Sistema sensor eólico que utiliza señales de aspas.

Un sistema de medición del campo de velocidad del viento para su uso en una turbina eólica que tiene un rotorcon dos o más aspas,

que comprende:

- al menos una señal de sensor obtenida mediante la medición de una cantidad física en al menos una delas aspas, siendo la cantidad física indicativa de al menos una característica del campo de velocidad delviento;

- una tabla (140, 142, 144) construida para una pluralidad de condiciones de viento mediante la asociaciónde valores que caracterizan los componentes cíclicos y constantes del al menos una señal de sensor conlos valores de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento, y;

- unos medios de búsqueda (150, 152, 154) para determinar a partir de la tabla un valor de la al menos unacaracterística del campo de la velocidad del viento para valores dados de una condición de viento actual,que caracterizan los componentes cíclicos y constantes de la al menos una señal de sensor.

Sistema sensor eólico que utiliza señales de aspas Técnica anterior

Las turbinas eólicas modernas utilizan casi exclusivamente aspas que son de paso ajustable alrededor de su eje longitudinal para regular el ángulo de ataque de las aspas, de manera que se elevan las aspas y las fuerzas de arrastre. El movimiento de paso colectivo entre todas las aspas unidas al rotor se utiliza para la regulación de la potencia aerodinámica extraída del viento, mientras que el control de paso individual se utiliza principalmente para aliviar o reducir las cargas experimentadas por las aspas durante la operación normal en condiciones de viento no estacionario.

Para el control de paso individual efectivo se necesita un conocimiento esencialmente instantáneo del campo de las velocidades del viento sobre el área de barrido del rotor. Las características del campo de velocidad del viento de particular importancia son la velocidad del viento, la dirección del viento, la cizalladura horizontal del viento, y la cizalladura vertical del viento. Estas características son las más adecuadas para el control cuando están espacialmente promediadas a lo largo del área de barrido del rotor, aunque esencialmente todas las turbinas vendidas comercialmente hoy en día utilizan una sola medición puntual (espacial) proporcionada por un anemómetro y una veleta, ambos situados en la góndola y aguas abajo de las aspas del rotor. Su producción no proporciona información sobre la cizalladura del viento, y una descripción espacialmente incompleta de la velocidad y de la dirección del viento. Como consecuencia, estos valores medidos de la velocidad y de la dirección son a menudo sustancialmente diferentes de los valores promediados espacialmente preferidos sobre el área de barrido del rotor debido al paso sobre el anemómetro y el aspa a remolinos turbulentos en el campo de la velocidad del viento. Además, al estar situados aguas abajo del rotor, el anemómetro y la veleta se someten al paso periódico de estelas turbulentas del aspa. Para eliminar la influencia no deseada de la estela en las mediciones, la señal del anemómetro y la veleta debe promediarse durante un largo período de tiempo, pero al hacerlo también se elimina de las señales la resolución en el tiempo requerida.

Las solicitudes de patente EP 2048507 A2 y US 2007/0086893 A1 presentan un sistema de anemómetro situado frente a, y esencialmente concéntrico con, el buje. El anemómetro puede medir dos o más componentes de la velocidad al mismo tiempo. Los problemas con la medición de un solo punto espacial todavía están presentes; la principal ventaja reivindicada es la capacidad de medir las condiciones del viento frente a las estelas turbulentas creadas por cada aspa. Aunque, en efecto, la estela de cada aspa se conduce aguas abajo, la influencia aerodinámica de las aspas se extiende de una manera fuerte también aguas arriba del plano del rotor, como es evidente por la velocidad inducida del rotor, como es bien conocido en la técnica. Por consiguiente, la velocidad del viento real no se mide directamente, y de nuevo es necesaria una corrección sobre la base de la potencia instantánea extraída por las aspas. Esta corrección es difícil de medir o cuantificar, como se mencionó anteriormente.

