ES2880615T3 - Procedimientos y aparato para operar una turbina eólica - Google Patents

Procedimientos y aparato para operar una turbina eólica Download PDF

Info

Publication number
ES2880615T3
ES2880615T3 ES07118641T ES07118641T ES2880615T3 ES 2880615 T3 ES2880615 T3 ES 2880615T3 ES 07118641 T ES07118641 T ES 07118641T ES 07118641 T ES07118641 T ES 07118641T ES 2880615 T3 ES2880615 T3 ES 2880615T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
ambient air
wind turbine
predetermined
air temperature
rotor
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
ES07118641T
Other languages
English (en)
Inventor
Ulrich Uphues
Craig Leonard Christenson
Donald Rogers
Peter Gregg
Henk-Jan Kooijman
Ryan Leclair
Thomas Siebers
Frank T Ormel
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 ES2880615T3 publication Critical patent/ES2880615T3/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
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • 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
    • F03D7/0256—Stall control
    • 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
    • F03D7/0272—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor by measures acting on the electrical generator
    • 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
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F03D7/0292—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power to reduce fatigue
    • 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
    • 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
    • F05B2270/303—Temperature
    • 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
    • F05B2270/323—Air humidity
    • 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
    • F05B2270/324—Air pressure
    • 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
    • F05B2270/325—Air temperature
    • 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
    • F05B2270/50—Control logic embodiment by
    • F05B2270/504—Control logic embodiment by electronic means, e.g. electronic tubes, transistors or IC's within an electronic circuit
    • 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)

Abstract

Una turbina eólica (10) que comprende: un rotor (18) que comprende un buje (22) y al menos una pala (24) de rotor acoplada a dicho buje; un primer sensor (48) configurado para medir la temperatura del aire ambiente y generar y transmitir una señal de temperatura del aire ambiente; y al menos un procesador (64) acoplado en comunicación de datos electrónicos a dicho primer sensor, dicho al menos un procesador configurado para facilitar la reducción de cargas que actúan sobre los componentes de dicha turbina eólica mediante: recibir una señal de temperatura del aire ambiente medida desde dicho primer sensor; un sistema de control (40) operable para determinar (210) una envolvente operacional del aire ambiente midiendo al menos una de la temperatura del aire ambiente, la presión del aire ambiente, la humedad del aire ambiente y la salida de potencia de la turbina eólica; un sistema de control (40) operable para comparar al menos uno de una temperatura del aire ambiente medida, una humedad del aire ambiente medida y una presión del aire ambiente medida con valores predeterminados de temperatura, presión y humedad del aire ambiente; caracterizada por: un sistema de control (40) operable para referenciar los valores predeterminados de temperatura, presión y humedad del aire ambiente respecto a al menos un parámetro operacional de la turbina eólica, referenciando el valor predeterminado de temperatura del aire ambiente respecto a un límite predeterminado; y un sistema de control (40) operable para disminuir (214, 216) una salida de potencia de la turbina eólica (10) al menos parcialmente en base al límite predeterminado, en el que dicho límite predeterminado comprende un límite inferior de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente referenciado respecto a un rango predeterminado de velocidad del viento, para el cual dicha turbina eólica está configurada para soportar cargas que actúan sobre la misma, y en el que dicho límite predeterminado comprende un límite superior de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente referenciado respecto a un rango predeterminado de velocidad del viento, para el cual dicha turbina eólica está configurada para mitigar una potencial parada.

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimientos y aparato para operar una turbina eólica
[0001] La presente invención se refiere en general a turbinas eólicas y, más específicamente, a procedimientos y a un aparato para controlar la operación de una turbina eólica.
[0002] En general, una turbina eólica incluye un rotor que tiene múltiples palas. El rotor a veces se monta dentro de una carcasa, o góndola, que se coloca en la parte superior de una base, por ejemplo, una armadura o una torre tubular. Al menos algunas turbinas eólicas conocidas de grado de servicio eléctrico (es decir, turbinas eólicas diseñadas para proporcionar potencia eléctrica a una red de servicio eléctrico) pueden tener rotores de 30 metros (m) (98 pies (pies)) o más de diámetro. Las palas de rotor transforman la energía mecánica del viento en un par de rotación mecánico que acciona uno o más generadores. Los generadores algunas veces, aunque no siempre, están acoplados de forma rotativa al rotor a través de una multiplicadora. La multiplicadora aumenta la velocidad de rotación inherentemente baja del rotor de la turbina para que el generador convierta eficazmente la energía mecánica de rotación en energía eléctrica, que es alimentada a la red de servicio eléctrico. También existen generadores de turbina eólica de accionamiento directo sin engranajes.
