un sistema de medición de acimut de turbina eólica. La figura 5 ilustra esquemáticamente un procedimiento para la determinación en línea del correcto funcionamiento de los sensores de acimut de una turbina eólica. La determinación "en línea" se puede considerar en el presente documento como una determinación que se produce durante la operación normal de la turbina eólica, y sustancialmente en tiempo real. Por lo tanto, la determinación no requiere una secuencia operativa específica o condiciones operativas específicas.

[0092] El procedimiento comprende medir las deformaciones en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y en el sentido de batimiento en una pala de turbina eólica, en el bloque 300. El procedimiento comprende, a continuación, en el bloque 310, determinar los momentos de flexión en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y en el sentido de batimiento en la pala de turbina eólica en base a las deformaciones medidas.

[0093] En el bloque 320, los momentos de flexión en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y en el sentido de batimiento determinados se pueden convertir en momentos en el plano medidos y momentos fuera del plano medidos en la pala de turbina eólica. La conversión de en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y en el sentido de batimiento a en el plano y fuera del plano se puede basar en particular en el ángulo depitchde la pala individual. En el bloque 330, se puede aplicar un filtro de pico para determinar los momentos en el plano medidos con frecuencia 1p. Y en el bloque 340, se puede determinar un ángulo de fase de los momentos en el plano con frecuencia 1p.

[0094] El procedimiento comprende, en el bloque 350, medir un ángulo de acimut de la pala de rotor con el sensor de acimut. A continuación, en el bloque 360, el ángulo de fase determinado en base a los momentos en el plano medidos con frecuencia 1p se puede comparar con el ángulo de acimut medido.

[0095] En el bloque 370, se determina que los sensores de acimut funcionan correctamente, si una fase angular de los momentos en el plano medidos con frecuencia 1p difiere menos de una diferencia de ángulo de fase umbral del ángulo de acimut medido. El funcionamiento de la turbina eólica puede continuar de forma normal, como se indica esquemáticamente en la figura 5. Si la diferencia angular está por encima del umbral, se puede tomar una medida para contrarrestar el mal funcionamiento del sensor de acimut y/o se puede generar una advertencia.

[0096] Aunque la figura 5 ilustra un procedimiento para una única pala de una turbina eólica, se puede aplicar el mismo procedimiento a múltiples palas de la misma turbina eólica.

[0097] En algunos ejemplos, el procedimiento puede comprender además interrumpir la operación de la turbina eólica si se genera la advertencia o disminuir la potencia de la turbina eólica si se genera la advertencia.

[0098] El orden mostrado de las etapas de procedimiento en las figuras 3, 5 y 6 no se ha de considerar necesariamente secuencial. En particular, no es necesario que se produzca la determinación de los ángulos de acimut en ningún momento específico en comparación con la medición de las cargas. Solo es necesario correlacionar las cargas y el ángulo de acimut medidos en el tiempo para realizar una comparación significativa. Además, los procedimientos se pueden llevar a cabo continuamente durante la operación de la turbina eólica. Las etapas se pueden llevar a cabo a una frecuencia de más de 1 Hz, específicamente a una frecuencia mayor a 10 Hz.

[0099] A lo largo de la presente divulgación se ha hecho referencia a una comparación entre el ángulo de fase de acimut medido y el ángulo de fase que se puede derivar de los momentos de flexión en el plano con frecuencia 1p (es decir, aquellos momentos que teóricamente se pueden atribuir solo al peso o masa de las palas). Una comparación de este tipo se puede hacer directamente en algunos casos. En otros casos, se puede hacer una comparación entre la fase angular de los momentos de flexión en el plano medidos con frecuencia 1p y los momentos teóricos provocados por la masa de las palas, en los que los momentos teóricos se pueden calcular en base al ángulo de acimut medido.

[0100] A lo largo de la presente divulgación, se ha hecho referencia a una comparación con un umbral. Una comparación de este tipo se puede basar en una única revolución de un rotor de turbina eólica. En otros ejemplos, se puede hacer una comparación con un umbral (o múltiples umbrales) en base a una pluralidad de revoluciones de rotor, por ejemplo, 5 o 10 o más.

[0101] Los ejemplos de los procedimientos divulgados en el presente documento se pueden implementar conhardware,software,firmwarey combinaciones de los mismos.

