[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

ES2608479T3 - Generador de turbina eólica con operación de velocidad de bloqueo adaptativa - Google Patents

Generador de turbina eólica con operación de velocidad de bloqueo adaptativa Download PDF

Info

Publication number
ES2608479T3
ES2608479T3 ES12810060.9T ES12810060T ES2608479T3 ES 2608479 T3 ES2608479 T3 ES 2608479T3 ES 12810060 T ES12810060 T ES 12810060T ES 2608479 T3 ES2608479 T3 ES 2608479T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
wind turbine
turbine generator
response
mechanical
control system
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES12810060.9T
Other languages
English (en)
Inventor
Jens DEMTRÖDER
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Vestas Wind Systems AS
Original Assignee
Vestas Wind Systems AS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Vestas Wind Systems AS filed Critical Vestas Wind Systems AS
Application granted granted Critical
Publication of ES2608479T3 publication Critical patent/ES2608479T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0296—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor to prevent, counteract or reduce noise emissions
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0276—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling rotor speed, e.g. variable speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/333—Noise or sound levels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/334—Vibration measurements
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Un sistema de control de generador de turbina eólica adaptativo que comprende - un sistema de medición (MS) que comprende al menos un sensor (A1, A2, MC) dispuesto para realizar una pluralidad de mediciones de un parámetro físico indicativo de vibraciones mecánicas de al menos un componente mecánico del generador de turbina eólica en una pluralidad de condiciones operativas para el generador de turbina eólica, - una unidad de almacenamiento (SU) dispuesta para almacenar, en una base de datos de mediciones (MD), datos relacionados con la pluralidad de mediciones junto con datos de condiciones operativas (OC) correspondientes para el generador de turbina eólica y - un gestor de condiciones operativas (OCM) dispuesto para determinar al menos una velocidad del rotor (PSC) del generador de turbina eólica de acuerdo con un algoritmo de control en respuesta a los datos almacenados en la base de datos de mediciones (MD), - un detector de resonancia (RDT) dispuesto para determinar un intervalo de velocidades del rotor (RSW) al que la operación del generador de turbina eólica se debe restringir, en respuesta a la pluralidad de mediciones de un parámetro físico indicativo de vibraciones mecánicas de al menos un componente mecánico, y en el que la unidad de almacenamiento (SU) se dispone para almacenar datos indicativos del intervalo de velocidades del rotor (RSW) al que se debería restringir la operación del generador de turbina eólica, en el que el detector de resonancia (RDT) se dispone para determinar un intervalo de velocidades del rotor (RSW) donde la operación del generador de turbina eólica se debe restringir para evitar la activación de resonancias mecánicas, en respuesta a una comparación entre una medida del nivel de vibración (VL) o nivel de ruido y un valor umbral (TH1, TH2, TH3), y caracterizado por que el sistema de control se dispone para variar el valor umbral (TH1, TH2, TH3) en respuesta al tiempo, para adaptar un nivel de vibración (VL) aceptado de al menos un componente mecánico del generador de turbina eólica en respuesta a una antigüedad del generador de turbina eólica.

