TURBINA EÓLICA Y PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR AL MENOS UN PARÁMETRO DE ROTACIÓN DE UN ROTOR DE TURBINA EÓLICA.

Procedimiento de determinación de al menos la fase ( Rotor) de un rotor (4) de turbina eólica que gira con una velocidad de rotación ( Rotor) en relación con la tierra como marco de referencia global,

que comprende las etapas de: - medir una primera fuerza centrífuga efectiva (Fx) que actúa en una primera dirección predeterminada, que está definida en un sistema de coordenadas que gira de manera sincrónica con el rotor (4), sobre al menos un objeto (11) de referencia ubicado en o a nivel del rotor (4), - medir una segunda fuerza centrífuga efectiva (Fy) que actúa en una segunda dirección predeterminada, que está definida en un sistema de coordenadas que gira de manera sincrónica con el rotor (4) y que no es paralela a la primera dirección predeterminada, sobre al menos un objeto (11) de referencia ubicado en o a nivel del rotor (4), - determinar la dirección en que está actuando la fuerza gravitacional con respecto al sistema de coordenadas giratorio basándose en variaciones en las fuerzas efectivas primera y segunda medidas (Fx, Fy) que actúan en las direcciones primera y segunda debido a la fuerza gravitacional (Fg), y - establecer la fase ( Rotor) del rotor en relación con el marco de referencia global basándose en variaciones en las fuerzas efectivas primera y segunda medidas (Fx, Fy) que actúa en las direcciones primera y segunda debido a la fuerza gravitacional (Fg) y en la dirección en que está actuando la fuerza gravitacional

La presente invención se refiere a una turbina eólica y a un procedimiento de determinación de al menos un parámetro rotacional, tal como la velocidad de rotación y la fase de un rotor de turbina eólica. 5

Las turbinas eólicas se usan para producir energía eléctrica a partir de la energía contenida en el viento que sopla. La turbina eólica comprende un rotor que se acciona por el viento y que a su vez acciona un generador de inducción, que normalmente es un generador de CA.

Cuando la turbina eólica está conectada a una red eléctrica que requiere una cierta frecuencia, por ejemplo, 50 Hz en Europa, es necesario sincronizar la salida de energía eléctrica de la turbina a esta frecuencia. Puesto que las 10 turbinas eólicas modernas a menudo funcionan con una velocidad rotacional variable del rotor y, por tanto, del generador de inducción de CA, es necesaria una conversión de la frecuencia producida en el generador a la frecuencia de la red eléctrica. Esta conversión se realiza normalmente transformando la tensión de CA suministrada por el generador en una tensión de CC que entonces se transforma de nuevo a una tensión de CA con frecuencia fija. La tensión de CA se alimentará entonces a la red eléctrica. 15

Para mantener la frecuencia y la tensión alimentada a la red eléctrica en intervalos tolerables, se usan sistemas de control para controlar estos valores. Para los cálculos realizados con respecto a tal control, es muy útil el conocimiento de la velocidad rotacional y el ángulo de fase del rotor, es decir, el ángulo de una línea radial que se extiende desde el centro del rotor y que gira junto con el rotor en relación con una línea de referencia no giratoria a través centro del rotor. Turbinas eólicas de velocidad variable que tienen un mecanismo de control para controlar la 20 tensión alimentada a la red eléctrica se dan a conocer, por ejemplo, en el documento WO 2005/091490 A1 o en el documento US 5.083.039.

La velocidad rotacional del rotor y el ángulo de fase del rotor normalmente se miden dentro de la góndola en la que se mide la velocidad rotacional en un árbol de baja velocidad o de alta velocidad del rotor mediante un sensor inductivo. El ángulo de fase del rotor normalmente se mide mediante un codificador absoluto situado en el extremo del 25 anillo de fricción del rotor. Sin embargo, en estas mediciones, la velocidad y el ángulo de fase se miden en un marco de referencia local, es decir en relación con la posición de la parte superior de la torre de las turbinas eólicas. Esto conduce a errores de medición si la parte superior de la torre se está moviendo. Estos errores de medición introducen una oscilación cíclica aparente de la velocidad del rotor medida que sólo es un artefacto. Cualquier mecanismo de control basado en valores de medición de este tipo incluye el riesgo de introducir requisitos de control artificiales. Además, la 30 medición de la velocidad en el árbol de alta velocidad carece de información sobre el ángulo de fase del rotor y puede incluir oscilaciones de torsión.

El documento WO 99/57435 A1 describe una turbina eólica con un indicador de esfuerzo. El indicador de esfuerzo es un acelerómetro triaxial o está compuesto por dos acelerómetros, cada uno con dos ejes. El acelerómetro o los acelerómetros están ubicados en una pala de la turbina eólica. Se menciona que debido al giro de la pala, siempre 35 está presente una señal de aceleración de  1 g que varía con la frecuencia de rotación. También se menciona que las aceleraciones se miden en la dirección longitudinal de la pala para indicar cuándo el rotor ha excedido las revoluciones por minuto permisibles máximas.