[0003] Los cambios estacionales en las condiciones del aire ambiente, por ejemplo, los cambios en la temperatura y/o la presión del aire ambiente, pueden afectar al rendimiento de al menos algunas turbinas eólicas conocidas. Por ejemplo, la envolvente de diseño (“design envelope") del código internacional de ingeniería (IEC) normal de una turbina eólica define las cargas que actúan sobre la turbina de energía eólica dentro de un rango de temperatura de aproximadamente 40 grados Celsius (°C) (aproximadamente 100 grados Fahrenheit (°F)) a aproximadamente -20 °C (aproximadamente -30 °F). La operación de una turbina eólica por debajo de este rango de temperatura puede requerir nuevos cálculos de carga que excederán la envolvente de carga de diseño si no se toman contramedidas, lo que posiblemente resulte en la necesidad de nuevos componentes reforzados. Al menos algunas turbinas eólicas conocidas, cuando se someten a condiciones de clima frío con valores de temperatura del aire ambiente por debajo del límite de temperatura inferior del rango de temperatura admisible, se apagan, lo que es una desventaja en la medida en que no se genera potencia de salida eléctrica. Véase, por ejemplo, el documento WO 02/068818.
[0004] Otro ejemplo de cambios estacionales que afectan al rendimiento de la turbina eólica es que el rendimiento de la turbina con corrección de la temperatura del aire de al menos algunas turbinas eólicas conocidas puede ser menor en verano que en invierno. Por ejemplo, la probabilidad de que las palas de rotor de al menos algunas turbinas eólicas conocidas se detengan aumenta durante las condiciones de verano cuando las temperaturas del aire ambiente son típicamente más altas. Dicha parada reduce la salida de potencia eléctrica potencial de la turbina eólica. Además, el restablecimiento del flujo de aire alrededor de al menos algunas palas de rotor de la turbina eólica conocidas después de la parada puede provocar un aumento a corto plazo en la velocidad del generador y/o en la salida de potencia eléctrica que puede ser difícil de procesar para un controlador de la turbina eólica. Dicha dificultad de procesamiento del controlador puede aumentar la probabilidad de que la turbina eólica se desconecte de una red eléctrica debido a condiciones de exceso de velocidad y/o de producción excesiva.
[0005] En consecuencia, se proporcionan diversos aspectos y modos de realización de la presente invención, como se define por las reivindicaciones adjuntas.
[0006] Se describirán ahora diversos aspectos y modos de realización de la presente invención en relación con los dibujos adjuntos, en los que:
la figura 1 es una vista esquemática de una turbina eólica ejemplar;
la figura 2 es una vista esquemática de una góndola ejemplar que se puede usar con la turbina eólica mostrada en la figura 1;
la figura 3 es un diagrama esquemático eléctrico y electrónico de la turbina eólica mostrada en la figura 1;
la figura 4 es un diagrama de flujo que muestra un procedimiento ejemplar para controlar la turbina eólica mostrada en la figura 1; y
la figura 5 es un diagrama de flujo que muestra otro procedimiento ejemplar para controlar la turbina eólica mostrada en la figura 1.
[0007] Como se usa en el presente documento, se pretende que el término "pala" sea representativo de cualquier dispositivo que proporcione fuerza reactiva cuando está en movimiento en relación con un fluido circundante. Como se usa en el presente documento, se pretende que el término "turbina eólica" sea representativo de cualquier dispositivo que genere energía de rotación a partir de energía eólica y, más específicamente, convierta la energía cinética del viento en energía mecánica. Como se usa en el presente documento, se pretende que el término "generador de turbina eólica" sea representativo de cualquier turbina eólica que genere potencia eléctrica a partir de energía de rotación generada a partir de energía eólica y, más específicamente, convierta la energía mecánica convertida de energía cinética del viento en potencia eléctrica. Como se usa en el presente documento, el término "molino de viento" pretende ser representativo de cualquier turbina eólica que use energía de rotación generada a partir de energía eólica, y más específicamente, energía mecánica convertida a partir de energía cinética del viento, para un propósito predeterminado distinto de generar potencia eléctrica, tal como, pero sin limitarse a, bombear un fluido y/o triturar una sustancia.
