ES2911192T3 - Pala de turbina eólica con sensores de sección transversal - Google Patents

Abstract

Una pala de turbina eólica (10, 10', 10", 10''') que se extiende a lo largo de un eje longitudinal (22) desde un extremo de raíz (16) hasta un extremo de punta (14) y que tiene secciones transversales en planos perpendiculares al eje longitudinal (22), teniendo cada sección transversal un eje principal que se extiende a través de un centro elástico (70), donde la pala de turbina eólica comprende una concha de pala (78) que forma un contorno perfilado que incluye un lado de presión (52) y un lado de succión (54), así como un borde de ataque (18, 56) y un borde de salida (20, 58) con una cuerda (60) que tiene una longitud de cuerda que se extiende entre ellos, siendo el eje principal paralelo a la cuerda, donde el contorno perfilado comprende una región de raíz (30), una región de perfil alar (34) y una región de transición, y en la que la pala de turbina eólica comprende un sistema de sensores que incluye un primer conjunto de sensores para medir un primer momento de flexión en una primera posición de sensor en una primera sección transversal a una primera distancia del extremo de raíz (16), caracterizado porque el primer conjunto de sensores sólo tiene un primer sensor primario y un primer sensor secundario para medir el primer momento de flexión, dicho primer sensor primario (47A) para medir un componente primario y dicho primer sensor secundario (47B) para medir un componente secundario, estando el primer conjunto de sensores dispuesto en la región de transición (32) o en la región del perfil alar (34) del contorno perfilado, estando un primer eje del sensor primario (74) en la primera sección transversal orientado en una dirección definida por el primer sensor primario (47A) y el centro elástico (70) de la primera sección transversal, y un primer eje del sensor secundario (76) en la primera sección transversal está orientado en una dirección definida por el primer sensor secundario (47B) y el centro elástico (70) de la primera sección transversal, y en el que un ángulo (α1) entre el primer eje del sensor primario (74) y el primer eje del sensor secundario (76) está en el rango de 85° a 95°, en el que el primer sensor primario (47A) está situado en el lado de presión (52) del contorno perfilado.

Description

DESCRIPCIÓN

Pala de turbina eólica con sensores de sección transversal

Campo técnico

[0001] La presente invención se refiere a una pala de turbina eólica, y a un método y aparato para determinar o estimar las cargas, como el momento de flexión, de una pala de turbina eólica, en particular el momento de raíz cerca o en el extremo de raíz de una pala de turbina eólica.

Antecedentes

[0002] Los fabricantes de turbinas eólicas se esfuerzan constantemente por mejorar la eficiencia de sus turbinas eólicas para maximizar la producción anual de energía. Además, los fabricantes de turbinas eólicas están interesados en prolongar la vida útil de sus modelos de turbinas eólicas, ya que el desarrollo de un nuevo modelo de turbina eólica requiere mucho tiempo y muchos recursos. Los sistemas de monitorización de los parámetros de funcionamiento de una turbina eólica y de sus componentes, como las palas de la turbina eólica, se han convertido en un área de creciente atención con el fin de optimizar el rendimiento y prolongar la vida útil de los diferentes componentes.

[0003] En consecuencia, existe la necesidad de una pala de turbina eólica, métodos y aparatos que permitan una supervisión precisa y eficaz de uno o más parámetros de funcionamiento de una turbina eólica o de una pala de turbina eólica. Un área de especial interés puede ser la monitorización de las cargas y tensiones aplicadas en la pala de una turbina eólica durante su funcionamiento.

[0004] El CA 2714 852 A1 divulga un generador de turbina eólica que comprende una serie de palas de turbina eólica. Cada una de las palas de la turbina eólica está provista de una pluralidad de sensores para obtener una distorsión de la pala de la turbina eólica, por ejemplo, en forma de sensores de fibra de Bragg (''fibre Bragg sensors”). Cada pala está provista de dos primeros sensores que están dispuestos en lados opuestos de la parte circular de la raíz, y de dos segundos sensores que también están dispuestos en lados opuestos de la parte circular de la raíz. Los dos primeros sensores y los dos segundos sensores están dispuestos de manera que una primera línea formada entre los dos primeros sensores y una segunda línea formada entre los dos segundos sensores se cruzan casi perpendicularmente entre sí. Las palas comprenden además dos terceros sensores, que pueden utilizarse para la compensación. En total, se ve que cada pala comprende seis sensores individuales en la sección de la raíz.

[0005] El documento GB 2 454 253 A1 da a conocer un método para controlar la deformación de una pala de turbina eólica. El método consiste en situar al menos tres sensores de deformación, por ejemplo, fibras de rejilla Bragg ("fibre Bragg gratings”), en la región de la raíz de la pala en un plano transversal a la dirección longitudinal de la pala de la turbina eólica. Los tres sensores de deformación están dispuestos de manera que las señales de deformación de los sensores puedan convertirse en mediciones de deformación en dos direcciones ortogonales.

[0006] El documento WO 2009/068020 A2 divulga una pala de turbina eólica provista de un número de sensores de carga situados en diferentes secciones radiales de la pala. El documento describe un método para regular la carga eléctrica de un sistema de potencia eólica. Esto se lleva a cabo midiendo las cargas en la pala mediante el uso de los sensores de carga, determinando una variable de actuación de un actuador que acopla la pala a un buje del sistema de energía eólica, y realizando el seguimiento de la pala del rotor mediante el actuador utilizando la variable de actuación determinada.

[0007] El documento WO 2009/047121 A1 da a conocer una pala de turbina eólica en la que los calibradores de pernos con célula de carga incorporada se colocan en un perno de pala o en un perno de rodamiento entre un rodamiento de pitch y una tuerca.

[0008] El documento EP 2354 538 A1 divulga un método de calibración in situ de los sensores de carga de una turbina eólica de eje horizontal. El documento divulga una realización que tiene dos conjuntos de dos sensores dispuestos en dos secciones transversales diferentes de la pala.

[0009] El documento DE 10219664 A1 divulga una pala que tiene una pluralidad de pares de sensores, donde los sensores individuales están dispuestos en el mismo lado o en lados opuestos de las palas.

[0010] El EP 2354538 A1 ha sido publicado el 10 de agosto de 2011 y pertenece a los antecedentes de la técnica que cae dentro del Art 54(3) EPC.

Divulgación de la invención

[0011] La invención es una pala de turbina eólica como se define en la reivindicación independiente 1. Las realizaciones de dicha invención se dan a conocer en las reivindicaciones dependientes 2-11.

[0012] Al disponer los sensores en la región de transición o en el perfil alar, las lecturas de los sensores no se ven afectadas por las no linealidades inherentes a la disposición de los sensores en la región de la raíz de la pala debido a la conexión con el buje de la pala de la turbina eólica. En su lugar, los momentos en la raíz pueden calcularse mediante funciones de aproximación y/o ajuste de curvas. Además, disponiendo el sensor de manera que los ejes del sensor mencionados formen un ángulo en un intervalo alrededor de 90 grados es posible maximizar la sensibilidad de las lecturas sobre los momentos de flexión primarios y secundarios.

[0013] Según un segundo aspecto más amplio, la invención proporciona una pala de turbina eólica que se extiende a lo largo de un eje longitudinal desde un extremo de raíz hasta un extremo de punta y en un plano transversal perpendicular al eje longitudinal, teniendo el plano transversal un eje principal que se extiende a través de un punto central elástico, comprendiendo la pala de turbina eólica una concha de pala que forma un contorno perfilado que incluye un lado de presión y un lado de succión, así como un borde de ataque y un borde de salida con una cuerda que tiene una longitud de cuerda que se extiende entre ellos, siendo el eje principal paralelo a la cuerda. La pala de turbina eólica puede incluir un sistema de sensores que comprenda un primer conjunto de sensores, por ejemplo para medir un primer momento de flexión, en una primera posición de sensor a una primera distancia del extremo de raíz, comprendiendo el primer conjunto de sensores un primer sensor primario para medir un componente primario y un primer sensor secundario para medir un componente secundario, en el que un primer eje de sensor primario en el plano transversal está orientado en una dirección definida por el primer sensor primario y el punto central elástico, y un primer eje de sensor secundario en el plano transversal está orientado en una dirección definida por el primer sensor secundario y el punto central elástico. Un ángulo entre el eje de primer sensor primario y el eje de primer sensor secundario puede estar en el rango de 50° a 130°.

[0014] En consecuencia, la pala de la turbina eólica según la invención permite determinar el momento de flexión con sólo dos sensores en una sección transversal ahorrando costes de fabricación.

[0015] A continuación, se discuten las realizaciones ventajosas relacionadas con el primer y el segundo aspecto.

[0016] También se da a conocer una pala de turbina eólica que se extiende a lo largo de un eje longitudinal desde un extremo de raíz hasta un extremo de punta y en un plano transversal perpendicular al eje longitudinal, el plano transversal tiene un eje principal que se extiende a través de un punto central elástico, la pala de turbina eólica comprendiendo una concha de pala que forma un contorno perfilado que incluye un lado de presión y un lado de succión, así como un borde de ataque y un borde de salida con una cuerda que tiene una longitud de cuerda que se extiende entre ellos, se proporciona el eje principal paralelo a la cuerda. La pala de turbina eólica puede comprender un sistema de sensores que incluye una pluralidad de conjuntos de sensores, cada uno de los cuales comprende una pluralidad de sensores que incluyen un sensor primario y un sensor secundario para medir un componente primario y un componente secundario, respectivamente. La pluralidad de conjuntos de sensores incluye un primer conjunto de sensores para medir un primer momento de flexión en una primera posición de sensor a una primera distancia del extremo de raíz, y un segundo conjunto de sensores para medir un segundo momento de flexión en una segunda posición de sensor diferente de la primera posición de sensor a una segunda distancia del extremo de raíz. La primera distancia puede ser de al menos 1 m. La segunda distancia puede ser de al menos 3 m.

