MXPA06008302A - Metodo para el funcionamiento de una turbina eolica. - Google Patents

Abstract

En una turbina eolica y en un metodo para el funcionamiento de una turbina eolica, la velocidad del rotor y/o la potencia del generador se reducen para dar respuesta a variables cuyo valor excede valores predeterminados. Dichas variables pertenecen al grupo formado por la direccion del viento relativa a la direccion horizontal del eje principal de la turbina y la turbulencia del viento medida por sensores externos, asi como cualquier otra variable medida por uno o mas sensores montados sobre componentes de la turbina para medir las condiciones de dicho componente.

Description

MÉTODO PARA EL FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA EÓLICA.

CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a un método para el funcionamiento de una turbina eólica de forma segura, es decir, el funcionamiento de una turbina eólica de tal forma que se garantice la seguridad al tiempo que se maximiza la generación de energía y la disponibilidad. La invención se refiere asimismo a las aplicaciones del método y a una turbina eólica diseñada para trabajar con dicho método.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Diferentes condiciones externas adversas, condiciones meteorológicas muy desfavorables en la mayoría de los casos, producen cargas excesivas en las turbinas eólicas. Por un lado, debe evitarse el funcionamiento de una turbina eólica bajo tales condiciones para no someter a la turbina a esfuerzos que puedan producir daños, mientras que por otro lado, detener la turbina eólica bajo tales condiciones inhabilita la turbina eólica y reduce la producción de energía de forma considerable, con las consiguientes pérdidas económicas. Asimismo, condiciones "internas" desfavorables pueden resultar en cargas excesivas sobre la turbina eólica. Un error de orientación es un ejemplo de una condición de este tipo, esto es, el ángulo de orientación de la turbina no se encuentra correctamente alineado con la dirección del viento. Eliminar un error de orientación lleva algo de tiempo ya que la velocidad de orientación de una turbina eólica es especialmente reducida, p.ej. 0,5 °/seg. Por esta razón, un error de orientación puede persistir durante algún tiempo, lo mismo que la mayoría de condiciones externas desfavorables. Otras condiciones en las que la turbina eólica se encuentra incorrectamente configurada o ajustada respecto a las condiciones atmosféricas reinantes pueden ser asimismo consideradas como condiciones "internas". Algunas condiciones internas anómalas pueden reducir la potencia máxima o el nivel de velocidad del rotor de la turbina eólica. Es decir, bajo ciertas condiciones puede ser peligroso operar la turbina eólica a la potencia o a la velocidad nominal, mientras que el funcionamiento de la misma puede ser seguro a niveles menores de potencia o velocidad. Tales condiciones pueden ser p.ej. altos niveles de ruido, temperatura o vibración. En tales condiciones será necesario llevar a cabo trabajos de mantenimiento en la turbina eólica, sin embargo, la turbina puede ser capaz de continuar su funcionamiento a un nivel de potencia o velocidad reducido mientras se espera a la realización de los trabajos de mantenimiento. Parar la turbina en tales condiciones llevará a pérdidas económicas innecesarias.

En desarrollos anteriores se han tomado medidas para afrontar el problema de proteger las turbinas eólicas contra la sobrecarga, así como los problemas relacionados: EP 847.496 propone la reducción de la potencia producida por una turbina eólica para velocidades del viento por encima de un cierto límite. US 2002/723 propone la aplicación de varios sistemas de medida para la obtención de un rendimiento económico óptimo reduciendo la potencia de salida. Se menciona que es posible aumentar la carga sobre la turbina durante los primeros años para incrementar los beneficios y disminuirla a medida que pasan los años para alargar su vida útil (sección 0025). En la sección 0028 se menciona que "si los valores del coste energético son superiores al valor máximo permitido del coste energético determinado por el modelo de rendimiento, se parará la turbina hasta que se den condiciones más favorables (p.ej. menores turbulencias o menor velocidad del viento)". US 4,339,666 propone la obtención de un modo de funcionamiento seguro basado en medidas del paso de la pala y del par. DE 297 15 249 propone el control del par máximo de orientación y del par de paso de la pala medidos en la torre, ajustando los ángulos de paso de la pala. DE 102 32 021 propone la predicción de ráfagas de viento con el fin de reducir la carga.

EP 998.634 propone sistemas de medida tales como anemómetros en las palas o sensores de carga en el buje para determinar la carga mecánica instantánea en el buje o en el eje principal y ajustar en consecuencia el ángulo de paso de la pala en función de los resultados de la medida. La aplicación divisional EP 1 .243.790 propone la medida de valores instantáneos de carga en partes de la turbina y el ajuste continuo del paso de cada pala en función de las variables medidas. EP 1 .013.925 propone la medida de la velocidad del viento y la altura de las olas en el caso de una turbina eólica marina, calculando sobre esta base los valores totales de las cargas en la torre y en la cimentación, y disminuyendo el ángulo de paso de la pala en función de las cargas. EP 1 .125.060 propone la disminución de la velocidad de giro entre un límite inferior y un límite superior de la velocidad del viento, parando la turbina para velocidades del viento por encima de límite superior. EP 1 .132.614 propone la disminución de la potencia en función de las variables de medida tales como la velocidad de giro, la potencia, el par, el paso de la pala, el régimen de paso de la pala, la velocidad del viento, la dirección del viento, la aceleración de ciertas partes de la máquina, la tensión sobre ciertas partes de la máquina y/o los datos del viento en o delante del plano del rotor, generando fórmulas sobre la carga o el impacto sobre la turbina basadas en las medidas. JP 59 176,472 propone el ajuste del ángulo de paso de la pala en función de la velocidad del viento con el fin de disminuir el par y mejorar la seguridad. JP 60 79, 180 propone la detección del esfuerzo en las palas y el ajuste del ángulo de paso de la pala en función del mismo con el fin de garantizar que los esfuerzos no excedan un cierto valor. US 5,289,041 propone la disminución de la velocidad de giro en función de la velocidad del viento y del error del ángulo de orientación. US 2004/108,729 propone la medida de la aceleración de la torre con el fin de permitir el servicio en la turbina a una carga reducida en intervalos críticos de velocidad de giro. WO 01/66940 propone la disminución de la velocidad de giro hasta la velocidad de giro deseada, calculada a partir de la medida o la estimación de la potencia o par y el cálculo de las velocidades de giro correspondientes.

DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN El objetivo de esta invención es la protección de la turbina eólica frente a cargas excesivas que generen un esfuerzo sobre la estructura y los componentes de la turbina más allá de un nivel deseado y al mismo tiempo asegurar que la turbina eólica pueda permanecer operativa incluso en condiciones atmosféricas adversas o en condiciones de fallo, error o capacidad reducida, para maximizar su producción de energía. Conforme al método de esta invención, este objetivo se cumple reduciendo la velocidad y/o la potencia de la turbina (sin detener la turbina eólica) al detectar una condición desfavorable que pueda causar carga(s) excesiva(s) sobre la turbina. 1 . A un nivel mayor de detalle, el método incluye un paso en el que se reduce la velocidad del rotor y/o la potencia del generador como respuesta a una o varias variables que excedan el (los) valor(es) predeterminados. Dichas variable(s) pertenece(n) al grupo formado por la dirección del viento relativa a la dirección horizontal del eje principal de la turbina y la turbulencia del viento medida por sensores externos, así como otra(s) variable(s) medida(s) por uno o más sensores montados en componentes de la turbina encargados de medir el estado de dicho componente. Gracias a dichas medidas es posible incluir una gran variedad de variables en la base para decidir si hay que reducir la velocidad y/o la potencia de la turbina eólica y, de esta forma, llegar a una decisión mejor fundamentada. Por ejemplo, si sólo se controla la velocidad del viento, una turbina eólica del estado del arte se tendrá que parar por regla general a velocidades del viento entre 18 y 30 m/s; usualmente a una velocidad del viento de 25 m/s. No obstante, las propiedades perjudiciales del viento no se encuentran únicamente relacionadas con la velocidad del mismo sino también con las turbulencias, las rachas y la constancia en la dirección del mismo. Si además de la velocidad del viento se detectan dichas variables y tomándolas en consideración, será posible permitir que la turbina eólica funcione a una velocidad del viento considerablemente superior a 25 m/s si el viento es constante y, por tanto, menos perjudicial, siendo a la vez posible parar la turbina eólica a velocidad del viento por encima de 25 m/s si las condiciones del mismo son turbulentas y racheadas. El término 'componentes de la turbina' debe ser entendido en un sentido amplio, incluyendo la subestructura, la torre, la góndola, la maquinaria, los dispositivos eléctricos y electrónicos, el rotor con las palas, etc. El término 'exceder valores predeterminados' debe ser asimismo entendido en un sentido amplio. Incluso si no se define un límite apropiado, es posible actuar de acuerdo a esta invención si una variable alcanza un valor considerado como desfavorable o peligroso, o si alcanza valores dentro de determinados intervalos considerados como desfavorables o peligrosos. 2. De forma preferente se mide la dirección del viento relativa a la dirección horizontal del eje principal de la turbina mediante una veleta en la góndola de la turbina eólica. 3. Además, la turbulencia del viento se deriva preferentemente de la lectura de un anemómetro que mide la velocidad del viento, montado habitualmente en la góndola de la turbina eólica. Estas ejecuciones suponen métodos simples y fiables de medida a la vez que permiten tiempos relativamente cortos de respuesta y un grado suficiente de exactitud. 4. En una de las ejecuciones preferentes, los sensores tales como galgas extensiométricas montadas en las palas miden las fuerzas de torsión que actúan sobre las palas o los niveles de torsión de las palas resultantes. 5. En otra de las ejecuciones preferentes, los sensores tales como los acelerómetros montados en una o varias de las palas detectan los movimientos de la(s) correspondiente(s) pala(s). Dichos métodos constituyen ejecuciones alternativas de un método preferente conforme a la invención, donde el estado de las palas de la turbina eólica y las acciones realizadas sobre las mismas se utilizan como parámetros de control. 6. Las señales de los sensores montados en una pala son registradas preferentemente junto con la información relativa a la posición angular actual de dicha pala. Tales registros de datos forman la base de la información derivada acerca de los fenómenos direccionales o angulares que actúan sobre el rotor de la turbina eólica. Tales fenómenos incluyen irregularidades del viento tales como capas de viento (diferentes velocidades a diferentes altitudes), dirección del viento relativa al eje de rotación del eje principal de la turbina eólica, etc. 7. En esta combinación, la dirección horizontal o vertical del viento, o una combinación de ambas, se deriva preferentemente a partir de lecturas de los sensores montados sobre las palas en función de la posición angular actual de cada pala. Conforme a la invención, un efecto de oscilación sobre una pala en función de la posición angular de la misma puede ser interpretado como la acción del viento proveniente de una dirección diferente a la axial (dirección según la orientación). De esta forma, es posible derivar la dirección del viento a partir de señales provenientes de sensores situados en una o varias palas de la turbina eólica, al correlacionarla con la posición angular actual de cada una de las palas. 8. En una de las ejecuciones preferentes, las turbulencias del viento se derivan a partir de las lecturas de sensores montados sobre las palas, preferente en función de la posición angular actual de cada pala. De esta forma, las turbulencias del viento serán medidas para la mayor parte o para la totalidad del área del rotor de la turbina eólica. Se demuestra que esto proporciona lecturas que arrojan una visión más exacta de los esfuerzos inducidos por las turbulencias sobre la turbina eólica que las lecturas de turbulencias realizadas desde un único o unos pocos puntos, p.ej. desde un anemómetro situado en la góndola. 9. De forma preferente, la actividad de un sistema de control del paso de la pala situado en la turbina eólica se registra y se utiliza para evaluar las características del viento tales como la dirección vertical y/o horizontal, o la turbulencia. Dentro de los métodos de control de turbinas eólicas es conocido que un sistema de control del paso de cada pala en el rotor puede ser realizado preferentemente con un tiempo de respuesta tan corto que sea posible llevar el paso de cada pala al valor deseado en el intervalo de una revolución del rotor. Con un sistema de control del paso de la pala de este tipo, la actividad del sistema ofrecerá, conforme a la invención, una visión de la velocidad del viento y de la turbulencia dentro de cualquier sector del área circular barrida por el rotor. Conforme a la invención, dicha actividad es registrada y/o analizada, proporcionando una visión de la velocidad del viento y la turbulencia en diferentes sectores, p.ej. a varias altitudes sobre el suelo. Tales registros o análisis se utilizan como base para la decisión acerca de la reducción de la velocidad del rotor y/o de la potencia del generador. 10. En una de las ejecuciones preferentes de la ¡nvención, la temperatura de uno o más de los componentes del tren de accionamiento y/o del sistema generador se controla mediante sensor(es) de temperatura.