[0008] La figura 1 es una vista esquemática de una turbina eólica 10 ejemplar. La figura 2 es una vista esquemática de una góndola 16 ejemplar que se puede usar con la turbina eólica 10 (mostrada en la figura 1). La figura 3 es un diagrama esquemático eléctrico y electrónico de la turbina eólica 10 (mostrada en la figura 1). La turbina eólica 10 descrita y mostrada en el presente documento es un generador eólico para generar potencia eléctrica a partir de energía eólica. Sin embargo, en algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede ser, además o como alternativa a un generador eólico, cualquier tipo de turbina eólica, tal como, pero sin limitarse a, un molino de viento (no mostrado). Además, la turbina eólica 10 descrita e ilustrada en el presente documento incluye una configuración de eje horizontal. Sin embargo, en algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir, además o como alternativa a la configuración de eje horizontal, una configuración de eje vertical (no mostrada). La turbina eólica 10 se puede acoplar a una carga eléctrica (no mostrada), tal como, pero sin limitarse a, una red eléctrica (no mostrada), para recibir potencia eléctrica de la misma para llevar a cabo la operación de la turbina eólica 10 y/o de sus componentes asociados y/o para suministrar potencia eléctrica generada por la turbina eólica 10 a la misma. Aunque solo se muestra una turbina eólica 10 en las figuras 1-3, en algunos modos de realización, se puede agrupar una pluralidad de turbinas eólicas 10 entre sí, denominándose a veces "parque eólico".
[0009] La turbina eólica 10 incluye un cuerpo 16, denominado a veces "góndola", y un rotor (designado, en general, por 18) acoplado al cuerpo 16 para su rotación con respecto al cuerpo 16 alrededor de un eje de rotación 20. En el modo de realización ejemplar, la góndola 16 está montada en una torre 14. Sin embargo, en algunos modos de realización, además o como alternativa a la góndola 16 montada en una torre, la turbina eólica 10 incluye una góndola 16 contigua al suelo y/o una superficie de agua. La altura de la torre 14 puede ser cualquier altura adecuada que posibilite que la turbina eólica 10 funcione como se describe en el presente documento. El rotor 18 incluye un buje 22 y una pluralidad de palas 24 (denominándose a veces "perfiles aerodinámicos") que se extienden radialmente hacia afuera desde el buje 22 para convertir energía eólica en energía de rotación. Aunque el rotor 18 se describe e ilustra en el presente documento como que tiene tres palas 24, el rotor 18 puede tener cualquier número de palas 24. Cada una de las palas 24 puede tener cualquier longitud (independientemente de si se describen en el presente documento). Por ejemplo, en algunos modos de realización, una o más palas 24 de rotor son de aproximadamente 0,5 metros (m) (1,64 pies (pies)) de largo, mientras que en algunos modos de realización una o más palas 24 de rotor son de aproximadamente 50 m (164 pies) de largo. Otros ejemplos de longitudes de pala 24 incluyen 10 m (32,8 pies) o menos, aproximadamente 20 m (65,6 pies), aproximadamente 37 m (121,4 pies) y aproximadamente 40 m (131,2 pies). Otros ejemplos más incluyen palas de rotor entre aproximadamente 50 y aproximadamente 100 metros de largo (164 pies a 328 pies).
