ES2613902A1 - Método y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos - Google Patents

Método y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos Download PDF

Info

Publication number
ES2613902A1
ES2613902A1 ES201500845A ES201500845A ES2613902A1 ES 2613902 A1 ES2613902 A1 ES 2613902A1 ES 201500845 A ES201500845 A ES 201500845A ES 201500845 A ES201500845 A ES 201500845A ES 2613902 A1 ES2613902 A1 ES 2613902A1
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
frequency
stator
generator
frequencies
component
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.)
Granted
Application number
ES201500845A
Other languages
English (en)
Other versions
ES2613902B1 (es
Inventor
José Luis RODRIGUEZ IZAL
Isaac GUDE RODRIGUEZ
Guillermo SANCHEZ VITORICA
Almudena MUÑOZ BABIANO
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.)
Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation and Technology SL
Original Assignee
Gamesa Innovation and Technology SL
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 Gamesa Innovation and Technology SL filed Critical Gamesa Innovation and Technology SL
Priority to ES201500845A priority Critical patent/ES2613902B1/es
Priority to US15/339,074 priority patent/US10473708B2/en
Priority to DK16002483.2T priority patent/DK3181900T3/da
Priority to EP16002483.2A priority patent/EP3181900B1/en
Priority to ES16002483T priority patent/ES2843746T3/es
Priority to MX2016015500A priority patent/MX2016015500A/es
Priority to CN201611063682.6A priority patent/CN107037331B/zh
Priority to BR102016027752-3A priority patent/BR102016027752B1/pt
Publication of ES2613902A1 publication Critical patent/ES2613902A1/es
Application granted granted Critical
Publication of ES2613902B1 publication Critical patent/ES2613902B1/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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/12—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing
    • G01R31/1209—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing using acoustic measurements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/12—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing
    • G01R31/1227—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials
    • G01R31/1263—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials of solid or fluid materials, e.g. insulation films, bulk material; of semiconductors or LV electronic components or parts; of cable, line or wire insulation
    • G01R31/1272—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials of solid or fluid materials, e.g. insulation films, bulk material; of semiconductors or LV electronic components or parts; of cable, line or wire insulation of cable, line or wire insulation, e.g. using partial discharge measurements
    • 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
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/44—Processing the detected response signal, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
    • G01N29/4445—Classification of defects
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/12—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing
    • G01R31/1227—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/34—Testing dynamo-electric machines
    • G01R31/343—Testing dynamo-electric machines in operation
    • 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
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
    • F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B23/00—Testing or monitoring of control systems or parts thereof
    • G05B23/02—Electric testing or monitoring
    • 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

Abstract

Métodos y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos. Comprenden los pasos de: a) capturar en tiempo real, durante un período temporal predeterminado (tanto en situaciones en las que el generador está sincronizado a la red eléctrica pero aún no está acoplado a la misma como en situaciones en las que el generador está produciendo energía) los valores de una o más variables eléctricas y de vibración del generador; b) obtener en tiempo real la evolución temporal de la vibración y de las componentes inversas de las variables eléctricas a una o más frecuencias predeterminadas; c) identificar un posible fallo del aislamiento del generador cuando la componente inversa de al menos una variable eléctrica y/o una vibración a una de dichas frecuencias predeterminadas supera un umbral absoluto o un umbral de incremento temporal preestablecidos.