En el documento US 7317260 se describe un procedimiento para identificar una combinación de velocidad y dirección del viento sobre la base de la deformación de la torre. Una descripción menos completa también se encuentra en el documento EP 1361445 A1. El procedimiento reivindicado utiliza la deformación de la torre que soporta la turbina eólica, junto con la velocidad del rotor, el ángulo de paso de las aspas, y el par motor del generador, para deducir una combinación de la velocidad del viento y de la dirección del viento. Sin embargo, la velocidad y la dirección del viento no pueden estimarse de forma individual sin mediciones o suposiciones adicionales. La cizalladura del viento horizontal y vertical no son detectables. Por lo tanto, el procedimiento reivindicado no proporciona las cantidades de campo de viento-velocidad deseadas, como se describió anteriormente.

Un factor adicional de complicación en el procedimiento de operación reivindicado en el documento EP 1 361 445 A1, y encontrado en numerosas teorías de control, es el uso, dentro del proceso matemático utilizado para traducir las cantidades detectadas en los valores deseados, de una o más ecuaciones “de gobierno”, por ejemplo, que describen la dinámica de la turbina eólica o un componente de la misma. Aunque las ecuaciones aeroelásticas de movimiento de una turbina eólica, o un componente de la misma, se pueden escribir de forma explícita, las fuerzas que aparecen en estas ecuaciones a menudo no pueden ser. Los ejemplos incluyen fuerzas “no lineales”, debidas a la fricción en cojinetes, así como las fuerzas aerodinámicas que dependen del estado aerodinámico instantáneo de las aspas del rotor. Estos estados no son conocidos o fácilmente medidos, debido a los efectos de la turbulencia cerca y lejos de la superficie de las aspas, así como la condición de rugosidad de la propia superficie del aspa.

En el documento US 7.445.431 B2 se describe un procedimiento para medir el flujo local del aspa. El procedimiento emplea dispositivos para medir las propiedades de flujo, ya sea en la superficie de cada aspa del rotor, o en la proximidad inmediata. El campo de viento se deduce de las propiedades de flujo restando la velocidad del rotor y estimando la velocidad inducida del rotor. Como se mencionó anteriormente, la estimación de la velocidad inducida se basa en el conocimiento del estado aerodinámico instantáneo de las aspas del rotor, que es difícil de medir. Además, la velocidad del viento aparente sobre un aspa es casi igual a la velocidad del rotor, ya que este último valor es típicamente siete veces mayor que la velocidad del viento no perturbado. Por lo tanto, la resta de la

velocidad del rotor a partir de la velocidad aparente hace la cantidad resultante sensible al ruido y propensa a un error excesivo. Por último, la posición exterior de los sensores hace que los sensores sean difíciles de mantener, sustituir o poner en servicio, así como tienen tendencia a la caída de rayos, la acumulación de suciedad, y otros efectos atmosféricos.

En el documento DE 198 32 207 A1 se describe un procedimiento para determinar la velocidad promedio del viento sobre el área de barrido del rotor usando una correlación entre la velocidad del viento y el par de torsión del rotor y la alteración del par de torsión mediante la perturbación del flujo de viento a través de la torre de la turbina eólica.

Se utilizan habitualmente sistemas de detección de viento ultrasónicos (SODAR) o basados en radar en la industria de la energía eólica para proporcionar mediciones de viento de múltiples puntos, típicamente durante la evaluación del potencial eólico en un sitio. Las mediciones se hacen a menudo a lo largo de una línea, y por lo tanto, no cubren el área de barrido del rotor. Más importante aún, los sistemas SODAR y LIDAR son demasiado caros para su uso en turbinas eólicas comerciales (es decir, más allá de la fase de prototipo) .

Por lo tanto, es deseable tener un sistema de medición del campo de velocidad del viento sobre el área de barrido de un rotor de turbina eólica que esté libre de las limitaciones antes mencionadas.

Objetivos de la invención Un objetivo de la presente invención es un sistema de medición de viento que proporcione

1. velocidad del viento, dirección, cizalladura x, cizalladura y, y otros estados de campo de viento,

2. muestreo del estado del viento sobre toda el área de barrido del rotor,

3. velocidad de muestreo casi instantánea,

4. independencia de ambos supuestos y modelos incompletos de cantidades físicas,

5. buena capacidad de servicio y un fácil mantenimiento,

6. bajo coste.