[0017] También se divulga un método de ejemplo no reivindicado para estimar el momento de flexión de una pala de turbina eólica, por ejemplo, de una pala de turbina eólica como se divulga en el presente documento. La pala de turbina eólica se extiende a lo largo de un eje longitudinal desde un extremo de raíz hasta un extremo de punta y tiene una región de raíz, una región de transición y una región de perfil alar, comprendiendo el método las etapas de obtener una primera señal de conjunto de sensores indicativa de un primer momento de flexión en una primera posición de sensor diferente del extremo de punta a lo largo del eje longitudinal de la pala de la turbina eólica, y estimar un momento de flexión en una primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal basándose en la primera señal de conjunto de sensores, en la que la primera posición de sensor es diferente de la primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal.

[0018] Además, se divulga un sistema de supervisión de palas para supervisar una pala de turbina eólica que comprende un sistema de sensores, el sistema de supervisión de palas comprendiendo una unidad de procesamiento y una interfaz conectada a la unidad de procesamiento. La unidad de procesamiento está configurada para recibir una primera señal de conjunto de sensores indicativa de un primer momento de flexión en una primera posición de sensor de una pala de turbina eólica que se extiende a lo largo de un eje longitudinal desde un extremo de raíz hasta un extremo de punta. La unidad de procesamiento está configurada para estimar un momento de flexión en una primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal basándose en la primera señal del conjunto de sensores, en la que la primera posición de sensor es diferente de la primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal.

[0019] Se necesita una pala de turbina eólica que tenga un sistema de sensores ópticos con bajas pérdidas.

[0020] En consecuencia, se proporciona una pala de turbina eólica, la pala de turbina eólica se extiende a lo largo de un eje longitudinal desde un extremo de raíz hasta un extremo de punta y en un plano transversal perpendicular al eje longitudinal, el plano transversal tiene un eje principal que se extiende a través de un punto central elástico, la pala de turbina eólica comprende una concha de pala que forma un contorno perfilado que incluye un lado de presión y un lado de succión, así como un borde de ataque y un borde de salida con una cuerda que tiene una longitud de cuerda que se extiende entre ellos, el eje principal es paralelo a la cuerda. La pala de la turbina eólica comprende un sistema de sensores con un recorrido óptico que incluye una primera fibra óptica, una segunda fibra óptica y, opcionalmente, un parche de fibra óptica, la primera fibra óptica incluye un primer núcleo con un primer diámetro de núcleo, en el que la primera fibra óptica se extiende desde un primer extremo hasta un segundo extremo y que comprende al menos un sensor, la segunda fibra óptica incluye un segundo núcleo con un segundo diámetro de núcleo, en el que la segunda fibra óptica se extiende desde un primer extremo hasta un segundo extremo y que comprende al menos un sensor. El parche de fibra óptica incluye un núcleo de parche con un diámetro de núcleo de parche, en el que el parche de fibra óptica se extiende desde un primer extremo hasta un segundo extremo. El parche de fibra óptica puede conectar la primera fibra óptica y la segunda, y el diámetro del primer núcleo puede ser el mismo que el del núcleo de parche.

[0021] El sistema de sensores con un parche de fibra óptica proporciona un alto grado de libertad de diseño en el diseño de una pala de turbina eólica y proporciona un sistema de sensores ópticos fácilmente adaptable que puede utilizarse en diferentes configuraciones y modelos de pala de turbina eólica fácilmente configurables.

[0022] Además, la fabricación de la pala de la turbina eólica puede verse facilitada, ya que el conjunto del sistema de sensores no requiere conocimientos ni herramientas especiales.

[0023] Además, la pala de la turbina eólica según la invención permite reconfigurar fácilmente el sistema de sensores tras el moldeado y el conjunto de las piezas de la concha de la pala.

[0024] Turbina eólica que comprende una pluralidad de palas de turbina eólica que incluye una primera pala de turbina eólica como se describe en el presente documento, en la que la turbina eólica comprende un sistema de supervisión de palas configurado para estimar el momento de flexión de la primera pala de turbina eólica basándose en las señales del conjunto de sensores de la primera pala de turbina eólica.

[0025] La presente invención se refiere a una pala de turbina eólica, por ejemplo para un rotor de una turbina eólica que tiene un eje de rotor sustancialmente horizontal, el rotor comprende un buje, desde el cual la pala se extiende sustancialmente en una dirección radial cuando está montada en el buje, la pala se extiende a lo largo de un eje longitudinal desde un extremo de raíz hasta un extremo de punta y en un plano transversal perpendicular al eje longitudinal, el plano transversal tiene un eje principal que se extiende a través de un punto central elástico. La pala de la turbina eólica comprende una concha de pala que forma un contorno perfilado que incluye un lado de presión y un lado de succión, así como un borde de ataque y un borde de salida con una cuerda que tiene una longitud de cuerda que se extiende entre ellos. El contorno perfilado, al ser impactado por el flujo de aire incidente, genera una sustentación. El contorno perfilado se divide en: una región de raíz que tiene un perfil sustancialmente circular o elíptico más cercano al extremo de raíz con un diámetro de raíz que es la longitud de cuerda en el extremo de raíz, una región de perfil alar que tiene un perfil generador de sustentación más alejado del extremo de raíz, y una región de transición entre la región de raíz y la región de perfil alar.

[0026] La pala puede comprender una concha de pala con un cuerpo de concha. El cuerpo de concha puede, por ejemplo, estar ensamblado con una concha de lado de presión y otra de lado de succión, que están adheridas o pegadas entre sí cerca del borde de ataque y cerca del borde de salida. En otra realización, la concha se fabrica mediante un proceso de un solo paso, por ejemplo, mediante un método de moldeo cerrado y hueco.

[0027] El cuerpo de concha puede comprender una estructura de soporte de carga que se extiende longitudinalmente, como un laminado principal. Dicha estructura de soporte de carga o laminado principal se forma típicamente como una inserción de fibra que comprende una pluralidad de capas de refuerzo de fibra, por ejemplo, entre 20 y 50 capas. En cada lado de la estructura de soporte de carga, la pala comprende típicamente una estructura de sándwich con un material de núcleo, como madera de balsa o polímero espumado, y con una recubrimiento interior y exterior de polímero reforzado con fibra.

[0028] Uno o más sensores pueden estar dispuestos en el laminado principal o en los bordes del mismo, por ejemplo, el primer eje del sensor de uno o más conjuntos de sensores puede cruzar el laminado principal o un borde del laminado principal.

[0029] La concha de pala suele estar hecha de un material polimérico reforzado con fibras. Las fibras de refuerzo pueden ser, por ejemplo, fibras de vidrio, fibras de carbono, fibras de aramida, fibras metálicas, como fibras de acero, o fibras vegetales, mientras que el polímero, por ejemplo, puede ser epoxi, poliéster o viniléster.

[0030] La pala de turbina eólica comprende un conjunto de sensores que incluye al menos un sensor, por ejemplo para medir o determinar los momentos de flexión. El conjunto de sensores puede estar configurado, alternativamente o en combinación, para medir otros parámetros. El conjunto de al menos un sensor incluye un primer conjunto de sensores situado en una primera posición de sensor a lo largo del eje longitudinal. El primer conjunto de sensores puede estar situado a una primera distancia d i del extremo de raíz.

[0031 ] La pala de la turbina eólica puede comprender una pluralidad de sensores que incluyen el primer conjunto de sensores y un segundo conjunto de sensores colocados en una segunda posición de sensor a lo largo del eje longitudinal. El segundo conjunto de sensores puede estar situado a una segunda distancia d2 del extremo de raíz.

[0032] La pluralidad de conjuntos de sensores puede incluir un tercer conjunto de sensores para medir un tercer momento de flexión en una tercera posición de sensor a una tercera distancia d3 del extremo de raíz.

[0033] La pluralidad de conjuntos de sensores puede incluir un cuarto conjunto de sensores para medir un cuarto momento de flexión en una cuarta posición del sensor a una cuarta distancia d4 del extremo de raíz. La pluralidad de conjuntos de sensores puede incluir un quinto conjunto de sensores para medir un quinto momento de flexión en una quinta posición de sensor a una quinta distancia d5 del extremo de raíz.

[0034] La primera distancia d1 puede estar en el rango de 1 m a 20 m aproximadamente y la segunda distancia d2 puede estar en el rango de 3 m a 50 m aproximadamente.

[0035] Opcionalmente, las distancias de posición de los sensores desde el extremo de raíz pueden depender de la longitud L de la pala de la turbina eólica y/o de la distancia o posición del hombro ds.

[0036] La primera distancia d1 puede seleccionarse en el rango de d 1,min a d1 ,max. La primera distancia d1 puede estar en el rango de unos 4 m a unos 15 m, como por ejemplo en el rango de unos 6 m a unos 10 m, preferiblemente unos 8 m.

[0037] La primera distancia d1 puede depender de la distancia del hombro ds, es decir, d1 puede ser una función de la distancia del hombro ds. Por ejemplo, d1 puede estar dada por

donde a1 está en el rango de 0,2 a 1,0.

[0038] La primera distancia d1 puede depender de la longitud de la pala de turbina eólica, es decir, d1 puede ser una función de la longitud de pala L. Por ejemplo, d1 puede venir dada por

donde p1 está en el rango de aproximadamente 0,05 a aproximadamente 0,95].

[0039] La primera distancia d1 puede depender del diámetro de la raíz droot, es decir, d1 puede ser una función del diámetro de la raíz droot. La primera distancia d1 puede ser al menos un diámetro de la raíz.

[0040] Por ejemplo, d1 puede estar dado por

di = Yidroot,

donde Y1 es al menos 0,8.