Description

5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
DESCRIPCION
Generador de turbina eolica con operacion de velocidad de bloqueo adaptativa Campo de la invencion
La presente invencion se refiere al campo de generadores de turbinas eolicas para generar energfa electrica. Mas espedficamente, la invencion proporciona un sistema de control para un generador de turbina eolica.
Antecedentes de la invencion
Para aumentar el tiempo de vida de un generador de turbina eolica (WTG), es bien sabido que los niveles de vibracion se pueden monitorear, para controlar la operacion del WTG para evitar operar el WTG en condiciones en las que se observan elevados niveles de vibracion, en cualquiera de: generador electrico, caja de engranajes y palas. Tal control del WTG bloquea la velocidad del rotor a un valor de velocidad de rotor, navegando alrededor de intervalos cnticos de la velocidad del rotor.
En la practica, se puede suministrar un WTG con un conjunto predeterminado de intervalos de velocidades del rotor que el sistema de control evita durante largos penodos de tiempo y a cargas elevadas. Sin embargo, las tolerancias de fabricacion y otros factores influyen en las velocidades de giro cnticas reales para un WTG individual y, ademas, el envejecimiento de algunos componentes mecanicos puede influir tambien en los intervalos cnticos de velocidad del rotor real para el WTG. Por lo tanto, teniendo en cuenta tales tolerancias de fabricacion y los factores de envejecimiento, un conjunto predeterminado de intervalos de velocidades del rotor a evitar tienden a cubrir un amplio intervalo de velocidades posibles del rotor, si se tiene en cuenta un margen de seguridad razonable. Esto significa que garantizar una operacion segura del WTG conducira a una pobre eficiencia energetica, puesto que el sistema de control navegara en torno a la mayor velocidad del rotor efectiva durante gran parte del tiempo de operacion.
Los documentos US2003/0151260 A1 y EP2123906 A1 son dos ejemplos de determinacion de frecuencias naturales regularmente cnticas y que se adaptan despues al controlador para evitar los intervalos de velocidades del rotor correspondientes.
Sumario de la invencion
Siguiendo la descripcion anterior, se puede observar como un objetivo de la presente invencion proporciona un sistema de control de WTG capaz de proporcionar una alta eficiencia energetica del WTG y que toma todavfa en cuenta la operacion del WTG en condiciones en las que los componentes mecanicos cnticos se operan a niveles de vibracion seguros.
En el contexto de la presente invencion, la expresion "generador de turbina eolica" (WTG) debe considerarse que incluye, pero no se limita a, un WRG que comprende una o mas palas (de rotor) que pueden girar, por accion del viento, alrededor de un eje horizontal montado en una gondola montada en la parte mas alta de una torre alargada. La propia gondola es pivotante alrededor de un eje vertical para girar la pala del rotor en una posicion adecuada, alineada con la direccion del viento. La o las palas de un rotor se hacen girar a una velocidad del rotor que depende del viento y de la aerodinamica de las palas del rotor con el fin de accionar un generador para convertir la energfa eolica en energfa electrica. En resumen, una turbina eolica o WTG o generador eolico o aerogenerador se puede definir como un medio para convertir la energfa cinetica del viento en energfa mecanica y, posteriormente, en energfa electrica.
En un primer aspecto, la invencion proporciona un sistema de control de WTG adaptativo que comprende
- un sistema de medicion que comprende al menos un sensor dispuesto para realizar una pluralidad de mediciones de un parametro ffsico indicativo de vibraciones mecanicas de al menos un componente mecanico del WTG en una pluralidad de condiciones operativas del WTG,
- una unidad de almacenamiento dispuesta para almacenar, en una base de datos de mediciones, datos relacionados con la pluralidad de mediciones junto con datos de condiciones operativas correspondientes para el WTG, y
- un gestor de condiciones operativas dispuesto para determinar al menos una velocidad del rotor del WTG de acuerdo con un algoritmo de control, en respuesta a los datos almacenados en la base de datos de mediciones
- un detector de resonancia dispuesto para determinar un intervalo de velocidades del rotor al que debena restringirse la operacion del WTG en respuesta a la pluralidad de mediciones de un parametro ffsico indicativo de vibraciones mecanicas de al menos un componente mecanico y en el que la unidad de almacenamiento se dispone para almacenar datos indicativos del intervalo de velocidades del rotor al que debena restringirse la operacion del WTG. Por lo tanto, si las mediciones se actualizan regularmente, el sistema de control siempre podra operar el WTG de acuerdo con el esquema mas eficaz, teniendo en cuenta los intervalos de velocidades del rotor para evitar las cargas elevadas. Se debe entender que el detector de resonancia se puede implementar de diversas maneras, basandose en los niveles de vibracion medidos u otros datos medidos en el componente o componentes mecanicos.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
El detector de resonancia se dispone para determinar un intervalo de velocidades del rotor al que la operacion del WTG se debe restringir para evitar la activacion de resonancias mecanicas, en respuesta a una comparacion entre una medida del nivel de vibracion o nivel de ruido y un valor umbral. Por tanto, basandose en un conjunto de umbrales de nivel de vibracion para diversos componentes mecanicos, el detector de resonancia puede determinar los intervalos de velocidades del rotor en los que el componente mecanico se encuentra en un estado de resonancia, si lo hubiera. Especialmente, el sistema de control se puede disponer para variar dicho valor umbral en respuesta al tiempo, con el fin de adaptar un nivel de vibracion aceptado de al menos un componente mecanico del WTG en respuesta a una antiguedad del WTG.