Description

ejemplo, 50MVA y superiores, mientras que un parque eólico de la misma potencia puede estar formado por varios aerogeneradores con generadores de potencia inferior a 10MV A. Así, para detectar fallos de aislamiento del generador en un parque eólico, habría que instalar en cada uno de los generadores el
5 correspondiente sistema de detección de fallo, incrementando notablemente el coste del sistema.
Dicho en otros términos, aquellos métodos que requieran la utilización de un equipamiento específico para monitorizar el estado de cada generador de manera planificada a lo largo de su vida útil no son rentables en la industria
10 eólica. Serían pues deseables para la industria eólica métodos y sistemas específicamente orientados a la detección de fallos de aislamiento de generadores eólicos donde no sea necesario incorporar elementos adicionales para dicha labor, así como la integración de dichos sistemas a los
15 aerogeneradores ya existentes de forma que no se incremente el coste de los mismos. La presente invención está orientada a la atención de estas demandas.
SUMARIO DE LA INVENCiÓN
20 En un aspecto, la invención proporciona un método de detección de fallos en el aislamiento de un generador de un aerogenerador acoplado a una red eléctrica a través de un convertidor y provisto de medios de medida de variables eléctricas del generador (tensión y corriente en el rotor y el estator) así
25 como de sus vibraciones radial-horizontal y radial-vertical en el lado del acoplamiento y/o en el lado opuesto a él. El método comprende los siguientes pasos: a) capturar en tiempo real, durante un período temporal predeterminado (tanto en situaciones en las que el generador está sincronizado a la red eléctrica pero aún no está acoplado a la
30 misma como en situaciones en las que el generador está produciendo energía) los valores de una o más variables eléctricas del generador y/o de las vibraciones radial-horizontal y radial-vertical del generador en, al menos, uno de
los dos lados del acoplamiento; b) obtener en tiempo real, la evolución temporal
de las componentes inversas de dichas variables eléctricas a una o más
frecuencias predeterminadas y/o la evolución temporal de los valores de dichas
vibraciones a una o más frecuencias predeterminadas; c) identificar un posible
5
fallo del aislamiento del generador cuando la componente inversa de al menos
una variable eléctrica y/o una de dichas vibraciones a una de dichas frecuencias
predeterminadas supera un umbral absoluto o un umbral de incremento
temporal preestablecidos.
Se contemplan realizaciones del método para distintos tipos de generador
10
(doblemente alimentado, de imanes permanentes y de jaula de ardilla) en las
situaciones de acoplamiento a la red mencionadas y se detallan para cada caso
las variables relevantes y las frecuencias predeterminadas para cada una de
ellas.
En otro aspecto, la invención proporciona un sistema para implementar el
15
método mencionado que comprende un sistema informático conectado al bus de
datos del aerogenerador para capturar las medidas de las variables eléctricas
(que pueden ser proporcionadas por el convertidor o por un dispositivo separado
del mismo) y de las variables de vibración que son proporcionadas por un
dispositivo de medida conectado a un conjunto de sensores dispuestos sobre el
2 O
generador.
Otras características y ventajas de la presente invención se desprenderán
de la descripción detallada que sigue en relación con las figuras que se
acompañan.
25
BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS
La Figura 1 representa una Transformada Rápida de Fourier conteniendo
la secuencia inversa (o negativa) y la directa (o positiva) de la tensión del estator
de un generador eólico doblemente alimentado ilustrando con un rombo los
30
casos de fallo y con un círculo los casos sin fallo.
La Figura 2a es un diagrama que muestra la evolución temporal de la
componente inversa de la tensión del estator a -50Hz de un generador eólico
doblemente alimentado y la Figura 2b es el mismo diagrama indicando el umbral
absoluto y el umbral de incremento temporal utilizados como indicadores de
fallo.
La Figura 3 es un diagrama que muestra comparativamente las
5
componentes de la vibración de un generador eólico doblemente alimentado
ilustrando con un rombo los casos de fallo y con un círculo los casos sin fallo.
La Figura 4 es un diagrama esquemático del sistema de detección de
fallos en el aislamiento de un generador eólico según la invención.
La Figuras 5 y 6 son diagramas esquemáticos de dos realizaciones del
10
sistema de detección de fallos en el aislamiento de un generador eólico de
imanes permanentes según la invención.
La Figura 7 ilustra la posición de sensores de vibración radial-vertical y
radial-horizontal dispuestos en un generador eólico en el lado del acoplamiento
(por el que sale el eje del generador) y en el lado opuesto al acoplamiento.
15
DESCRIPCiÓN DETALLADA DE LA INVENCiÓN
La presente invención proporciona métodos y sistemas para detectar el
estado del aislamiento de los devanados del generador de un aerogenerador
2 O
mediante la monitorización online de, por un lado, variables eléctricas y de, por
otro lado, su vibración, permitiendo con ello la realización de labores de
mantenimiento preventivo que eviten fallos catastróficos en los aislamientos del
generador.
Se ha constatado en ese sentido que un defecto de aislamiento en el
25
generador produce un desequilibrio en sus tensiones y corrientes en el rotor y en
el estator dando lugar a un incremento en la componente inversa de esas
variables particularmente en unas frecuencias determinadas.
Así, por ejemplo, analizando la secuencia directa e inversa de la tensión
del estator de un generador doblemente alimentado (ver Figura 1) se puede
30
apreciar que aparece un fallo cuando la componente inversa de la tensión del
estator a -50Hz alcanza un determinado valor.
La monitorización de las variables eléctricas propuesta por la invención
implica tres pasos:
-Capturar en tiempo real , durante un período temporal predeterminado,
las mediciones de los valores de una o más variables eléctricas del generador
5
(que, como veremos más adelante, pueden realizarse en el convertidor
mediante el cual se acopla el generador a la red eléctrica o en un dispositivo
separado del mismo).
-Obtener en tiempo real, a partir de las mediciones de la tensión y/o la
corriente en el rotor y/o en el estator, la evolución temporal de las componentes
10
inversas de una o más variables eléctricas a una o más frecuencias
predeterminadas en las que se considera que puede haber un fallo en el
generador. Siguiendo el supuesto representado en la Figura 1, una vez que se
ha identificado que en un generador doblemente alimentado se produce un fallo
en la componente inversa de la tensión del estator a -50Hz hay que obtener la
15
evolución temporal de esa variable con el fin de monitorizar la severidad del
daño. Así, como se muestra en la Figura 2a, el valor de la componente inversa
de la tensión del estator a -50Hz va aumentando en el tiempo en función de la
severidad del cortocircuito.
-Identificar un posible fallo del aislamiento del generador cuando la
2 O
componente inversa de, al menos, una variable eléctrica a una determinada
frecuencia supera un umbral absoluto o un umbral de incremento temporal
preestablecido. Siguiendo con el ejemplo de la Figura 2a y como se ilustra en la
Figura 2b se identificaría dicha posibilidad de fallo cuando:
a) El umbral absoluto Ua de la componente inversa de la tensión del
25
estator alcance el valor de 10v.
b) El umbral de incremento temporal Uit alcance un determinado valor.
Este valor tendría lugar cuando la componente inversa de la tensión del estator
alcance el valor de 5v dado que en el intervalo 2.5-5v la derivada de la función
que representa la evolución temporal de la componente inversa de la tensión del
30
estator alcanza valores altos.
También se ha constatado que un desequilibrio de corrientes provocado
por un fallo en el aislamiento produce un desequilibrio electromagnético que se
traducirá en vibración del generador a una determinada frecuencia. Así por
ejemplo, analizando la evolución de la vibración de un generador doblemente
alimentado de 11 kW se observa (ver Figura 3) que hay un incremento de
vibración a 100Hz y 200Hz (2 y 4 veces la frecuencia de una red eléctrica de
5
50Hz) cuando hay un cortocircuito incipiente en el estator.
La monitorización de la vibración propuesta por la invención implica tres
pasos similares a la de las variables eléctricas:
-Capturar en tiempo real , durante un período temporal predeterminado,
las mediciones de la vibración radial horizontal y de la vibración radial vertical
10
del generador en el lado del acoplamiento a la red eléctrica y en el lado opuesto
al mismo (que, como veremos más adelante, se realizan mediante medios de
medición de la vibración incorporados al generador). Medios de ese tipo se
describen en EP 1 531 37681 .
-Obtener en tiempo real , a partir de dichas mediciones, la evolución
15
temporal de las vibraciones mencionadas a una o más frecuencias
predeterminadas en las que se considera que puede haber un fallo en el
generador.
-Identificar un posible fallo del aislamiento del generador cuando al
menos una de dichas vibraciones a una determinada frecuencia supera un
2O
umbral absoluto o un umbral de incremento temporal preestablecido.
Una vez identificado un posible fallo del aislamiento debido a que una de
las variables eléctricas o de vibración anteriormente mencionadas supere alguno
de los umbrales mencionados se activarían las medidas correctoras apropiadas.
La monitorización mencionada se realizará tanto en períodos temporales
25
correspondientes a situaciones de bajo viento en los que el generador está
sincronizado a la red eléctrica pero no está acoplado a la misma como en
períodos de producción de energía.