[0010] A pesar de cómo se ilustran las palas 24 de rotor en la figura 1, el rotor 18 puede tener palas 24 de cualquier conformación y puede tener palas 24 de cualquier tipo y/o configuración, independientemente de si dicha conformación, tipo y/o configuración se describe y/o ilustra en el presente documento. Un ejemplo de otro tipo, forma y/o configuración de palas 24 de rotor es un rotor con conductos (no mostrado) que tiene una turbina (no mostrada) contenida dentro de un conducto (no mostrado). Otro ejemplo de otro tipo, conformación y/o configuración de palas 24 de rotor es una turbina eólica Darrieus, denominándose a veces turbina "batidor de huevos". Aún otro ejemplo de otro tipo, conformación y/o configuración de palas 24 de rotor es una turbina eólica Savonious. Incluso otro ejemplo de otro tipo, conformación y/o configuración de palas 24 de rotor es un molino de viento tradicional para bombear agua, tal como, pero sin limitarse a, rotores de cuatro palas que tienen enrejado de madera y/o velas de tela. Además, la turbina eólica 10, en algunos modos de realización, puede ser una turbina eólica en la que el rotor 18, en general, esté orientado a barlovento para aprovechar la energía eólica, y/o puede ser una turbina eólica en la que el rotor 18, en general, esté orientado a sotavento para aprovechar la energía. Por supuesto, en cualquiera de los modos de realización, el rotor 18 puede no estar orientado exactamente a barlovento y/o a sotavento, sino que puede estar orientado, en general, en cualquier ángulo (que puede ser variable) con respecto a una dirección del viento para aprovechar la energía del mismo.
[0011] En referencia ahora a las figuras 2 y 3, la turbina eólica 10 incluye un generador eléctrico 26 acoplado al rotor 18 para generar potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. En el modo de realización ejemplar, el generador 26 es un generador de imán permanente trifásico, sincrónico, de rotor redondo que incluye un rotor 25 del generador y un estator 27. Sin embargo, el generador 26 puede ser cualquier tipo de generador, incluidos, pero sin limitarse a, generadores de polos salientes, generadores de estator de doble cara y/o generadores de inducción de doble alimentación. En el modo de realización ejemplar, el rotor 25 del generador incluye una pluralidad de imanes permanentes 29 que están acoplados al rotor 25 del generador. De forma alternativa, el rotor 25 del generador puede ser un rotor bobinado en el que los devanados asociados (no se muestran) se excitan por separado, por ejemplo, pero sin limitarse a, un rotor de polos salientes. El rotor 25 del generador y el estator 27 se colocan de manera que se define un espacio libre 31 (a veces denominado “entrehierro” (“airgap")) entre el estator 27 y el rotor 25 del generador con una dimensión radial predeterminada del espacio libre (no mostrado). Se colocan imanes permanentes 29 con polaridades predeterminadas para generar un campo magnético (no mostrado) alrededor del rotor 25 del generador con un número predeterminado de polos y una fuerza magnética predeterminada.
[0012] El estator 27 incluye una pluralidad de devanados de estator (no mostrados). El espacio 31 facilita el acoplamiento magnético del rotor 25 del generador y el estator 27 para generar un voltaje predeterminado dentro del estator 27 a una frecuencia predeterminada que está determinada por la velocidad de rotación del rotor 25 del generador cuando el rotor 25 del generador gira dentro del estator 27. Los voltajes generados dentro del estator 27 generan posteriormente una corriente eléctrica predeterminada dentro del estator 27. Las corrientes eléctricas generadas dentro del estator 27 generan posteriormente una pluralidad de campos magnéticos y cuando el campo magnético generado en el rotor 25 del generador gira, el campo magnético del rotor 25 del generador interactúa con los campos magnéticos del estator 27 a través del espacio 31. La interacción de los campos magnéticos induce fuerzas magnetomotrices axiales y radiales y un par de torsión que actúa sobre el rotor 25 del generador. Las fuerzas radiales y axiales y el par de torsión inducido en el rotor 25 del generador por la interacción de los campos magnéticos son proporcionales a la fuerza y la posición del componente de flujo magnético dentro del espacio 31. A medida que aumenta el componente de flujo en el espacio 31, aumentan las fuerzas radiales y axiales y el par de torsión inducido en el rotor 25 del generador. De manera similar, a medida que disminuye el componente de flujo en el espacio 31, las fuerzas radiales y axiales y el par de torsión inducido en el rotor 25 del generador disminuyen. Por lo tanto, modular el flujo modula las fuerzas radiales y axiales y el par de torsión inducido en el rotor 25 del generador.
