ES2417486T3 - Sistema y procedimiento de control de una planta de energía eólica - Google Patents

Sistema y procedimiento de control de una planta de energía eólica Download PDF

Info

Publication number
ES2417486T3
ES2417486T3 ES08170079T ES08170079T ES2417486T3 ES 2417486 T3 ES2417486 T3 ES 2417486T3 ES 08170079 T ES08170079 T ES 08170079T ES 08170079 T ES08170079 T ES 08170079T ES 2417486 T3 ES2417486 T3 ES 2417486T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
speed
rotor
wind
generator
operating
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES08170079T
Other languages
English (en)
Inventor
Leonardo Cesar Kammer
Mark Cardinal
Hubert Oing
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by General Electric Co filed Critical General Electric Co
Application granted granted Critical
Publication of ES2417486T3 publication Critical patent/ES2417486T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/043—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224—Adjusting blade pitch
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/024—Adjusting aerodynamic properties of the blades of individual blades
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/0276—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling rotor speed, e.g. variable speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/10—Purpose of the control system
    • F05B2270/101—Purpose of the control system to control rotational speed (n)
    • F05B2270/1011—Purpose of the control system to control rotational speed (n) to prevent overspeed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/32—Wind speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/32—Wind speeds
    • F05B2270/3201—"cut-off" or "shut-down" wind speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/327—Rotor or generator speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/332—Maximum loads or fatigue criteria
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Un procedimiento de control de una turbina eólica (100) que comprende las etapas de: medir un parámetro operativo de la turbina eólica; determinar la desviación típica del parámetro operativo medido; y seleccionar un valor operativo de referencia de modo que el valor operativo de referencia se mantenga un número predeterminado de desviaciones típicas alejado de un límite operativo; en el que el valor operativo de referencia comprende un valor de referencia de la velocidad del rotor/generador, y en el que el parámetro operativo medido comprende la velocidad del rotor/generador, y en el que el límite del valor de referencia comprende un límite de exceso de velocidad del rotor/generador.