[0041] La primera distancia mínima d1,min puede depender del diámetro de la raíz droot, por ejemplo, estar dada por

^1 ,min = Y l^roott

donde Y1 es al menos 0,8, como por ejemplo alrededor de 1.

[0042] La primera distancia máxima d1,max puede depender de la distancia del hombro ds, por ejemplo, estar dada por

^{dl,m ax ~} Ms.

donde a1 está en el rango de 0,5 a 1,0.

[0043] Las distancias de los hombros ds pueden estar en el rango de 11 m a 15 m, por ejemplo, unos 13 m para una pala de turbina eólica que tenga una longitud de unos 61,5 m.

[0044] El diámetro de la raíz puede estar en el rango de 2 m a 5 m, por ejemplo, unos 2,5 m para una pala de turbina eólica que tenga una longitud de 40 m - 50 m, o unos 3,5 m para una pala de turbina eólica que tenga una longitud de 60 m - 75 m.

[0045] La segunda distancia d2 puede seleccionarse en el rango de d2,min a d2,max. La segunda distancia d2 puede estar en el rango de unos 5 m a unos 40 m, como por ejemplo en el rango de unos 10 m a unos 30 m, como por ejemplo unos 12 m o unos 23 m.

[0046] La segunda distancia d2 puede depender de la distancia del hombro ds, es decir, d2 puede ser una función de la distancia del hombro ds. Por ejemplo, d2 puede venir dada por

d2 — otids,

donde a2 está en el rango de 0,5 a 10,0.

[0047] La segunda distancia (d2) puede depender de la longitud de pala de la turbina eólica, es decir, d2 puede ser una función de la longitud de pala L. Por ejemplo, d2 puede venir dada por

^2 — faL ,

donde P2 está en el rango de 0,1 a 0,8.

[0048] La segunda distancia d2 puede depender del diámetro de la raíz droot, es decir, d2 puede ser una función del diámetro de la raíz droot. Por ejemplo, d2 puede venir dada por

^2 — Yz^root,

donde Y2 es al menos 0,8.

[0049] La segunda distancia mínima d2,min puede depender del diámetro de la raíz droot, por ejemplo, estar dada por

d-2,min ~ Yld-roott

donde Y2 es al menos 0,8, como por ejemplo alrededor de 2.

[0050] La segunda distancia máxima d2,max puede depender de la distancia del hombro ds, por ejemplo, estar dada por

d-2 ,max d s ,

donde a2 está en el rango de 0,5 a 3,0.

[0051] Las distancias d1, d2, d3, ... de los conjuntos de sensores desde el extremo de raíz pueden ser de al menos 6 m para minimizar o evitar las no linealidades no deseadas de los rodamientos de pitch en las mediciones de los sensores.

[0052] En una o más realizaciones, las distancias d1, d2, d3, ... de los conjuntos de sensores desde el extremo de raíz pueden ser inferiores a 25 m, por ejemplo, inferiores a 20 m, para reducir o evitar errores excesivos de superposición en las mediciones de los sensores.

[0053] Las distancias entre los conjuntos de sensores a lo largo del eje longitudinal se seleccionan para facilitar las mediciones deseadas, por ejemplo, para estimar los momentos de flexión a lo largo de la pala de turbina eólica, como en una o más posiciones de estimación. Las distancias entre las posiciones de los sensores se indican como dij, donde i y j son números de índice para los conjuntos de sensores y los sensores de los mismos.

[0054] La distancia d12 entre el primer conjunto de sensores y el segundo conjunto de sensores opcional a lo largo del eje longitudinal puede estar en el rango de aproximadamente 1 m a aproximadamente 30 m, tal como de aproximadamente 3 m a aproximadamente 20 m, por ejemplo, aproximadamente 4 m, aproximadamente 10 m, aproximadamente 15 m.

[0055] La distancia d13 entre el primer conjunto de sensores y el tercer conjunto de sensores opcional a lo largo del eje longitudinal puede estar en el rango de aproximadamente 1 m a aproximadamente 50 m, como por ejemplo, de aproximadamente 10 m a aproximadamente 40 m, por ejemplo, aproximadamente 15 m, aproximadamente 25 m, aproximadamente 35 m.

[0056] La distancia d14 entre el primer conjunto de sensores y el cuarto conjunto de sensores opcional a lo largo del eje longitudinal puede estar en el rango de aproximadamente 1 m a aproximadamente 60 m, como por ejemplo de aproximadamente 15 m a aproximadamente 50 m, por ejemplo de aproximadamente 20 m, de aproximadamente 30 m, de aproximadamente 40 m.

[0057] La distancia d15 entre el primer conjunto de sensores y el quinto conjunto de sensores opcional a lo largo del eje longitudinal puede estar en el rango de unos 20 m a unos L-d1, como por ejemplo de unos 20 m a unos 60 m, por ejemplo unos 30 m, unos 40 m, unos 50 m.

[0058] Un conjunto de sensores puede comprender uno o más sensores. Los uno o más sensores de un conjunto de sensores pueden incluir un sensor primario y, opcionalmente, un sensor secundario. Los sensores de un conjunto de sensores pueden estar adaptados para medir componentes de momento de flexión, es decir, un conjunto de sensores puede comprender un sensor primario para medir un componente de momento de flexión primario M^x alrededor de un primer eje perpendicular al eje longitudinal, y/o un sensor secundario para medir un componente de momento de flexión secundario M^y alrededor de un segundo eje perpendicular al eje longitudinal. En una o más realizaciones, un conjunto de sensores consta de dos sensores para medir los componentes del momento flector, lo que permite medir el momento flector en la pala de la turbina eólica con sólo dos sensores.

[0059] La pala de la turbina eólica comprende un primer conjunto de sensores, por ejemplo para medir un primer momento de flexión, en una primera posición de sensor a una primera distancia del extremo de raíz.

[0060] El primer conjunto de sensores puede comprender un primer sensor primario para medir un componente primario del primer momento de flexión (M^x,1) en torno a un primer eje perpendicular al eje longitudinal (primer sensor primario) y un primer sensor secundario para medir un componente secundario del primer momento de flexión (M^y,1) en torno a un segundo eje perpendicular al eje longitudinal (primer sensor secundario).

[0061] El segundo conjunto de sensores puede comprender un segundo sensor primario para medir un componente primario (M^x,2) del segundo momento de flexión en torno a un primer eje perpendicular al eje longitudinal (segundo sensor primario) y un segundo sensor secundario para medir un componente secundario del segundo momento de flexión (M^y,2) en torno a un segundo eje perpendicular al eje longitudinal (segundo sensor secundario).

[0062] Los sensores de un conjunto de sensores se colocan a la misma distancia del extremo de raíz, es decir, en el mismo plano transversal. En una o varias realizaciones, los sensores de un conjunto de sensores, por ejemplo un sensor primario y un sensor secundario, pueden estar desplazados a lo largo del eje longitudinal. La distancia entre los sensores de un conjunto de sensores a lo largo del eje longitudinal debe ser lo más pequeña posible. La distancia máxima entre los sensores de un conjunto de sensores puede ser inferior a 1 m, como por ejemplo inferior a 0,5 m. Pueden emplearse distancias mayores. En el caso de los sensores desplazados de un conjunto de sensores, la distancia del conjunto de sensores a la raíz es la distancia media de los sensores del conjunto de sensores.

[0063] La longitud L de la pala de turbina eólica puede ser de al menos 40 m.

[0064] Los momentos de raíz de una pala de turbina eólica son deseados desde una perspectiva de control de la turbina eólica, por ejemplo, para controlar el pitch y otros parámetros de funcionamiento con el fin de optimizar el funcionamiento y la potencia de la turbina eólica. Sin embargo, la medición del momento raíz con sensores colocados en el extremo de raíz de la pala se ve afectada en gran medida por las contribuciones no lineales de momento del rodamiento de pitch.

[0065] El posicionamiento correcto de los sensores en una pala de turbina eólica es importante para obtener una medición precisa y para reducir o eliminar los efectos no deseados, como los efectos no lineales. Desde el punto de vista del coste y de la fabricación, se desea emplear un número reducido de sensores.

[0066] Un sensor primario se coloca en un eje del sensor primario que se extiende a través del centro elástico en el plano transversal con el sensor primario. Un sensor secundario se coloca en un eje del sensor secundario que se extiende a través del centro elástico en el plano transversal con el sensor secundario.

[0067] El ángulo entre el primer eje del sensor primario y el primer eje del sensor secundario puede estar comprendido entre unos 85° y unos 95°. El ángulo entre el primer eje del sensor primario y el primer eje del sensor secundario puede ser de unos 90°.

[0068] En caso de que los ejes del sensor sean perpendiculares, el primer momento de flexión M1 puede darse como

[0069] Un componente primario estimado del momento de flexión en la primera posición de estimación Mx,est,i, por ejemplo en el extremo de raíz, puede darse en función de una o más señales del sensor S11, S12, S21, S22, donde S11 es la primera señal del sensor primario, S12 es la primera señal del sensor secundario, S21 es la segunda señal del sensor primario, S22 es la segunda señal del sensor secundario, etc.

[0070] Un componente secundario estimado del momento de flexión en la primera posición de estimación MY,est,1, por ejemplo en el extremo de raíz, puede darse en función de una o más señales del sensor S11, S12, S21, S22, ..., donde S11 es la primera señal del sensor primario, S12 es la primera señal del sensor secundario, S21 es la segunda señal del sensor primario, S22 es la segunda señal del sensor secundario, etc.

[0071] Las señales del sensor pueden estar multiplexadas en el tiempo y/o en la frecuencia/longitud de onda. La multiplexación en tiempo puede ser preferible para reducir el número de componentes en la unidad de lectura y reducir los costes del sistema de detección.

