Procedimientos y aparatos para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de una turbina eólica.

Un procedimiento para determinar las cargas de fatiga de una torre de turbina eólica (190),

comprendiendo el procedimiento:

determinar (530) la posición de un componente de la turbina eólica dentro de una góndola (185) o encima de la torre (190) con respecto a una posición de referencia fija estando acoplados uno o más sensores (210, 212, 213), al componente de la turbina eólica;

realizar (540) el análisis de las carga de fatiga de la torre en base a las señales de salida de los uno o más sensores utilizando un controlador de la turbina (220); y

generar (550) una salida correspondiente a un análisis de las cargas de fatiga de la torre para proporcionar una representación gráfica de las mediciones de las cargas de fatiga actuales y / o históricas, en la que los resultados del análisis de fatiga comprenden un análisis de frecuencia espectral y además en la que el análisis de frecuencia espectral se utiliza para estimar los daños a las cimentaciones de la turbina eólica.

Procedimientos y aparatos para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de una turbina eólica La invención se refiere a los generadores de turbinas eólicas. Más en particular, la invención se refiere a la medición de las cargas de fatiga de la torre de una turbina eólica.

La energía eólica es considerada generalmente como la fuente de energía de mayor crecimiento en todo el mundo. La competitividad económica a largo plazo de la energía eólica en comparación con otras tecnologías de producción de energía ha representa el reto para los miembros de la industria de la energía eólica de reducir los costos de la energía eólica. Un tema de preocupación de las empresas explotadoras de turbinas eólicas es el daño debido a las cargas de fatiga producidas por la fluctuación de las condiciones del viento. La evaluación de las cargas de fatiga es importante en la industria de generación de energía eólica, puesto que los datos de las cargas de fatiga se pueden utilizar para verificar que los diseños no están sobre diseñados.

Las cargas de fatiga también pueden ser monitorizadas para determinar el rendimiento en diferentes entornos y en diferentes condiciones. El conocimiento de las cargas de fatiga también puede ser beneficioso para la empresa explotadora puesto que las condiciones de operación y la duración de la vida útil de una turbina eólica pueden ser ajustadas por la empresa explotadora para mejorar los márgenes de beneficio.

Por ejemplo, conociendo el nivel de los daños acumulados por fatiga equivalente de los componentes de la turbina, la empresa explotadora puede hacer funcionar de forma segura la turbina más allá de la vida de diseño y de esta manera extender la duración de la vida de servicio debido a que la vida de servicio está basada en los niveles de daños acumulados por fatiga equivalente medidos en lugar de los daños acumulados por fatiga equivalente derivados teóricamente que se utilizan para predecir una duración cronológica de la vida de diseño a partir de los datos de viento. Como otro ejemplo, en temporadas de vientos bajos o en años de vientos bajos en los que se produce unos daños por fatiga menores, la empresa explotadora puede aumentar la agresividad de la vida de la operación de la turbina para trabajar con mayor dureza y acumular más ciclos de fatiga al mismo tiempo que se captura más energía durante los episodios de viento. En este ejemplo, controlar el nivel de agresividad de la operación de la turbina sobre la base de los niveles de daños acumulados por fatiga equivalente permite a la empresa explotadora capturar más energía y más beneficios en turbinas recién instaladas. De este modo, la empresa explotadora se puede beneficiar haciendo que el rendimiento de la turbina se corresponda con el logro de modelos económicos basados en los niveles de daños acumulados por fatiga equivalente. (Por ejemplo, se puede generar un aumento de los ingresos mientras la turbina es nueva para beneficiarse de los tipos del valor a plazo del dinero) .

Actualmente, las cargas de fatiga generalmente se miden usando sensores tales como indicadores de tensión unidos o soldados que requieren pericia para su instalación y mantenimiento y tienen solamente un ciclo de vida limitado de 6 a 24 meses. Por lo tanto, las técnicas actuales de monitorización de la fatiga son complejas, costosas y poco fiables en las aplicaciones de larga vida.

El documento EP 0 995 904 se refiere a las plantas de energía eólica en las que las cargas sobre los distintos componentes se monitorizan por medio del uso de sensores.

El documento EP 1 132 614 de manera similar se refiere a una planta de energía eólica que tiene sensores de carga.

El documento WO 02/075153 explica un dispositivo de monitorización de la oscilación de la torre.