Description

Sistema y procedimiento de control de una planta de energía eólica
La presente invención versa, en general, acerca de turbinas eólicas y, más en particular, acerca de procedimientos y aparatos para reducir la carga de forma eficiente en las turbinas eólicas.
Las turbinas eólicas vienen recibiendo, últimamente, mayor atención como fuente de energía alternativa medioambientalmente segura y relativamente económica. Con este creciente interés, se han realizado esfuerzos considerables por desarrollar turbinas eólicas que sean fiables y eficientes.
en general, una turbina eólica incluye un rotor dotado de múltiples palas. El rotor está montado dentro de un alojamiento o góndola, que está colocado encima de un armazón o una torre tubular. Las turbinas eólicas de tipo industrial (es decir, turbinas eólicas diseñadas para proporcionar energía eléctrica a una red de distribución de energía eléctrica) pueden tener grandes rotores (por ejemplo, de 80 metros de diámetro o más). Las palas de estos rotores transforman la energía del viento en un par rotativo o fuerza que impulsa uno o más generadores, acoplados rotativamente al rotor a través de una caja de engranajes. Puede usarse la caja de engranajes para aumentar la velocidad de rotación inherentemente baja del rotor de la turbina para que el generador convierta eficientemente la energía mecánica en energía eléctrica, que es introducida en una red de distribución de energía eléctrica. Algunas turbinas utilizan generadores que pueden ser acoplados directamente al rotor sin usar una caja de engranajes.
El documento EP 1429025 da a conocer un aerogenerador de tipo barlovento y un procedimiento operativo para evitar daños a las palas en caso de un corte del suministro eléctrico.
El documento JP 2005/147047 expone un aerogenerador de eje horizontal y un procedimiento de control para reducir automáticamente la carga que actúa sobre un dispositivo de transmisión.
En la actualidad, la estrategia de control y el concepto de la seguridad paran la turbina eólica por encima de cierta velocidad del viento (velocidad de corte). Esta estrategia evita las cargas dañinas que podrían ocurrir debido a la mayor turbulencia del viento. La desventaja de esta estrategia es la falta de captura de energía en la zona por encima de la velocidad de corte del viento. Además, un breve aumento en la velocidad del viento podría desencadenar la parada de una turbina, mientras que la recuperación hasta una producción normal de potencia puede llevar cierto tiempo. Del mismo modo, la incidencia de una turbulencia elevada a velocidades de viento nominales también aumentará la probabilidad de desencadenamiento de una parada de la turbina.
Brevemente, en un aspecto de la invención, se proporciona un procedimiento de control de una turbina eólica definido en la reivindicación 1, adjunta.
En otro aspecto de la invención, se proporciona una turbina eólica definida en la reivindicación 3, adjunta.
Diversos aspectos, características y ventajas de la presente invención serán mejor entendidos cuando la siguiente descripción detallada se lea con referencia a los dibujos adjuntos, en los que cifras homólogas representan partes semejantes en todos los dibujos, en los que:
La FIG. 1 es un dibujo de una configuración ejemplar de una turbina eólica. La FIG. 2 es una vista cortada en perspectiva de una góndola de la configuración ejemplar de la turbina eólica mostrada en la FIG. 1. La FIG. 3 es un diagrama de bloques de una configuración ejemplar de un sistema de control para la configuración de turbina eólica mostrada en la FIG. 1. La FIG. 4 es un histograma de la velocidad del generador en función del número de mediciones a dos velocidades medias diferentes del viento de 25 m/s y 28 m/s. La FIG. 5 es un gráfico de la velocidad normalizada del generador en función del tiempo. La FIG. 6 es un gráfico de la potencia eléctrica normalizada del generador en función del tiempo.
Los inventores hacen referencia ahora a los dibujos, en los que números de referencia idénticos denotan los mismos elementos en la totalidad de las diversas vistas.
Con referencia ahora a la FIG. 1, una turbina eólica 100, en algunas configuraciones, comprende una góndola 102 que aloja un generador (no mostrado en la FIG. 1). Una góndola 102 está montada encima de una torre alta 104, solo una porción de la cual se muestra en la FIG. 1. La turbina eólica 100 también comprende un rotor 106 que incluye una pluralidad de palas 108 de rotor unidas a un cubo giratorio 110. Aunque la turbina eólica 100 ilustrada en la FIG. 1 incluye tres palas 108 de rotor, no hay ningún límite específico en cuanto al número de palas 108 de rotor requeridas por diversas realizaciones de la invención.
Con referencia ahora a la FIG. 2, diversos componentes están alojados en la góndola 102 encima de la torre 104 de la turbina eólica 100. La altura de la torre 104 se selecciona en función de factores y condiciones conocidos en la técnica. En algunas configuraciones, uno o más microcontroladores dentro del panel 112 de control que comprenden un sistema de control se usan para la monitorización y el control totales del sistema, incluyendo la regulación del paso y la velocidad, la aplicación del freno al eje de alta velocidad y a la guiñada, la aplicación del motor de guiñada y de bombeo y la monitorización de averías. En algunas configuraciones se usan arquitecturas de control alternativas distribuidas o centralizadas.