Gracias a esta medida, es posible frenar la turbina o reducir su potencia de salida en el caso de temperatura(s) elevada(s) en la maquinaria de la turbina eólica. Dichas temperaturas elevadas pueden ser causadas por un fallo técnico, pérdida de aceite, elevadas temperaturas atmosféricas o condiciones similares y, en la mayoría de los casos, dicha temperatura elevada inducirá un esfuerzo excesivo en componentes de la turbina eólica. Reduciendo la velocidad y/o la potencia conforme a la invención se reducirá la generación de calor, reduciendo de esta forma la(s) temperatura(s) en cuestión. 1 1 . En otra de las ejecuciones preferentes, se supervisa la vibración de, o el ruido en, uno o más componentes del tren de accionamiento y/o del sistema de generación mediante sensor(es) de aceleración o vibración. Gracias a esta medida es posible frenar la turbina o reducir su salida de potencia en el caso de producirse ruidos o vibraciones excesivas en la maquinaria de la turbina eólica. Tales ruidos o vibraciones excesivas pueden ser causados por un fallo técnico, pérdida de aceite, desgaste, rotura o condiciones similares. Reduciendo la velocidad y/o la potencia conforme a la invención reducirá el riesgo de daños mayores. En un desarrollo posterior de esta ejecución del método referido en la ¡nvención se analiza la distribución del ruido o de la vibración y se toman medidas en función del resultado del análisis. Lá turbina eólica puede p.ej. ser detenida si el nivel de ruido o vibración se incrementa a lo largo del tiempo. 12. De forma preferente, la vibración o el movimiento de las estructuras de soporte tales como la torre o sus subestructuras son supervisados mediante sensores de aceleración o de vibración. Los movimientos de la torre pueden ser causados adicionalmente por ráfagas de viento excesivas o turbulencias, siendo esencial reducir la velocidad y/o la potencia de la turbina eólica durante tales condiciones a fin de evitar la sobrecarga de partes mecánicas de la turbina eólica y para evitar oscilaciones no deseadas en componentes flexibles tales como las palas. 13. Asimismo se da preferencia al análisis de las vibraciones o del ruido para registrar en cada caso propiedades tales como el espectro de frecuencias o los niveles de vibración o de ruido. De esta forma se obtiene información valiosa generada como respuesta de los componentes de la turbina eólica a diferentes condiciones de funcionamiento o degradación, envejecimiento y fallo de componentes. 14. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual se supervisa la potencia de salida del generador mediante un sistema de medición de potencia.

La supervisión de la potencia de salida proporciona un control más preciso y exacto del nivel de potencia de salida por parte del sistema de control conforme a la ¡nvención. 15. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual se detectan los movimientos de la torre o de la góndola mediante uno o más sensores de movimiento tales como acelerómetros o galgas extensiométricas. La inclusión de sensores para la detección de dichos movimientos permite introducir las señales del movimiento de la torre o de la góndola respectivamente al sistema de control conforme a la invención. 16. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual se evalúan las variables del viento tales como la dirección relativa a la góndola, la velocidad y las turbulencias a partir de datos obtenidos mediante sensores de viento situados en una o varias de las palas, tales como tubos de pitot, sensores de película caliente, sensores de luz de láser o de ultrasonidos, los cuales obtienen los datos sobre el viento en el entorno de la correspondiente pala. Al registrar tales datos junto con la información acerca de la posición angular actual de cada pala, los datos que se desean obtener del viento pueden ser derivados a partir de los datos registrados mediante el procesamiento adecuado mediante ordenador. Los datos relativos al viento obtenidos de esta forma pueden ser más fiables que los datos relativos al viento obtenidos mediante sensores montados en la góndola, incluso mediante sensores especiales. El objetivo mencionado más arriba se cumple además aplicando el método referido en la invención para la operación de una turbina eólica durante condiciones atmosféricas que incluyen: error de orientación; altas turbulencias, velocidad del viento o ráfagas; capas de viento, viento ascendente o descendente; estelas de otra(s) turbina(s); o durante condiciones mecánicas o eléctricas que incluyen: altos niveles de vibración o alta temperatura en la turbina, cargas altas en la turbina, caídas de red o fallos o averías en la turbina. En muchos de los casos de avería, es posible continuar con el funcionamiento seguro de la turbina eólica a una velocidad o potencia reducida incluso si no es posible el funcionamiento en condiciones nominales. De esta forma, al aplicar el método de la invención, será posible operar una turbina eólica mientras espera su reparación tras una avería o en caso de desgaste o envejecimiento. De este modo, la turbina se encuentra aún disponible y en servicio y por tanto capaz de generar energía, de forma que se reduzcan las pérdidas económicas resultantes de una avería o de un grado inferior de disposición para el servicio. El objetivo mencionado más arriba se cumple además dado que el método referido en la invención puede ser aplicado para la operación de una turbina eólica a velocidades del viento superiores a 25 m/s. En desarrollos anteriores, se considera generalmente inapropiado operar una turbina eólica a alta velocidad del viento, con medias superiores a 25 m/s. No obstante, esto conduce a un grado sustancial del aumento de riesgo de ráfagas y turbulencias a altas velocidades del viento, ya que la alta velocidad del viento por sí misma no daña necesariamente la turbina. Si la velocidad y la potencia de la turbina eólíca se reducen conforme a la invención de forma controlada, las cargas perjudiciales de la velocidad, de las ráfagas y de las turbulencias del viento se reducirán a un nivel aceptable. En particular, si las ráfagas y las turbulencias del viento a altas velocidades son evaluadas como se mencionó anteriormente, será posible reducir la velocidad y/o la potencia de la turbina eólica lo suficiente para conseguir un nivel suficiente de carga perjudicial, siendo la reducción de la velocidad y/o la potencia menor que la que sería necesaria en otros casos. Esto implica que la velocidad y la potencia de la turbina eólica se pueden mantener de forma continua tan elevada como sea posible durante condiciones atmosféricas con vientos de velocidad elevada, ráfagas y/o turbulencias. En particular, la velocidad y la potencia pueden ser mantenidas a niveles considerablemente mayores que en desarrollos anteriores.