En el primer caso, el objetivo es verificar el correcto estado del
aislamiento antes de acoplarlo a la red eléctrica. De esta forma se evita acoplar
30
el generador a la red eléctrica en caso de pérdida importante del aislamiento y a
su vez se minimizan los daños que se producen en el generador en caso de
cortocircuito franco. Además se evitará daño o fatiga en otros componentes al
evitar corrientes o pares de cortocircuitos elevados especialmente en
generadores doblemente alimentados. La comprobación del estado de
aislamiento en la fase de bajo viento es más efectiva ya que tanto eventos
transitorios producidos en la red eléctrica como ráfagas inesperadas de viento,
5
puedan provocar medidas erróneas. En este modo, los fallos de aislamiento
pueden detectarse en estados más incipientes, debido a que al carecer de
eventos transitorios, puede afinarse más el sistema de detección.
En el segundo caso, el objetivo es detectar perdidas de aislamiento en
operación. En ese caso se puede parar el generador y comprobar el estado del
10
aislamiento en el modo anterior.
Siguiendo la Figura 4 puede verse que la monitorización mencionada en
un generador 11 de un aerogenerador conectado a una red eléctrica 15 a través
de un convertidor 13 se realiza en un sistema informático externo 21 conectado
al bus de datos 17 del aerogenerador al que también está conectado su sistema
15
de control 19.
El bus de datos 17 recibe en tiempo real un flujo de datos D1 de las
mediciones de las variables eléctricas mencionadas realizadas en el convertidor
13 gracias a los medios de medida disponibles en el mismo y un flujo de datos
D2 de las mediciones de las vibraciones mencionadas.
2 O
Como se ilustra con más detalle en la Figura 5 el flujo de datos D2 de
mediciones de vibraciones se genera en un dispositivo de medida de vibraciones
14 conectado a un conjunto de sensores 12 dispuesto sobre el generador 11.
Ese conjunto puede comprender (ver Figura 7) sensores en las posiciones
indicadas por las flechas F1 y F3 para medir la vibración radial-vertical y por las
25
flechas F2 y F4 para medir la vibración radial-horizontal en, respectivamente, el
lado del acoplamiento y el lado opuesto al acoplamiento del generador 11 .
Por su parte, y como se ilustra en la Figura 6, el flujo de datos D1 puede
generarse en un dispositivo de medida 16 separado del convertidor 13 y dotado
de medios de medida de las variables eléctricas del generador 11 .
30
A partir de los flujos de datos D1 y D2, el software del sistema informático
21 obtendría en tiempo real la evolución temporal de las componentes inversas
de las variables eléctricas y de las vibraciones mencionadas a las frecuencias
indicadas. Además, mediante el análisis de la evolución temporal, identificaría un posible fallo del aislamiento del generador 11 cuando el valor de la componente inversa de una variable eléctrica y/o el valor de una de las vibraciones mencionadas del generador 11 superen alguno de los umbrales
5 preestablecidos. Finalmente, ejecutaría las medidas previstas de alarma y aviso adecuadas para que al detectarse un posible fallo de aislamiento se tomen las medidas correctoras oportunas.
El sistema informático 21 puede utilizarse para monitorizar el estado del aislamiento del generador de varios aerogeneradores accediendo a sus buses 10 de datos.
El sistema de la invención es, pues, aplicable a aerogeneradores que tienen medios para suministrar en tiempo real a un sistema informático 21 los valores de las variables mencionadas.
Las variables concretas a monitorizar, que dependen del tipo de 15 generador y del período temporal en el que se realiza la monitorización,
comprenden una o más de las siguientes. A) Generadores doblemente alimentados a1) La componente inversa de la tensión del estator a una o más de las
siguientes frecuencias: frecuencia de la red eléctrica, un múltiplo entero de la 20 componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica, un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica.
a2) La componente inversa de la corriente del estator a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la
25 componente directa de la frecuencia de la red eléctrica (solo cuando el generador está acoplado a la red).
a3) La componente inversa de la tensión del rotor a una o más de las siguientes frecuencias a una determinada velocidad (debe elegirse una velocidad para procesar las mediciones a esa velocidad ya que la frecuencia 30 fundamental del rotor varía con su velocidad de giro): frecuencia fundamental del rotor; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental
del rotor; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia
fundamental del rotor.
a4) La componente inversa de la corriente del rotor a una o más de las
siguientes frecuencias a una determinada velocidad (debe elegirse una
5
velocidad para procesar las mediciones a esa velocidad ya que la frecuencia
fundamental del rotor varía con su velocidad de giro): frecuencia fundamental del
rotor; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental
del rotor; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia de la red
eléctrica; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia de la red
10
eléctrica; frecuencias definidas por la fórmula ±nlsw ±mlrotor, siendo n y m
números enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor y frotor la
frecuencia fundamental del rotor.
a5) Las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes
frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica;
15
frecuencias definidas por la fórmula I red[±l+ ±!Q (l-S)], siendo Ired la
frecuencia fundamental de la red eléctrica, 9 un número entero, Q el número de
ranuras del estator o del rotor (hay que realizar pues dos cálculos: uno para el
estator y otro para el rotor), p el número de pares de polos y s el deslizamiento
del generador (como el deslizamiento del generador varía con la velocidad de
2 O
giro debe elegirse una velocidad para procesar las mediciones a esa velocidad) .
B) Generadores de imanes permanentes
b1) La componente inversa de la tensión del estator a una o más de las
siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de
la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
25
entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator.
b2) La componente inversa de la corriente del estator a una o más de las
siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estatar; un múltiplo entero de
la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator;
30
frecuencias definidas por la fórmula ±nlsw ±mlestator, siendo n y m números
enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor y festator la frecuencia
fundamental del estator.
b3) Las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes
frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias
definidas por la fórmula festator [±1 + ±;Q], siendo festator la frecuencia
fundamental del estator, 9 un número entero, Q el número de ranuras del estator
5
y P el número de pares de polos.
En el caso de que el generador de imanes permanentes esté
sincronizado a la red eléctrica pero no acoplado a la misma sólo se tomarán en
consideración para el cálculo los valores de las variables eléctricas y de
vibración a una misma velocidad de giro (es decir el análisis se realizará a
1 0
isovelocidad). En este supuesto el generador no inyecta potencia activa a la red
eléctrica sino que se hace trabajar al generador con potencia reactiva pura.
Cuando el generador está acoplado a la red eléctrica sólo se tomarán en
consideración para el cálculo los valores de las variables eléctricas y de
vibración a una misma velocidad de giro y a una misma potencia (es decir el
15
análisis se hará a isovelocidad e isopotencia).
C) Generadores de jaula de ardilla
c1) La componente inversa de la tensión del estator a una o más de las
siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de
la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
2 O
entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator.
c2) La componente inversa de la corriente del estator a una o más de las
siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de
la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator;
25
frecuencias definidas por la fórmula ±nfsw ±mfestatoro siendo n y m números
enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor y festator la frecuencia
fundamental del estator.
c3) Las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes
frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias
30
definidas por la fórmula festator [±1 + ±;Q(1-s)], siendo festator la frecuencia
fundamental del estator, 9 un número entero, Q el número de ranuras del estator
o del rotor (hay que realizar pues dos cálculos: uno para el estator y otro para el rotor), p el número de pares de polos y s el deslizamiento del generador. En el caso de que el generador de jaula de ardilla esté sincronizado a la red eléctrica pero no acoplado a la misma solo se tomarán en consideración
5 para el cálculo los valores de las variables eléctricas y de vibración a una misma velocidad de giro (es decir el análisis se realizará a isovelocidad). En este supuesto el generador no inyecta potencia activa a la red eléctrica sino que se hace trabajar al generador con potencia reactiva pura.
Cuando el generador está acoplado a la red eléctrica solo se tomarán en
10 consideración para el cálculo los valores de las variables eléctricas y de vibración a una misma velocidad de giro y a una misma potencia (es decir el análisis se hará a isovelocidad e isopotencia). Aunque la presente invención ha sido descrita en relación con diversas realizaciones, se apreciará a partir de la descripción que se pueden hacer
15 diversas combinaciones de elementos, variaciones o mejoras en ella, y están dentro del alcance de la invención según se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims (20)