Tal WTG es ventajoso, puesto que los componentes mecanicos cnticos se pueden suministrar con sensores de vibracion que, despues de un penodo de operacion, permiten el registro de frecuencias de resonancia cnticas para cada componente mecanico cntico y las velocidades del rotor correspondientes. Por lo tanto, el sistema de control puede adaptar la operacion del WTG en respuesta a mediciones reales de los niveles de vibracion en la instalacion de WTG individual. De este modo, se garantiza una operacion segura a pesar de que solo se proporciona un margen de seguridad mmimo, o incluso un margen de seguridad, en torno a las velocidades del rotor donde se detectan niveles de vibracion cnticos. Por tanto, por ejemplo, basandose en los umbrales del nivel de vibracion para cada componente cntico, es posible establecer un conjunto de intervalos de velocidades del rotor a evitar, y este conjunto de intervalos de velocidades del rotor ocupara un mmimo de velocidades del rotor comparado con los sistemas de control de la tecnica anterior, dejando por tanto, espacio para seleccionar la velocidad del rotor mas eficiente energeticamente con una condicion de viento dada. De este modo, se puede combinar una operacion segura con una alta eficiencia energetica. Ademas, puesto que el sistema de control de WTG aprende y adapta la operacion de acuerdo con las mediciones continuamente actualizadas o al menos mediciones actualizadas a intervalos regulares, el WTG podra adaptarse a los cambios en las resonancias debido al desgaste de los componentes mecanicos y otros parametros que pueden variar a lo largo del tiempo. Por lo tanto, el control de la operacion del WTG responde al estado real de los componentes mecanicos y otros parametros que puedan influir en las resonancias. Ademas, puesto que los niveles de umbral son adaptables a lo largo del tiempo, esto permite una operacion energeticamente eficiente del WTG cuando el WTG esta todavfa nuevo, cuando se pueden aceptar altos niveles de vibracion. En una etapa mas antigua, se puede establecer un umbral inferior para asegurar una operacion mas cuidadosa del WTG, dando como resultado una menor eficiencia energetica, pero un tiempo de vida util esperado del WTG.
El gestor de condiciones operativas se puede disponer para calcular una relacion deseada entre la velocidad del rotor y la energfa electrica producida en respuesta a al menos una condicion del viento para modificar la relacion deseada entre la velocidad del rotor y la energfa electrica producida en respuesta a los datos relacionados con la pluralidad de mediciones, y para controlar la operacion del WTG en consecuencia. De este modo, el sistema de control puede calcular la operacion mas eficiente energeticamente, con las condiciones de viento dadas, y luego modificar esta operacion para cumplir con intervalos de velocidades que deben evitarse debido a resonancias mecanicas. En otras palabras, el sistema de control puede incluir una estrategia de control para navegar en torno a los intervalos de velocidades con resonancias de la manera mas eficiente energeticamente, teniendo en cuenta las cargas aceptables a aplicar y tambien un tiempo aceptable cuando el WTG se opera, inevitablemente, dentro de los intervalos de velocidades del rotor con requisitos limitados.
El sistema de control se dispone preferentemente para realizar mediciones actualizadas del parametro ffsico indicativo de vibraciones mecanicas del al menos un componente mecanico, para adaptarse a los cambios en los componentes mecanicos a lo largo del tiempo. De este modo se puede realizar de manera continua para obtener datos para muchas condiciones operativas diferentes, o las mediciones se pueden actualizar a intervalos regulares.
El al menos un sensor del sistema de medicion puede comprender un acelerometro, un extensometro, un sensor optico de vibracion y un microfono. Pueden utilizarse tambien otros tipos de sensores capaces de proporcionar datos indicativos de niveles de vibracion o niveles de ruido. Se puede proporcionar uno o mas sensores en cada componente mecanico cntico. Por ejemplo, se pueden proporcionar dos o tres sensores de vibracion para medir vibraciones en un componente mecanico en direcciones respectivas o en posiciones respectivas sobre los componentes.
En algunas realizaciones, el al menos un sensor comprende un microfono dispuesto para medir el ruido generado por al menos un componente mecanico, por ejemplo, mediante un microfono colocado en la gondola. Especialmente, el gestor de condiciones operativas se puede disponer para estimar el ruido externo generado por el WTG en respuesta al ruido medido por el microfono. Por lo tanto, el sistema de control se puede disponer para tener en cuenta diferentes exigencias de ruido externo que el WTG debe cumplir, por ejemplo, diferentes lfmites de ruido de dfa y de noche, y tambien puede ser posible analizar el ruido con respecto a los tonos puros, para estimar si el lfmite de ruido externo para el WTG se restringira aun mas por una denominada penalizacion de tono puro. Esto permite que el sistema de control opere el WTG para cumplir con los lfmites de ruido dados.
El sistema de medicion puede comprender una pluralidad de sensores dispuestos para realizar mediciones de parametros ffsicos indicativos de vibraciones mecanicas de los respectivos componentes mecanicos del WTG. Especialmente, se prefiere que al menos un sensor se proporcione en cada uno de: el generador de energfa electrica, la caja de engranajes y la al menos una pala, por ejemplo, en todas las palas del WTG. Mas