El objetivo se cumple además dado que el método referido en la invención puede ser aplicado para la operación de una turbina eólica marina en condiciones de marejada. Las condiciones de marejada implicarán muy probablemente un alto nivel de impacto sobre la torre y la subestructura de la turbina eólica marina con el consiguiente esfuerzo, movimiento y tensión de la torre y la subestructura. El funcionamiento de una turbina eólica marina bajo tales condiciones implicará un esfuerzo adicional tanto en las partes de soporte como en las partes móviles de la turbina eólica. En particular, las partes móviles sufrirán un esfuerzo adicional debido a los movimientos de la torre y la torre sufrirá un esfuerzo adicional debido al aumento en el nivel de vibración inducido por la maquinaria en movimiento. Reduciendo la velocidad y/o la potencia conforme a la invención reducirá tales efectos perjudiciales tanto en la torre como en las partes móviles, permitiendo así el funcionamiento continuo en condiciones de marejada. De esta forma, la turbina se encontrará aún dispuesta para el servicio aunque sea a un nivel inferior de producción de energía durante tales condiciones atmosféricas, incrementando la retribución de la inversión. Además, el objetivo se cumple dado que la turbina eólica: incluye un generador para la producción de electricidad y un sistema de control para controlar al menos el paso de la pala y la orientación de la turbina y la salida de potencia del generador; incluye uno o más sensores conectados al sistema de control para medir variables; e incluye actuadores controlados por el sistema de control para ajustar al menos el paso de la pala y la orientación de la turbina y un circuito de control regulado por el sistema de control para la regulación de la salida de potencia del generador; se caracteriza porque: el(los) sensor(es) pertenece(n) al grupo consistente en un sensor externo para la dirección del viento y un sensor externo de turbulencias del viento, así como cualquier otro(s) sensor(es) montado(s) en componentes de la turbina para medir un estado de dicho componente. 21 . De forma preferente, el sensor externo para la dirección del viento constará de una veleta montada en la góndola de la turbina eólica. 22. Asimismo de forma preferente, el sensor de turbulencias constará de un anemómetro montado en la góndola de la turbina eólica. 23. Asimismo de forma preferente, el grupo de sensores comprenderá sensores tales como galgas extensiométricas montadas en las palas para medir las fuerzas de torsión que actúen sobre las palas o los niveles de torsión resultantes en las palas. 24. En una de las ejecuciones, la turbina eólica consta de sensores tales como acelerómetros montados en una o varias de las palas para medir los movimientos o el ruido en la(s) correspondiente(s) pala(s) y/o sensores para medir la posición angular actual del rotor y, por tanto, de cada pala. Mediante estas medidas se obtienen ventajas similares tal y como se explicó más arriba en referencia a las reivindicaciones del método, ya que la turbina eólica definida a través de las características mencionadas anteriormente es especialmente adecuada para las correspondientes ejecuciones del método referido en la invención. 26. En una turbina eólica que incluye un sistema de control del paso de la pala, el sistema de control del paso de la pala constará de forma preferente, conforme a la invención, de dispositivos de transmisión para transmitir la actividad del sistema de control del paso de la pala, preferentemente para transmitir el paso actual de cada pala a un sistema principal de control. En este caso, los parámetros derivados de la actividad del sistema de control del paso de la pala pueden utilizarse como entradas de un sistema de control que utilice el método de la invención. En general, la actividad del sistema de control del paso de la pala responderá a condiciones de viento inestables tales como ráfagas de viento. En sistemas más sofisticados de control del paso de la pala, las condiciones inestables del viento tales como turbulencias o capas de viento (velocidades diferentes del viento a diferentes altitudes dentro del círculo barrido por el rotor) pueden reflejarse en la actividad del sistema de control del paso de la pala y, de esta forma, es posible alcanzar un grado mayor de detalle en el control de la velocidad y/o de la potencia de la turbina eólica conforme a la invención. 27. De forma preferente, la turbina eólica incluirá uno o varios sensores de temperatura para supervisar la temperatura de uno o varios de los componentes del tren de accionamiento y/o del sistema generador. 28. Además es preferible que la turbina eólíca incluya uno o varios sensores de aceleración o de vibración para supervisar el nivel de vibración o el ruido de uno o varios de los componentes del tren de accionamiento y/o del sistema generador. Gracias a estas medidas es posible reducir la velocidad y/o la potencia de la turbina en el caso de sobrecalentamiento de componentes o de niveles excesivos de ruidos o vibraciones en los componentes. Dicho sobrecalentamiento puede ser causado por una combinación desfavorable de condiciones climáticas y parámetros de funcionamiento, considerando asimismo que, en general, el sobrecalentamiento, así como la vibración o el ruido puede ser causado por un fallo o una avería en componentes de la turbina eólica. 29. De forma generalmente preferente, la turbina eólica constará de un sistema de medición de potencia para supervisar la potencia de salida del generador. 