El sistema de control proporciona señales de control a una transmisión variable 114 del paso de las palas para controlar el paso de las palas 108 (no mostradas en la FIG. 2) que impulsan el cubo 110 como consecuencia del viento. En la realización ilustrada, el cubo 110 recibe tres palas 108, pero otras configuraciones pueden utilizar cualquier número de palas. Los pasos de las palas 108 son controlados individualmente por la transmisión 114 del paso de las palas. El cubo 110 y las palas 108 comprenden conjuntamente el rotor 106 de la turbina eólica.
La transmisión de la turbina eólica incluye un eje principal 116 de rotor (también denominado “eje de baja velocidad”) conectado al cubo 110 y una caja 118 de engranajes que, en algunas configuraciones, utiliza una geometría de doble recorrido para impulsar un eje de alta velocidad encerrado dentro de la caja 118 de engranajes. Se usa el eje de alta velocidad (no mostrado en la FIG. 2) para impulsar el generador 120. En algunas configuraciones, se transmite par de rotor por medio de un embrague 122. El generador 120 puede ser de cualquier tipo adecuado; por ejemplo, un generador de inducción de rotor devanado. En algunas configuraciones no se usa caja de engranajes y, en vez de ello, el eje 116 del rotor impulsa directamente el generador 120.
Con referencia ahora a la FIG. 3, un sistema 300 de control para la turbina eólica 100 incluye un bus 302 u otro dispositivo de comunicaciones para comunicar información. Hay acoplados al bus 302 uno o varios procesadores 304 para procesar información, incluyendo información procedente de sensores configurados para medir desplazamientos o momentos. El sistema 300 de control incluye, además, memoria 306 de acceso aleatorio (RAM) y/u otro(s) dispositivo(s) 308 de almacenamiento. La RAM 306 y el o los dispositivos 308 de almacenamiento están acoplados al bus 302 para almacenar y transferir información e instrucciones que han de ser ejecutadas por el o los procesadores 304. La RAM 306 (y también el o los dispositivos 308 de almacenamiento, si hace falta) también puede ser usada para almacenar variables temporales u otra información intermedia durante la ejecución de instrucciones por parte del procesador o de los procesadores 304. El sistema 300 de control también puede incluir memoria de solo lectura (ROM) y/u otro dispositivo 310 de almacenamiento estático que están acoplados al bus 302 para almacenar y proporcionar información e instrucciones estáticos (es decir, no cambiante) al procesador o a los procesadores 304. El o los dispositivos 312 de entrada/salida pueden incluir cualquier dispositivo conocido en la técnica para proporcionar datos de entrada al sistema 300 de control y para proporcionar salidas de control de la guiñada y de control del paso. Se proporcionan instrucciones a la memoria desde un dispositivo de almacenamiento, tal como un disco magnético, un circuito integrado de memoria de solo lectura (ROM), un CD-ROM, un DVD, mediante una conexión remota que esté cableada o que sea inalámbrica que proporcione acceso a uno o más medios accesibles electrónicamente y similares. En algunas realizaciones puede usarse circuitería cableada en lugar de instrucciones de soporte lógico o en combinación con las mismas. Así, la ejecución de secuencias de instrucciones no está limitada a ninguna combinación específica de circuitería de soporte físico e instrucciones de soporte lógico. La interfaz 314 de sensores es una interfaz que permite que el sistema 300 de control se comunique con uno o más sensores. La interfaz 314 de sensores puede ser o puede comprender, por ejemplo, uno o más convertidores analógico a digital que convierten las señales analógicas en señales digitales que pueden ser usadas por el o los procesadores 304.
Es conocido que la parte fundamental de la carga de una turbina eólica está causada por el efecto de la velocidad relativa del viento sobre las palas. La carga sobre las palas se define generalmente por las fuerzas de sustentación y de resistencia aerodinámica, que actúan a lo largo de una línea de eje virtual de sustentación que se extiende a lo largo del borde delantero de la pala, y aproximadamente el 25% de la anchura de la pala detrás del borde delantero. La turbulencia del viento produce fluctuaciones en las cargas de las palas, que se propagan al resto de los componentes de la turbina, causando fatiga estructural.
La carga sobre la turbina eólica puede ser reducida de manera eficiente reduciendo la velocidad relativa del viento. En la práctica, esto puede lograrse reduciendo la velocidad de rotación del rotor. Sin embargo, al reducir la velocidad de rotación del rotor, aumentará el par de entrada en la caja de engranajes (potencia = par × velocidad de rotación) si la potencia eléctrica de salida del generador no se reduce en correspondencia.