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
espedficamente, se pueden disponer sensores de vibracion para medir vibraciones en el sentido de batimiento relativo entre al menos dos palas, que se sabe que proporcionan una posible resonancia que puede no ser posible detectar mediante mediciones de vibracion en el tren de accionamiento o mediciones de vibracion separadas en las palas.
Por lo general, el sistema de medicion se dispone preferentemente para realizar un analisis espectral de senales recibidas desde al menos un sensor. Se prefiere medir niveles de vibracion y/o niveles de ruido de los componentes mecanicos, y para muchos de los componentes, un analisis espectral de las senales de tiempo medidas puede realizarse ventajosamente para identificar componentes de frecuencia espedficos que pueden utilizarse para clasificar el estado del componente mecanico. Ademas, la unidad de almacenamiento se puede disponer para almacenar datos indicativos de una extension en un nivel de vibracion o un nivel de ruido con respecto a la frecuencia, para al menos un componente mecanico. Esta dispersion se puede utilizar ademas para identificar si un pico de resonancia de vibracion de un componente es estrecho, es decir, solo se ve afectado por un intervalo de velocidades del rotor estrecho, o si la resonancia es amplia, requiriendo de este modo evitar un intervalo mas amplio de velocidades del rotor.
En un segundo aspecto, la invencion proporciona un WTG que comprende un sistema de control de WTG de acuerdo con el primer aspecto.
En un tercer aspecto, la invencion proporciona un metodo para controlar un WTG de una manera comparable con el primer aspecto.
Se entiende que las mismas ventajas que se describen para el primer aspecto se aplican tambien para los aspectos segundo y tercero, y las mismas realizaciones principales del primer aspecto se aplican tambien para los aspectos segundo y tercero. Los aspectos primero, segundo y tercero se pueden combinar con cualquiera de los otros aspectos. Estos y otros aspectos de la invencion se haran evidentes y se dilucidaran con referencia a las realizaciones descritas a continuacion.
Breve descripcion de las figuras
Las realizaciones de la invencion se describiran con mas detalle a continuacion con respecto a las figuras adjuntas. Las figuras muestran una forma de implementacion de la presente invencion y no deben interpretarse como limitativas para otras posibles realizaciones comprendidas dentro del alcance del conjunto de reivindicaciones adjunto.
La Figura 1 ilustra un diagrama de bloques de una realizacion del sistema de control de turbina eolica,
la Figura 2 ilustra un diagrama de bloques de un ejemplo de determinacion y almacenamiento de informacion sobre estados de resonancia, y
las Figuras 3 y 4 ilustran graficas de ejemplos de navegacion alrededor de un intervalo de velocidades del rotor con una resonancia detectada de un componente mecanico del WTG,
la Figura 5 ilustra un grafico con ejemplos de niveles de ruido medidos a diferentes velocidades del rotor y seleccion de diferentes intervalos de velocidades del rotor para evitar en periodos diurnos y nocturnos, donde la legislacion establece diferentes lfmites de ruido externo y
la Figura 6 ilustra un grafico de un ejemplo de un umbral de vibracion permitido para un componente mecanico en funcion del tiempo, mostrando que se puede seleccionar este umbral para que vane durante el tiempo de vida del WTG.
Descripcion detallada de una realizacion
La Figura 1 muestra un diagrama de bloques de una realizacion del sistema de control del WTG adaptativo. Un sistema de medicion incluye un procesador de medicion MP que recibe entradas de los sensores de medicion, aqm dos acelerometros A1, A2 y de un microfono MC. Estos sensores A1, A2, MC se situan sobre componentes mecanicos cnticos del wTg para proporcionar datos indicativos de vibraciones de tales componentes, especialmente del tren de accionamiento y las palas. Por ejemplo, A1 se puede montar en el generador de energfa electrica, A2 se puede montar en la estructura del rotor y el microfono MC se puede colocar para medir el ruido acustico en la gondola. De este modo, una pluralidad de mediciones de niveles de vibracion y niveles de ruido se pueden almacenar junto con informacion sobre las condiciones operativas OC correspondientes para el WTG en el momento en que se realizaron las mediciones. Especialmente, tales condiciones operativas OC pueden incluir condiciones externas tales como temperatura, velocidad y direccion del viento, pero tambien condiciones relativas a la velocidad del rotor del WTG, y la energfa electrica realmente generada. Por lo tanto, es posible que el sistema de medicion pueda obtener entradas de medicion desde los sensores A1, A2, MC durante una variedad de condiciones operativas diferentes.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
Una unidad de almacenamiento SU almacena datos relacionados con la pluralidad de mediciones, por ejemplo, niveles de vibracion y/o espectros de vibracion, junto con los correspondientes datos de condiciones operativas OC del WTG en una base de datos de mediciones Md. Preferentemente, tambien se almacena un sello de tiempo, con el fin de permitir el control de una evolucion temporal en los niveles de vibracion.
