ES2837129T3 - Control para una turbina eólica - Google Patents

Abstract

Procedimiento de control de una turbina eólica (10) que comprende una góndola (12), un rotor (18), un buje rotatorio (13), una primera pala de rotor (201) y al menos una segunda pala de rotor (202), estado ambas palas de rotor (201, 202) montadas en el buje (13), en el que el procedimiento comprende las etapas de - medir la tensión en la primera pala de rotor (201) en una primera posición angular dentro del plano de rotor por medio de un dispositivo de medición de tensión (31) unido a la primera pala de rotor (201), y - cambiar, en base a la tensión medida, la orientación de la segunda pala de rotor (202) con respecto a la dirección del flujo de aire (26) incidente de modo que se reduce el daño por fatiga que se genera por la interacción entre la segunda pala de rotor (202) y el flujo de aire (26) que incide sobre la segunda pala de rotor (202), - en el que una pluralidad de dispositivos de medición de tensión (31) están dispuestos a lo largo del tramo de la primera pala de rotor (201) entre la porción de raíz (21) de la primera pala de rotor (201) y la porción de punta (22) de la primera pala de rotor (201), - en el que el procedimiento comprende la etapa adicional de determinar la distribución radial y la intensidad de la tensión.

Description

DESCRIPCIÓN

Control para una turbina eólica

La presente invención se refiere a un procedimiento para controlar una turbina eólica de modo que se optimice el rendimiento de la turbina eólica. Además, la invención se refiere a una turbina eólica que se controla mediante dicho procedimiento.

Las variaciones locales en la atmósfera pueden causar grandes cargas de fatiga, una eficiencia aerodinámica reducida y/o una mayor emisión de ruido acústico de una turbina eólica. Las variaciones locales en la atmósfera también se conocen como "puntos calientes" locales y se pueden causar por ráfagas, guiñada, cizalladura del viento fuerte y virajes. Un campo de viento tan heterogéneo y variable en el tiempo se está volviendo cada vez más relevante con un tamaño creciente de las turbinas eólicas. En particular, el tamaño del área de barrido de las palas de rotor, que se refiere al área que se cubre durante una rotación del rotor, se ha vuelto cada vez más grande en los últimos años.

Los procedimientos actuales para determinar el campo de viento en el área de barrido son costosos y/o inexactos. En consecuencia, los grandes márgenes de seguridad con respecto a la vida útil de la carga de fatiga, los márgenes de pérdida aerodinámicos y los márgenes de ruido se incorporan y se proporcionan en el estado de la técnica. La incorporación de grandes márgenes de seguridad, sin embargo, reduce el valor del producto para la turbina eólica por medio del diseño excesivo del producto. En otras palabras, se puede formular que el valor de la turbina eólica disminuye con el aumento de los márgenes de seguridad designados.

Como ejemplo de un procedimiento relativamente complejo de controlar una turbina eólica, se menciona la solicitud de patente internacional WO 2012/083958. En este procedimiento, el plano de rotor se divide en varios sectores, los sectores individuales para cada pala de rotor se determinan mediante un sensor de ángulo de azimut y los datos de sensor de pala se obtienen e interpretan en consecuencia.

Otros procedimientos de la técnica anterior para controlar una turbina eólica se divulgan en los documentos DE10 2010027229 A1 y WO 2012/083958 A2.

Sin embargo, es deseable proporcionar un concepto simple y rentable para reducir el daño por fatiga de las palas de rotor de una turbina eólica.

Este objetivo se resuelve mediante las reivindicaciones independientes. Las reivindicaciones dependientes se refieren a modos de realización y a desarrollos ventajosos de la invención.

De acuerdo con la invención, se proporciona un procedimiento para controlar una turbina eólica que comprenda una góndola, un rotor, un buje rotatorio, una primera pala de rotor y al menos una segunda pala de rotor, estando montadas ambas palas de rotor en el buje. El procedimiento comprende las siguientes etapas:

- medir la tensión en la primera pala de rotor en una primera posición angular dentro del plano de rotor por medio de un dispositivo de medición de tensión unido a la primera pala de rotor, y

- cambiar la orientación de la segunda pala de rotor con respecto a la dirección del flujo de aire incidente de modo que se reduzca el daño por fatiga que se genera por la interacción entre la segunda pala de rotor y el flujo de aire incidente sobre la segunda pala de rotor.

Una turbina eólica se refiere a un dispositivo que puede convertir la energía eólica, es decir, la energía cinética del viento, en energía mecánica, que posteriormente se usa para generar electricidad. Una turbina eólica también se denomina planta de energía eólica.

La turbina eólica comprende al menos una primera pala de rotor y una segunda pala de rotor. En particular, la turbina eólica comprende exactamente tres palas de rotor.