Descripción detallada La invención se puede aplicar a un rotor con dos o más aspas, que incluye rotores que tienen tres aspas unidas al rotor a través de un cojinete de paso.

Características del campo de velocidad del viento Las características del campo de velocidad del viento utilizadas en esta invención son los valores de la velocidad del viento espacialmente promediados sobre el área de barrido del rotor. Como el promedio es sólo en el espacio, la variación en el tiempo de los datos no se ve afectada.

En la siguiente descripción se hace uso de un sistema de coordenadas, con las coordenadas ξ, η, ζ, es decir, no giratorias, y por lo tanto fijas con la góndola. Vease la figura 1. La coordenada ζ está apuntando a lo largo del eje de rotación... [Seguir leyendo]

1. Un sistema de medición del campo de velocidad del viento para su uso en una turbina eólica que tiene un rotor con dos o más aspas, que comprende:

-al menos una señal de sensor obtenida mediante la medición de una cantidad física en al menos una de las aspas, siendo la cantidad física indicativa de al menos una característica del campo de velocidad del viento;

-una tabla (140, 142, 144) construida para una pluralidad de condiciones de viento mediante la asociación de valores que caracterizan los componentes cíclicos y constantes del al menos una señal de sensor con los valores de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento, y;

-unos medios de búsqueda (150, 152, 154) para determinar a partir de la tabla un valor de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento para valores dados de una condición de viento actual, que caracterizan los componentes cíclicos y constantes de la al menos una señal de sensor.

2. Sistema de medición de acuerdo con la reivindicación 1, para su uso en una turbina eólica que tiene un rotor con tres o más aspas, que comprende:

-al menos un conjunto de señales de sensor, comprendiendo cada al menos un conjunto de señales de sensor una señal de sensor por aspa obtenida mediante la medición de la misma cantidad física en cada una de las aspas, siendo la cantidad física indicativa de al menos una característica del campo de la velocidad del viento;

-una transformación de coordenadas de aspas múltiples para transformar el al menos un conjunto de señales de sensor en un conjunto de señales estacionarias;

en el que la tabla (140, 142, 144) está construida para una pluralidad de condiciones de viento mediante la asociación de valores que caracterizan el al menos un conjunto de señales estacionarias con valores de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento, y

en el que los medios de búsqueda (150, 152, 154) están adaptados para determinar a partir de la tabla un valor de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento para valores dados de una condición de viento actual que caracterizan el al menos un conjunto de señales estacionarias.

3. Sistema de medición de acuerdo con la reivindicación 2, que comprende:

-un primer conjunto de señales de sensor que comprende una señal de sensor por aspa obtenida mediante la medición de la misma primera cantidad física en cada una de las aspas, siendo la primera cantidad física indicativa de al menos una característica del campo de la velocidad del viento;

-un segundo conjunto de señales de sensor que comprende un señal de sensor por aspa obtenida mediante la medición de la misma segunda cantidad física en cada una de las aspas, siendo la segunda cantidad física indicativa de al menos una característica del campo de la velocidad del viento, no siendo el segundo conjunto de señales de sensor esencialmente proporcional al primer conjunto de señales del sensor;

-una primera transformación de coordenadas de múltiples aspas para transformar el primer conjunto de señales del sensor en un primer conjunto de señales estacionarias;

-una segunda transformación de coordenadas de múltiples aspas para transformar el segundo conjunto de señales del sensor en un segundo conjunto de señales estacionarias;

en el que la tabla (140, 142, 144) está construida para una pluralidad de condiciones de viento mediante la asociación de valores que caracterizan el primer conjunto de señales estacionarias y valores que caracterizan el segundo conjunto de señales estacionarias, con los valores de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento, y;

en el que los medios de búsqueda (150, 152, 154) están adaptados para determinar a partir de la tabla un valor de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento, para valores dados de una condición actual del viento que caracterizan el primer conjunto de señales estacionarias y valores que caracterizan el segundo conjunto de señales estacionarias.