  1. REIVINDICACIONES
    1. Método de detección de fallos en el aislamiento del generador de un
    aerogenerador acoplado a una red eléctrica a través de un convertidor, estando
    5
    el aerogenerador provisto de medios de medida de las variables eléctricas del
    generador así como de sus vibraciones radial-horizontal y radial-vertical en el
    lado del acoplamiento y/o en el lado opuesto a él, caracterizado porque
    comprende los siguientes pasos:
    -capturar en tiempo real , durante un período temporal predeterminado,
    10
    los valores de una o más variables eléctricas del generador y/o de las
    vibraciones radial-horizontal y/o radial-vertical del generador en, al menos, uno
    de los dos lados mencionados proporcionados por dichos medios de medida;
    -obtener en tiempo real , la evolución temporal de las componentes
    inversas de dichas variables eléctricas a una o más frecuencias
    15
    predeterminadas y/o la evolución temporal de los valores de dichas vibraciones
    a una o más frecuencias predeterminadas;
    -identificar un posible fallo del aislamiento del generador cuando la
    componente inversa de, al menos, una variable eléctrica y/o una de dichas
    vibraciones a una de dichas frecuencias predeterminadas supera un umbral
    2 O
    absoluto o un umbral de incremento temporal preestablecidos.
  2. 2. Método según la reivindicación 1, en el que:
    -el generador es un generador doblemente alimentado;
    -el período temporal en el que se realiza dicha captura de valores es un
    25
    período en el que el generador está sincronizado a la red eléctrica pero aún no
    está acoplado a la misma;
    -se obtiene en tiempo real la evolución temporal de una o más de las
    siguientes variables:
    a) la componente inversa de la tensión del estator a una o más de las
    30
    siguientes frecuencias: frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la
    componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la
    componente directa de la frecuencia de la red eléctrica;
    b) la componente inversa de la tensión del rotor a una o más de las
    siguientes frecuencias a una determinada velocidad: frecuencia fundamental del rotor; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del rotor; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia
    5 fundamental del rotor;
    c) la componente inversa de la corriente del rotor a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del rotor a una determinada velocidad; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del rotor a una determinada velocidad ; un múltiplo entero de la
    10 componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias definidas por la fórmula ±nfsw ± mfrotoT> siendo n y m números enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor y frotor la frecuencia fundamental del rotor; d) las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes
    15 frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias
    definidas por la fórmula fred [±1 + ±!Q(1 -s)J, siendo fred la frecuencia fundamental de la red eléctrica, 9 un número entero, Q el número de ranuras del estator o del rotor, p el número de pares de polos y s el deslizamiento del generador.
  3. 3. Método según la reivindicación 1, en el que: -el generador es un generador doblemente alimentado; -el período temporal en el que se realiza dicha captura de valores es un
    período en el que el generador está acoplado a la red eléctrica y generando 25 potencia; -se obtiene en tiempo real la evolución temporal de una o más de las siguientes variables:
    a) la componente inversa de la tensión del estator a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la 30 componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la
    componente directa de la frecuencia de la red eléctrica;
    b) la componente inversa de la corriente del estator a una o más de las
    siguientes frecuencias: frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica;
    c) la componente inversa de la tensión del rotor a una o más de las siguientes frecuencias a una determinada velocidad : frecuencia fundamental del rotor; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del rotor; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del rotor;
    d) la componente inversa de la corriente del rotor a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del rotor a una determinada velocidad; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del rotor a una determinada velocidad; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias definidas por la fórmula ±nlsw ±mlroton siendo n y m números enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor y frotor la frecuencia fundamental del rotor;
    e) las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias
    definidas por la fórmula Ired [±1 +±!Q(1-s)], siendo Ired la frecuencia fundamental de la red eléctrica, 9 un número entero, Q el número de ranuras del estator o del rotor del generador, p el número de pares de polos y s el deslizamiento del generador.
  4. 4. Método según la reivindicación 1, en el que: -el generador es un generador de imanes permanentes; -tomando en consideración los valores de las variables mencionadas a
    una misma velocidad de giro cuando en el período temporal mencionado el generador está sincronizado a la red eléctrica pero aún no está acoplado a la misma y los valores de las variables mencionadas a una misma velocidad de giro y una misma potencia cuando el generador está acoplado a la red eléctrica,
    se obtiene en tiempo real la evolución temporal de una o más de las siguientes
    variables:
    a) la componente inversa de la tensión del estator a una o más de las
    siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de
    5
    la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
    entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator;
    b) la componente inversa de la corriente del estator a una o más de las
    siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de
    la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
    10
    entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator;
    frecuencias definidas por la fórmula ±nfsw ±mfestaton siendo n y m números
    enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor (13) y festator la
    frecuencia fundamental del estator;
    c) las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes
    15
    frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica;
    frecuencias definidas por la fórmula f estator [±1 + ±:Q], siendo f estator la
    frecuencia fundamental del estator, 9 un número entero, Q el número de ranuras
    del estator, p el número de pares de polos.
    20
    5. Método según la reivindicación 1, en el que:
    -el generador es un generador de jaula de ardilla;
    -tomando en consideración los valores de las variables mencionadas a
    una misma velocidad de giro cuando en el período temporal mencionado el
    generador está sincronizado a la red eléctrica pero aún no está acoplado a la
    25
    misma y los valores de las variables mencionadas a una misma velocidad de
    giro y una misma potencia cuando el generador está acoplado a la red eléctrica,
    se obtiene en tiempo real la evolución temporal de una o más de las siguientes
    variables:
    a) la componente inversa de la tensión del estator a una o más de las
    3 O
    siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de
    la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
    entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator;
    b) la componente inversa de la corriente del estator a una o más de las
    siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator; frecuencias definidas por la fórmula ±nfsw ± mfestatoT' siendo n y m números enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor y festator la frecuencia fundamental del estator;
    c) las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias definidas por la fórmula f estatoT [±1 + ±:Q (1 -s)], siendo f estatoT la frecuencia
    fundamental del estator, 9 un número entero, Q el número de ranuras del estator
    o del rotor del generador, p el número de pares de polos y s el deslizamiento del generador.
  5. 6. Sistema de detección de fallos en el aislamiento del generador (11) de un aerogenerador acoplado a una red eléctrica (15) a través de un convertidor (13), estando el aerogenerador provisto de medios de medida de las variables eléctricas del generador (11) Y de sus vibraciones radial-horizontal y radialvertical en el lado del acoplamiento y/o en el lado opuesto a él, así como de un sistema de control (19) y un bus de datos (17), caracterizado porque comprende un sistema informático (21) conectado al bus de datos (17) con un software adaptado para:
    -
    capturar en tiempo real, durante un período temporal predeterminado, los valores de una o más variables eléctricas del generador (11) y/o los valores de las vibraciones radial-horizontal y radial-vertical del generador (11) en al menos uno de los dos lados mencionados proporcionados por dichos dispositivos de medida;
    -
    obtener en tiempo real, la evolución temporal de las componentes inversas de dichas variables eléctricas a una o más frecuencias predeterminadas y/o la evolución temporal de los valores de dichas vibraciones a una o más frecuencias predeterminadas;