La tensión en una pala de rotor se puede entender como la reacción estructural de la pala a fuerzas externas, tales como fuerzas aerodinámicas, gravitacionales, centrífugas o inerciales. Tan pronto como haya un cambio relativo entre el aire ambiente y la pala de rotor, las fuerzas de reacción cambian posteriormente en la pala de rotor. Estas fuerzas se miden como tensión en la pala de rotor. La tensión en la pala de rotor es el resultado de la flexión de la pala de rotor caracterizada por un momento de flexión. Es una técnica común medir dicha flexión de la pala de rotor por medio de dispositivos de medición de tensión tal como un extensómetro.

Además, se puede determinar de forma ventajosa la velocidad de rotación del rotor. Esto se lleva a cabo de forma ventajosa al mismo tiempo que tiene lugar la medición de la tensión en la primera pala de rotor. De forma alternativa, la velocidad de rotación del rotor se determina un poco antes o un poco después de la medición de la tensión.

Dadas las variaciones comunes de la velocidad de rotación en comparación con el tiempo que una pala de rotor necesita para una revolución, una medición instantánea de la velocidad de rotación proporciona una precisión suficiente para la mayoría de las aplicaciones. De forma alternativa, también se puede tomar un valor promedio para la velocidad de rotación.

Después de determinar la velocidad de rotación del rotor, se calcula el tiempo esperado que necesita la segunda pala de rotor para alcanzar la posición en la cual estaba situada la primera pala de rotor en el momento de la medición de la tensión. Esto se puede llevar a cabo fácilmente considerando el ángulo entre la primera y la segunda pala de rotor en el plano de rotor. Como ejemplo, para una turbina eólica convencional de tres palas, este ángulo es de 120 grados. Por tanto, suponiendo que la segunda pala de rotor es la pala de rotor que se retrasa de inmediato con respecto a la primera pala de rotor en la cual se lleva a cabo la medición de la tensión, y suponiendo de forma ejemplar una velocidad de rotación de cinco revoluciones por minuto, el periodo de tiempo esperado después del cual la segunda pala de rotor viaja a través de la posición de la primera pala de rotor es de cuatro segundos.

Obsérvese que los valores de tensión medidos se pueden tomar directamente para elegir los parámetros operativos de la turbina eólica, tal como la inclinación de una o varias palas de rotor, la guiñada de la góndola o similares.

De forma alternativa, los valores de tensión medidos se pueden transformar en velocidades del viento, por ejemplo, por medio de un controlador. El controlador puede estar integrado en el dispositivo de medición de tensión o puede estar separado del dispositivo de medición de tensión. Si el controlador está separado del dispositivo de medición de tensión, el controlador puede estar localizado en la pala de rotor, el buje o la góndola de la turbina eólica. También es posible cualquier otra posición adecuada para localizar el controlador.

El cálculo de los valores de tensión medidos (o la distribución de la tensión) en la distribución de la velocidad del viento se realiza mediante un algoritmo adecuado.

El cálculo de la distribución del valor de tensión medido a la distribución de la velocidad del viento se puede realizar mediante una tabla de consulta o mediante una función de ajuste calculada, tal como a partir de una red neuronal o similar.

En base en la tensión medida (ya sea tomando directamente estos valores de tensión o tomando las velocidades del viento calculadas como se describe anteriormente), los parámetros operativos de la turbina eólica se eligen de modo que se reduzca el daño por fatiga de la segunda pala de rotor.

Obsérvese que puede ser el propio controlador el cual posteriormente dé órdenes a los componentes adecuados de la turbina eólica para realizar los cambios operativos para optimizar el rendimiento de la turbina eólica.

Por tanto, un aspecto clave de la presente invención es que se proporciona un concepto eficaz, es decir, económico y fiable, de cómo se puede reducir el daño por fatiga de una pala de rotor. Esto tiene el efecto de evitar grandes márgenes de seguridad. En otras palabras, se reducen los márgenes de seguridad relacionados con cargas de fatiga y/o la pérdida aerodinámica y/o la emisión de ruido. Por tanto, se aprovecha mejor el potencial de eficacia de la turbina eólica.

En un modo de realización de la invención, el procedimiento comprende las etapas adicionales de

- transmitir los datos relacionados con los valores de tensión medidos al controlador; y

- calcular la distribución angular y la intensidad de la tensión por medio del controlador.

En otras palabras, los valores de tensión medidos se envían desde el dispositivo de medición de tensión al controlador. De forma ventajosa, esto se puede realizar mediante fibras ópticas. De forma alternativa, también son posibles cables eléctricos o similares para la transmisión de los datos. Otra alternativa más es la transmisión inalámbrica de los datos del valor de medición de tensión al controlador. La distribución de la velocidad del viento contiene información de la distribución espacial de la velocidad del viento y la intensidad de la velocidad del viento. Esto se basa en la distribución angular y en la intensidad de la tensión determinada por el controlador.