[0102] Los expertos en la técnica apreciarían además que los diversos bloques, módulos, circuitos y etapas algorítmicas lógicos ilustrativos descritos en relación con la divulgación en el presente documento se pueden implementar comohardwareelectrónico,softwareinformático o combinaciones de ambos. Para ilustrar claramente esta intercambiabilidad dehardwareysoftware, anteriormente se han descrito diversos componentes, bloques, módulos, circuitos y etapas ilustrativos, en general, en términos de su funcionalidad. Que dicha funcionalidad se implemente comohardwareosoftwaredepende de la aplicación en particular y de las restricciones de diseño impuestas en el sistema global. Los expertos en la técnica pueden implementar la funcionalidad descrita de maneras variables para cada aplicación particular.

[0103] [0084]Los diversos bloques lógicos, módulos y circuitos ilustrativos descritos en relación con la divulgación en el presente documento se pueden implementar o realizar con uno o más procesadores de propósito general, un procesador de señales digitales (DSP), arquitectura informática de nube, un circuito integrado específico de la aplicación (ASIC), una matriz de puertas programablesin situ(FPGA) u otro dispositivo de lógica programable, lógica de transistores o puertas discretas, componentes dehardwarediscretos o cualquier combinación de los mismos diseñada para realizar las funciones descritas en el presente documento. Un procesador de propósito general puede ser un microprocesador, pero, como alternativa, el procesador puede ser cualquier procesador, controlador, microcontrolador o máquina de estados convencional. Un procesador también se puede implementar como una combinación de dispositivos informáticos, por ejemplo, una combinación de un DSP y un microprocesador, una pluralidad de microprocesadores, uno o más microprocesadores junto con un núcleo de DSP o cualquier otra configuración de este tipo.

[0105] La presente divulgación también se refiere a sistemas informáticos adaptados para llevar a cabo cualquiera de los procedimientos divulgados en el presente documento.

[0107] La presente divulgación también se refiere a un programa informático o producto de programa informático que comprende instrucciones (código), que cuando se ejecuta, realiza cualquiera de los procedimientos divulgados en el presente documento.

[0109] El programa informático puede estar en forma de código fuente, código objeto, un código objeto y fuente intermedia de código, tal como en forma parcialmente compilada, o en cualquier otra forma adecuada para su uso en la implementación de los procesos. El portador puede ser cualquier entidad o dispositivo que pueda portar el programa informático.

[0111] Si se implementan ensoftware/firmware, las funciones se pueden almacenar en, o transmitir por, un medio legible por ordenador, como una o más instrucciones o código. Los medios legibles por ordenador incluyen tanto medios de almacenamiento informático como medios de comunicación que incluyen cualquier medio que facilita la transferencia de un programa informático de un lugar a otro. Un medio de almacenamiento puede ser cualquier medio disponible al que se pueda acceder por un ordenador de propósito general o de propósito especial. A modo de ejemplo, y no de limitación, dichos medios legibles por ordenador pueden comprender RAM, ROM, EEPROM, CD/DVD u otro almacenamiento en disco óptico, almacenamiento en disco magnético u otros dispositivos de almacenamiento magnético, o cualquier otro medio que se pueda usar para transportar o almacenar medios de código de programa deseados en forma de instrucciones o estructuras de datos y al que se pueda acceder por un ordenador de propósito general o de propósito especial, o un procesador de propósito general o de propósito especial. Además, cualquier conexión se denomina apropiadamente medio legible por ordenador. Por ejemplo, si elsoftware/firmwarese transmite desde un sitio web, servidor u otra fuente remota usando un cable coaxial, cable de fibra óptica, par trenzado, línea de abonado digital (DSL) o tecnologías inalámbricas tales como infrarrojos, radio y microondas, entonces el cable coaxial, cable de fibra óptica, par trenzado, DSL o tecnologías inalámbricas, tales como infrarrojos, radio y microondas, se incluyen en la definición de medio. El disco, como se usa en el presente documento, incluye disco compacto (CD), disco láser, disco óptico, disco versátil digital (DVD), disquete y disco Blu-ray, donde los disquetes normalmente reproducen datos magnéticamente, mientras que los discos reproducen datos ópticamente con láseres. Las combinaciones de lo anterior también se deben incluir dentro del alcance de medios legibles por ordenador.