    -
    identificar un posible fallo del aislamiento del generador (11) cuando la
    componente inversa de al menos una variable eléctrica y/o una de dichas vibraciones a una de dichas frecuencias predeterminadas supera un umbral absoluto o un umbral de incremento temporal preestablecidos.
  6. 7.
    Sistema según la reivindicación 6 en el que los medios de medida de las variables eléctricas del generador (11) están integrados en el convertidor (13).
  7. 8.
    Sistema según la reivindicación 6 en el que los medios de medida de las variables eléctricas del generador (11) están dispuestos en un dispositivo de medida (16) separado del convertidor (13) y conectado con el bus de datos (17).
  8. 9. Sistema según cualquiera de las reivindicaciones 6-8, en el que: -el generador (11) es un generador doblemente alimentado; -el período temporal en el que se realiza dicha captura de valores es un
    período en el que el generador (11) está sincronizado a la red eléctrica (15) pero aún no está acoplado a la misma; -se obtiene en tiempo real la evolución temporal de una o más de las siguientes variables:
    a) la componente inversa de la tensión del estator a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia de la red eléctrica (15); un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica (15); un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica (15);
    b) la componente inversa de la tensión del rotor a una o más de las siguientes frecuencias a una determinada velocidad: frecuencia fundamental del rotor; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del rotor; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del rotor;
    c) la componente inversa de la corriente del rotor a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del rotor a una determinada velocidad; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia
    fundamental del rotor a una determinada velocidad; un múltiplo entero de la
    componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica (15); un múltiplo entero
    de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica (15); frecuencias
    definidas por la fórmula ±nlsw ±mlrotor' siendo n y m números enteros, fsw la
    5
    frecuencia de conmutación del convertidor y frotor la frecuencia fundamental del
    rotor;
    d) las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes
    frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica (15);
    frecuencias definidas por la fórmula Ired [±1 +±:Q (1-s)], siendo Ired la
    10
    frecuencia fundamental de la red eléctrica (15), 9 un número entero, Q el
    número de ranuras del estator o del rotor, p el número de pares de polos y s el
    deslizamiento del generador (11).
  9. 10. Sistema según cualquiera de las reivindicaciones 6-8, en el que:
    15
    -el generador (11) es un generador doblemente alimentado;
    -el período temporal en el que se realiza dicha captura de valores es un
    período en el que el generador (11) está acoplado a la red eléctrica y generando
    potencia;
    -se obtiene en tiempo real la evolución temporal de una o más de las
    2 O
    siguientes variables:
    a) la componente inversa de la tensión del estator a una o más de las
    siguientes frecuencias: frecuencia de la red eléctrica (15); un múltiplo entero de
    la componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica (15); un múltiplo
    entero de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica (15);
    25
    b) la componente inversa de la corriente del estator a una o más de las
    siguientes frecuencias: frecuencia de la red eléctrica (15); un múltiplo entero de
    la componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica (15); un múltiplo
    entero de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica (15);
    c) la componente inversa de la tensión del rotor a una o más de las
    3 O
    siguientes frecuencias a una determinada velocidad: frecuencia fundamental del
    rotor; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental
    del rotor; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del rotor; d) la componente inversa de la corriente del rotor a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del rotor a una determinada
    5 velocidad ; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del rotor a una determinada velocidad; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia de la red eléctrica (15); un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia de la red eléctrica (15); frecuencias definidas por la fórmula ±nlsw ±mlrotoTl siendo n y m números enteros, fsw la
    10 frecuencia de conmutación del convertidor y frotor la frecuencia fundamental del rotor; e) las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias definidas por la fórmula I red [±1 + ±:Q (1-s)], siendo Ired la frecuencia
    15 fundamental de la red eléctrica (15), 9 un número entero, Q el número de ranuras del estator o del rotor del generador, p el número de pares de polos y s el deslizamiento del generador (11).
  10. 11 . Sistema según cualquiera de las reivindicaciones 6-8, en el que: 20 -el generador (11) es un generador de imanes permanentes;
    -
    tomando en consideración los valores de las variables mencionadas a una misma velocidad de giro cuando en el período temporal mencionado el generador (11) está sincronizado a la red eléctrica (15) pero aún no está acoplado a la misma y los valores de las variables mencionadas a una misma
    25 velocidad de giro y una misma potencia cuando el generador (11) está acoplado a la red eléctrica (15), se obtiene en tiempo real la evolución temporal de una o más de las siguientes variables:
    a) la componente inversa de la tensión del estator a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de 30 la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
    entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator;
    b) la componente inversa de la corriente del estator a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator; frecuencias definidas por la fórmula ±nfsw ± mfestatoT! siendo n y m números enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor (13) y festator la frecuencia fundamental del estator;
    c) las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica (15);
    frecuencias definidas por la fórmula f estator[±l+ ±!Q] , siendo f estator la
    frecuencia fundamental del estator, 9 un número entero, Q el número de ranuras del estator, p el número de pares de polos.
  11. 12. Sistema según cualquiera de las reivindicaciones 6-8, en el que: -el generador (11) es un generador de jaula de ardilla; -tomando en consideración los valores de las variables mencionadas a
    una misma velocidad de giro cuando en el período temporal mencionado el generador (11) está sincronizado a la red eléctrica (15) pero aún no está acoplado a la misma y los valores de las variables mencionadas a una misma velocidad de giro y una misma potencia cuando el generador (11) está acoplado a la red eléctrica (15) se obtiene en tiempo real la evolución temporal de una o más de las siguientes variables:
    a) la componente inversa de la tensión del estator a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator;
    b) la componente inversa de la corriente del estator a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencia fundamental del estator; un múltiplo entero de la componente inversa de la frecuencia fundamental del estator; un múltiplo
    3 O entero de la componente directa de la frecuencia fundamental del estator; frecuencias definidas por la fórmula ±nfsw ±mfestatoT> siendo n y m números
    enteros, fsw la frecuencia de conmutación del convertidor (13) y festator la frecuencia fundamental del estator; c) las vibraciones mencionadas a una o más de las siguientes frecuencias: frecuencias múltiplo de la frecuencia de la red eléctrica; frecuencias definidas por la fórmula {estutar [±1 + ±;Q (1-s)]. siendo {estutar la frecuencia
    fundamental del estator, 9 un número entero, Q el número de ranuras del estator
    o del rotor del generador (11), p el número de pares de polos y s el deslizamiento del generador (11).
  12. 305.00
    •
  13. 255.00
    -
    >
    -
    O 205.00
    -
    '-ro-en
    Q)
  14. 155.00
    e
    'o
    en
    e 105.00
    Q)
  15. 55.00
    •
    •
  16. 5.00
    •
    • .,00008
    ·250.00 ·200.00 ·150,00 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00
    Frecuencia (Hz)
    FIG.1
    :;
    2S O-'-ro-en
    Q) 20
    e
    O
    en
    e 15
    Tiempo
    FIG.2a
    la
    5'
    '-"
    2S
    "
    o
    --
    ce
    (/)
    Q)
    c:
    o
    (/)
    c: lS
    Q)
    -
    ce
    (/) "-lO
    Q)
    >
    c:
    el. 5
    E
    o
    O
    o
  17. 3.5
    N
    el
  18. 2.5
    Q)
    --
    (/) E 2 c:
    '0 (.)
    1.5
    ce
    "-
    Q)
    Q)
    (.) 1
    «
  19. 0.5
    •
    o •
    300 350 400
    o 50
    Tiempo
    FIG.2b
    ..• ..,
    Frecuencia (Hz)
    FIG.3
  20. 11
    ...
    ,
    ...
    ,
    D2
    D1
    I ~,
    "
    04' 04'
    V v
    19
    FIG.4
    =
    FIG.6
    F3
    11 "'"
    --
    +--~-F4
    FIG.7
    C=:::" l.
    I
    15
ES201500845A 2015-11-26 2015-11-26 Método y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos Active ES2613902B1 (es)