En otro modo de realización, la elección de los parámetros operativos incluye la inclinación de la segunda pala de rotor.

Por tanto, después de calcular la distribución de la velocidad del viento en el plano de rotor, el controlador podría considerar y recomendar la inclinación de una o varias de las palas de rotor. Es en particular ventajoso que cualquier información que se reciba y obtenga mediante la medición de la tensión en una primera pala de rotor se use para adaptar el ángulo de ataque de una pala de rotor de arrastre o retrasada. Por tanto, se establece un mecanismo de regulación de prealimentación (feed-forward). Si la pala de rotor de arrastre se modifica específicamente con respecto a su ángulo de inclinación, uno se refiere a la inclinación individual.

Por tanto, mediante una medición de tensión sencilla y económica en una primera pala de rotor, la segunda pala de rotor se puede inclinar de forma más óptima, de modo que se incrementa el rendimiento global de la turbina eólica. Esto, por supuesto, implica que la variación local del campo de viento permanece sustancialmente estable y constante durante un tiempo que es mayor que el tiempo que necesita para que la segunda pala de rotor se mueva a la posición donde se posicionó la primera pala de rotor durante la medición de la tensión.

En otro modo de realización, la elección del funcionamiento de los parámetros incluye guiñar la góndola.

Esto es ventajoso en el caso de que no haya un aumento local de la velocidad del viento en una determinada parte del área de barrido de las palas de rotor, sino de que una fracción sustancial del área de barrido se enfrente a las palas de rotor de una forma no óptima. En otro modo de realización, la optimización del rendimiento de la turbina eólica incluye aumentar la energía eléctrica generada por la turbina eólica.

Por tanto, se puede aumentar la producción de energía anual para la turbina eólica. De forma alternativa, también es posible mantener la energía eléctrica que se genera sustancialmente estable, pero, por ejemplo, reducir las cargas extremas y/o de fatiga y/o reducir el ruido emitido por la pala de rotor y el flujo de aire incidente sobre la pala de rotor. Indirectamente, esto también lleva a un aumento del rendimiento de la turbina eólica.

De acuerdo con la invención, se dispone una pluralidad de dispositivos de medición de tensión a lo largo del tramo de la primera pala de rotor, a saber, entre la porción de raíz de la primera pala de rotor y la porción de punta de la primera pala de rotor.

Esto permite que la tensión en la pala de rotor no solo se mida en una posición radial específica de la pala de rotor, sino en varias posiciones radiales. Como consecuencia, la velocidad del viento no solo se puede determinar con resolución angular sino también con resolución radial.

Por tanto, de forma ventajosa, el procedimiento comprende la etapa adicional de calcular la distribución radial y la intensidad de la tensión por medio del controlador, de modo que se pueda obtener una determinación del campo de viento a través del área de barrido de las palas de rotor.

En otras palabras, la distribución de la velocidad del viento también podría contener información con respecto a la posición radial dentro del plano de rotor. Para que se proporcione esta información, en general no es suficiente un solo dispositivo de medición de tensión. Si la distribución de la velocidad del viento debe contener también información y una resolución en dirección radial, es necesaria una pluralidad o un continuo de dispositivos de medición de deformaciones que se posicionen en diferentes posiciones radiales. La medición y el análisis son un poco más complicados, pero la información y los datos son más detallados y valiosos.

De forma ventajosa, la distribución de la velocidad del viento en el plano de rotor de las palas de rotor no solo se obtiene en base a los valores de tensión medidos y a la posición real de la primera pala de rotor, sino a los valores de tensión medidos y a las posiciones reales de la primera pala del rotor y de la segunda pala de rotor. Esto permite un cálculo más rápido y/o más detallado del campo de viento.

En otro modo de realización ventajoso más, se determinan las posiciones iniciales de todas las palas de rotor de la turbina eólica; la tensión en todas las palas de rotor de la turbina eólica se miden mediante respectivos dispositivos de medición de tensión unidos a cada una de las palas de rotor; y la distribución de la velocidad del viento en el plano de rotor de las palas de rotor se calcula por medio del controlador, en base a los valores de tensión medidos.

La medición simultánea de la tensión en todas las palas de rotor, por ejemplo, tres palas de rotor, de la turbina eólica tiene la ventaja de que se puede obtener un campo de viento más rápido y/o más detallado.

Finalmente, la invención se refiere a una turbina eólica que se controla mediante uno de los procedimientos descritos para controlar una turbina eólica.

Cabe mencionar que las características que se han descrito con respecto al procedimiento también se aplican a la turbina eólica como tal y viceversa.