[0072] El componente primario estimado del momento de flexión en la primera posición de estimación Mx,est,1 puede estimarse basándose únicamente en las señales de los sensores primarios de uno o más conjuntos de sensores. El componente secundario estimado del momento flector en la primera posición de estimación MY,est,1 puede estimarse basándose únicamente en las señales de los sensores secundarios de uno o más conjuntos de sensores. Adicional o alternativamente, Mx,est,1 puede estimarse basándose en las señales de los sensores secundarios de uno o más conjuntos de sensores y/o MY,est,1 puede estimarse basándose en las señales de los sensores primarios de uno o más conjuntos de sensores.

[0073] El momento de flexión Mest,1 en una primera posición de estimación puede estimarse o darse como:

Mest,l = J^x .est, 1 ⁺ ^Y.est.l-

[0074] El momento flector Mest,1 en una primera posición de estimación puede estimarse o darse como

Mest, ^{1 =}

’

donde aX y Py son factores de compensación para compensar la no perpendicularidad del primer eje y del segundo.

[0075] La pala de la turbina eólica puede comprender un segundo conjunto de sensores, por ejemplo para medir un segundo momento de flexión, en una segunda posición de sensor a una segunda distancia del extremo de raíz. El conjunto de sensores puede comprender un segundo sensor primario para medir un componente primario y un segundo sensor secundario para medir un componente secundario, en el que un segundo eje del sensor primario en el plano transversal está orientado en una dirección definida por el segundo sensor primario y el punto central elástico, y un segundo eje del sensor secundario en el plano transversal está orientado en una dirección definida por el segundo sensor secundario y el punto central elástico. Un ángulo entre el eje de segundo sensor primario y el eje de segundo sensor secundario puede estar en el rango de 50° a 130°, como por ejemplo en el rango de 85° a 95°. El ángulo entre el eje de primer sensor primario y el eje de primer sensor secundario puede ser de unos 90°.

[0076] El (los) sensor(es) primario(s), por ejemplo el primer sensor primario y/o el segundo sensor primario, puede(n) estar dispuesto(s), por ejemplo, en el lado de la presión o en el lado de la succión de la pala, ventajosamente en una estructura de soporte de carga, como un laminado principal de la estructura de la concha de pala, o integrado(s) en ella.

[0077] El (los) sensor(es) secundario(s), por ejemplo, el primer sensor secundario y/o el segundo sensor secundario, puede(n) estar dispuesto(s) en el borde de ataque o en el borde de salida de la pala de la turbina eólica [0078] La colocación de los sensores primario y secundario en el lado de la presión y en el borde de ataque, respectivamente, puede facilitar el empleo de sensores de galgas extensométricas. Uno o varios de los sensores, como el primario y/o el secundario, pueden ser sensores de galgas extensométricas.

[0079] Uno o más de los sensores, como los primarios y/o los secundarios, pueden ser sensores ópticos, como las fibras de rejilla de Bragg.

[0080] Al menos uno de los sensores puede estar integrado en la concha de pala. Uno o varios sensores pueden estar fijados o montados en la superficie interior de la concha de pala. La pala de la turbina eólica puede incluir una viga unida a la concha y, en este caso, al menos uno de los sensores puede estar montado en la viga. Uno o varios sensores pueden estar montados o integrados en el laminado principal del cuerpo de la concha.

[0081] La pala de la turbina eólica puede comprender un alma unida a la concha y al menos uno de los sensores puede estar montado en el alma.

[0082] El uno o más conjuntos de sensores, por ejemplo el primer conjunto de sensores, y/o el segundo conjunto de sensores pueden estar dispuestos en la región de la raíz, la región de transición o la región del perfil alar de la pala de la turbina eólica.

[0083] Los sensores de la pala de la turbina eólica proporcionan señales de los sensores que indican un momento de flexión, por ejemplo, en forma de señales de deformación/presión que indican la deformación/presión aplicada al sensor. Las señales de deformación/presión de los sensores pueden transformarse en momentos de flexión o componentes de los mismos mediante el uso de parámetros de los sistemas de sensores, por ejemplo, determinados durante la calibración y/o el diseño de la pala de la turbina eólica.

[0084] Una señal del sensor indicativa de un momento de flexión puede ser una señal óptica procedente de un sensor óptico, por ejemplo una fibra de rejilla de Bragg, en una fibra óptica, donde la señal del sensor es luz reflejada que tiene una longitud de onda que depende de la tensión aplicada al sensor. La señal del sensor puede alimentar una unidad de lectura situada, por ejemplo, en la pala de turbina eólica o en el buje de la misma. La unidad de lectura puede estar configurada para determinar o derivar la longitud de onda de una o más señales del sensor y proporcionar la(s) longitud(es) de onda de la(s) señal(es) del sensor a una unidad de procesamiento en un sistema de supervisión de palas. La unidad de lectura puede ser un dispositivo independiente conectable a un sistema de sensores y a un sistema de supervisión de palas para recibir señales de sensores y enviar las señales de sensores procesadas al sistema de supervisión de palas. En una o varias realizaciones, la unidad de lectura puede estar integrada en el sistema de supervisión de las palas, es decir, el sistema de supervisión de las palas comprende la unidad de lectura y es conectable al sistema de sensores a través de uno o varios puertos de sensores de la interfaz.

[0085] En una o más realizaciones en las que los sensores se implementan como fibras de rejillas de Bragg en una fibra óptica, las señales de los sensores son señales ópticas con longitudes de onda A11 (primer sensor primario), A12 (primer sensor secundario), A21, (segundo sensor primario), A22 (segundo sensor secundario), ..., Aij donde i y j son números de índice para los conjuntos de sensores y los sensores de los mismos. Las señales de los sensores pueden estar multiplexadas en tiempo y/o frecuencia/longitud de onda. La tensión y/o la presión aplicada a los sensores puede derivarse de las longitudes de onda de las señales de los sensores. La unidad de procesamiento puede estar configurada para derivar los momentos de flexión y/o sus componentes a partir de las señales de los sensores, por ejemplo, basándose en los parámetros del sistema de sensores almacenados en una unidad de memoria.

[0086] En una turbina eólica con un sistema de sensores ópticos que incluya una segunda fibra óptica y un parche de fibra óptica, el diámetro del segundo núcleo puede ser el mismo. El camino óptico en el sistema sensor puede tener el mismo diámetro, es decir, las diferentes fibras ópticas del sistema pueden tener el mismo diámetro de núcleo o de campo de modo.

[0087] La primera fibra óptica puede comprender un primer sensor primario y opcionalmente un segundo sensor primario para indicar la deformación a una primera distancia y opcionalmente a una segunda distancia, respectivamente, del extremo de raíz de la pala de turbina eólica.

[0088] La segunda fibra óptica puede comprender un primer sensor secundario y, opcionalmente, un segundo sensor secundario para indicar la deformación a una primera distancia y, opcionalmente, a una segunda distancia, respectivamente, del extremo de raíz de la pala de turbina eólica.

[0089] Los parches de fibra óptica estándar tienen un diámetro de núcleo de 9 pm. Una fibra de sensor suele tener un diámetro de núcleo inferior a 7 pm. El hecho de tener el mismo diámetro de núcleo en la primera fibra óptica y en el parche fibra óptica proporciona un camino óptico con baja amortiguación y, por tanto, se proporciona un sistema sensor con baja pérdida. Puede proporcionarse un sistema sensor óptico con bajas pérdidas, por ejemplo, inferiores a 3,5 dB, para satisfacer los requisitos del sistema sensor desde la unidad de lectura o para reducir los requisitos a la unidad de lectura.

[0090] El sistema sensor puede comprender una pluralidad de parches de fibra óptica con el mismo diámetro de núcleo de parche.

[0091] El sistema de sensores puede comprender un número de fibras ópticas, cada una de las cuales comprende uno o más sensores, incluyendo una tercera fibra óptica y/o una cuarta fibra óptica. La tercera fibra óptica puede estar situada en paralelo y adyacente a la primera fibra óptica en la pala de turbina eólica y/o la cuarta fibra óptica puede estar situada en paralelo y adyacente a la segunda fibra óptica en la pala de turbina eólica. Más de dos fibras ópticas con sensores pueden permitir una fácil reparación del sistema de sensores. Por ejemplo, si la primera fibra óptica se rompe, el parche de fibra óptica se conecta simplemente a la tercera fibra óptica y el sistema de monitorización de palas se configura para estimar los momentos de flexión basándose en las señales de los sensores de la segunda y la tercera fibra óptica en lugar de estimar los momentos de flexión basándose en las señales de los sensores de la primera y la segunda fibra óptica.

[0092] La provisión de uno o más cables de parche con los mismos diámetros de núcleo que las fibras ópticas con sensor(es) facilita un alto grado de libertad para el diseñador de palas.

[0093] Una fibra óptica con un diámetro de núcleo relativamente pequeño, por ejemplo inferior a 7 gm, puede ser preferible para la detección en la pala de la turbina eólica, donde puede ser importante una baja pérdida inducida por la curvatura. Puede utilizarse un diámetro de núcleo de 4,2 gm, ya que puede ser deseable una alta fotosensibilidad para facilitar la fabricación de ciertos tipos de fibras de rejillas de Bragg (FBG).

[0094] En consecuencia, el diámetro del primer núcleo, el del segundo y/o el del parche pueden ser inferiores a 7 gm, como 6,4 gm, 5,3 gm o 4,2 gm.

[0095] La primera y/o segunda fibra óptica pueden ser fibras monomodo con una longitud de onda de diseño de 1550 nm.

[0096] La(s) fibra(s) óptica(s) de parche puede(n) ser fibra(s) monomodo con una longitud de onda de diseño de 1550 nm.

[0097] En una o más realizaciones, la primera y la segunda fibra óptica y el parche de fibra óptica son fibras ópticas que tienen una DPM de 6,4 gm y un diámetro exterior de 80 gm.

[0098] En una o más realizaciones, las fibras ópticas primera y segunda y el parche de fibra óptica son fibras ópticas que tienen una densidad media de 4,2 gm y un diámetro exterior de 125 gm.