30. Por último, es preferible que el grupo de sensores incluya uno o varios sensores de movimiento tales como acelerómetros o galgas extensiométricas para medir los movimientos laterales de la torre. Tales movimientos de la torre serán causados en su mayoría por condiciones atmosféricas muy desfavorables. Mediante estas medidas se obtienen ventajas similares tal y como se explicó más arriba en referencia a las reivindicaciones del método, ya que la turbina eólica definida a través de las características mencionadas anteriormente es especialmente adecuada para las correspondientes ejecuciones del método referido en la invención. A continuación se explicarán en mayor detalle diferentes ejecuciones de la invención en referencia a las figuras en las cuales: Fig. 1 muestra las fuerzas que actúan sobre un segmento de la pala de la turbina eólica; Fig. 2 muestra la formación de la velocidad relativa del viento WR; Fig. 3 muestra la reducción de la potencia de salida conforme a la ¡nvención para velocidades del viento elevadas; Fig. 4 muestra la reducción de la potencia de salida conforme a la invención para velocidades del viento elevadas junto con altos niveles de otras variables; Fig. 5 ilustra la supervisión de la carga de la pala; Fig. 6 muestra la reducción de la potencia de salida en el caso de aumento del ángulo de orientación; Fig. 7 muestra la reducción de la potencia de salida en el caso de aumento del ángulo de orientación a diferentes intervalos de velocidad del viento; Fig. 8 muestra la reducción de la potencia de salida y/o de la velocidad del rotor en el caso de aumento de la deflexión de la pala; e Fig. 9 ilustra la supervisión de la aceleración de componente. La mayor parte de la carga de una turbina eólica está causada por el efecto de la velocidad del viento relativa en las palas. La carga en las palas se define generalmente por la fuerza de ascenso L y la resistencia aerodinámica D, las cuales se ilustran en la Fig. 1 para cualquier segmento 1 de la pala y se definen por: L = V2 p WR2 CL A D = % p WR2 CD A - donde: p es la densidad del aire WR es la velocidad del viento relativa al segmento de la pala A es el área del segmento de la pala CL es un coeficiente de ascenso adimensional (dependiente del ángulo de ataque a); y CD es un coeficiente de resistencia aerodinámica adimensional (dependiente del ángulo de ataque a) Las fuerzas de ascenso y de resistencia aerodinámica L, D actúan a lo largo de una línea central virtual de ascenso que se extiende a lo largo del borde de ataque de la pala, a una distancia del 25 % de la anchura de la pala por detrás del borde de ataque. En la Fig. 1 , dicha línea virtual se extiende de forma ortogonal al plano del papel y a través del centro de ascenso CL. Para el perfil del segmento 1 de pala ilustrado, se considera que el centro de ascenso CL se encuentra situado a % de la longitud de cuerda K por detrás del borde de ataque del perfil, tal y como indica la referencia K/4. La velocidad relativa del viento WL es una combinación de la velocidad libre del viento WF y una velocidad virtual del viento ?ür inducida por la velocidad angular ? del rotor de la turbina eólica y la distancia radial r desde el centro del rotor de la turbina eólica hasta el segmento de la pala: WL = ((? r)2 + WF2)1/2 - donde: (? r) es la velocidad angular del segmento de pala (el vector (? r) se orienta en sentido opuesto a la dirección del movimiento del segmento de ala); y WF es la velocidad libre del viento esta relación se encuentra ilustrada en la Fig. 2 A partir de las relaciones apuntadas más arriba, se muestra que las fuerzas de carga sobre la turbina eólica varían con el cuadrado de la velocidad del viento; las fluctuaciones de la velocidad del viento producen por tanto fluctuaciones incluso mayores en la fuerza y por tanto en la carga. Dichas fluctuaciones son críticas en lo referente a la fatiga causada por el esfuerzo sobre las palas y sobre la turbina eólica en general. Por tanto, la carga sobre la turbina puede reducirse de forma eficiente mediante la reducción de la velocidad relativa del viento; en la práctica, esto se realiza reduciendo la velocidad de giro del rotor. Las variaciones en la velocidad del rotor conllevarán variaciones sustancialmente mayores sobre la velocidad relativa del viento WR que las variaciones de la velocidad libre del viento WF, al menos para las partes externas de las palas del rotor. No obstante, reduciendo la velocidad de giro del rotor, el par en el interior de la multiplicadora se incrementará (potencia = par D velocidad de giro) si la potencia eléctrica de salida del generador no se reduce de forma correspondiente. Conforme a la invención, por lo tanto, la potencia de salida del generador puede ser reducida en función de la reducción en la velocidad del rotor y del valor actual del par dentro de la multiplicadora, si se reduce la velocidad del rotor a fin de reducir las cargas sobre la turbina eólica en condiciones atmosféricas muy desfavorables u otro tipo de condiciones desfavorables. Es imprescindible que la turbina eólica continúe su funcionamiento bajo condiciones atmosféricas muy desfavorables a fin de dar servicio a la red de suministro eléctrico. Es de sobra conocido que una red puede colapsarse si se desacoplan bruscamente de la red generadores de gran tamaño. Para áreas con una alta penetración de energía eólica, la energía total de la red puede suplirse en condiciones de viento elevadas en un 50 a 80% mediante energía eólica. El riesgo de colapso de una red de este tipo se incrementa sustancialmente si las turbinas eólicas corresponden a desarrollos anteriores, que se desacoplan de la red y se detienen al exceder una determinada velocidad del viento. Para evitar el riesgo de que una red con un alto porcentaje de generadores de energía eólica se colapse bajo condiciones atmosféricas muy desfavorables con velocidades elevadas del viento y ráfagas de viento, las turbinas eólicas pueden ser adaptadas conforme a la invención para continuar proporcionando energía, incluso a velocidades del viento considerablemente elevadas. Esto es posible si las turbinas se adaptan para reducir la velocidad del rotor y la potencia del generador al incrementarse la velocidad del viento por encima de un nivel predeterminado que puede ser p.ej. 25 m/s.