Ahora se describen modos de realización de la invención, a modo de ejemplo, con referencia a las figuras adjuntas, de las cuales:

La Figura 1 muestra una turbina eólica con un controlador para reducir el daño por fatiga en las palas de rotor de la turbina eólica;

La Figura 2 muestra una pala de rotor de una turbina eólica;

La Figura 3 muestra una turbina eólica con un dispositivo de medición de tensión dispuesto en la porción de raíz de una de las palas de rotor y un campo de viento correspondiente calculado;

La Figura 4 muestra una pala de rotor equipada con una pluralidad de dispositivos de medición de tensión dispuestos a lo largo del tramo de la pala de rotor;

La Figura 5 muestra una turbina eólica con una pluralidad de dispositivos de medición de tensión dispuestos en una de las palas de rotor y de un campo de viento correspondiente calculado;

La Figura 6 muestra dos palas de rotor que se inciden por un flujo de aire con una velocidad del viento baja uniforme;

La Figura 7 muestra dos palas de rotor que se inciden por un flujo de aire con alta velocidad del viento uniforme; La Figura 8 muestra dos palas de rotor que se inciden por un flujo de aire con velocidad del viento no uniforme; La Figura 9 muestra una pala de rotor con un dispositivo de medición de tensión en un estado flexionado y en uno no flexionado;

La Figura 10 muestra el momento de flexión de raíz de los flujos de aire uniformes en coordenadas cartesianas; La Figura 11 muestra el momento de flexión de raíz de flujos de aire uniformes en coordenadas polares;

La Figura 12 muestra el momento de flexión de raíz de flujos de aire no uniformes en coordenadas cartesianas; La Figura 13 muestra el momento de flexión de raíz de flujos de aire no uniformes en coordenadas polares; y La Figura 14 muestra el momento de flexión de raíz de otro flujo de aire no uniforme en coordenadas polares. La ilustración en las figuras está en forma esquemática. Se observa que, en diferentes figuras, elementos similares o idénticos pueden estar provistos de los mismos signos de referencia.

En la Figura 1, se muestra una turbina eólica 10. La turbina eólica 10 comprende una góndola 12 y una torre 11. La góndola 12 está montada en la parte superior de la torre 11. La góndola 12 está montada de forma rotatoria con respecto a la torre 11 por medio de un cojinete de guiñada. El eje de rotación de la góndola 12 con respecto a la torre 11 se denomina eje de guiñada.

La turbina eólica 10 también comprende un buje 13 con tres palas de rotor 20 (de las cuales dos palas de rotor 20 se representan en la Figura 1). El buje 13 está montado rotatorio con respecto a la góndola 12 por medio de un cojinete principal. El buje 13 está montado rotatorio sobre un eje de rotación de rotor 14.

La turbina eólica 10 comprende además un árbol principal, que conecta el buje 13 con un rotor de un generador 15. El buje 13 está conectado directamente al rotor, por tanto la turbina eólica 10 se denomina turbina eólica de accionamiento directo sin engranajes. Como alternativa, el buje 13 también se puede conectar al rotor por medio de una caja de cambios. Este tipo de turbina eólica se conoce como turbina eólica con engranajes.

El generador 15 se aloja dentro de la góndola 12. Comprende el rotor y un estátor. El generador 15 está dispuesto y preparado para convertir la energía rotacional del rotor en energía eléctrica.

Adicionalmente, la turbina eólica 10 comprende un controlador 17 que está dispuesto dentro del buje 13.

La Figura 2 muestra una pala de rotor 20 de una turbina eólica. La pala de rotor 20 comprende una sección de raíz 21 con una raíz 211 y una sección de punta 22 con una punta 221. La raíz 211 y la punta 221 están virtualmente conectadas por el tramo 26 que sigue la forma de la pala de rotor 20.

La Figura 3 muestra una turbina eólica 10 que comprende una primera pala de rotor 201, una segunda pala de rotor 202 y una tercera pala de rotor 203. Las tres palas de rotor 201, 202, 203 se pueden inclinar sobre los respectivos ejes de inclinación. Estos ejes de inclinación coinciden sustancialmente con los respectivos ejes longitudinales de las palas de rotor. La primera pala de rotor 201 comprende un dispositivo de medición de tensión 31 en su sección de raíz 21. El dispositivo de medición de tensión 31 puede ser un extensómetro convencional, un extensómetro de fibra óptica o un extensómetro de medio continuo. El extensómetro es capaz de medir la tensión en la pala de rotor. Si la pala de rotor rota en la dirección de rotación del rotor 141, la tensión en la primera pala de rotor 201 podría cambiar debido al hecho de que la primera pala de rotor 201 se mueve a través de diferentes áreas donde están presentes diferentes velocidades del viento. Obsérvese que el cambio de tensión que experimenta la primera pala de rotor 201 no se debe a una variación temporal de la velocidad del viento, sino al hecho de que la velocidad del viento es diferente en diferentes posiciones a lo largo del área de barrido de las palas de rotor. Después de una rotación completa del rotor, se obtiene una imagen de las velocidades del viento mediante las mediciones de tensión realizadas en la primera pala de rotor 201 y el cálculo subsiguiente de los valores de tensión en una distribución de la velocidad del viento. También se puede obtener una imagen del campo de velocidad del viento más rápidamente (en 1/N rotaciones) con una pluralidad de N palas de rotor, estando cada una de las N palas de rotor equipada con al menos un dispositivo de medición de tensión. Sin embargo, obsérvese que la velocidad del viento solo se obtiene de forma retrospectiva.