Durante la operación de la turbina eólica 100, diversos parámetros operativos son medidos por sensores y almacenados en la RAM 206 y/o en el o los dispositivos 308 de almacenamiento. Por ejemplo, un sensor externo de la dirección del viento y un sensor externo de la turbulencia del viento pueden proporcionar información relativa a la velocidad, la dirección y la turbulencia del viento. Un extensómetro montado en las palas puede proporcionar información relativa a las fuerzas flectoras que actúan sobre las palas. Los acelerómetros montados en una o más de las palas pueden proporcionar información relativa a la posición angular momentánea del rotor y de cada pala. Los sensores de temperatura pueden proporcionar información relativa a la temperatura de uno o más componentes de la transmisión y/o del sistema generador. Sensores de la aceleración o la vibración pueden proporcionar información relativa al nivel de vibración o al ruido en uno o más componentes de la transmisión y/o del sistema generador. Un sistema sensor de la potencia puede proporcionar información relativa a la potencia de salida del generador.
Un sistema de control del paso puede proporcionar información sobre la turbulencia del viento y/o el cizallamiento del viento. Los datos procedentes del sensor se graban con el paso del tiempo y el bus 302 envía esta información al procesador o a los procesadores 304.
Un intervalo operativo normal para la turbina eólica ocurre a una velocidad del viento, por ejemplo, entre aproximadamente 3 m/s y 25 m/s. En la actualidad, la estrategia de control es parar la turbina eólica por encima de cierta velocidad media del viento (velocidad de corte); por ejemplo, de 25 m/s. La razón principal de esta estrategia es evitar cargas dañinas que podrían ocurrir debido a ráfagas de viento y a turbulencia a altas velocidades del viento. Sin embargo, la desventaja de esta estrategia es la falta de captura de energía en la zona por encima de la velocidad de corte del viento, porque, cuando una turbina eólica convencional ha sido parada, no puede volver a conectarse a la red de distribución de energía eléctrica a la misma velocidad del viento debido a la muy alta carga de la turbina a esta velocidad del viento. Así, la reconexión ocurrirá cuando la velocidad del viento venga siendo menor que la velocidad de corte del viento durante una cantidad de tiempo apropiada; por ejemplo, 30 minutos o más. Otra desventaja de esta estrategia es que un breve aumento en la velocidad del viento podría desencadenar la parada de una turbina en una turbina eólica convencional, mientras que la recuperación hasta una producción normal de potencia puede llevar cierto tiempo. Del mismo modo, la incidencia de una turbulencia elevada a velocidades de viento nominales también aumentará la probabilidad de desencadenamiento de una parada de la turbina. Además de la pérdida en la captura de energía, las paradas de turbinas causan problemas potenciales a la estabilidad de la red de distribución de energía eléctrica debido al cambio abrupto en la potencia generada.
Un aspecto de la invención es mantener la velocidad y la potencia de la turbina eólica tan elevadas como sea posible durante condiciones climáticas con velocidad del viento elevada, presencia de ráfagas y/o turbulencia. En particular, la velocidad y la potencia pueden mantenerse a niveles mayores que en una turbina eólica convencional. Este aspecto de la invención se logra seleccionando un valor operativo de referencia en función de la desviación típica del parámetro operativo medido, de modo que el valor operativo de referencia se mantenga por debajo de cierto número de desviaciones típicas alejado de un valor límite de referencia. En una realización ejemplar de la invención, el valor de referencia de la velocidad del rotor/generador se selecciona de tal modo que el valor de referencia de la velocidad del rotor/generador se mantenga cierto número de desviaciones típicas alejado de un límite de exceso de velocidad del rotor/generador.
La desviación típica de la velocidad del rotor/generador puede estimarse como sigue:
Gz (Ec. 2)
rspt r
r
ecuación en la que
es la desviación típica en la velocidad del rotor/generador;
r
G(z) es un filtro de paso bajo;
spt es el valor de referencia de la velocidad del rotor/generador; y
r
Wr es la velocidad medida del rotor/generador.
Con referencia ahora a la FIG. 4, se muestra un histograma de la velocidad del generador a dos velocidades medias diferentes del viento de aproximadamente 25 m/s y aproximadamente 28 m/s. A la velocidad media del viento de aproximadamente 25 m/s, el valor de referencia de la velocidad del generador de aproximadamente 1650 rpm, por ejemplo, está por debajo del límite de exceso de velocidad en aproximadamente 3,98 desviaciones típicas. A una velocidad del viento de aproximadamente 28 m/s, que está por encima de la velocidad de corte del viento en una turbina eólica convencional, el mismo valor de referencia de la velocidad del generador está alejado del mismo límite de exceso de velocidad en aproximadamente 3,48 desviaciones típicas.
Un aspecto de la invención es seleccionar un valor de referencia de la velocidad del rotor/generador de tal modo que el valor de referencia se mantenga un número predeterminado de desviaciones típicas alejado del límite de exceso de velocidad. En otras palabras, se selecciona el valor de referencia de la velocidad del rotor/generador para mantener un margen de un número predeterminado de desviaciones típicas alejado del límite de exceso de velocidad. Este aspecto inventivo de la invención puede ser invocado continuamente y/o cuando la velocidad media del viento supere un umbral dado.
La FIG. 5 muestra un gráfico de la velocidad normalizada medida del generador en función del tiempo, que se resume en la Tabla I siguiente.
TABLA I
Tiempo (s)
Velocidad media del viento (m/s) Intensidad de la turbulencia (%)