Un gestor de condiciones operativas OCM se dispone para determinar un conjunto de parametros PSC que comprende al menos una velocidad del rotor del wTg de acuerdo con un algoritmo de control en respuesta a los datos almacenados en la base de datos de mediciones MD. Sin embargo, en la realizacion ilustrada, el gestor de condiciones operativas OCM ejecuta un algoritmo que responde a una velocidad del rotor DRS recibida de un algoritmo que calcula la velocidad del rotor a aplicar para la generacion de energfa mas eficiente del WTG, basandose en las condiciones de viento reales y estimadas. El gestor de condiciones operativas OCM busca en la base de datos de mediciones MD datos de vibracion en o cerca de la velocidad del rotor deseada DRS y en caso de que uno o mas de los componentes mecanicos exhiban altos niveles de vibracion a la velocidad del rotor deseada DRS y al nivel de energfa electrica deseado, el gestor de condiciones operativas OCM calcula una estrategia para navegar alrededor de un intervalo de velocidades del rotor con niveles de vibracion inaceptables de la forma mas eficiente energeticamente. Un conjunto de parametros PSC, por ejemplo, en forma de curva de velocidad-energfa a seguir, se genera despues en consecuencia y se aplica al controlador de velocidad bloqueado adaptado ALSC que controla el WTG en consecuencia, tal y como se conoce en la tecnica.
La ventaja de la invencion es que el conjunto normal de intervalos de velocidades del rotor predeterminadas a evitar se ve reemplazado por una base de datos de mediciones MD dinamica que se actualiza con datos medidos para los componentes mecanicos reales del WTG individual en diferentes condiciones operativas. Por lo tanto, el gestor de condiciones operativas solo necesita navegar en torno a las condiciones operativas mas cnticas, por ejemplo, combinaciones de velocidad del rotor y carga de potencia, donde se ha registrado realmente que se producen altos niveles de vibracion. Esto permite una operacion mas eficaz del WTG, puesto que solo es necesario navegar alrededor de los intervalos de velocidades del rotor realmente cnticos sin tener en cuenta un margen de seguridad debido a variaciones individuales debidas a tolerancias de componentes y posibles variaciones temporales en el comportamiento de los componentes.
En la practica, la invencion se puede implementar incluyendo un conjunto de arranque de intervalos de velocidades del rotor pre-programadas para navegar a su alrededor, es decir, como en los WTG de la tecnica anterior. Una vez que el WTG esta en operacion, la base de datos de mediciones MD se actualizara con mediciones en diferentes condiciones operativas, y el sistema de control aprendera de forma adaptativa el rendimiento real del WTG individual y, por tanto, sera capaz invalidar el intervalo de velocidad del rotor de arranque cuando se requiera una operacion restringida.
La Figura 2 muestra un diagrama de bloques de una forma de implementar un detector de resonancia RDT en respuesta a una entrada en forma de un nivel de vibracion VL1 en un componente mecanico. En una realizacion, el nivel de vibracion medido VL1 se compara con un umbral predeterminado TH1 para el componente mecanico, por ejemplo, en forma de un umbral de vibracion para la operacion de seguridad del componente mecanico. Si el nivel de vibracion VL1 supera el umbral TH1, la medicion se puede clasificar como "resonancia". Al mismo tiempo, tambien se registran los datos de condiciones operativas OC para el WTG, al menos incluyendo una velocidad del rotor, y en respuesta el detector de resonancia se almacena en una base de datos o en una memoria, una ventana de velocidad del rotor RSW donde el nivel de vibracion VL1 para el componente mecanico supera el umbral TH1. Por lo tanto, esta ventana de velocidad del rotor RSW sirve como entrada a un controlador de velocidad-energfa PSCT que genera parametros de control CP correspondientes para controlar el WTG.
Los datos de la ventana de velocidad del rotor RSW se actualizan preferentemente cuando nuevas mediciones indican cualquier cambio. Por ejemplo, la base de datos o memoria puede tener la forma de un conjunto fijo de ventanas de velocidad del rotor RsW, donde solo las velocidades superior e inferior del rotor se actualizan de forma adaptativa en respuesta a nuevas mediciones.
La Figura 3 muestra un grafico que ilustra una posible estrategia para el sistema de control para navegar alrededor de un intervalo de velocidades del rotor o ventana de velocidad del rotor donde se han observado niveles de vibracion y/o niveles de ruido cnticamente altos. El grafico muestra la velocidad del rotor RS con respecto al tiempo T, y la ventana de velocidad del rotor cntica entre un lfmite inferior LL y un lfmite superior UL se indica con un area punteada. La lmea continua indica la velocidad del rotor RS preferida con respecto a la secuencia de tiempo T con respecto a la eficiencia energetica optima. Sin embargo, partiendo de una velocidad del rotor baja, esto incluina la operacion del WTG dentro de la ventana de velocidad del rotor cntica, es decir, entre LL y UL durante un periodo de tiempo bastante largo. En su lugar, el sistema de control se puede programar para seguir la lmea discontinua en negrita, donde se sigue la secuencia preferida hasta que se alcanza el lfmite de velocidad del rotor inferior LL y esta velocidad del rotor se mantiene despues aproximadamente durante el periodo a medida que la secuencia optima prescribe para aumentar la velocidad desde el lfmite inferior LL hasta el lfmite superior UL. Solo ligeramente antes del final de este periodo, la velocidad del rotor se incrementa rapidamente hasta el lfmite superior UL, operando asf el WTG dentro del intervalo LL a UL solamente durante un corto periodo de tiempo TR. Despues de esta navegacion, se puede volver a seguir la secuencia optima.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