Si un viento anómalo, por ejemplo una velocidad del viento inusualmente alta, se mide en una determinada posición angular mediante el dispositivo de medición de tensión 31, esto es una indicación de una variación local tal como un "punto caliente" en el campo de viento de la turbina eólica. Con respecto al ángulo de ataque óptimo de las palas de rotor, la medición obtenida por el dispositivo de medición de tensión localizado en la primera pala de rotor 201 llega demasiado tarde para cambiar algo para la primera pala de rotor 201. Sin embargo, la información sobre la variación local del campo de viento se puede usar para la segunda pala de rotor 202 y para la tercera pala de rotor 203, y así sucesivamente para la rotación posterior. Típicamente, la pala de rotor de arrastre o atrasada pasa por la localización de la pala de rotor de ataque unos segundos después de que la pala de rotor de ataque ha pasado a través de ella. Estos pocos segundos, es decir, por ejemplo, de dos a cinco segundos, son suficientes para que el controlador induzca un cambio del ángulo de inclinación de la pala de rotor de arrastre. Por tanto, se obtiene un mecanismo de control de prealimentación para optimizar el rendimiento de la turbina eólica.

La Figura 3 muestra un ejemplo de un campo de viento 41 como se obtiene por el procedimiento de medición propuesto. La altura de la velocidad del viento o la fuerza de la señal ilustrada en la Figura 3 describe el nivel de intensidad de la velocidad del viento 34 que se denomina nivel angular de la velocidad del viento. Por tanto, para cada dirección a lo largo de los 360 grados del plano de rotor existe un nivel angular específico de la velocidad del viento.

En el ejemplo ilustrado en la Figura 3, existe un "punto caliente" de velocidades muy altas en el lado "este", es decir, el lado derecho del área de barrido de las palas de rotor, visto desde el lado frontal hacia la turbina eólica.

La Figura 4 muestra otro modo de realización de la invención en la que una pluralidad de dispositivos de medición de tensión 31 están unidos a lo largo del tramo de una pala de rotor 20. Suponiendo que un flujo de aire no homogéneo incide sobre la pala de rotor 20, esto lleva a diferentes valores de tensión determinados por cada uno de los dispositivos de medición de tensión 31. Tomando los datos de entrada de los diferentes dispositivos de medición de tensión 31, se calculan diferentes velocidades del viento en función de la posición radial. La posición radial se refiere a la distancia desde la raíz 211 de la pala de rotor 20. En el ejemplo de la Figura 4, la velocidad del viento es más alta alrededor del hombro 28 de la pala de rotor (véase el valor "6" de una escala arbitraria de velocidades del viento que van desde "1" - velocidades del viento muy bajas - hasta "7" - velocidades del viento muy altas) y en la sección de punta 22 (véase el valor "7"). También se puede ver que, en el ejemplo de la Figura 4, la distribución de la velocidad del viento es relativamente no homogénea a lo largo del tramo de la pala de rotor.

El uso de una pala de rotor similar a la mostrada en la Figura 4 en una turbina eólica 10 lleva a una distribución detallada de la velocidad del viento en el plano de rotor de las palas de rotor.

La Figura 5 muestra una primera pala de rotor 201 equipada con cuatro dispositivos de medición de tensión 31 en diferentes posiciones radiales. De forma alternativa, la segunda pala de rotor 202 y la tercera pala de rotor 203 también pueden estar equipadas con dispositivos de medición de tensión 31.

Obsérvese que la información relativa al campo eólico se puede usar directamente por el controlador u otro componente de la turbina eólica para influir y controlar determinados componentes de la turbina eólica de modo que se optimice el rendimiento general de la turbina eólica. Aparte de esto, la mera información sobre el campo eólico ya proporciona una información valiosa que de otro modo sería muy difícil; si acaso, se puede obtener en una turbina eólica durante el funcionamiento.