< 250
25 12
250 - 350
28 12
350 - 600
28 22
> 600
25 12
Según se muestra en la FIG. 5, se selecciona tal valor de referencia de la velocidad del rotor/generador (la línea discontinua más fina de la FIG. 5) como una función de la desviación típica en un parámetro operativo medido, igual que la velocidad del rotor/generador (la línea negra continua de la FIG. 5) se mantiene por debajo de un valor límite 5 de referencia, tal como el límite de exceso de velocidad (la línea discontinua más gruesa de la FIG. 5). Por ejemplo, se selecciona el valor de referencia de la velocidad del rotor/generador para que se mantenga aproximadamente 6 desviaciones típicas alejado del límite de exceso de velocidad del rotor/generador de manera continua en todas las velocidades medias del viento. El procedimiento de este aspecto de la invención mantiene la turbina eólica en funcionamiento mientras mantiene las cargas de esfuerzo dentro de la envolvente máxima de la configuración de la 10 turbina. Se apreciará que las realizaciones de la invención no están limitadas por el número de desviaciones típicas que el valor operativo de referencia se mantiene por debajo del valor límite de referencia. Por ejemplo, pueden ponerse en práctica realizaciones seleccionado el punto operativo de referencia de tal modo que el punto operativo de referencia se mantenga alejado del valor límite de referencia en un número predeterminado de desviaciones típicas, por ejemplo 4 o 5 desviaciones típicas, del parámetro operativo medido. Se apreciará que el valor de 15 referencia del rotor/generador se seleccionará indirectamente en función de la combinación de la velocidad del viento y la turbulencia del viento. Así, es posible que el valor de referencia del rotor/generador permanezca inalterado durante condiciones de alta velocidad del viento (por encima de una velocidad de corte del viento), pero de muy baja turbulencia del viento. Por el contrario, es posible que el valor de referencia del rotor/generador se reduzcan durante condiciones de baja velocidad del viento (por debajo de la velocidad de corte del viento), pero de
20 muy alta turbulencia del viento.
Según se muestra en la FIG. 5, el valor de referencia real (línea gris discontinua) disminuye primero y aumenta después entre aproximadamente 50 segundos y aproximadamente 750 segundos. En particular, el valor de referencia real se reduce en aproximadamente el 90% del valor normalizado en el tiempo cero entre aproximadamente 400 segundos y 600 segundos cuando la combinación de la velocidad media del viento y la
25 turbulencia del viento es la mayor. Sin embargo, el valor de referencia real aumenta muy significativamente entre 600 segundos y 700 segundos, una vez que la combinación de la velocidad media del viento y la turbulencia del viento disminuye.
Según se ha mencionado en lo que antecede, la carga sobre la turbina eólica puede reducirse de forma eficiente reduciendo la velocidad relativa del viento. En la práctica, esto puede lograrse reduciendo la velocidad de rotación
30 del rotor. Sin embargo, al reducir la velocidad de rotación del rotor, aumentará el par de entrada en la caja de engranajes (potencia = par × velocidad de rotación) si la potencia eléctrica de salida del generador no se reduce en correspondencia. Por lo tanto, resulta deseable reducir la potencia eléctrica de salida del generador cuando se reduzca la velocidad del rotor/generador.
Las realizaciones de la presente invención se limitan a seleccionar el valor de referencia de la velocidad del
35 rotor/generador de tal manera que el valor de referencia se mantenga un número predeterminado de desviaciones típicas alejado del límite de exceso de velocidad; sin embargo, la invención puede ser usada para seleccionar otros parámetros operativos deseados de la turbina eólica. Por ejemplo, pueden usarse diversos aspectos de la invención para seleccionar el valor de referencia de la potencia eléctrica, según se muestra en la FIG. 6, usando el mismo ejemplo de velocidad media del viento y de turbulencia del viento dado en la Tabla I. Así, pueden usarse aspectos
40 de la invención para seleccionar el valor de referencia real tanto para la velocidad del rotor/generador como para la potencia eléctrica, de modo que el valor de referencia real se mantenga un número predeterminado de desviaciones típicas alejado del valor límite de referencia.
Según se ha descrito en lo que antecede, diversos aspectos de la invención proporcionan una regulación simple en función del tiempo del valor de referencia real de un parámetro operativo para extender la zona de captura de 45 potencia más allá de las condiciones actuales de corte con un rediseño mínimo del soporte físico de la turbina eólica.
La presente descripción escrita usa ejemplos para dar a conocer la invención, incluyendo el modo preferente, y también para permitir que cualquier persona experta en la técnica realice y utilice la invención. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones, y puede incluir otros ejemplos que se les ocurran a los expertos en la técnica. Se pretende que tales ejemplos adiciones estén dentro del alcance de las reivindicaciones si
50 tienen elementos estructurales que no difieran del lenguaje literal de las reivindicaciones o si incluyen elementos estructurales equivalentes con diferencias insustanciales con respecto al lenguaje literal de las reivindicaciones.