Priority Applications (8)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ES201500845A ES2613902B1 (es) 2015-11-26 2015-11-26 Método y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos
US15/339,074 US10473708B2 (en) 2015-11-26 2016-10-31 Methods and systems for real-time monitoring of the insulation state of wind-powered generator windings
EP16002483.2A EP3181900B1 (en) 2015-11-26 2016-11-23 Methods and systems for real-time monitoring of the insulation state of wind-powered generator windings
ES16002483T ES2843746T3 (es) 2015-11-26 2016-11-23 Métodos y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos
DK16002483.2T DK3181900T3 (da) 2015-11-26 2016-11-23 Fremgangsmåder og systemer til realtid-overvågning af isoleringstilstanden af vinddrevne generatorviklinger
MX2016015500A MX2016015500A (es) 2015-11-26 2016-11-25 Metodos y sistemas de monitorizacion en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eolicos.
CN201611063682.6A CN107037331B (zh) 2015-11-26 2016-11-25 用于实时监控风力发电机绕组的绝缘状态的方法和系统
BR102016027752-3A BR102016027752B1 (pt) 2015-11-26 2016-11-25 Método e sistema de detecção de falhas no isolamento do gerador de um aerogerador

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ES201500845A ES2613902B1 (es) 2015-11-26 2015-11-26 Método y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos

Publications (2)

Publication Number Publication Date
ES2613902A1 true ES2613902A1 (es) 2017-05-26
ES2613902B1 ES2613902B1 (es) 2018-03-14

Family

ID=57394313

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES201500845A Active ES2613902B1 (es) 2015-11-26 2015-11-26 Método y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos
ES16002483T Active ES2843746T3 (es) 2015-11-26 2016-11-23 Métodos y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES16002483T Active ES2843746T3 (es) 2015-11-26 2016-11-23 Métodos y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10473708B2 (es)
EP (1) EP3181900B1 (es)
CN (1) CN107037331B (es)
BR (1) BR102016027752B1 (es)
DK (1) DK3181900T3 (es)
ES (2) ES2613902B1 (es)
MX (1) MX2016015500A (es)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DK3454469T3 (da) * 2017-09-12 2022-03-21 Siemens Gamesa Renewable Energy As Drejningsmoment-ripple-reduktion for en generator og vindmølle indbefattende samme
CN110176781B (zh) * 2019-05-24 2023-04-28 上海电力学院 基于隔离型变频变压器的分频输电风力发电系统及方法
CN110542722B (zh) * 2019-08-27 2023-03-31 北京索瑞特医学技术有限公司 超声探头的故障检测方法及装置
CN110596547B (zh) * 2019-09-19 2021-08-24 上海电力大学 逆变器驱动电机的匝绝缘状态在线监测方法
CN113494428B (zh) * 2020-03-20 2022-11-22 新疆金风科技股份有限公司 风力发电机组的故障检测方法和装置
EP3922847A1 (en) * 2020-06-11 2021-12-15 Ørsted Wind Power A/S A method and system for early fault detection in a wind turbine generator
US11708815B2 (en) 2021-02-08 2023-07-25 General Electronic Company System and method for controlling a wind turbine
US11774324B2 (en) 2021-03-12 2023-10-03 General Electric Renovables Espana, S.L. System and method for detecting actual slip in a coupling of a rotary shaft
CN113189483B (zh) * 2021-04-25 2022-10-28 西安交通大学 一种转频谱峰与电流极差联合推断轴流风机故障诊断方法
US11913429B2 (en) 2021-04-29 2024-02-27 General Electric Renovables Espana, S.L. System and method for slip detection and surface health monitoring in a slip coupling of a rotary shaft

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5963884A (en) * 1996-09-23 1999-10-05 Machine Xpert, Llc Predictive maintenance system
ES2294959A1 (es) * 2003-11-14 2008-04-01 Gamesa Eolica, S.A. Sociedad Unipersonal Equipo de monitorizacion y proceso para aerogeneradores y sistema de mantenimiento predictivo para parques eolicos.
US20100082276A1 (en) * 2008-09-29 2010-04-01 Prueftechnik Dieter Busch Ag Process for monitoring a drive train component of a wind power plant