En la Figura 5, se elige otra forma de visualizar el campo de viento. La densidad de las líneas de contorno representadas (en otras palabras: curvas de nivel) se refiere al nivel de intensidad de las velocidades del viento. De nuevo, existe un "punto caliente" 101 de velocidades de viento muy altas en el lado "este", es decir, el lado derecho del área de barrido de las palas de rotor, como se ve desde la parte frontal hacia la turbina eólica. Adicionalmente, se detecta un segundo "punto caliente" 102 mucho más débil en la esquina superior izquierda del área de barrido del plano de rotor.

En comparación con el campo de viento obtenido por un solo dispositivo de medición de tensión por pala de rotor, el campo de viento obtenido por una pluralidad de dispositivos de medición de tensión situados en diferentes posiciones transversales de la pala de rotor proporciona adicionalmente una información radial con respecto a las determinadas velocidades del viento.

Obsérvese también que, además de inclinar de forma individual una pala de rotor de la turbina eólica debido a una variación local, también se puede identificar un valor global anómalo de la velocidad del viento. Por tanto, se puede identificar un control subóptimo principal o una alineación subóptima de la turbina eólica. Por ejemplo, se puede identificar un error de guiñada principal mediante el procedimiento propuesto y se puede mejorar guiñando la góndola o inclinando las palas de rotor.

A continuación, se divulga cómo se puede realizar el cálculo de los valores de tensión medidos a las velocidades del viento y qué información adicional se puede extraer.

Las Figuras 6 a 8 muestran diferentes escenarios de cómo las palas de rotor de una turbina eólica se pueden flexionar de forma ejemplar.

La Figura 6 ilustra un primer escenario, donde un flujo de aire 35 con baja velocidad del viento incide de forma uniforme sobre una primera pala de rotor 201 que está conectada a un buje 13 de una turbina eólica y una segunda pala de rotor 202 también está conectada al buje 13. En consecuencia, ambas palas de rotor 201, 202 experimentan solo una pequeña fuerza de empuje y solo se flexionan en un grado insignificante por el flujo de aire 35 incidente.

La Figura 7 ilustra un segundo escenario, donde un flujo de aire 35 con alta velocidad del viento incide de forma uniforme sobre primera pala de rotor 201 que está conectada a un buje 13 de una turbina eólica y una segunda pala de rotor 202 también está conectada al buje 13. En consecuencia, ambas palas de rotor 201, 202 experimentan una fuerza de empuje considerable y se flexionan en gran medida por el flujo de aire 35 incidente.

La Figura 8 ilustra un tercer escenario, donde un flujo de aire 35 incide con baja velocidad del viento sobre una primera pala de rotor 201 que está conectada a un buje 13 de una turbina eólica y con alta velocidad del viento sobre una segunda pala de rotor 202 que está conectada al buje 13. En consecuencia, la primera pala de rotor 201 experimenta solo una pequeña fuerza de empuje y solo se flexiona en un grado insignificante por el flujo de aire 35 incidente, mientras que la segunda pala de rotor 202 experimenta una fuerza de empuje considerable y se flexiona en una medida considerable por el flujo de aire 35 incidente.

En todos los casos, la flexión de la pala de rotor se mide mediante un dispositivo de medición de tensión 31, que está localizado en la sección de raíz 21 de la pala de rotor.

La Figura 9 ilustra una pala de rotor en un estado no flexionado 204, y esboza la misma pala de rotor en un estado flexionado 205 (en líneas discontinuas). El dispositivo de medición de tensión 31 produce una tensión que es proporcional al momento de flexión en la sección de raíz 21, que también se denomina momento de flexión de raíz.

Las Figuras 10 y 11 ilustran cómo una señal de baja velocidad del viento y una señal de alta velocidad del viento se traducen en señales respectivas para el momento de flexión de raíz en coordenadas cartesianas y en coordenadas polares, respectivamente.

Tanto para el escenario de baja velocidad del viento como para el escenario de alta velocidad del viento, se supone un flujo de aire uniforme en el área de barrido y que incide perpendicularmente sobre el plano de rotor en las palas de rotor. Adicionalmente, se supone que la velocidad del viento es constante durante el período de tiempo medido de modo que se mida un momento de flexión de raíz constante.

La Figura 10 ilustra el momento de flexión de raíz constante en coordenadas cartesianas, que está representado por una línea recta horizontal. Obsérvese que el acimut 51 se muestra en grados, por tanto, se obtiene una rotación completa del rotor a 360 grados. El momento de flexión de raíz 52 se mide en kilo Newton por metro. Los valores para el momento de flexión de raíz mostrado en la Figura 7 representan valores ejemplares para una turbina eólica de tres palas de la clase Megavatio.

La curva 521 representa el momento de flexión de raíz para una velocidad de viento baja, mientras que la curva 522 representa el momento de flexión de raíz para una velocidad de viento alta. Se observa que, para un viento más fuerte, un aumento del momento de flexión de raíz constante se traduce en un aumento de la línea horizontal en coordenadas cartesianas.