Conforme a la invención, la velocidad del rotor y la potencia del generador se reducen para mantener las diferentes cargas sobre los componentes de la turbina eólica dentro de límites seguros. Fig. 3 muestra la relación entre la velocidad del viento W y la potencia de salida P de una turbina eólica. Al incrementarse la velocidad del viento W, la turbina eólica comienza a generar energía eléctrica a una velocidad del viento inicial A y alcanza su nivel nominal de salida E a la velocidad nominal del viento B. Una turbina eólica correspondiente a desarrollos anteriores se diseña con una velocidad nominal del viento C y al superar dicha velocidad del viento se desactivará la turbina eólica, es decir, se desconectará de la red y se frenará hasta detenerse. Una turbina eólica conforme a la presente invención reducirá su potencia de salida P si la velocidad del viento W excede la velocidad nominal del viento máxima C a fin de mantener la carga de la turbina eólica dentro de límites seguros, tal y como se indicó más arriba. Si la velocidad del viento W excede la velocidad del viento máxima permitida J, la turbina eólica conforme a la ¡nvención se desactivará (es decir, se desconectará y se frenará). Estas características de la turbina eólica conforme a la invención implican que la turbina eólica de la invención se encontrará disponible para velocidades del viento entre los límites C y J, al contrario que en los tipos anteriores de turbinas eólicas, asegurando por tanto la producción constante de energía eléctrica a tales velocidades elevadas del viento. Si en algún caso las turbinas eólicas se desactivan a velocidades del viento por encima del límite J, se desactivan a un nivel de potencia sustancialmente menor F y, por tanto, con un riesgo mucho menor de colapso de la red ya que la energía eólica constituirá una fracción mucho menor de la energía total de la red a estos niveles de viento. Los periodos de indisponibilidad para el servicio de las turbinas eólicas de la presente invención son por supuesto mucho menores que para turbinas eólicas de desarrollos anteriores ya que la velocidad del viento excederá el nivel límite J durante un tiempo mucho menor que el límite C. No obstante, dichos periodos de indisponibilidad para el servicio serán también menores por otra razón: Cuando una turbina eólica correspondiente a desarrollos anteriores se desactiva a la velocidad del viento C, no es posible volver a conectarla a la red a ia misma velocidad del viento debido a la carga extremadamente alta de la turbina a este nivel de velocidad del viento; de forma habitual, la reconexión tendrá lugar cuando la velocidad del viento sea menor que, por ejemplo, C - 25 % durante 30 min o más. Por el contrario, una turbina eólica conforme a la presente ¡nvención será capaz de reconectarse a una velocidad del viento de, por ejemplo, J - 10 % debido al nivel muy inferior de potencia F implicado y en particular debido al nivel muy ¡nferior de velocidad del rotor implicado. Conforme a la ¡nvención, la reducción de la potencia del generador a velocidades del viento por encima del límite C puede incrementarse como respuesta a otra(s) variable(s) (además de la velocidad del viento) que excedan valores límite o a darse una situación desfavorable. esta estrategia se encuentra ilustrada en la Fig. 4 La potencia de salida P del generador de la turbina eólica se reduce a velocidades del viento W por encima del valor límite C, tal y como se mencionó en referencia a la Fig. 3; esta reducción se encuentra ilustrada por la curva 2. La curva 3 ilustra la situación en la que otra situación desfavorable se encuentra presente; puede tratarse p.ej. de altas turbulencias. La turbina eólica no será capaz de funcionar a la potencia nominal total por encima de la velocidad del viento C debido a que las elevadas turbulencias causarán esfuerzos adicionales sobre la turbina eólica, tal y como se explicó más arriba. Por lo tanto, deberá reducirse la potencia del generador hasta la correspondiente a una velocidad del viento inferior, en el caso descrito desde la velocidad del viento C3. Si la velocidad del viento alcanza el valor H a la vez que se mantiene la turbulencia, será necesario parar la turbina. La curva 4 se corresponde a una situación en la que se ha detectado una elevada temperatura en la maquinaria de la turbina eólica. En este caso, deberá reducirse la potencia del generador hasta la correspondiente a la velocidad del viento C4 y deberá detenerse a la velocidad del viento H. Si se detecta calentamiento en un cojinete, si tiene lugar una situación de corriente de ascenso o un error de orientación o si la carga de la pala aumenta demasiado, etc., el sistema de control de la turbina eólica reducirá de forma similar la potencia de salida de la turbina (la potencia del generador) conforme a la presente invención. Si la carga de la pala, referida a carga media o cargas equivalentes (obtenida mediante los métodos estadísticos de recuento de rainflow o desviación típica), excede un umbral predeterminado, por un instante o durante un determinado periodo de tiempo, la turbina estará sometida a cargas excesivas. Debería por tanto reducirse la velocidad del rotor y/o la potencia del generador conforme a la invención, a fin de reducir la carga hasta que se encuentre dentro de límites seguros. La Fig. 5 muestra una situación típica. Se muestra que la carga de una pala 10 es supervisada constantemente y que dicha carga supera un límite U predeterminado en un cierto instante. Al ocurrir esto, la velocidad del rotor y/o la potencia del generador de la turbina eólica se reducen conforme a la invención. Las Figs 6-7 muestran el comportamiento a lo largo del tiempo de un sistema de control correspondiente a la presente invención al tener lugar un error de orientación. La abscisa corresponde al tiempo t y la ordenada al error de orientación 6 (ángulo) y a la potencia de salida 5 respectivamente. Durante una condición de error de orientación, la dirección horizontal del viento se encuentra orientada incorrectamente respecto a la dirección horizontal del eje principal de la turbina eólica. La velocidad de orientación de que dispone una turbina eólica es muy reducida, a menudo en torno a los 0,5 °/seg, ocurriendo por tanto un error de orientación cuando la dirección del viento cambia a velocidad superior a la velocidad de orientación disponible (mayor que 0,5 °/seg). En la Fig. 6, el error de orientación se encuentra al principio en un nivel bajo P; podría tratarse de p.ej. un nivel permitido, es decir, un pequeño error de orientación por el que no será necesario iniciar un proceso de orientación de la turbina eólica para eliminar el error. En el instante W, la dirección del viento comienza a cambiar y el error de orientación aumenta hasta alcanzar el nivel V en el instante M. Dicho nivel es el error de orientación máximo permitido funcionando a potencia nominal total T. Al aumentar el error de orientación, el sistema de control de orientación inicia un proceso de orientación de la turbina eólica para eliminar dicho error. El creciente error de orientación mostrado en la Fig. 6 es por tanto la diferencia entre el cambio de dirección del viento y el cambio de ángulo de orientación efectuado por el sistema de control de orientación.