La Figura 4 muestra otro grafico que sirve tambien para ilustrar como el sistema de control puede navegar alrededor de una ventana de velocidad del rotor RS cntica dentro de un Kmite inferior LL y un lfmite superior UL. El grafico ilustra la relacion entre la energfa electrica generada P con respecto a la velocidad del rotor RS, tambien conocida como curva de velocidad-energfa. Nuevamente el area punteada indica la ventana de velocidad del rotor RS cntica, mientras que la secuencia optima se indica con la lmea continua, y la secuencia elegida realmente se muestra con las lmeas y flechas en negrita. A partir de una velocidad del rotor baja, se sigue la secuencia optima hasta que se alcanza el lfmite de velocidad del rotor inferior LL. La carga se incrementa despues con una velocidad del rotor RS mantenida hasta que la energfa electrica P se haya incrementado a un nivel en el que la secuencia optima prescribe en correspondencia con el lfmite de velocidad superior del rotor UL. A continuacion, se incrementa la velocidad del rotor con un nivel de potencia mantenido P, hasta que se alcanza el lfmite de velocidad superior del rotor UL y despues se puede seguir la secuencia optima. Como se indica con las flechas, se sigue preferentemente la estrategia opuesta cuando se parte de una alta velocidad del rotor y se desacelera el rotor, formando asf una curva de histeresis.
La Figura 5 muestra un grafico de ejemplo de niveles de ruido medidos NL, por ejemplo medidos con un microfono colocado en la gondola. Este nivel de ruido NL se puede utilizar para estimar la emision de ruido externo del WTG. Las mediciones se muestran como asteriscos y se representan graficamente en funcion de la velocidad del rotor RS. Como se ha visto, las mediciones indican un caracter de resonancia del nivel de ruido NL, puesto que se observa un pico en el nivel de ruido NL en un intervalo de velocidad del rotor RS bastante estrecho. Sabiendo tanto el nivel de pico como tambien de la dispersion alrededor de la velocidad del rotor RS en la que se produce el nivel de pico, dichos datos se pueden utilizar para determinar diferentes velocidades del rotor RS que deben evitarse en los penodos en los que deben respetarse diferentes lfmites de ruido externo. Por ejemplo, se indica que un lfmite de tiempo diurno DLM es mas alto que un lfmite de ruido nocturno NLM. Teniendo en cuenta las mediciones de ruido, se pueden determinar las ventanas de velocidad del rotor RSWD y RSWN correspondientes, que deben evitarse para cumplir con los lfmites de ruido, puesto que las velocidades del rotor dentro de las ventanas RSWD y RSWN danan lugar a un nivel de ruido NL que excede los lfmites DLM, NLM. Por simplicidad, la influencia del nivel de carga no se considera aqrn, pero en la practica, es posible considerar una dependencia multidimensional al determinar las ventanas de velocidad del rotor RSWD, RSWN.
La Figura 6 ilustra un grafico con un nivel de vibracion VL con respecto al tiempo T y una indicacion de un ejemplo de umbrales de niveles de vibracion TH1, TH2, TH3 que se determinan para cambiar a lo largo del tiempo T para uno o mas componentes mecanicos cnticos. Con referencia, por ejemplo, a la Figura 2, tal umbral de nivel de vibracion TH1 se puede utilizar para determinar la ventana de velocidad del rotor cntica a evitar para la operacion segura del WTG. Sin embargo, como se ilustra en la Figura 6, podna preferirse que se acepte un umbral de nivel de vibracion bastante alto TH1 para operar el WTG cuando es nuevo, mientras que el umbral se puede ajustar hacia abajo a umbrales inferiores TH2, tH3 cuando el WTG se vuelve mas antiguo. Tal estrategia aumentara la eficiencia energetica cuando el WTG es nuevo, mientras que la eficiencia energetica se intercambia por un penodo de larga vida en un estado posterior. Sin embargo, independientemente del umbral de vibracion que se seleccione, el sistema de control de acuerdo con la invencion, ayudara a proporcionar la maxima eficiencia energetica combinada con una seguridad optima, dentro del umbral de vibracion seleccionado, puesto que la evaluacion contra el umbral es una medicion de vibracion real.
En resumen, la invencion proporciona un sistema de control de WTG adaptativo que comprende un sistema de medicion MS con sensores A1, A2, MC dispuestos para realizar mediciones de vibraciones mecanicas de uno o mas componentes mecanicos del WTG, en una pluralidad de condiciones operativas del WTG. Una unidad de almacenamiento SU almacena, en una base de datos de mediciones MD, datos medidos y datos de condiciones operativas OC correspondientes para el WTG. Un gestor de condiciones operativas OCM determina como operar el WTG, incluida la velocidad del rotor PSC, de acuerdo con un algoritmo de control en respuesta a los datos almacenados en la base de datos de mediciones MD. De este modo, se pueden tener en cuenta las mediciones individuales de vibracion en componentes cnticos tales como el generador de energfa electrica y las palas del WTG al determinar que ventanas de velocidad del rotor se deben evitar. Esto permite un WTG mas eficiente energeticamente, puesto que se puede evitar un gran margen de seguridad alrededor de ventanas de velocidad del rotor tabuladas, calculadas o predeterminadas. Ademas, con una actualizacion continua de las mediciones, el sistema de control puede tener en cuenta variaciones en el comportamiento de vibracion de los componentes a lo largo del tiempo.
Aunque la presente invencion se ha descrito en relacion con las realizaciones especificadas, no debe interpretarse que este de ninguna manera limitada a los ejemplos presentados. El alcance de la presente invencion viene establecido por el conjunto de reivindicaciones adjuntas. En el contexto de las reivindicaciones, las expresiones "comprendiendo" o "comprende(n)" no excluyen otros posibles elementos o etapas. Ademas, la mencion de referencias tales como "un" o "una", etc. no debe ser interpretada como la exclusion de una pluralidad. El uso de signos de referencia en las reivindicaciones con respecto a los elementos indicados en las figuras tampoco se interpretara como limitativo del alcance de la invencion.