La Figura 11 ilustra el momento de raíz constante en coordenadas polares, que está representado por un círculo centrado en el origen de las coordenadas polares.

Nuevamente, la curva 521 representa el momento de flexión de raíz para una velocidad del viento baja, mientras que la curva 522 representa el momento de flexión de raíz para una velocidad del viento alta. Como se supone que la velocidad del viento es constante durante el tiempo observado, que es al menos una rotación completa en la Figura 8, las curvas 521, 522 tienen forma de círculos. Se observa que, para un viento más fuerte, un aumento del momento de flexión de raíz constante se traduce en una ampliación del círculo en coordenadas polares.

Las Figuras 9 y 10 ilustran un flujo de aire que está incidiendo sobre el área de barrido 206 de las tres palas de rotor de una turbina eólica 10, y que no es uniforme en este área de barrido 206. En la Figura 9, se supone una velocidad del viento alta en la parte superior 53 y una velocidad del viento baja en la parte inferior 54 del área de barrido 206, mientras que, en la Figura 10, se supone una velocidad del viento baja en el lado izquierdo 54 y una velocidad del viento alta en el lado derecho 53 del área de barrido 206. Hablando de forma descriptiva, esto da como resultado un efecto de empuje y tracción vertical u horizontal, respectivamente.

La Figura 12 muestra el momento de flexión de raíz 52 en función del acimut 51 para dos escenarios de un flujo de aire con velocidades de viento no uniformes. La curva 523 representa un escenario con una velocidad del viento alta en la parte superior y una velocidad del viento baja en la parte inferior del área de barrido 206 de las palas de rotor. La curva 524 representa un escenario con una velocidad del viento baja en el lado izquierdo y una velocidad del viento alta en el lado derecho del área de barrido 206 de las palas de rotor. Se observa que la curva 523 se puede describir mediante una función de coseno, mientras que la curva 523 se puede describir mediante una función de seno.

La Figura 13 muestra ambas curvas 523, 524 en coordenadas polares. Un efecto de empuje y tracción vertical produce un círculo con desplazamiento vertical 523 en coordenadas polares (véase el desplazamiento vertical Y del origen), mientras que un efecto de empuje y tracción horizontal produce un círculo con desplazamiento horizontal 524 en coordenadas polares (véase el desplazamiento X del origen).

En la Figura 14 se ilustra un escenario para una incidencia arbitraria del flujo de aire sobre el área de barrido de las palas de rotor. El área de barrido de una turbina eólica con una primera pala de rotor, una segunda pala de rotor y una tercera pala de rotor se inciden por un flujo de aire que no es uniforme a través del área de barrido. Sin embargo, obsérvese que se supone que el flujo de aire es constante durante el tiempo de observación, es decir, durante al menos una rotación completa del rotor.

La Figura 14 muestra la señal 525 resultante del momento de flexión de raíz en coordenadas polares. La señal resultante es un círculo que comprende un radio R, que se puede asociar con el tamaño del momento de flexión de raíz, un desplazamiento horizontal X, que se puede asociar con un efecto de empuje y tracción horizontal, y un desplazamiento vertical Y, que se puede asociar con un efecto de empuje y tracción vertical.

Si cada una de las tres palas de rotor estuviera equipada con un dispositivo de medición de tensión respectivo en la sección de raíz de la pala de rotor respectiva, se podría obtener una medición simultánea de los momentos de flexión de raíz de las palas de rotor. Esto tiene la ventaja de que en cualquier momento se obtienen tres valores de medición para el momento de flexión de raíz, donde el primer valor de medición 91 se refiere a la primera pala de rotor, el segundo valor de medición 92 se refiere a la segunda pala de rotor y el tercer valor de medición 93 se refiere a la tercera pala de rotor. Cada valor de medición está separado ciento veinte grados entre sí, por lo que es posible la definición de un círculo, cuyos parámetros R, X e Y se pueden extraer posteriormente.

Con el fin de extraer valores concretos de la velocidad del viento a partir de los valores obtenidos para el momento de flexión de raíz, se realizaron simulaciones con la herramienta de simulación BHawC. Se ha supuesto una entrada de viento uniforme, es decir, sin turbulencias, y se han ignorado muchas asimetrías sistemáticas, tales como la gravedad, la sombra de la torre, la inclinación del árbol principal, etc. Por tanto, las únicas variables que se cambiaron de una simulación a otra fueron (1) la velocidad del viento v, (2) la desalineación de guiñada 0 y (3) el exponente de la ley de potencia de la cizalladura del viento a.