[0099] Las fibras ópticas pueden tener una longitud de onda de corte en el rango de 1350 a 1500 nm.

[0100] Las fibras ópticas pueden ser fibras ópticas SM1500(4.2/125).

[0101] La distancia entre los sensores del sistema de sensores puede ser de al menos 3 m a lo largo del recorrido óptico del sistema de sensores. En particular, la distancia entre el primer sensor primario y el segundo sensor primario puede ser de al menos 3 m, por ejemplo de al menos 5 m, de al menos 8 m, a lo largo de la primera fibra óptica para permitir la detección a distancias a lo largo del eje longitudinal de la turbina eólica. La distancia entre el primer sensor secundario y el segundo sensor secundario puede ser de al menos 3 m a lo largo de la segunda fibra óptica, por ejemplo, de al menos 5 m, de al menos 8 m.

[0102] Una distancia entre sensores de al menos 3 m facilita la multiplexación temporal de las señales de los sensores. Las distancias entre sensores en una fibra óptica se seleccionan para disponer los sensores en las posiciones deseadas en la pala de turbina eólica.

[0103] La primera fibra óptica y la segunda fibra óptica pueden estar integradas principalmente o al menos en parte en la concha de pala. Preferiblemente, uno o más extremos de la primera fibra óptica y/o de la segunda fibra óptica están provistos de piezas conectoras para su acoplamiento o conexión a un parche de fibra óptica, a una unidad de lectura o a otra fibra óptica con sensores. La(s) pieza(s) conectora(s) puede(n) estar integradas(s) o alojada(s) en una o varias cajas de conectores montadas o moldeadas en la concha de pala para permitir una fácil instalación de uno o varios parches de fibra óptica. Las piezas de conexión situadas en los extremos de las fibras ópticas proporcionan el acoplamiento óptico de los núcleos de las fibras ópticas.

[0104] La primera fibra óptica y la segunda fibra óptica pueden estar adheridas o montadas, al menos parcialmente, a la concha de pala.

[0105] La pala de la turbina eólica puede incluir una unidad de lectura que comprenda al menos un puerto de sensor que incluya un primer puerto de sensor para acoplar ópticamente el sistema de sensores, por ejemplo, la primera fibra óptica, a la unidad de lectura. La unidad de lectura puede estar configurada para leer las señales de los sensores ópticos del sistema de sensores, como se ha descrito anteriormente. La unidad de lectura puede estar configurada para obtener una pluralidad de señales de los sensores indicativas de la tensión de los sensores del sistema de sensores en la pala de la turbina eólica.

[0106] La unidad de lectura puede comprender un segundo puerto de sensor, por ejemplo, de manera que el segundo extremo de la segunda fibra óptica pueda acoplarse ópticamente al segundo puerto de sensor para leer las señales de los sensores ópticos del sistema de sensores. Esta configuración, en combinación con el acoplamiento óptico del segundo extremo de la primera fibra óptica y del primer extremo de la segunda fibra óptica, permite la supervisión de los sensores incluso en caso de que se produzca un daño en un único punto del trayecto óptico formado por la primera fibra óptica y la segunda fibra óptica.

[0107] La temperatura puede afectar al funcionamiento y las características de los sensores, es decir, las señales de los sensores ópticos pueden depender de la temperatura. Se puede desear una determinación del momento de flexión insensible a la temperatura.

[0108] En consecuencia, el sistema de sensores puede comprender un primer sensor de temperatura en la primera fibra óptica y/o un segundo sensor de temperatura en la segunda fibra óptica. Una fibra de rejilla de Bragg (FBG) de una fibra óptica puede disponerse en la pala de la turbina eólica de forma que no se apliquen cambios de tensión o presión a la FBG. De este modo, el FBG puede funcionar como un sensor de temperatura.

[0109] El primer diámetro del núcleo de la primera fibra óptica puede ser igual al segundo diámetro del núcleo de la segunda fibra óptica.

[0110] El sistema de sensores puede comprender una unidad de división/combinación de haces que tenga un primer, un segundo y un tercer puerto, en el que el primer puerto está acoplado ópticamente al primer extremo de la primera fibra óptica y el segundo puerto está acoplado ópticamente al segundo extremo de la segunda fibra óptica, de manera que las señales del sensor procedentes de la primera fibra óptica se combinan con las señales del sensor procedentes de la segunda fibra óptica en el tercer puerto conectado a una unidad de lectura.

[0111] La unidad de procesamiento puede estar configurada para compensar la variación de la temperatura, es decir, la estimación de los momentos de flexión puede comprender la aplicación de un factor de compensación a las señales del sensor, estando el factor de compensación basado en una o más señales de temperatura del primer sensor de temperatura y/o del segundo sensor de temperatura.

[0112] Se prefieren los sensores ópticos para reducir o eliminar los daños de los impactos de rayos.

[0113] La primera fibra óptica puede comprender una parte de conector del primer extremo y/o una parte de conector del segundo extremo para conectar el primer extremo y el segundo extremo, respectivamente, a una unidad de lectura, a un sistema de supervisión de palas y/o a otras fibras ópticas.

[0114] La segunda fibra óptica puede comprender una parte de conector del primer extremo y/o una parte de conector del segundo extremo para conectar el primer extremo y el segundo extremo, respectivamente, a una unidad de lectura, a un sistema de supervisión de palas y/o a otras fibras ópticas.

[0115] Las piezas del conector pueden ser un conector E2000.

[0116] En el método de estimación del momento flector de una pala de turbina eólica, la estimación de un momento flector en una primera posición de estimación puede llevarse a cabo asumiendo un momento flector nulo en el extremo de punta de la pala de la turbina eólica.

[0117] La distancia entre la primera posición del sensor y la primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal puede ser de al menos 1 m, como por ejemplo de al menos 3 m, preferiblemente en el rango de 3 m a unos 12 m.

[0118] Durante el funcionamiento de una turbina eólica, la información sobre las cargas en la pala de la turbina eólica puede ser de interés desde el punto de vista del control de la turbina. En consecuencia, la información sobre los momentos de la raíz de la pala de turbina eólica puede ser un parámetro deseado. La primera posición de estimación puede ser cualquier posición a lo largo del eje longitudinal, como por ejemplo en el extremo de raíz de la pala de turbina eólica.

[0119] El primer momento de flexión puede tener un componente primario sobre un primer eje perpendicular al eje longitudinal y/o un componente secundario sobre un segundo eje perpendicular al eje longitudinal.

[0120] El método puede comprender la obtención de una segunda señal del conjunto de sensores indicativa de un segundo momento de flexión en una segunda posición del sensor a lo largo del eje longitudinal y la estimación de un momento de flexión en una primera posición de estimación puede basarse en la segunda señal del conjunto de sensores.

[0121] En el método, la distancia entre la primera posición del sensor y la segunda a lo largo del eje longitudinal puede ser de al menos 1 m.

[0122] El segundo momento de flexión puede tener un componente primario en torno a un primer eje perpendicular al eje longitudinal y un componente secundario en torno a un segundo eje perpendicular al eje longitudinal.

[0123] El primer eje y el segundo pueden ser perpendiculares o formar un ángulo, por ejemplo, el ángulo más pequeño puede estar en el rango de 75° a aproximadamente 90°.

[0124] El primer eje puede ser perpendicular al eje del sensor primario. El segundo eje puede ser perpendicular al eje del sensor secundario.

[0125] En el método y en el sistema de control de palas, la estimación de un momento de flexión puede comprender la estimación de un componente primario MX,est en torno a un primer eje perpendicular al eje longitudinal y/o un componente secundario MY,est en torno a un segundo eje perpendicular al eje longitudinal en una primera posición de estimación y/o en una segunda posición de estimación a lo largo del eje longitudinal. La estimación de un momento de flexión puede comprender el ajuste de una curva.

[0126] En el método y en el sistema de supervisión de la pala, el momento de flexión Mest,1 o sus componentes MX,est,1 y/o MY,est,1 en la primera posición de estimación puede estimarse utilizando una primera función de aproximación desde el extremo de punta hasta la primera posición del sensor y una segunda función de aproximación desde la primera posición del sensor hasta la primera posición de estimación. La segunda función de aproximación puede basarse en la primera función de aproximación. Pueden emplearse diferentes funciones de aproximación para los componentes primarios y secundarios, es decir, pueden emplearse una primera y una segunda función de aproximación primaria para el componente primario y una primera y una segunda función de aproximación secundaria para el componente secundario. La primera función de aproximación puede seleccionarse entre una función spline cúbica y una función polinómica. La función polinómica puede ser una función polinómica de primer orden, de segundo orden, de tercer orden, de cuarto orden o superior. La segunda función de aproximación puede ser una interpolación lineal.

[0127] La primera posición del sensor puede estar situada en la región de transición o en la región del perfil alar de la pala de turbina eólica.

[0128] El método puede comprender la transmisión del momento flector estimado o de sus componentes a un sistema de control de una turbina eólica, por ejemplo, un sistema de supervisión de palas, un sistema de control de pitch, un controlador de turbina eólica, un controlador de parque eólico, un sistema de alarma o similares.

[0129] El sistema de monitorización de palas puede estar configurado para implementar una o más partes o etapas del método aquí descrito. El sistema de supervisión de palas permite determinar y estimar los momentos de flexión o sus componentes aplicados a una o varias palas de una turbina eólica, por ejemplo, durante el funcionamiento de la misma. Así, la invención permite que un sistema de control de turbina eólica ajuste los parámetros de funcionamiento, como los ángulos de pitch, para optimizar la producción de potencia y la vida útil de la turbina eólica y de las palas de la misma.