A medida que el error de orientación 6 aumenta por encima del nivel V, la potencia de salida 5 de la turbina eólica deberá disminuir a fin de mantener los esfuerzos dentro de límites seguros; esto tiene lugar mediante un sistema de control de la potencia comandado por un sistema de control general conforme a la invención. En el instante N, el error de orientación 6 se estabiliza a un valor R dado que la diferencia entre la dirección del viento y el ángulo de orientación permanece constante, presumiblemente debido a que la velocidad de cambio en la dirección del viento se corresponde a la velocidad máxima de orientación de la turbina. De forma correspondiente, la potencia de salida 5 se mantiene a un nivel constante S. Conforme a la ¡nvención, la reducción de la potencia de salida y/o de la velocidad del rotor como respuesta a los cambios en una variable (como error de orientación en el caso anterior) puede depender del nivel o de los cambios en cualquier otra variable (como velocidad del viento en el caso anterior). De esta forma, el sistema de control de la ¡nvención podrá aumentar al máximo la potencia de salida de la turbina eólica para cualquier combinación de un grupo de variables, aumentando de esta forma al máximo la disponibilidad y la producción de energía de una turbina eólica por encima de lo posible en los desarrollos anteriores.

Por ejemplo, el grado de reducción necesario para la potencia de salida y/o la velocidad del rotor como función del error de orientación puede ser diferente para rangos diferentes de velocidad del viento. A velocidades elevadas del viento, un error de orientación producirá esfuerzos mayores y, por tanto, el grado de reducción de la potencia de salida y/o de la velocidad del rotor deberá ajustarse conforme a la velocidad del viento. Esto se muestra en la Fig. 7, la cual sirve de ejemplo de la reacción de un sistema de control conforme a la presente invención frente a una situación de error de orientación que evoluciona a lo largo del tiempo de forma correspondiente a como muestra la Fig. 6. Cuando la velocidad del viento W se encuentra entre los límites x1 y x2, el nivel de potencia relativa P/P0 se reduce siguiendo la curva 7. Cuando la velocidad del viento W se encuentra entre los límites x2 y x3, el nivel de potencia relativa P/P0 se reduce siguiendo la curva 8 y cuando la velocidad del viento W se encuentra entre los límites x3 y x4, el nivel de potencia relativa P/P0 se reduce siguiendo la curva 9. En la Fig. 8 se muestra la reacción a un incremento en la deflexión de la pala del rotor a lo largo del tiempo para un sistema de control conforme a la ¡nvención. Al principio, la deflexión 12 de una o varias de las palas del rotor se encuentra a un nivel seguro Y. En el instante t-¡ , la deflexión de la pala 12 comienza a aumentar, alcanzando un nivel predeterminado en el instante t2. En este instante t-,, la potencia de salida 1 1 comenzará a disminuir como respuesta a los comandos enviados desde el sistema de control conforme a la invención. Tendrá lugar una reducción de la deflexión de la pala junto con la reducción de la potencia de salida y la correspondiente reducción del par del rotor. El sistema de control mantiene el comando de reducción del nivel de potencia hasta que el nivel de deflexión de la pala se encuentra en un nivel seguro ¡nferior al nivel Y aceptable normalmente; esto tiene lugar debido a que el repentino incremento del nivel de deflexión de la pala en el instante puede deberse a algún defecto en la pala y, por tanto, continuar el funcionamiento al nivel de potencia nominal se considera inseguro en este ejemplo de ejecución. Es posible ofrecer una reacción a otras muchas variables además de la deflexión de la pala de la forma ¡lustrada en la Fig. 8. En la Fig. 9 se muestra la evolución del nivel de aceleración 13 de un componente dentro de una turbina eólica. Dicho componente es supervisado p.ej. por un acelerómetro montado sobre el mismo componente y conectado al sistema de control de la invención. La Fig. 9 muestra que el nivel de aceleración 13 se incrementa a lo largo del tiempo hasta exceder un límite predeterminado Z. Este evento activará el sistema de control conforme a la ¡nvención e iniciará la reducción de la potencia de salida y/o de la velocidad del rotor. Una situación irreversible como la descrita en referencia a la Fig. 8 puede ser incorporada a la estrategia de control del sistema de control de la invención de forma que el sistema no permitirá el retorno al nivel de potencia nominal o de velocidad nominal hasta que la inspección sea realizada por parte del personal de servicio.

Claims (1)