El documento DE 41 42 058 A1 describe un procedimiento y un dispositivo para recopilar información de control, concretamente para recopilar una velocidad angular y un ángulo de rotación de un elemento giratorio. Para 40 determinar la velocidad angular y el ángulo de rotación, se miden una primera aceleración y una segunda aceleración y se suman para determinar la velocidad angular, mientras que las aceleraciones se restan para determinar el ángulo de rotación. Los acelerómetros usados se disponen de manera que las aceleraciones se midan en direcciones paralelas.

El documento EP 1 172 656 A1 describe un procedimiento de detección de una dirección rotacional mediante el uso de un primer acelerómetro que tiene una primera dirección de detección y un segundo acelerómetro que tiene una 45 segunda dirección de detección que no es paralela a la primera dirección de detección. Si el elemento al que se fijan los acelerómetros gira, los acelerómetros tienen salidas de oscilación debido a la influencia de la fuerza gravitacional. Puesto que las direcciones de detección de los acelerómetros no son paralelas, está presente una diferencia de fase entre las señales de oscilación de esos acelerómetros. La dirección de rotación se establece a partir del signo de la diferencia de fase entre las dos señales. 50

El documento EP 1 524 433 A1 describe un circuito de control para controlar la velocidad rotacional de una turbina eólica. Para medir la velocidad rotacional real se usan un generador de señales y al menos dos sensores de proximidad.

Es un objetivo de la presente invención proporcionar un procedimiento de determinación de al menos la fase del rotor de una turbina eólica. Es un objetivo adicional de la presente invención proporcionar una turbina eólica 55 mejorada, que permita en particular una medición mejorada de al menos la fase de su rotor.

Los objetivos mencionados se resuelven mediante un procedimiento de determinación de al menos la fase del rotor de una turbina eólica, según la reivindicación 1, y mediante una turbina eólica, según la reivindicación 7. Las reivindicaciones dependientes definen desarrollos adicionales de la presente invención.

La fuerza centrífuga efectiva medida varía durante el periodo de rotación del rotor. El motivo para ello es que la fuerza centrífuga efectiva medida viene dada por la suma de la fuerza centrífuga real, es decir la fuerza centrífuga que 5 resulta solo del movimiento rotacional del rotor, y la proyección de la fuerza gravitacional en la dirección en la que está actuando la fuerza centrífuga real. Esta proyección varía durante un ciclo rotacional del rotor. Por ejemplo, cuando el rotor está en una posición tal que la fuerza centrífuga actúa sobre el objeto de referencia en una dirección que apunta hacia la tierra, entonces la fuerza centrífuga efectiva medida es la suma del valor absoluto de la fuerza centrífuga real y el valor absoluto de la fuerza gravitacional que actúa sobre el objeto de referencia. Por otra parte, cuando el rotor está 10 en una posición tal que la fuerza centrífuga real está actuando sobre el objeto de referencia en una dirección que apunta alejándose de la tierra 180º, entonces la fuerza centrífuga efectiva medida es el valor absoluto de la fuerza centrífuga real menos el valor absoluto de la fuerza gravitacional que está actuando sobre el objeto de referencia. Entremedias de estas dos fases de la rotación, el valor de la fuerza centrífuga medida se sitúa entre los dos valores descritos, que definen un valor máximo y un valor mínimo. Como consecuencia, la fuerza centrífuga efectiva medida oscila en torno a 15 la fuerza centrífuga real cuando el rotor está girando. Puesto que la dirección en la que actúa la fuerza gravitacional, que produce estas oscilaciones, siempre apunta hacia la tierra, la rotación se mide en relación con la tierra como marco de referencia global.

Se observará que la fuerza centrífuga que actúa sobre el objeto de referencia giratorio no es una fuerza verdadera. La fuerza verdadera es la denominada fuerza centrípeta que actúa hacia el centro de la rotación y mantiene 20 el objeto de referencia moviéndose en un círculo de radio fijo. La fuerza centrífuga es una fuerza ficticia experimentada por el objeto de referencia en el sistema de coordenadas giratorio. Se debe a la inercia del objeto de referencia y en el sistema de coordenadas giratorio parece como si tirara del objeto de referencia alejándolo del centro de rotación. La fuerza (real) que contrarresta la fuerza centrífuga (ficticia), es decir el efecto de inercia del objeto de referencia, para mantener el radio del círculo constante es la fuerza centrípeta. Por consiguiente, si el radio del círculo se mantiene 25 constante, la fuerza centrífuga tiene el mismo valor absoluto que la fuerza centrífuga (ficticia) y se orienta en sentido opuesto. Por tanto, la medición de la fuerza...