Claims (12)

  1. 5
    10
    15
    20
    25
    30
    35
    40
    45
    50
    55
    60
    65
    REIVINDICACIONES
    1. Un sistema de control de generador de turbina eolica adaptativo que comprende
    - un sistema de medicion (MS) que comprende al menos un sensor (A1, A2, MC) dispuesto para realizar una pluralidad de mediciones de un parametro ffsico indicativo de vibraciones mecanicas de al menos un componente mecanico del generador de turbina eolica en una pluralidad de condiciones operativas para el generador de turbina eolica,
    - una unidad de almacenamiento (SU) dispuesta para almacenar, en una base de datos de mediciones (MD), datos relacionados con la pluralidad de mediciones junto con datos de condiciones operativas (OC) correspondientes para el generador de turbina eolica y
    - un gestor de condiciones operativas (OCM) dispuesto para determinar al menos una velocidad del rotor (PSC) del generador de turbina eolica de acuerdo con un algoritmo de control en respuesta a los datos almacenados en la base de datos de mediciones (MD),
    - un detector de resonancia (RDT) dispuesto para determinar un intervalo de velocidades del rotor (RSW) al que la operacion del generador de turbina eolica se debe restringir, en respuesta a la pluralidad de mediciones de un parametro ffsico indicativo de vibraciones mecanicas de al menos un componente mecanico, y en el que la unidad de almacenamiento (SU) se dispone para almacenar datos indicativos del intervalo de velocidades del rotor (RSW) al que se debena restringir la operacion del generador de turbina eolica, en el que el detector de resonancia (RDT) se dispone para determinar un intervalo de velocidades del rotor (RSW) donde la operacion del generador de turbina eolica se debe restringir para evitar la activacion de resonancias mecanicas, en respuesta a una comparacion entre una medida del nivel de vibracion (VL) o nivel de ruido y un valor umbral (TH1, TH2, TH3), y
    caracterizado por que el sistema de control se dispone para variar el valor umbral (TH1, TH2, TH3) en respuesta al tiempo, para adaptar un nivel de vibracion (VL) aceptado de al menos un componente mecanico del generador de turbina eolica en respuesta a una antiguedad del generador de turbina eolica.
  2. 2. Sistema de control del generador de turbina eolica de acuerdo con la reivindicacion 1, en el que el gestor de condiciones operativas (OCM) se dispone para calcular una relacion deseada entre la velocidad del rotor y la energfa electrica producida en respuesta a al menos una condicion del viento, para modificar la relacion deseada entre la velocidad del rotor y la energfa electrica producida en respuesta a los datos relacionados con la pluralidad de mediciones, y para controlar la operacion del generador de turbina eolica en consecuencia.
  3. 3. Sistema de control del generador de turbina eolica de acuerdo con la reivindicacion 1 o la reivindicacion 2, dispuesto para realizar mediciones actualizadas del parametro ffsico indicativo de vibraciones mecanicas del al menos un componente mecanico, para adaptarse a cambios en componentes mecanicos a lo largo del tiempo.
  4. 4. Sistema de control del generador de turbina eolica de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en el que el al menos un sensor comprende al menos uno de: un acelerometro (A1, A2), un extensometro, un sensor optico de vibracion y un microfono (MC).
  5. 5. Sistema de control del generador de turbina eolica de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que el al menos un sensor comprende un microfono (MC) dispuesto para medir el ruido generado por al menos un componente mecanico y en el que el gestor de condiciones operativas (OCM) se dispone para estimar el ruido externo generado por el generador de turbina eolica en respuesta al ruido medido por el microfono (MC).
  6. 6. Sistema de control del generador de turbina eolica de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que el sistema de medicion (MS) comprende una pluralidad de sensores (A1, A2, MC) dispuestos para realizar mediciones de parametros ffsicos indicativos de vibraciones mecanicas de componentes mecanicos respectivos del generador de turbina eolica.
  7. 7. Sistema de control del generador de turbina eolica de acuerdo con la reivindicacion 6, en el que los componentes mecanicos comprenden uno o mas de: un generador de energfa electrica, una caja de engranajes y al menos una pala.
  8. 8. Sistema de control del generador de turbina eolica de acuerdo con la reivindicacion 7, que comprende sensores de vibracion dispuestos para medir vibraciones en el sentido del batimiento relativo entre al menos dos palas.
  9. 9. Sistema de control del generador de turbina eolica de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el sistema de medicion (MS) se dispone para realizar el analisis espectral de senales recibidas desde al menos un sensor.
  10. 10. Sistema generador de control de turbina eolica de acuerdo con la reivindicacion 9, en el que la unidad de almacenamiento (SU) se dispone para almacenar datos indicativos de una propagacion en un nivel de vibracion o un nivel de ruido con respecto a la frecuencia, para al menos un componente mecanico.
    5
    10
    15
    20
    25
  11. 11. Generador de turbina eolica que comprende un sistema de control de generador de turbina eolica de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores.
  12. 12. Metodo para controlar un generador de turbina eolica, comprendiendo el metodo
    - realizar una pluralidad de mediciones de un parametro ffsico indicativo de vibraciones mecanicas de al menos un componente mecanico del generador de turbina eolica en una pluralidad de condiciones operativas para el generador de turbina eolica,
    - almacenar datos relacionados con la pluralidad de mediciones junto con datos de condiciones operativas correspondientes para el generador de turbina eolica en una base de datos de mediciones, y
    - determinar al menos una velocidad del rotor del generador de turbina eolica de acuerdo con un algoritmo de control en respuesta a los datos almacenados en la base de datos de mediciones,
    - determinar un intervalo de velocidades del rotor (RSW) al que la operacion del generador de turbina eolica se debe restringir, en respuesta a la pluralidad de mediciones de un parametro ffsico indicativo de vibraciones mecanicas de al menos un componente mecanico, y en el que los datos indicativos del intervalo de velocidades del rotor (RSW) al que se debe restringir la operacion del generador de turbina eolica se almacenan en una unidad de almacenamiento, en el que se incluye ademas la determinacion de un intervalo de velocidades del rotor (RSW) donde la operacion del generador de turbina eolica se debe restringir para evitar la activacion de resonancias mecanicas, en respuesta a una comparacion entre una medida del nivel de vibracion (VL) o nivel de ruido y un valor umbral (TH1, TH2, TH3), y
    caracterizado por que el valor umbral (TH1, TH2, TH3) se vana en respuesta al tiempo, para adaptar un nivel de vibracion (VL) aceptado de al menos un componente mecanico del generador de turbina eolica en respuesta a una antiguedad del generador de turbina eolica.
ES12810060.9T 2011-12-30 2012-12-20 Generador de turbina eólica con operación de velocidad de bloqueo adaptativa Active ES2608479T3 (es)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DKPA201170767 2011-12-30
DK201170767 2011-12-30
PCT/DK2012/050494 WO2013097863A1 (en) 2011-12-30 2012-12-20 Wind turbine generator with adaptive locked speed operation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2608479T3 true ES2608479T3 (es) 2017-04-11