[0130] El sistema de supervisión de palas puede comprender una unidad de memoria conectada a la unidad de procesamiento, estando la unidad de memoria configurada para almacenar los parámetros del sistema de sensores. La unidad de procesamiento puede estar configurada para estimar un momento de flexión basándose en los parámetros del sistema de sensores almacenados en la unidad de memoria, por ejemplo, los parámetros del sistema de sensores derivados durante la calibración o la fabricación de la pala de turbina eólica.

Breve descripción de los dibujos

[0131] Las anteriores y otras características y ventajas de la presente invención resultarán fácilmente evidentes para los expertos en la materia por la siguiente descripción detallada de realizaciones de ejemplo de la misma con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

La Fig. 1 ilustra una turbina eólica,

La Fig. 2 ilustra una pala de turbina eólica,

La Fig. 3 es una sección transversal de una pala de turbina eólica,

La Fig. 4 ilustra diferentes vistas de una pala de turbina eólica,

La Fig. 5 es un diagrama de flujo de un ejemplo ilustrativo que no forma parte de la materia protegida,

La Fig. 6 ilustra una sección transversal de una pala de turbina eólica,

La Fig. 7 ilustra una sección transversal de una pala de turbina eólica,

La fig. 8 ilustra una sección transversal de una pala de turbina eólica,

La Fig. 9 ilustra una sección transversal de una pala de turbina eólica,

La Fig. 10 ilustra una sección transversal de una pala de turbina eólica,

La fig. 11 ilustra una pala de turbina eólica con sistema de sensores según la invención,

La Fig. 12 ilustra esquemáticamente una primera fibra óptica y un parche de fibra óptica,

La Fig. 13 ilustra un sistema de control de palas,

La fig. 14 ilustra un sistema de supervisión de palas, y

La Fig. 15 ilustra el momento de flexión estimado con el ajuste de la curva.

Descripción detallada de la invención

[0132] Las figuras son esquemáticas y están simplificadas para mayor claridad, y se limitan a mostrar detalles que son esenciales para la comprensión de la invención, mientras que otros detalles se han omitido. A lo largo de ellas, se utilizan los mismos números de referencia para las partes idénticas o correspondientes.

[0133] La Fig. 1 ilustra una turbina eólica moderna convencional a barlovento según el llamado "concepto danés" con una torre 4, una góndola 6 y un rotor con un eje de rotor sustancialmente horizontal. El rotor incluye un buje 8 y tres palas 10 que se extienden radialmente desde el buje 8, cada una con una raíz de pala 16 más cercana al buje y una punta de pala 14 más alejada del buje 8. El rotor tiene un radio denotado R.

[0134] La Fig. 2 muestra una vista esquemática de una primera realización de una pala de turbina eólica 10 según la invención. La pala de la turbina eólica 10 tiene la forma de una pala de turbina eólica convencional y comprende una región de raíz 30 más cercana al buje, una región perfilada o una región de perfil alar 34 más alejada del buje y una región de transición 32 entre la región de raíz 30 y la región de perfil alar 34. La pala 10 comprende un borde de ataque 18 orientado en la dirección de rotación de la pala 10, cuando ésta está montada en el buje, y un borde de salida 20 orientado en la dirección opuesta al borde de ataque 18.

[0135] La región del perfil alar 34 (también llamada región perfilada) tiene una forma de pala ideal o casi ideal con respecto a la generación de sustentación.

[0136] La región de transición 32 tiene un perfil de transición que cambia gradualmente de la forma circular o elíptica de la región raíz 30 al perfil alar de la región de perfil alar 34. La longitud de la cuerda de la región de transición 32 suele aumentar con el incremento de la distancia r del buje. La región aerodinámica 34 tiene un perfil alar con una cuerda que se extiende entre el borde de ataque 18 y el borde de salida 20 de la pala 10.

[0137] Un hombro 40 de pala 10 se define como la posición en la que la pala 10 tiene su mayor longitud de cuerda. El hombro 40 suele estar situado en el límite entre la región de transición 32 y la región del perfil alar 34.

[0138] La pala 10 tiene diferentes perfiles alares 41,42, 43, 44, 45, 46 a lo largo del eje longitudinal de la pala.

[0139] Como se ilustra en la Fig. 4, la pala de la turbina eólica 10 comprende al menos un conjunto de sensores que incluye un primer conjunto de sensores situado en una primera posición a lo largo del eje longitudinal.

[0140] El primer conjunto de sensores comprende un primer sensor primario 47A y, opcionalmente, un primer sensor secundario 47b situados a una primera distancia d1 del extremo de raíz. El sensor 47A y el sensor 47B pueden estar desplazados una distancia d1,12 a lo largo de la dirección longitudinal. La distancia d1,12 puede ser inferior a 1 m.

[0141] Opcionalmente, la pala de la turbina eólica 10 comprende un segundo conjunto de sensores situado en una segunda posición a lo largo del eje longitudinal. El segundo conjunto de sensores comprende un segundo sensor primario 48A y, opcionalmente, un segundo sensor secundario 48B situados a una segunda distancia d2 del extremo de raíz. El sensor 48A y el sensor 48B pueden estar desplazados una distancia d2,12 a lo largo de la dirección longitudinal. La distancia d2,12 puede ser inferior a 1 m.

[0142] En la pala de la turbina eólica 10, los sensores son sensores ópticos en forma de fibra óptica con rejillas de Bragg integradas en la concha de la pala de turbina eólica. Los sensores de la pala de turbina eólica pueden formar parte de la misma fibra óptica y/o ser parte de diferentes secciones de fibra óptica acopladas por uno o más conectores ópticos.

[0143] Debe tenerse en cuenta que las cuerdas de las diferentes secciones de la pala normalmente no se encuentran en un plano común, ya que la pala puede estar torsionada y/o curvada (es decir, precurvada), proporcionando así al plano de las cuerdas un curso correspondientemente torsionado y/o curvado, siendo este el caso más frecuente para compensar que la velocidad local de la pala depende del radio desde el buje.

[0144] La tabla 1 que aparece a continuación ilustra diferentes combinaciones adecuadas de posiciones de los sensores (distancias desde el extremo de raíz), que dependen opcionalmente de la longitud de la pala de turbina eólica.

T l 1 P i i n l n r * i r n

[0145] La configuración de la posición de sensor puede depender del número de conjuntos de sensores disponibles y de la posición o posiciones de estimación. Una posición de sensor cerca del extremo de raíz puede ser deseable, sin embargo una posición de sensor demasiado cerca del extremo de raíz no es deseable debido a las contribuciones o el ruido de los rodamientos de pitch.

[0146] Las figuras 3 y 4 representan parámetros que pueden utilizarse para explicar la geometría de la pala de la turbina eólica según la invención.

[0147] La Fig. 3 muestra una vista esquemática de un perfil alar 50 de una pala típica de una turbina eólica representada con los distintos parámetros que se suelen utilizar para definir la forma geométrica de una pala. El perfil alar 50 tiene un lado de presión 52 y un lado de succión 54, que durante su uso -es decir, durante la rotación del rotor- se orientan normalmente hacia el lado de barlovento (o contra el viento) y hacia el lado de sotavento (o a favor del viento), respectivamente. El perfil alar 50 tiene una cuerda 60 con una longitud de cuerda c que se extiende entre un borde de ataque 56 y un borde de salida 58 de la pala. El perfil alar 50 tiene un grosor t, que se define como la distancia entre el lado de presión 52 y el lado de succión 54. El espesor t del perfil alar varía a lo largo de la cuerda 60. La desviación de un perfil simétrico viene dada por una línea de curvatura 62, que es una línea mediana que atraviesa el perfil alar 50. La línea mediana puede hallarse trazando círculos inscritos desde el borde de ataque 56 hasta el borde de salida 58. La línea mediana sigue los centros de estos círculos inscritos y la desviación o distancia desde la cuerda 60 se denomina curvatura f. La asimetría también puede definirse mediante el uso de parámetros denominados curvatura superior (o curvatura del lado de succión) y curvatura inferior (o curvatura del lado de presión), que se definen como las distancias desde la cuerda 60 y el lado de succión 54 y el lado de presión 52, respectivamente.

[0148] Los perfiles alares suelen caracterizarse por los siguientes parámetros: la longitud de cuerda c, la curvatura máxima f, la posición df de la curvatura máxima f, el espesor máximo del perfil alar t, que es el mayor diámetro de los círculos inscritos a lo largo de la línea mediana de curvatura 62, la posición dt del espesor máximo t y un radio de nariz (no mostrado). Estos parámetros se definen típicamente como relaciones con la longitud de cuerda c. Así, el grosor relativo local de la pala t/c viene dado por la relación entre el grosor máximo local t y la longitud de cuerda local c. Además, la posición dp de la curvatura máxima del lado de presión puede utilizarse como parámetro de diseño, y por supuesto también la posición de la curvatura máxima del lado de succión.

[0149] La Fig. 4 muestra otros parámetros geométricos de la pala. La pala tiene una longitud total de pala L. Como se muestra en la Fig. 3, el extremo de raíz está situado en la posición r= 0, y el extremo de punta situado en r= L. El hombro 40 de la pala está situado en una posición r= ds, y tiene una anchura de hombro W, que es igual a la longitud de la cuerda en el hombro 40. El diámetro de la raíz se define como droot. La curvatura del borde de salida de la pala en la región de transición puede definirse mediante dos parámetros, es decir, un radio mínimo de curvatura exterior ro y un radio mínimo de curvatura interior n, que se definen como el radio mínimo de curvatura del borde de salida, visto desde el exterior (o detrás del borde de salida), y el radio mínimo de curvatura, visto desde el interior (o delante del borde de salida), respectivamente. Además, la pala está provista de una precurvatura, que se define como Ay, que corresponde a la desviación fuera del plano de un eje de pitch 22 de la pala.