[0113] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo los modos de realización preferentes, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención se define por las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos que conciban los expertos en la técnica. Se pretende que dichos otros ejemplos estén dentro del alcance de las reivindicaciones si tienen elementos estructurales que no difieren del lenguaje literal de las reivindicaciones, o si incluyen elementos estructurales equivalentes con diferencias no sustanciales de los lenguajes literales de las reivindicaciones. Si los signos de referencia relacionados con los dibujos se colocan entre paréntesis en una reivindicación, son únicamente para intentar incrementar la inteligibilidad de la reivindicación y no se interpretarán como limitantes del alcance de la reivindicación.

Claims (15)

1. REIVINDICACIONES

1.Un procedimiento para determinar la fiabilidad de un sistema de medición de acimut en una turbina eólica, que comprende:

medir una fase angular de un rotor de la turbina eólica por el sistema de medición de acimut; medir (200) cargas con sensores de carga durante la operación de la turbina eólica;

determinar (210) momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor de una o más palas en base a las cargas medidas;

determinar (240) que el sistema de medición de acimut tiene una fiabilidad reducida si una fase angular de los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor se desvía de la fase angular medida por el sistema de medición de acimut en más de un primer valor umbral.

2.El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, en el que la medición (200) de las cargas comprende medir (300) los momentos en el sentido de batimiento y en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida.

3.El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 2, en el que los momentos en el sentido de batimiento y en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida se convierten (320) en momentos en el plano y momentos fuera del plano en base a un ángulo depitchde las palas.

4.El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 - 3, en el que determinar los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor comprende:

determinar (210) momentos en el plano en base a las cargas medidas; y

seleccionar (340) los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor.

5.El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 4, en el que la selección (340) de los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor comprende filtrar (330) los momentos en el plano determinados de las palas usando un filtro de pico.

6.El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1-5, en el que el primer valor umbral es un ángulo entre 6 y 15º, específicamente entre 8 y 15º.

7.El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 - 6, que comprende comparar los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor de las palas individuales con momentos en el plano teóricos debido a una masa de las palas individuales en base a una posición de acimut medida de un rotor de turbina eólica.

8.El procedimiento de la reivindicación 7, que comprende determinar que el sistema de medición de acimut tiene una fiabilidad reducida si la fase angular de los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor para al menos una de las palas se desvía de la fase angular de los momentos en el plano teóricos en más de un primer valor umbral.

9.El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 - 8, que comprende además generar una señal de advertencia o cambiar la operación de la turbina eólica cuando se determina que el sistema de medición de acimut tiene una fiabilidad reducida.

10.El procedimiento de la reivindicación 9, en el que cambiar la operación de la turbina eólica incluye uno o más de los siguientes: reducir la potencia de la turbina eólica, desactivar o cambiar uno o más algoritmos de control que se basan en mediciones del sistema de medición de acimut.

11.El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 - 10, que comprende además determinar si la fase angular de los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor de la una o más palas se desvía de la fase angular medida en más de un segundo valor umbral, siendo el segundo valor umbral mayor que el primer valor umbral.

12.El procedimiento de la reivindicación 11, que comprende además interrumpir la operación de la turbina eólica, si los momentos en el plano seleccionados de las palas se desvían de los momentos en el plano teóricos de las palas en más del segundo valor umbral.

13.Un sistema de turbina eólica que comprende:

una turbina eólica (10) que incluye un rotor de turbina eólica (18) con una pluralidad de palas (22), una pluralidad de sensores de carga para medir cargas en las palas (22),

un sistema de medición de acimut para determinar una posición angular del rotor de turbina eólica (10) en un plano de rotor, y

un sistema de control configurado para:

recibir (400) señales de los sensores de carga durante la operación;

recibir (420) señales del sistema de medición de acimut;

determinar (410) momentos en el plano en una o más de las palas;

seleccionar los momentos en el plano con frecuencia de velocidad de rotación de rotor para las palas;

comparar (430) un ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados con un ángulo de fase de acimut medido; y

generar una señal de advertencia si el ángulo de fase de los momentos en el plano seleccionados se desvía del ángulo de fase de acimut medido en más de un umbral predefinido.

14.El sistema de la reivindicación 13, en el que cada una de las palas (22) comprende galgas extensiométricas y, opcionalmente, en el que las galgas extensiométricas se montan tal como para medir las cargas en el sentido del eje entre el borde de ataque y salida y en el sentido de batimiento y, opcionalmente, en el que los sensores se montan en o cerca de una parte de raíz de las palas (22).

15.El sistema de la reivindicación 13 o 14, en el que el sistema de medición de acimut comprende un codificador rotatorio.