1. REIVINDICACIONES 1. Un método para el funcionamiento de una turbina eólica que incluye un paso en el que se reduce la velocidad del rotor y/o la potencia del generador como respuesta a una o varias variables que excedan el (los) valor(es) predeterminados, c a r a c t e r i z a d o porque tal(es) variable(s) pertenece(n) al grupo formado por la dirección del viento relativa a la dirección horizontal del eje principal de la turbina y la turbulencia del viento medida por sensores externos, así como otra(s) variable(s) medida(s) por uno o más sensores montados en componentes de la turbina encargados de medir un estado de dicho componente. 2. Un método conforme a la reivindicación 1 , en el que se mide la dirección del viento relativa a la dirección horizontal del eje principal de la turbina mediante una veleta en la góndola de la turbina eólica. 3. Un método conforme a la reivindicación 1 ó 2, en el que la turbulencia del viento se deriva de la lectura de un anemómetro que mide la velocidad del viento, montado preferentemente en la góndola de la turbina eólica. 4. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que los sensores tales como galgas extensiométricas montadas en las palas miden las fuerzas de torsión que actúan sobre las palas o los niveles de torsión resultantes en las palas. 5. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que los sensores tales como acelerómetros montados en una o varias de las palas detectan los movimientos, las aceleraciones o el ruido en la(s) correspondiente(s) pala(s). 6. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones 3-5, en el que las señales de los sensores montados en una pala son registradas junto con la información relativa a la posición angular actual de dicha pala. 7. Un método conforme a la reivindicación 6, en el que la dirección horizontal o vertical del viento, o una combinación de ambas, se deriva a partir de lecturas de los sensores montados sobre las palas en función de la posición angular actual de cada pala. 8. Un método conforme a la reivindicación 6 ó 7, en el que las turbulencias del viento se derivan a partir de lecturas de los sensores montados sobre las palas, preferentemente en función de la posición angular actual de cada pala. 9. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la actividad de un sistema de control del paso de la pala situado en la turbina eólica se registra y se utiliza para evaluar las características del viento tales como la dirección vertical y/o horizontal o la turbulencia. 10. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la temperatura de uno o más de los componentes del tren de accionamiento y/o del sistema generador es supervisado mediante sensor(es) de temperatura. 1 1. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la vibración o el ruido en uno o más de los componentes del tren de accionamiento y/o del sistema generador es supervisado mediante sensor(es) de aceleración o vibración. 12. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la vibración o el movimiento de las estructuras de soporte tales como la torre o sus subestructuras son supervisados mediante sensores de aceleración o de vibración. 13. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones 5-8 y 1 1 -12, en el que se analizan las vibraciones o el ruido para registrar en cada caso propiedades tales como el espectro de frecuencias o los niveles de vibración o ruido. 14. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual se supervisa la potencia de salida del generador mediante un sistema de medición de potencia. 15. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual se detectan los movimientos de la torre o de la góndola mediante uno o más sensores de movimiento tales como acelerómetros o galgas extensiométricas. 16. Un método conforme a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual se evalúan las variables del viento tales como la dirección relativa a la góndola, la velocidad y las turbulencias a partir de datos obtenidos mediante sensores de viento situados en una o varias de las palas, tales como tubos de pitot, sensores de película caliente, sensores de luz de láser o de ultrasonidos, los cuales obtienen los datos sobre el viento en el entorno de la correspondiente pala. 17. Una aplicación del método conforme a cualquiera de las reivindicaciones indicadas anteriormente para la operación de una turbina eólica durante condiciones atmosféricas que incluyen: error de orientación; altas turbulencias, velocidad del viento o ráfagas; capas de viento, viento ascendente o descendente; estelas de otra(s) turbina(s); o durante condiciones mecánicas o eléctricas que incluyen: altos niveles de vibración o alta temperatura en la turbina, cargas altas en la turbina, caídas de red o fallos o averías en la turbina. 18. Una aplicación del método conforme a cualquiera de las reivindicaciones 1 -16 para la operación de una turbina eólica a velocidades del viento superiores a 25 m/s. 19. Una aplicación del método conforme a cualquiera de las reivindicaciones 1 -16 para la operación de una turbina eólica marina en condiciones de marejada. 20. Una turbina eólica: incluye un generador para la producción de electricidad y un sistema de control para controlar al menos el paso de la pala y la orientación de la turbina y la potencia de salida del generador; incluye uno o más sensores conectados al sistema de control para medir variables; y incluye actuadores controlados por el sistema de control para ajustar al menos el paso de la pala y la orientación de la turbina y un circuito de control regulado por el sistema de control para la regulación de la salida de potencia del generador; la turbina eólica se c a r a c t e r i z a porque: el(los) sensor(es) pertenece(n) al grupo consistente en un sensor externo para la dirección del viento y un sensor externo de turbulencias del viento, así como cualquier otro(s) sensor(es) montado(s) en componentes de la turbina para medir un estado de dicho componente. 21. Una turbina eólica conforme a la reivindicación 20, en la que el sensor externo para la dirección del viento constará de una veleta montada en la góndola de la turbina eólica. 22. Una turbina eólica conforme a la reivindicación 20 ó 21 , en la que el sensor para la detección de turbulencias constará de un anemómetro montado en la góndola de la turbina eólica. 23. Una turbina eólica conforme a cualquiera de las reivindicaciones 20-22, en el que el grupo de sensores incluye sensores tales como galgas extensiométricas montadas en las palas para medir las fuerzas de torsión que actúan sobre las palas o los niveles de torsión resultantes en las palas. 24. Una turbina eólica conforme a cualquiera de las reivindicaciones 20-23, que incluye sensores tales como acelerómetros montados en una o varias de las palas para detectar los movimientos, las aceleraciones o el ruido en la(s) correspondiente(s) pala(s). 25. Una turbina eólica conforme a cualquiera de las reivindicaciones 20-24, que incluye sensores para medir la posición angular actual del rotor y, por tanto, de cada una de las palas. 26. Una turbina eólica conforme a cualquiera de las reivindicaciones 20-25, que incluye un sistema de control del paso de la pala que consta de dispositivos de transmisión para transmitir la actividad del sistema de control del paso de la pala, preferentemente para transmitir el paso actual de cada pala a un sistema principal de control. 27. Una turbina eólica conforme a cualquiera de las reivindicaciones 20-26, que incluye uno o varios sensores de temperatura para supervisar la temperatura de uno o varios de los componentes del tren de accionamiento y/o del sistema generador. 28. Una turbina eólica conforme a cualquiera de las reivindicaciones 20-27, que incluye uno o varios sensores de aceleración o de vibración para supervisar el nivel de vibración o el ruido de uno o varios de los componentes del tren de accionamiento y/o del sistema generador. 29. Una turbina eólica conforme a cualquiera de las reivindicaciones 20-28, que incluye un sistema de medición de potencia para supervisar la potencia de salida del generador. 30. Una turbina eólica conforme a cualquiera de las reivindicaciones 20-29, en la que el grupo de sensores incluye uno o varios sensores de movimiento tales como acelerómetros o galgas extensiométricas para medir los movimientos laterales de la torre.