Family

ID=47504552

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES12810060.9T Active ES2608479T3 (es) 2011-12-30 2012-12-20 Generador de turbina eólica con operación de velocidad de bloqueo adaptativa

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9453499B2 (es)
EP (1) EP2798200B1 (es)
ES (1) ES2608479T3 (es)
WO (1) WO2013097863A1 (es)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ES2563092B1 (es) * 2014-09-10 2016-12-19 Acciona Windpower, S.A. Método de control de un aerogenerador
DK179069B1 (en) * 2015-09-04 2017-10-02 Envision Energy Denmark Aps A wind turbine and a method of operating a wind turbine with a rotational speed exclusion zone
US10823643B2 (en) * 2015-11-06 2020-11-03 Aktiebolaget Skf Method and device for handling dynamic characteristics of a vibrating machine component
JP6559559B2 (ja) * 2015-12-11 2019-08-14 株式会社日立製作所 風力発電システムおよび風力発電システムの運転方法
GB2551701A (en) 2016-06-21 2018-01-03 Univ Court Univ Of Edinburgh Control or processing system and method
ES2794878T3 (es) * 2016-09-07 2020-11-19 Vestas Wind Sys As Predicción del ruido de turbinas eólicas
US11255310B2 (en) 2016-11-14 2022-02-22 Vestas Wind Systems A/S Wind turbine noise analysis and control
DE102016121978A1 (de) 2016-11-16 2018-05-17 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
US10495693B2 (en) * 2017-06-01 2019-12-03 General Electric Company Wind turbine fault detection using acoustic, vibration, and electrical signals
ES2922170T3 (es) * 2017-11-06 2022-09-09 Vestas Wind Sys As Método y sistema para controlar una turbina eólica para gestionar vibraciones de pala en sentido del borde
DE102018100726A1 (de) 2018-01-15 2019-07-18 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlage und Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage
DE102018102863A1 (de) 2018-02-08 2019-08-08 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage und entsprechende Windenergieanlage
US11725627B2 (en) 2018-12-21 2023-08-15 Vestas Wind Systems A/S Detuner system
DE102022120945A1 (de) * 2022-08-18 2024-02-29 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Einstellen einer Windenergieanlage

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10016912C1 (de) * 2000-04-05 2001-12-13 Aerodyn Eng Gmbh Turmeigenfrequenzabhängige Betriebsführung von Offshore-Windenergieanlagen
US7476985B2 (en) * 2005-07-22 2009-01-13 Gamesa Innovation & Technology, S.L. Method of operating a wind turbine
US8021110B2 (en) 2007-01-05 2011-09-20 General Electric Company Tonal emission control for wind turbines
US8226347B2 (en) * 2007-10-30 2012-07-24 Northern Power Systems Utility Scale, Inc. Variable speed operating system and method of operation for wind turbines
EP2123906A1 (en) 2008-05-21 2009-11-25 Siemens Aktiengesellschaft Method and apparatus for damping tower oscillation in a wind turbine
US7970556B2 (en) 2009-01-30 2011-06-28 General Electric System and method for monitoring the condition of a gear assembly
US20100135798A1 (en) 2009-02-10 2010-06-03 General Electric Company Wind turbine noise controls
US7902689B2 (en) 2009-07-07 2011-03-08 General Electric Company Method and system for noise controlled operation of a wind turbine

Also Published As

Publication number Publication date
WO2013097863A1 (en) 2013-07-04
US9453499B2 (en) 2016-09-27
US20140327243A1 (en) 2014-11-06
EP2798200B1 (en) 2016-11-16
EP2798200A1 (en) 2014-11-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2608479T3 (es) Generador de turbina eólica con operación de velocidad de bloqueo adaptativa
ES2633346T3 (es) Método de control para una turbina eólica y turbina eólica
ES2701707T3 (es) Procedimiento de funcionamiento de un aerogenerador y aerogenerador
US9822762B2 (en) System and method for operating a wind turbine
ES2857108T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica
US10107261B2 (en) System and method for reducing oscillation loads of wind turbine
ES2770248T3 (es) Procedimiento para operar un sistema de energía eólica
RU2567616C2 (ru) Способ эксплуатации ветроэнергетической установки в условиях обледенения
ES2381094B1 (es) Metodos de monitorizacion de aerogeneradores
ES2664221T3 (es) Control de turbina eólica
ES2962474T3 (es) Método y dispositivo de control predictivo para un conjunto de aerogeneradores en un parque eólico
DK2626550T3 (en) Improved noise reduction control for wind turbines
ES2931179T3 (es) Procedimientos y sistemas de control predictivo de turbinas eólicas
ES2865438T3 (es) Método y dispositivo de identificación del estado de formación de hielo en las palas de un aerogenerador
ES2961270T3 (es) Método para operar una turbina eólica
US20140203562A1 (en) System and method for controlling a wind turbine including conrolling yaw or other parameters
US11028827B2 (en) Operating wind turbine above rating during low erosion conditions
CN111512043B (zh) 用于控制风力涡轮机以管理边缘叶片振动的方法和系统
ES2952711T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica durante condiciones de viento adversas
ES2491015A2 (es) Método de control de aerogenerador
ES2385369T3 (es) Procedimiento para reducir oscilaciones torsionales en el tren de potencia de un aerogenerador
ES2951394T3 (es) Sistema y procedimiento para mitigar cargas que actúan sobre una pala de rotor de una turbina eólica
ES2898432T3 (es) Control de velocidad nominal variable en operación a carga parcial de una turbina eólica
ES2942017T3 (es) Un método para controlar un parque de energía eólica teniendo en cuenta efectos de estela
ES2937864T3 (es) Procedimiento para el funcionamiento de una instalación de energía eólica con al menos una pala de rotor de ángulo de paso de pala ajustable