Claims (3)

  1. REIVINDICACIONES
    1. Un procedimiento de control de una turbina eólica (100) que comprende las etapas de:
    medir un parámetro operativo de la turbina eólica; determinar la desviación típica del parámetro operativo medido; y
    5 seleccionar un valor operativo de referencia de modo que el valor operativo de referencia se mantenga un número predeterminado de desviaciones típicas alejado de un límite operativo; en el que el valor operativo de referencia comprende un valor de referencia de la velocidad del rotor/generador, y en el que el parámetro operativo medido comprende la velocidad del rotor/generador, y en el que el límite del valor de referencia comprende un límite de exceso de velocidad del rotor/generador.
    10 2. El procedimiento de la reivindicación 1 en el que la etapa de selección ocurre únicamente cuando la velocidad media del viento supera una velocidad predeterminada del viento.
  2. 3. Una turbina eólica (100) que comprende:
    un rotor (106) dotado de una pluralidad de palas (108a, 108b, 108c); y un sistema (300) de control configurado para medir un parámetro operativo de la turbina eólica, en la que
    15 dicho sistema de control determina la desviación típica del parámetro operativo medido y selecciona un valor operativo de referencia de modo que el valor operativo de referencia se mantenga un número predeterminado de desviaciones típicas alejado de un límite operativo; en la que el valor operativo de referencia comprende un valor de referencia de la velocidad del rotor/generador, y en la que el parámetro operativo medido comprende la velocidad del rotor/generador, y
    20 en la que el límite del valor de referencia comprende un límite de exceso de velocidad del rotor/generador.
  3. 4. La turbina eólica (100) de la reivindicación 3 en la que el valor operativo de referencia está seleccionado únicamente cuando la velocidad media del viento supera una velocidad predeterminada del viento.
ES08170079T 2007-12-06 2008-11-27 Sistema y procedimiento de control de una planta de energía eólica Active ES2417486T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US952055 2007-12-06
US11/952,055 US7573149B2 (en) 2007-12-06 2007-12-06 System and method for controlling a wind power plant