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN2075775U (zh) * 1990-04-05 1991-04-24 华北电力试验研究所<北京电力科学研究所> 发电机绝缘过热监测装置
AU2003271761A1 (en) * 2002-09-10 2004-04-30 Alstom Technology Ltd Device and method for monitoring and/or analyzing electric machines in operation
PT1531376E (pt) * 2003-11-14 2007-03-30 Gamesa Innovation Technology S L Unipersonal Equipamento de monitorização e de processamento de dados para turbinas de vento e sistema de prognóstico da manutenção para estações eólicas
US6981416B2 (en) * 2003-11-21 2006-01-03 Chung-Shan Institute Of Science And Technology Multi-axis solid state accelerometer
ES2245608B1 (es) * 2004-06-30 2007-03-01 Gamesa Eolica S.A. Procedimiento y dispositivo para evitar la desconexion de un parque de generacion de energia electrica de la red.
US7417332B2 (en) * 2006-08-24 2008-08-26 General Electric Company Method and apparatus of monitoring a machine
CN102066748B (zh) * 2008-03-28 2013-07-24 英格蒂穆电力技术有限公司 风力涡轮机运行方法及系统
US7888915B2 (en) * 2009-09-11 2011-02-15 General Electric Company System for detecting generator winding faults
DE102010019644A1 (de) * 2010-05-06 2011-11-10 Siemens Aktiengesellschaft Windturbine mit Zustandsüberwachungssystem
ES2615210T3 (es) * 2011-06-29 2017-06-05 Abb Research Ltd. Un método para identificar un fallo en una máquina eléctrica
US8994359B2 (en) * 2011-08-29 2015-03-31 General Electric Company Fault detection based on current signature analysis for a generator
US8676386B2 (en) * 2011-08-31 2014-03-18 General Electric Company Fault detection system for a generator
ES2410604B1 (es) * 2011-12-29 2014-06-24 Gamesa Innovation & Technology, S.L. Método y dispositivo de conversion para ensayar aerogeneradores en campo
WO2013097862A2 (en) * 2011-12-29 2013-07-04 Vestas Wind Systems A/S A wind turbine generator
CN102650266A (zh) * 2012-02-08 2012-08-29 南京风电科技有限公司 一种带有绝缘检测功能的风力发电机
US10591519B2 (en) * 2012-05-29 2020-03-17 Nutech Ventures Detecting faults in wind turbines
CN102830353A (zh) * 2012-08-24 2012-12-19 国电联合动力技术(连云港)有限公司 直驱式兆瓦级永磁同步发电机的全功率试验装置
US9593672B2 (en) * 2013-08-07 2017-03-14 Siemens Aktiengesellschaft Isochronous wind turbine generator capable of stand-alone operation
EP2851698B1 (en) * 2013-09-18 2021-07-21 ABB Schweiz AG A method for detecting a fault in an electrical machine
CN203688776U (zh) * 2014-01-07 2014-07-02 湖南工程学院 风力发电机综合智能测控系统
CN104007386B (zh) * 2014-05-28 2016-08-31 中广核核电运营有限公司 发电机转子绝缘测量装置综合离线试验平台

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5963884A (en) * 1996-09-23 1999-10-05 Machine Xpert, Llc Predictive maintenance system
ES2294959A1 (es) * 2003-11-14 2008-04-01 Gamesa Eolica, S.A. Sociedad Unipersonal Equipo de monitorizacion y proceso para aerogeneradores y sistema de mantenimiento predictivo para parques eolicos.
US20100082276A1 (en) * 2008-09-29 2010-04-01 Prueftechnik Dieter Busch Ag Process for monitoring a drive train component of a wind power plant

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
E.Muljadi et al. UNDERSTANDING THE UNBALANCED-VOLTAGE PROBLEM IN WIND TURBINE GENERATION.. 06.08.2002, [en línea][recuperado el 27.03.2017]. Recuperado de Internet (URL:http://ieeexplore.ieee.org/document/801678/), (DOI: 10.1109/IAS.1999.801678 ) *

Also Published As

Publication number Publication date
MX2016015500A (es) 2017-08-10
ES2843746T3 (es) 2021-07-20
BR102016027752B1 (pt) 2023-02-14
BR102016027752A2 (pt) 2017-05-30
EP3181900B1 (en) 2020-10-21
EP3181900A1 (en) 2017-06-21
US10473708B2 (en) 2019-11-12
CN107037331B (zh) 2022-03-01
CN107037331A (zh) 2017-08-11
ES2613902B1 (es) 2018-03-14
DK3181900T3 (da) 2020-11-23
US20170153286A1 (en) 2017-06-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2613902B1 (es) Método y sistemas de monitorización en tiempo real del estado del aislamiento de los devanados de generadores eólicos
ES2874190T3 (es) Turbina eólica y método de control asociado
BR102013021957B1 (pt) Método e sistema para dissipar energia em um barramento de corrente contínua de um conversor de gerador de indução duplamente alimentado durante um evento de rede
US9671442B2 (en) System and method for detecting a grid event
ES2586334T3 (es) Sistema y método para monitorizar filtros de potencia y detectar un fallo de filtro de potencia en un generador eléctrico de turbina eólica
ES2965267T3 (es) Procedimiento y sistemas para operar una turbina eólica al recuperarse de un evento de contingencia en la red
US10782351B2 (en) Diagnosing a winding set of a stator
EP2565659B1 (en) Fault detection system for a generator
ES2906412T3 (es) Sistema y procedimiento para inicializar una secuencia de arranque de una turbina eólica
US9577421B2 (en) System and method for isolating ground faults in a wind turbine
US10138872B2 (en) System and method for detecting ground brush lifting
PH12019500141A1 (en) System and method for health monitoring of prime mover coupled to doubly-fed induction generator
US20200067401A1 (en) Modular multi-level converter with full-bridge cell fault current blocking for wind-turbines
BR112013024710B1 (pt) Sistema de tração e instalação de geração de energia elétrica.
ES2930774T3 (es) Herramienta de reducción de desconexiones para un sistema de potencia de turbina eólica
ES2951517T3 (es) Filtro de doble frecuencia para distinguir entre diferentes tipos de eventos de red
ES2321270B2 (es) Sistema y metodo de deteccion de faltas a tierra en sistemas de corriente continua alimentados mediante rectificadores.
ES2738649B2 (es) Sistema y metodo de proteccion ante faltas entre espiras en devanados de excitacion de maquinas sincronas de polos salientes
ES2682062A1 (es) Sistema y método de protección frente a faltas entre espiras en devanados de excitación de máquinas síncronas con excitación estática
ES2950728T3 (es) Herramienta de auditoría energética para un sistema de potencia de turbina eólica
Li et al. Current/voltage sensor fault detection and isolation in wind energy conversion systems based on power balance
ES2405851A2 (es) Procedimiento y sistema de control de aerogenerador y aerogenerador que hace uso de los mismos
ES2838798A1 (es) Sistema y metodo de proteccion ante faltas entre espiras en devanados de excitacion de maquinas sincronas con excitacion indirecta sin escobillas
ES2733303T3 (es) Una disposición de disipación de potencia en una turbina eólica
ES2702331T3 (es) Protección de un generador de imán permanente

Legal Events

Date Code Title Description
FG2A Definitive protection

Ref document number: 2613902

Country of ref document: ES

Kind code of ref document: B1

Effective date: 20180314