[0150] La Fig. 5 ilustra un método de ejemplo que no forma parte de la materia protegida. El método 100 comprende la obtención 102 de una primera señal de conjunto de sensores indicativa de un primer momento de flexión en una primera posición de sensor a lo largo del eje longitudinal de la pala de la turbina eólica. Además, el método 100 comprende estimar 104 un momento de flexión en una primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal basándose en la primera señal del conjunto de sensores, en la que la primera posición del sensor es diferente de la primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal. El método puede emplearse en una pala de turbina eólica como se describe en el presente documento. Opcionalmente, el método 100 comprende la obtención 106 de una segunda señal de conjunto de sensores indicativa de un segundo momento de flexión en una segunda posición del sensor a lo largo del eje longitudinal, y la estimación 104 de un momento de flexión se basa en la segunda señal de conjunto de sensores. Las señales de los sensores pueden obtenerse en serie y/o en paralelo.

[0151] La primera señal del conjunto de sensores comprende una primera señal del sensor primario procedente de un primer sensor primario (47A) y una primera señal del sensor secundario procedente de un primer sensor secundario (47B). La señal del primer sensor primario indica un componente primario M^x,1 del primer momento de flexión y la señal del primer sensor secundario indica un componente secundario M^y,1 del primer momento de flexión.

[0152] Las Fig. 6 y 7 son secciones transversales que ilustran ejemplos de colocación de conjuntos de sensores en una pala de turbina eólica.

[0153] En la Fig. 6, la pala de la turbina eólica 10' comprende un primer conjunto de sensores con un primer sensor primario 47A y un segundo sensor primario 47B a una primera distancia d1 de la raíz. El primer sensor primario 47A se encuentra en un primer eje del sensor primario 74 que se extiende a través del centro elástico 70 de la sección transversal de la pala (plano transversal a la primera distancia d1). El primer sensor secundario 47B se encuentra en un primer eje de sensor secundario 76 que se extiende a través del centro elástico 70 de la sección transversal de la pala. En la Fig. 6, el centro elástico se encuentra en la cuerda 60 y, por tanto, el eje principal 72 coincide con la cuerda 60. El ángulo a1 entre los dos ejes sensores 74 y 76 es de 90°. El ángulo p1 entre el eje principal 72 y el primer eje sensor primario 74 es de 90°.

[0154] En la Fig. 7, la pala de la turbina eólica 10" comprende un primer conjunto de sensores con un primer sensor primario 47A y un segundo sensor primario 47B a una primera distancia d1 de la raíz. El primer sensor primario 47A se encuentra en un primer eje del sensor primario 74 que se extiende a través del centro elástico 70 de la sección transversal de la pala (plano transversal a la primera distancia d1). El primer sensor secundario 47B se encuentra en un primer eje de sensor secundario 76 que se extiende a través del centro elástico 70 de la sección transversal de la pala. En la Fig. 7, el centro elástico se encuentra en la cuerda 60 y, por tanto, el eje principal 72 coincide con la cuerda 60. El ángulo a1 entre los dos ejes sensores 74 y 76 es de 90°. El ángulo p1 entre el eje principal 72 y el primer eje sensor primario 74 es de 75°.

[0155] En las figuras 6 y 7, los sensores están integrados en el cuerpo de la concha 78 de la pala de la turbina eólica.

[0156] La Fig. 8 es una sección transversal que ilustra un ejemplo de posicionamiento del conjunto de sensores en una pala de turbina eólica. La pala de la turbina eólica 10m comprende una viga 80 fijada al cuerpo de la concha 78 y el segundo sensor primario 47B está fijado a la viga 80 más cercana al borde de ataque 56.

[0157] La Fig. 9 es una sección transversal que ilustra un ejemplo de posicionamiento del primer conjunto de sensores en una pala de turbina eólica a una primera distancia d1. La pala de la turbina eólica comprende un cuerpo de concha 78 y los sensores 47A, 47B están montados en la superficie interior del cuerpo de concha 78. El ángulo a1 entre los ejes de los sensores 74 y 76 es de 90°.

[0158] La Fig. 10 es una sección transversal que ilustra un ejemplo de posicionamiento del segundo conjunto de sensores en una pala de turbina eólica a una segunda distancia d2. La pala de la turbina eólica comprende un cuerpo de concha 78 y los sensores 48A, 48B están montados en la superficie interior del cuerpo de concha 78. El ángulo a2 entre los ejes de los sensores 74 y 76 es de 90°.

[0159] La Fig. 11 ilustra una parte de una turbina eólica. La turbina eólica comprende un buje 8 desde el que se muestran las palas de una primera pala de turbina eólica 10 que se extienden sustancialmente en dirección radial cuando está montada en el buje 8. La pala de la turbina eólica 10 comprende un sistema de sensores 82 con un recorrido óptico que comprende una primera fibra óptica 84, una segunda fibra óptica 86 y un parche de fibra óptica 88. El conector óptico 90 acopla la primera fibra óptica 84 y el parche de fibra óptica 88 y el conector óptico 90' acopla la segunda fibra óptica 86 al parche de fibra óptica 88. Las fibras ópticas 84, 86 y 88 son fibras SM1500 (4,2/125). La primera fibra óptica comprende el primer sensor primario 47A y el segundo sensor primario 48A en forma fibras de rejillas de Bragg y, opcionalmente, el primer sensor de temperatura 98A. La segunda fibra óptica comprende el primer sensor secundario 47B y el segundo sensor secundario 48B en forma de fibras de rejillas de Bragg y, opcionalmente, el segundo sensor de temperatura 98B. El primer extremo 85 de la primera fibra óptica 84 está acoplado a una unidad de lectura 92 para leer las señales de los sensores del sistema de sensores 82. La unidad de lectura 92 proporciona los valores de longitud de onda de las señales de los sensores a un sistema de supervisión de palas 94 a través de un cable de datos 96. El sistema de supervisión de las palas está configurado para estimar los componentes del momento de flexión en el extremo de raíz de la pala de turbina eólica basándose en las señales de los sensores y está configurado para transmitir el momento de flexión estimado a un controlador de turbina (no mostrado). El segundo extremo 85' del primer conector óptico 84 está acoplado ópticamente al primer extremo 89 del pache de fibra óptica 88 en el conector o conjunto de conectores 90. El segundo extremo 89' del parche de fibra óptica 88 está acoplado ópticamente al primer extremo 87 de la segunda fibra óptica 86 en el conjunto de conectores o conectores 90'.

[0160] La fig. 12 ilustra esquemáticamente los conectores ópticos o conjuntos de conectores 90 entre la primera fibra óptica 84 y el parche de fibra 88. La primera fibra óptica 84 comprende un primer núcleo 130 con un primer diámetro de núcleo dcore,1. El parche de fibra óptica 88 comprende un núcleo de parche 132 con un diámetro de núcleo de parche dcore,p = dcore,1 = 4,2 pm. El material de revestimiento de la fibra y la lámina 134, 136 protegen los núcleos 130, 131, 132. La primera fibra óptica 84 comprende una parte de conector del primer extremo (no mostrada) y una parte de conector del segundo extremo 138 (por ejemplo, conector E2000 hembra) en el segundo extremo 85', y el parche de fibra óptica comprende una parte de conector del primer extremo 140 (por ejemplo, conector E2000 macho) para conectar la primera fibra óptica 84 y el parche de fibra óptica 88. El conjunto de conectores 90' está formado de la misma manera que el conjunto de conectores 90 indicado por los números de referencia.

[0161] La segunda fibra óptica 86 incluye un segundo núcleo 131 con un segundo diámetro de núcleo dcore,2 = dcore,p, en el que la segunda fibra óptica se extiende desde un primer extremo hasta un segundo extremo y comprende al menos un sensor. La segunda fibra óptica 86 comprende una primera parte de conector final 138' (por ejemplo, un conector E2000 hembra) en el primer extremo 87 y una segunda parte de conector final (no mostrada) en el segundo extremo, y el parche de fibra óptica comprende una segunda parte de conector final 140' (por ejemplo, un conector E2000 macho) para conectar la segunda fibra óptica 86 y el parche de fibra óptica 88.

[0162] La fig. 13 ilustra esquemáticamente un sistema de supervisión de palas 94. El sistema de supervisión de palas 94 comprende una carcasa 95 que aloja una unidad de procesamiento 150 conectada a una interfaz 152 y a una unidad de memoria 154 a través de las conexiones 155, 155', respectivamente. La interfaz 152 comprende un primer puerto de conexión 156 y un segundo puerto de conexión 158. El primer puerto de conexión 156 está configurado para conectarse a una unidad de lectura para recibir datos de señales de sensores de un sistema de sensores de una pala de turbina eólica. El segundo puerto de conexión 158 está configurado para la conexión a un controlador de turbina para transmitir y/o enviar datos y/o señales de control/alarma a un controlador de turbina.

[0163] La unidad de procesamiento 150 está configurada para recibir una primera señal de conjunto de sensores indicativa de un primer momento de flexión en una primera posición de sensor de una pala de turbina eólica que se extiende a lo largo de un eje longitudinal desde un extremo de raíz hasta un extremo de punta a través del primer puerto de conexión 156. Además, la unidad de procesamiento 150 está configurada para estimar un momento de flexión o sus componentes en una primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal basándose en la primera señal del conjunto de sensores, en la que la primera posición del sensor es diferente de la primera posición de estimación a lo largo del eje longitudinal.

[0164] La fig. 14 ilustra esquemáticamente un sistema de supervisión de palas 94' en el que una unidad de lectura 92 está integrada en el sistema de supervisión de palas y conectada a la unidad de procesamiento 150 a través de la conexión 155m La interfaz 152 comprende un primer puerto de conexión 156 en forma de un primer puerto de sensor 160 para acoplar el sistema de sensores, por ejemplo la primera fibra óptica 84, (opcionalmente a través de un parche de fibra óptica) a la unidad de lectura 92 del sistema de supervisión de palas 94'.