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2417486T3 true ES2417486T3 (es) 2013-08-08

Family

ID=40472130

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES08170079T Active ES2417486T3 (es) 2007-12-06 2008-11-27 Sistema y procedimiento de control de una planta de energía eólica

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7573149B2 (es)
EP (1) EP2067989B1 (es)
CN (2) CN101451497A (es)
DK (1) DK2067989T3 (es)
ES (1) ES2417486T3 (es)

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080112807A1 (en) 2006-10-23 2008-05-15 Ulrich Uphues Methods and apparatus for operating a wind turbine
US7999406B2 (en) * 2008-02-29 2011-08-16 General Electric Company Wind turbine plant high wind derating control
US8821108B2 (en) * 2008-06-30 2014-09-02 Vestas Wind Systems A/S Method of controlling a wind power plant
US8380357B2 (en) * 2009-03-23 2013-02-19 Acciona Windpower, S.A. Wind turbine control
US8328514B2 (en) * 2009-09-11 2012-12-11 General Electric Company System and methods for determining a monitor set point limit for a wind turbine
US10137542B2 (en) 2010-01-14 2018-11-27 Senvion Gmbh Wind turbine rotor blade components and machine for making same
WO2011088372A1 (en) 2010-01-14 2011-07-21 Neptco, Inc. Wind turbine rotor blade components and methods of making same
GB2479415A (en) * 2010-04-09 2011-10-12 Vestas Wind Sys As Wind Turbine Independent Blade Control Outside The Rated Output
GB2479413A (en) * 2010-04-09 2011-10-12 Vestas Wind Sys As Wind Turbine Independent Blade Control Outside The Rated Output
WO2011157271A2 (en) * 2010-06-14 2011-12-22 Vestas Wind Systems A/S A method and control unit for controlling a wind turbine in dependence on loading experienced by the wind turbine
GB2481397B (en) * 2010-06-21 2013-04-03 Vestas Wind Sys As Estimation of wind conditions at a wind turbine
GB2477594B (en) * 2010-11-25 2011-12-28 Moog Insensys Ltd Wind turbine rotor blades
ES2710103T3 (es) * 2011-04-18 2019-04-23 Siemens Ag Método para medir la dirección del viento en la estela de un rotor de turbina eólica
US9587628B2 (en) 2012-01-17 2017-03-07 General Electric Company Method for operating a wind turbine
US8987929B2 (en) 2012-11-01 2015-03-24 General Electric Company System and method for operating wind farm
US10001108B2 (en) 2013-01-09 2018-06-19 General Electric Company Method and apparatus for operating a wind turbine with a variable speed limit that may be above or below a predetermined speed limit depending on whether there is an estimated detrimental overspeed state
ITTO20130187A1 (it) * 2013-03-08 2014-09-09 Avio Spa Aerogeneratore, e relativo metodo di controllo
US9551321B2 (en) 2013-06-26 2017-01-24 General Electric Company System and method for controlling a wind turbine
US9624905B2 (en) 2013-09-20 2017-04-18 General Electric Company System and method for preventing excessive loading on a wind turbine
DK3080444T3 (da) 2013-12-09 2022-06-13 Gen Electric System og fremgangsmåde til reducering af oscillationsbelastninger af vindmølle
US9631606B2 (en) 2014-04-14 2017-04-25 General Electric Company System and method for thrust-speed control of a wind turbine
CN104329225B (zh) * 2014-08-29 2017-01-11 江苏中航动力控制有限公司 风力发电机组功率控制方法
WO2016065594A1 (en) * 2014-10-31 2016-05-06 General Electric Company System and method for controlling the operation of a wind turbine
US10036692B2 (en) 2014-11-13 2018-07-31 General Electric Company System and method for estimating rotor blade loads of a wind turbine
US10337496B2 (en) 2014-12-01 2019-07-02 General Electric Company System and method for controlling a wind turbine during adverse wind conditions
US9863402B2 (en) 2015-02-13 2018-01-09 General Electric Company System and method for operating a wind turbine based on rotor blade margin
CN104819107B (zh) * 2015-05-13 2017-07-28 北京天源科创风电技术有限责任公司 一种风电机组功率曲线异常漂移的诊断方法及系统
WO2017108062A1 (en) * 2015-12-23 2017-06-29 Vestas Wind Systems A/S Control method for a wind turbine
CN108496000B (zh) * 2015-12-23 2021-02-09 维斯塔斯风力系统集团公司 用于风力涡轮机的控制方法
US10634121B2 (en) 2017-06-15 2020-04-28 General Electric Company Variable rated speed control in partial load operation of a wind turbine
EP3788258A4 (en) * 2018-04-29 2021-11-17 General Electric Company SYSTEM AND METHOD FOR IMPROVED OVER-SPEED MONITORING OF A WIND TURBINE OPERATING AT A REDUCED ROTOR SPEED
DK180760B1 (en) * 2019-05-29 2022-02-24 Envision Energy Jiangsu Co Ltd A wind turbine and a method of operating the wind turbine
CN114060208A (zh) * 2020-07-29 2022-02-18 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组的控制方法、装置、设备及存储介质