El documento EP 1 361 445 se refiere a un indicador de velocidad del aire de flexión y una paleta para una turbina eólica.

De acuerdo con la invención como se define por las reivindicaciones adjuntas, el desplazamiento de la posición, las tensiones u otras cargas en una torre de turbina eólica se determinan usando un sensor normalmente unido a un componente. Los datos de los niveles de desplazamiento o de las tensiones medidos obtenidos por los sensores se utilizan en técnicas conocidas en el campo de la técnica que se utilizan para evaluar y determinar los daños por fatiga.

La invención se describirá a continuación con mayor detalle, a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos, en los que:

La figura 1 es una realización de componentes de la turbina eólica.

La figura 2 es un diagrama de bloques de un rotor de turbina eólica y el bastidor principal con una plataforma de acelerómetro y un controlador de la turbina.

La figura 3 ilustra una realización de una turbina eólica que tiene una unidad de medición inercial (IMU) y sensores de proximidad de medición de la deflexión del árbol principal.

La figura 4 ilustra una realización de sensores de proximidad que miden la velocidad del árbol principal y la posición de azimut de la pala.

La figura 5 es un diagrama de flujo de una realización de una técnica para la medición y la evaluación de las cargas de fatiga de la torre de la turbina eólica utilizando acelerómetros unidos a un componente sobre una torre.

Se divulgan técnicas y aparatos de medición y de evaluación de las cargas de fatiga de la torre de la turbina eólica. En una realización, y haciendo referencia a la torre, se utilizan señales de adelante y atrás y de lado a lado de un acelerómetro de dos ejes unido a una placa de asiento de una turbina eólica y las señales de eje de guiñada o señales de posición de azimut de guiñada para medir las cargas de fatiga de la torre. El uso de componentes de estado sólido (por ejemplo, un acelerómetro, un giroscopio) con una duración de la vida útil relativamente larga puede proporcionar una medición de las cargas de fatiga con requisitos de mantenimiento relativamente bajos. Otro beneficio es que estos sensores ya son utilizados comúnmente en las turbinas eólicas actuales existentes y por lo tanto, estos sensores también se pueden utilizar para fines de medición y de evaluación de las cargas de fatiga, lo que permite que se proporcionen la medición y evaluación de las cargas de fatiga con un coste relativamente bajo.

La figura 1 es una realización de componentes de la turbina eólica. Los componentes de la figura 1, excepto el cubo 110, están alojados en la góndola 185 encima de la torre 190. La altura de la torre 190 se puede seleccionar en base a factores y condiciones conocidas en la técnica. En una realización, se utilizan múltiples microcontroladores (por ejemplo, dentro del panel de control 195) para la monitorización y el control general del sistema incluyendo, por ejemplo, la regulación de la inclinación y la velocidad, eje de alta velocidad y la aplicación del freno de guiñada, la aplicación del motor de guiñada y de bomba y la monitorización de fallos. También se pueden utilizar arquitecturas alternativas de control distribuido o centralizado.

En operación, el sistema de control proporciona señales de control al controlador de inclinación variable de la pala 120 para controlar la inclinación de las palas (no mostradas en la figura 1) que accionan el cubo 110 como resultado del viento. En funcionamiento, el cubo 110 recibe tres palas; Sin embargo, se puede utilizar cualquier número de palas. El cubo 110 y las palas de la turbina se combinan para formar un rotor de turbina eólica.

El tren de accionamiento de la turbina eólica incluye el árbol de rotor 175 conectado al cubo 110 y a la caja de engranajes 160 que se utiliza para accionar el generador 150. En una realización, el par del rotor se transmite a través del acoplamiento 165. Cualquier tipo de generador, por ejemplo, se puede utilizar un generador bobinado de inducción de rotor en la turbina eólica de la figura 1. Un accionamiento de guiñada 170 y una plataforma de guiñada 180 proporcionan un sistema de orientación de guiñada a la turbina eólica. En una realización, el sistema de guiñada es monitorizado y controlado eléctricamente por el sistema de control basado en la información recibida de la paleta de viento 155 montada en la góndola 185.