[0165] La fig. 15 ilustra de forma esquemática la estimación de un componente primario Mx,est,i del momento de flexión en el extremo de raíz (primera posición de estimación) de una pala de turbina eólica que tiene L= 53,2 m. La primera distancia d1 es de 7 m y la segunda distancia d2 es de 10,5 m. El componente primario MX,est,1 se estima basándose en una primera señal del sensor primario S11 de un primer sensor primario en d1 y una segunda señal del sensor primario S21 de un segundo sensor primario en d2.

[0166] Se ha demostrado que es preferible utilizar funciones spline cúbicas desde el primer sensor primario hasta el extremo de punta de pala de turbina eólica y, a continuación, utilizar el gradiente o la derivada del momento de flexión en la primera distancia para realizar una extrapolación lineal desde d1 hasta el extremo de raíz. Los gradientes del momento flector en el extremo de punta son cero. Además, el gradiente del momento de flexión en d1 puede estimarse basándose en los momentos de flexión en d1 y d2, por ejemplo, con un método de Euler hacia atrás. Una gran distancia entre el primer y el segundo conjunto de sensores puede no ser deseable.

[0167] La estimación, tal y como se ilustra en la Fig. 15, comprende las siguientes etapas a partir de los componentes del momento de flexión medidos en d1 y d2:

• Para realizar la interpolación de un punto cercano al extremo de la pala de turbina eólica se utiliza una primera función spline cúbica con condiciones de contorno "correctas" utilizando los dos puntos de medición y el punto del extremo de punta donde el momento flector es cero. Aquí "correcto" significa que las primeras derivadas en los dos extremos del intervalo son correctas,

• El gradiente del momento de flexión en d1 se estima utilizando los datos medidos del sensor transformados en momentos de flexión en d1 (M^x,1) y d2 (M^x,2) con un método de Euler hacia atrás, y la derivada en el extremo de punta es cero. Los tres puntos, es decir, d1, d2 y el extremo de punta se denotan como puntos A en la Fig. 15. El punto interpolado cerca del extremo de la pala de turbina eólica se denota como punto B.

• A continuación, se construye una segunda función spline, que cubre el intervalo desde d1 hasta el extremo de punta, utilizando un método de "no nudo" en el que se utilizan los puntos A y B.

• A continuación, la segunda función spline se extiende hasta el extremo de raíz con una extrapolación lineal denotada app. A' entre d1 y el extremo de raíz.

[0168] El método "no nudo" significa que la derivada de tercer orden en el segundo y penúltimo punto del dominio utilizado para la interpolación es la misma cuando se mira desde cada lado del punto.

[0169] La Fig. 15 ilustra las estimaciones del momento de flexión. En el gráfico, app. A' representa las posiciones de los sensores en d1 = 7 m y d2 = 10,5 m, y la app. B' representa las posiciones de los sensores en d1 = 7 m y d2 = 20 m. Como puede verse en la Fig. 15, la app. A' proporciona una mejor estimación de la componente primaria cerca del extremo de raíz, mientras que la app. B' proporciona una mejor estimación entre 10 m y 50 m del extremo de raíz.

[0170] Cabe señalar que, además de las realizaciones de ejemplo de la invención que se muestran en los dibujos adjuntos, la invención no debe interpretarse como limitada a las realizaciones aquí expuestas. La protección se solicita para la invención definida por las reivindicaciones adjuntas 1-11.

LISTA DE NÚMEROS DE REFERENCIA

[0171]

2 turbina eólica

4 torre

6 góndola

8 buje

10, 10', 10", 10'" pala de turbina eólica

14 punta de pala

16 raíz de pala

18 borde de ataque

20 borde de salida

22 eje de pitch

30 región de raíz

32 región de transición

34 región de perfil alar

40 hombro

41,42, 43, 44, 45, 46 perfil alar

47A primer sensor primario

47B primer sensor secundario

48A segundo sensor primario

48B segundo sensor secundario

50 perfil alar

52 lado de presión

54 lado de succión

56 borde de ataque

58 borde de salida

60 cuerda

62 línea de peralte / línea mediana

70 centro elástico

72 eje principal

74 eje del sensor primario

76 eje del sensor secundario

78 cuerpo de concha

80 viga

82 sistema de sensores

84 primera fibra óptica

85 primer extremo de primera fibra óptica

85' segundo extremo de primera fibra óptica

86 segunda fibra óptica

87 primer extremo de segunda fibra óptica

87' segundo extremo de segunda fibra óptica

88 parche de fibra óptica

89 primer extremo de fibra óptica de parche

89' segundo extremo de fibra óptica de parche

90, 90' conector óptico

92 unidad de lectura

94 sistema de control de palas

94' sistema de control de palas

95 carcasa

96 cable de datos

98A primer sensor de temperatura

98B segundo sensor de temperatura

99 unidad de división/combinación de haces

130 primer núcleo

131 segundo núcleo

132 núcleo del parche

134 material de revestimiento de fibra y lámina

136 material de revestimiento de fibra y lámina

138 parte de segundo extremo de conector de primera fibra óptica 138' parte de primer extremo de conector de segunda fibra óptica 140 parte de primer extremo de conector de parche de fibra óptica 140' parte de segundo extremo de conector de parche de fibra óptica 150 unidad de procesamiento

152 interfaz

154 unidad de memoria

155, 155',155", 155m, 155""conexión

156 primer puerto de conexión

158 segundo puerto de conexión

160 puerto de sensor

c longitud de cuerda

dt posición de espesor máximo

df posición de máxima inclinación

dp posición de máxima presión en lado de curvatura

ds distancia de hombro

droot diámetro de raíz

f curvatura

L longitud de pala

P potencia de salida

r radio local, distancia radial desde la raíz de pala

t espesor

vw velocidad de viento

0 torsión, pitch

Ay precurvatura

ai ángulo entre primer eje de sensor primario y primer eje de sensor secundario a2 ángulo entre segundo eje de sensor primario y segundo eje de sensor secundario Pi ángulo entre primer eje de sensor primario y eje principal

P2 ángulo entre segundo eje de sensor primario y eje principal

dcore,1 diámetro de primer núcleo

dcore,2 diámetro de segundo núcleo

dcore,p diámetro de núcleo de parche

Claims (11)

REIVINDICACIONES

1. Una pala de turbina eólica (10, 10', 10", 10m) que se extiende a lo largo de un eje longitudinal (22) desde un extremo de raíz (16) hasta un extremo de punta (14) y que tiene secciones transversales en planos perpendiculares al eje longitudinal (22), teniendo cada sección transversal un eje principal que se extiende a través de un centro elástico (70), donde la pala de turbina eólica comprende una concha de pala (78) que forma un contorno perfilado que incluye un lado de presión (52) y un lado de succión (54), así como un borde de ataque (18, 56) y un borde de salida (20, 58) con una cuerda (60) que tiene una longitud de cuerda que se extiende entre ellos, siendo el eje principal paralelo a la cuerda, donde el contorno perfilado comprende una región de raíz (30), una región de perfil alar (34) y una región de transición, y en la que la pala de turbina eólica comprende un sistema de sensores que incluye un primer conjunto de sensores para medir un primer momento de flexión en una primera posición de sensor en una primera sección transversal a una primera distancia del extremo de raíz (16), caracterizado porque el primer conjunto de sensores sólo tiene un primer sensor primario y un primer sensor secundario para medir el primer momento de flexión, dicho primer sensor primario (47A) para medir un componente primario y dicho primer sensor secundario (47B) para medir un componente secundario, estando el primer conjunto de sensores dispuesto en la región de transición (32) o en la región del perfil alar (34) del contorno perfilado, estando un primer eje del sensor primario (74) en la primera sección transversal orientado en una dirección definida por el primer sensor primario (47A) y el centro elástico (70) de la primera sección transversal, y un primer eje del sensor secundario (76) en la primera sección transversal está orientado en una dirección definida por el primer sensor secundario (47B) y el centro elástico (70) de la primera sección transversal, y en el que un ángulo (a1) entre el primer eje del sensor primario (74) y el primer eje del sensor secundario (76) está en el rango de 85° a 95°, en el que el primer sensor primario (47A) está situado en el lado de presión (52) del contorno perfilado.

2. Una pala de turbina eólica según la reivindicación 1, en la que el ángulo (a1) entre el primer eje del sensor primario (74) y el primer eje del sensor secundario (76) es de 90°.

3. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que el primer sensor secundario (47B) está situado en el borde de ataque (18, 56) del contorno perfilado.

4. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que la pala de turbina eólica comprende un segundo conjunto de sensores para medir un segundo momento de flexión en una segunda posición de sensor en una segunda sección transversal a una segunda distancia del extremo de raíz (16), comprendiendo el segundo conjunto de sensores un segundo sensor primario (48A) para medir un componente primario y un segundo sensor secundario (48B) para medir un componente secundario, en el que un segundo eje del sensor primario en la segunda sección transversal está orientado en una dirección definida por el segundo sensor primario (48A) y el centro elástico (70), y un segundo eje del sensor secundario en la segunda sección transversal está orientado en una dirección definida por el segundo sensor secundario (48B) y el centro elástico (70), y en el que un ángulo (a2) entre el segundo eje del sensor primario y el segundo eje del sensor secundario está en el rango de 50° a 130°.

5. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que la primera distancia es igual a, al menos, un diámetro de la raíz.

6. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que los sensores primario y secundario son sensores de galgas extensométricas.

7. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que los sensores primario y secundario son sensores ópticos, como fibras de rejilla de Bragg.

8. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que al menos uno de los sensores está integrado en la concha de pala.

9. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que la pala de turbina eólica comprende una viga (80) unida a la concha (78) y en la que al menos uno de los sensores está montado en la viga (80).

10. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que la pala de turbina eólica comprende un alma unida a la concha y en la que al menos uno de los sensores está montado en el alma.

11. Una pala de turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en la que la longitud de la pala es de al menos 40 m.