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4794544A (en) * 1987-03-26 1988-12-27 Woodward Governor Company Method and apparatus for automatically index testing a kaplan turbine
DE19532409B4 (de) 1995-09-01 2005-05-12 Wobben, Aloys, Dipl.-Ing. Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage und eine zugehörige Windenergieanlage
US6208949B1 (en) * 1998-07-01 2001-03-27 Adaptive Audio, Inc. Method and apparatus for dynamical system analysis
AU768212B2 (en) * 1999-11-03 2003-12-04 Vestas Wind Systems A/S Method of controlling the operation of a wind turbine and wind turbine for use in said method
WO2001066940A1 (en) * 2000-03-08 2001-09-13 Forskningscenter Risø A method of operating a turbine
DE10011393A1 (de) * 2000-03-09 2001-09-13 Tacke Windenergie Gmbh Regelungssystem für eine Windkraftanlage
DE10033183C2 (de) * 2000-07-07 2002-08-08 Max Planck Gesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung und Vorhersage von Strömungsparametern turbulenter Medien
US7436083B2 (en) * 2001-12-28 2008-10-14 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Up-wind type windmill and operating method therefor
ES2619198T3 (es) * 2003-04-09 2017-06-23 General Electric Company Parque eólico y procedimiento de operación del mismo
JP4394422B2 (ja) * 2003-11-18 2010-01-06 富士重工業株式会社 水平軸風車及びその制御方法
FI118027B (fi) * 2004-08-11 2007-05-31 Abb Oy Menetelmä tuulivoimalan yhteydessä
DE102004054608B4 (de) 2004-09-21 2006-06-29 Repower Systems Ag Verfahren zur Regelung einer Windenergieanlage und Windenergieanlage mit einem Rotor
DE102004056254B4 (de) * 2004-11-22 2006-11-09 Repower Systems Ag Verfahren zum Optimieren des Betriebs von Windenergieanlagen
DE102004056255B4 (de) * 2004-11-22 2007-02-08 Repower Systems Ag Verfahren zur Optimierung von Betriebsparametern bei Windenergieanlagen
US7298059B2 (en) * 2004-12-17 2007-11-20 General Electric Company System and method for operating a wind farm under high wind speed conditions
US7476985B2 (en) * 2005-07-22 2009-01-13 Gamesa Innovation & Technology, S.L. Method of operating a wind turbine

Also Published As

Publication number Publication date
US20090146424A1 (en) 2009-06-11
CN101451497A (zh) 2009-06-10
US7573149B2 (en) 2009-08-11
EP2067989B1 (en) 2013-05-08
EP2067989A2 (en) 2009-06-10
DK2067989T3 (da) 2013-07-08
EP2067989A3 (en) 2011-12-07
CN105201742A (zh) 2015-12-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2417486T3 (es) Sistema y procedimiento de control de una planta de energía eólica
US10612520B2 (en) Rotational positioning system in a wind turbine
ES2437159T3 (es) Procedimiento y sistema de extracción de energía inercial r de una turbina eólica
US9140239B2 (en) Wind power plant controller for avoiding common cause shutdown
ES2551896T5 (es) Procedimiento de operación de una planta de turbina eólica en condiciones de vientos fuertes
ES2473343T3 (es) Procedimiento de control de la velocidad rotacional de un rotor
US8093737B2 (en) Method for increasing energy capture in a wind turbine
EP2169219B1 (en) System and method for controlling a wind turbine during loss of grid power and changing wind conditions
ES2899983T3 (es) Método para la monitorización de aerogeneradores
US20100133827A1 (en) Method and system for controlling a wind turbine
US8177510B2 (en) Method and system for braking in a wind turbine
EP1772623A1 (en) Active flow control for wind turbine blades
DK2522853T3 (en) Wind turbine torque-speed control
ES2636656T3 (es) Reducción de la carga del motor en un conjunto de energía eólica
ES2952711T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica durante condiciones de viento adversas
CN109958577B (zh) 用于在阵风期间保护风力涡轮的系统和方法
ES2809221T3 (es) Procedimiento y aparato para operar una turbina eólica
EP4361434A1 (en) Protection of wind turbine components during yawing
US20240229764A9 (en) Protection of wind turbine components during yawing
ES2742777T3 (es) Sistema de posicionamiento rotacional en una turbina eólica