Típicamente, la implementación de sensores de larga duración y fiables en una turbina eólica es difícil. Por ejemplo, la exposición climática, la vibración causada por las cargas dinámica, las fuerzas de rotación, y la necesidad de una interfaz de rotación o de telemetría para transmitir datos de carga al sistema de control de la turbina son retos difíciles. Para reducir los problemas de complejidad, coste y fiabilidad... [Seguir leyendo]

1. Un procedimiento para determinar las cargas de fatiga de una torre de turbina eólica (190) , comprendiendo el procedimiento:

determinar (530) la posición de un componente de la turbina eólica dentro de una góndola (185) o encima 5 de la torre (190) con respecto a una posición de referencia fija estando acoplados uno o más sensores (210, 212, 213) , al componente de la turbina eólica;

realizar (540) el análisis de las carga de fatiga de la torre en base a las señales de salida de los uno o más sensores utilizando un controlador de la turbina (220) ; y

generar (550) una salida correspondiente a un análisis de las cargas de fatiga de la torre para proporcionar

una representación gráfica de las mediciones de las cargas de fatiga actuales y / o históricas, en la que los resultados del análisis de fatiga comprenden un análisis de frecuencia espectral y además en la que el análisis de frecuencia espectral se utiliza para estimar los daños a las cimentaciones de la turbina eólica.

2. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende, además, el uso de los resultados del análisis de cargas de fatiga de la torre para controlar el rendimiento de la turbina.

3. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende, además, la estimación de la información de la duración de la vida en base, al menos en parte, de los resultados del análisis de las cargas de fatiga de la torre.

4. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que determinar la posición del componente de la turbina eólica comprende:

recibir las señales de salida de uno o más acelerómetros (210, 212, 213) ;

corregir las señales de los acelerómetros recibidas para la posición de guiñada del componente de la turbina eólica; y

generar una indicación de la posición correspondiente al componente de la turbina eólica mediante la integración doble de las señales de aceleración recibidas de los uno o más acelerómetros.

5. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que determinar la posición de un componente de la turbina eólica 25 dentro de la góndola (185) o encima de la torre (190) comprende:

recibir señales de salida de uno o más giroscopios (210, 212, 213) ;

corregir las señales recibidas de los giroscopios para la posición de guiñada del componente de la turbina eólica; y

generar una indicación de la posición correspondiente al componente de la turbina eólica a partir de las se30 ñales recibidas de los uno o más giroscopios.

6. Una turbina eólica que comprende:

uno o más sensores (210, 212, 213) para detectar un estado causado por el movimiento de un componente (120, 125, 160, 175) de una turbina eólica, indicando los uno o más sensores para generar señales de estado, el estado del componente ; y

un controlador (220) de la turbina acoplado a los uno o más sensores para recibir las señales de estado y para determinar una posición de un componente de la turbina eólica encima de una torre (190) en base a las señales de estado de los uno o más sensores, para transformar la posición determinada desde un bastidor de referencia correspondiente a los emplazamientos de los sensores a un bastidor de referencia correspondiente a una porción inferior de la torre y para realizar el análisis de las cargas de fatiga de la torre en la posición transformada correspondiente a la porción inferior de la torre del citado controlador de la turbina (220) estando configurado además para generar (550) una salida correspondiente al análisis de las cargas de fatiga de la torre para proporcionar una representación gráfica de las mediciones de las cargas de fatiga actuales y / o históricas, y en el que los resultados del análisis de fatiga de la torre comprenden un análisis de frecuencia espectral y además en el que el análisis de la frecuencia espectral se utiliza para estimar los 45 daños a las cimentaciones de una turbina eólica.

7. La turbina eólica de la reivindicación 6, en la que los uno o más sensores (210, 212, 213) comprenden uno o más acelerómetros y en la que el controlador de la turbina (220) recibe las señales de estado de los uno o más acelerómetros y corrige las señales de estado recibidas de la posición de guiñada del componente de la turbina eólica para generar una indicación de la posición correspondiente al componente de turbina eólica.

8. La turbina eólica de la reivindicación 7, en la que el controlador de la turbina (220) lleva a cabo una operación de integración en los datos de estado para determinar un movimiento del componente de la turbina eólica y además en la que el controlador de la turbina (220) provoca la aplicación de un filtro de ranura a los datos de movimiento.

9. La turbina eólica de la reivindicación 7, en la que los uno o más sensores (210, 212, 213) comprenden uno o más giroscopios y en la que el controlador de la turbina (220) recibe las señales de estado desde los uno o más giroscopios y corrige las señales de estado recibidas para la posición de guiñada del componente de la turbina eólica para generar una indicación de movimiento que corresponde al componente de la turbina eólica.