4. Sistema de medición de acuerdo con las reivindicaciones 2 ó 3, que también comprende un filtro para eliminar errores de distorsión presentes en un conjunto de señales estacionarias.

5. Sistema de medición de acuerdo con la reivindicación 4, en el que el filtro es un filtro de paso bajo (116) con una frecuencia de corte del filtro por debajo de tres veces la frecuencia de rotación del rotor.

6. Sistema de medición de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que también comprende medios de calibración (110) para calibrar una señal de sensor proporcionando una ganancia y/o desplazamiento variable a la señal del sensor.

7. Sistema de medición de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que una cantidad física

comprende al menos una de una tensión del aspa y una desviación del aspa, y en el que la cantidad física es medida en una posición predeterminada en al menos una de las aspas.

8. Sistema de medición de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que una característica del campo de la velocidad del viento comprende al menos una de la velocidad del viento, la dirección del viento, la cizalladura horizontal del viento y la cizalladura vertical del viento.

9. Sistema de medición de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que también comprende:

-al menos un conjunto de señales del sensor, comprendiendo cada al menos un conjunto de señales del sensor una señal de sensor por aspa obtenida mediante la medición de la misma cantidad física en cada una de las aspas, siendo la cantidad física indicativa de al menos una característica del campo de la velocidad del viento;

-un sistema de transformación para transformar el al menos un conjunto de señales del sensor en un conjunto de señales estacionarias, comprendiendo el conjunto de señales estacionarias valores que caracterizan los valores constantes y la variación cíclica de cada señal del sensor;

en el que la tabla (140, 142, 144) está construida para una pluralidad de condiciones de viento mediante la asociación de valores que caracterizan el al menos un conjunto de señales estacionarias con valores de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento, y;

en el que los medios de búsqueda (150, 152, 154) están adaptados para determinar a partir de la tabla un valor de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento para valores dados de una condición del viento actual que caracterizan el al menos un conjunto de señales estacionarias.

10. Un procedimiento para medir un campo de la velocidad del viento en una turbina eólica que tiene un rotor con 25 dos o más aspas, que comprende las etapas de:

-obtener al menos un señal de sensor mediante la medición de una cantidad física en al menos una de las aspas, siendo la cantidad física indicativa de al menos una característica del campo de la velocidad del viento;

-construir una tabla (140, 142, 144) para una pluralidad de condiciones de viento mediante la asociación de

valores que caracterizan los componentes cíclicos y constantes de la al menos una señal de sensor con valores de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento;

-determinar a partir de la tabla un valor de la al menos una característica del campo de la velocidad del viento para valores dados de una condición de viento actual que caracterizan los componentes cíclicos y constantes de la al menos una señal del sensor.

11. Un programa de ordenador para medir un campo de velocidad del viento en una turbina eólica que tiene un rotor con dos o más aspas, comprendiendo el programa de ordenador unos medios de código de programa para hacer que un sistema de medición del campo de la velocidad del viento como se define en las reivindicaciones 1 ó 9, para realizar las etapas del procedimiento de medición de una campo de la velocidad del viento como se define en la reivindicación 10, cuando el programa informático se ejecuta en un ordenador que controla el sistema de medición del campo de la velocidad del viento.

12. Una turbina eólica que tiene un rotor y dos o más aspas, que comprende un sistema de medición del campo de la velocidad del viento como se define en las reivindicaciones 1 ó 9.

13. Un sistema de control de una turbina eólica para su uso en una turbina eólica que tiene un rotor con dos o más aspas, que comprende:

-un sistema de medición del campo de la velocidad del viento como se define en las reivindicaciones 1 ó 9;

-unos medios para el control de una característica de la turbina eólica en base a un valor de al menos una característica del campo de la velocidad del viento medida por el sistema de medición del campo de la velocidad del viento para una condición actual del viento.