1. Procedimiento de determinación de al menos la fase (Rotor) de un rotor (4) de turbina eólica que gira con una velocidad de rotación (Rotor) en relación con la tierra como marco de referencia global, que comprende las etapas de:

- medir una primera fuerza centrífuga efectiva (Fx) que actúa en una primera dirección predeterminada, que está definida en un sistema de coordenadas que gira de manera sincrónica con el rotor (4), sobre al menos un objeto (11) de 5 referencia ubicado en o a nivel del rotor (4),

- medir una segunda fuerza centrífuga efectiva (Fy) que actúa en una segunda dirección predeterminada, que está definida en un sistema de coordenadas que gira de manera sincrónica con el rotor (4) y que no es paralela a la primera dirección predeterminada, sobre al menos un objeto (11) de referencia ubicado en o a nivel del rotor (4),

- determinar la dirección en que está actuando la fuerza gravitacional con respecto al sistema de coordenadas giratorio 10 basándose en variaciones en las fuerzas efectivas primera y segunda medidas (Fx, Fy) que actúan en las direcciones primera y segunda debido a la fuerza gravitacional (Fg), y

- establecer la fase (Rotor) del rotor en relación con el marco de referencia global basándose en variaciones en las fuerzas efectivas primera y segunda medidas (Fx, Fy) que actúa en las direcciones primera y segunda debido a la fuerza gravitacional (Fg) y en la dirección en que está actuando la fuerza gravitacional. 15

2. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que la segunda dirección predeterminada es perpendicular a la primera dirección predeterminada.

3. Procedimiento según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el que el al menos un objeto (11) de referencia está ubicado en o a nivel del buje (6) del rotor (4).

4. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que 20

- se produce una señal eléctrica que representa la fuerza efectiva medida (Fx, Fy) para cada fuerza efectiva medida (Fx, Fy),

- se alimenta la señal eléctrica a un bucle (12) de enganche de fase, y

- se establece la fase (Rotor) del rotor mediante el bucle (12) de enganche de fase.

5. Procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que se establece una primera frecuencia 25 angular (PLL) que representa la velocidad de rotación del rotor (4) basándose en variaciones en la fuerza centrífuga efectiva medida (Fx) debido a la fuerza gravitacional (Fg).

6. Procedimiento según la reivindicación 5, en el que

- se establece una segunda frecuencia angular (yrg) que representa la velocidad de rotación del rotor (4) mediante el uso de al menos un giróscopo (14) de velocidad de guiñada, y 30

- se establece un valor de la velocidad de rotación (Rotor) corrigiendo la segunda frecuencia angular (yrg) mediante su comparación con la primera frecuencia angular (PLL).

7. Turbina (1) eólica con un rotor (4) que incluye un buje (6) y al menos una pala (5) de rotor fijada al buje, en la que al menos un acelerómetro (10) de dos ejes o al menos un primer y un segundo acelerómetros está(n) ubicado(s) en o a nivel del rotor (4) y que comprende un medio (18) de procesamiento que está diseñado para establecer la dirección en 35 que actúa la fuerza gravitacional con respecto al sistema de coordenadas giratorio y al menos la fase (Rotor) del rotor (4) en relación con la tierra como marco de referencia global basándose en una salida del acelerómetro (10) de dos ejes o basándose en las salidas del primer y el segundo acelerómetro y en la dirección en la que está actuando la fuerza gravitacional.

8. Turbina eólica según la reivindicación 7, en la que el medio (18) de procesamiento comprende un bucle (12) de 40 enganche de fase y una unidad (16) de autocalibración.

9. Turbina eólica según la reivindicación 7 u 8, en la que el medio (18) de procesamiento está diseñado además para establecer una frecuencia angular (Rotor) que representa la velocidad de rotación del rotor (4) basándose en la salida del al menos un acelerómetro (10) de dos ejes o basándose en las salidas del primer y el segundo acelerómetro.

10. Turbina (1) eólica según la reivindicación 9, que comprende además al menos un giróscopo (12) de velocidad de 45 guiñada ubicado en o a nivel del rotor (4) y en la que el medio (18) de procesamiento está diseñado además para establecer una frecuencia angular (Rotor) que representa la velocidad de rotación del rotor (4) basándose en una salida del al menos un giróscopo (12) de velocidad de guiñada.

11. Turbina eólica (1) según cualquiera de las reivindicaciones 7 a 10, en la que el al menos un acelerómetro (10) de dos ejes o el primer y el segundo acelerómetro y/o el al menos un giróscopo (14) de velocidad de guiñada está(n) 50 ubicado(s) en o a nivel del buje (6).