Los resultados de esas simulaciones muestran que, en la región de velocidad variable del funcionamiento de la turbina eólica, es decir, las velocidades del viento entre 5 m/s y 10 m/s, una función de un solo valor puede describir el momento de flexión de raíz promedio para todas las velocidades del viento en esta región. Esto significa que, para cualquier momento de flexión de raíz medido, se podría calcular la velocidad del viento como si fuera de un solo valor. Este impacto insignificante de la cizalladura del viento y de la desalineación de guiñada en el momento de flexión de raíz promedio en el rango mencionado de velocidades del viento se ha observado para exponentes de la ley de potencia de cizalladura del viento entre 0 y 0,3, y para desalineaciones de guiñada entre -10 grados y 10 grados.

Una vez que se ha establecido la velocidad del viento, se pueden extraer las otras dos señales, a saber, X e Y, relacionadas con la cizalladura del viento y la desalineación de guiñada.

Para cada curva y para todas las velocidades del viento entre 5 m/s y 10 m/s, son válidas las siguientes ecuaciones:

Y = mY 0 nY O.

X = inx 8 ■+■ i5;í a

donde los valores 'm' y los valores 'n' anteriores son constantes. Escrito en forma de matriz, esto da como resultado:

Por tanto, para una velocidad del viento conocida, una medición de X e Y puede producir una desalineación de guiñada y un valor de cizalladura del viento a partir de la inversión y la multiplicación de la matriz.

Los valores 'm' y 'n' deben obtenerse una vez para cada velocidad del viento, por ejemplo por medio de la herramienta de simulación BHawC, de modo que se pueda generar una tabla de búsqueda. De esta forma, las mediciones de X, Y y R producen valores de velocidad del viento, desalineación de guiñada y cizalladura del viento.

Claims (8)

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento de control de una turbina eólica (10) que comprende una góndola (12), un rotor (18), un buje rotatorio (13), una primera pala de rotor (201) y al menos una segunda pala de rotor (202), estado ambas palas de rotor (201, 202) montadas en el buje (13), en el que el procedimiento comprende las etapas de - medir la tensión en la primera pala de rotor (201) en una primera posición angular dentro del plano de rotor por medio de un dispositivo de medición de tensión (31) unido a la primera pala de rotor (201), y - cambiar, en base a la tensión medida, la orientación de la segunda pala de rotor (202) con respecto a la dirección del flujo de aire (26) incidente de modo que se reduce el daño por fatiga que se genera por la interacción entre la segunda pala de rotor (202) y el flujo de aire (26) que incide sobre la segunda pala de rotor (202),

- en el que una pluralidad de dispositivos de medición de tensión (31) están dispuestos a lo largo del tramo de la primera pala de rotor (201) entre la porción de raíz (21) de la primera pala de rotor (201) y la porción de punta (22) de la primera pala de rotor (201),

- en el que el procedimiento comprende la etapa adicional de determinar la distribución radial y la intensidad de la tensión.

2. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el procedimiento comprende las etapas adicionales de

- determinar la velocidad de rotación del rotor (18), y

- calcular el tiempo esperado que necesita la segunda pala de rotor (202) para alcanzar la primera posición angular dentro del plano de rotor, en el que el cálculo se lleva a cabo en base a la velocidad de rotación determinada del rotor (18) y al ángulo entre la primera pala de rotor (201) y la segunda pala de rotor (202).

3. El procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones precedentes, en el que la orientación de la segunda pala de rotor (172) con respecto a la dirección del flujo de aire (26) incidente se cambia inclinando la segunda pala de rotor (172).

4. El procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones precedentes, en el que la orientación de la segunda pala de rotor (172) con respecto a la dirección del flujo de aire (26) incidente se cambia virando la góndola (12) de la turbina eólica (10).

5. El procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones precedentes, en el que el procedimiento comprende las etapas adicionales de

- calcular el tiempo esperado que necesita una tercera pala de rotor (203) de la turbina eólica (10) para alcanzar la primera posición angular dentro del plano de rotor, en el que el cálculo se realiza en base a la velocidad de rotación determinada del rotor (18) y al ángulo entre la primera pala de rotor (201) y la tercera pala de rotor (203), y

- cambiar la orientación de la tercera pala de rotor (203) con respecto a la dirección del flujo de aire (26) incidente de modo que se reduzca el daño por fatiga que se genera por la interacción entre la tercera pala de rotor (203) y el flujo de aire (26) incidente sobre la tercera pala de rotor (203).

6. El procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones precedentes, en el que el procedimiento comprende la etapa adicional de

- calcular la distribución de la velocidad del viento en el plano de rotor de las palas de rotor en base al menos a la tensión medida en la primera pala de rotor (201).

7. El procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones precedentes, en el que la tensión en todas las palas de rotor de la turbina eólica (10) se mide mediante respectivos dispositivos de medición de tensión unidos a las respectivas palas de rotor.

8. La turbina eólica (10) que se controla mediante uno de los procedimientos de control de una turbina eólica (10) de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 7.