[0013] El rotor 18 incluye un eje 30 del rotor acoplado al buje 22 del rotor para su rotación con el mismo. El generador 26 está acoplado al eje 30 del rotor de modo que la rotación del eje 30 del rotor accione la rotación del rotor 25 del generador y, por lo tanto, facilite la operación del generador 26. En el modo de realización ejemplar, el rotor 25 del generador incluye un eje 28 del rotor acoplado de modo rotativo al mismo y acoplado de modo rotativo al eje 30 del rotor, de modo que la rotación del eje 30 del rotor accione la rotación del rotor 25 del generador. En otros modos de realización, el rotor 25 del generador está acoplado de modo rotativo directamente al eje 30 del rotor, denominándose a veces "turbina eólica de accionamiento directo". En el modo de realización ejemplar, el eje 28 del rotor del generador está acoplado de modo rotativo al eje 30 del rotor a través de una multiplicadora 32, aunque en otros modos de realización el eje 28 del rotor del generador está acoplado de modo rotativo directamente al eje 30 del rotor. Más específicamente, en el modo de realización ejemplar, la multiplicadora 32 tiene un lado 34 de baja velocidad acoplado de modo rotativo al eje 30 del rotor y un lado 36 de alta velocidad acoplado de modo rotativo al eje 28 del rotor del generador. El par de torsión del rotor 18 acciona el rotor 25 del generador para generar, de este modo, potencia eléctrica en CA de frecuencia variable a partir de la rotación del rotor 18. Un convertidor de frecuencia 38 está acoplado eléctricamente al generador 26 para convertir la CA de frecuencia variable en una CA de frecuencia fija para su suministro a una red 39 de servicio eléctrico. El convertidor de frecuencia 38 se puede ubicar en cualquier lugar dentro o alejado de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en el modo de realización ejemplar, el convertidor de frecuencia 38 está ubicado dentro de una base (no mostrada) de la torre 14.
[0014] En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir al menos un sistema de control 40 acoplado a al menos uno de los componentes de la turbina eólica 10 para, en general, controlar la operación de la turbina eólica 10 y/o algunos o todos los componentes de la misma (independientemente de si dichos componentes se describen y/o muestran en el presente documento). En el modo de realización ejemplar, el sistema de control 40 está montado dentro de la góndola 16. Sin embargo, adicionalmente o de forma alternativa, el sistema de control 40 puede estar alejado de la góndola 16 y/o de otros componentes de la turbina eólica 10. El sistema de control 40 se puede usar para, de forma no limitativa, la monitorización y el control globales del sistema, incluyendo, por ejemplo, la regulación del pitch y la velocidad, la aplicación de freno al eje de alta velocidad y a la orientación, la aplicación del motor a la bomba y la orientación y/o la monitorización de fallos. En algunos modos de realización se pueden usar arquitecturas de control centralizadas o distribuidas alternativas.
[0015] En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir un freno de disco (no mostrado) para frenar la rotación del rotor 18, por ejemplo, para ralentizar la rotación del rotor 18, frenar el rotor 18 frente al par de torsión total del viento y/o para reducir la generación de potencia eléctrica del generador eléctrico 26. Además, en algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir un sistema de orientación 42 (“yaw”) para hacer rotar la góndola 16 alrededor de un eje de rotación 44 para cambiar la orientación del rotor 18, y, más específicamente, para cambiar una dirección en la que está orientado el rotor 18, por ejemplo, para ajustar un ángulo entre la dirección en la que está orientado el rotor 18 y una dirección del viento. El sistema de orientación 42 se puede acoplar en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para controlarlo.
[0016] En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir anemometría 46 para medir la velocidad y/o la dirección del viento. La anemometría 46, en algunos modos de realización, puede acoplarse en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar mediciones al sistema de control 40 para su procesamiento. Por ejemplo, y aunque la anemometría 46 puede acoplarse en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar mediciones al mismo para controlar otras operaciones de la turbina eólica 10, la anemometría 46 puede enviar mediciones al sistema de control 40 para controlar y/o cambiar la orientación del rotor 18 usando el sistema de orientación 42. De forma alternativa, la anemometría 46 se puede acoplar en comunicación de datos electrónicos directamente al sistema de orientación 42 para controlar y/o cambiar la orientación del rotor 18.
[0017] La turbina eólica 10 también puede incluir una pluralidad de sensores 48, cada uno acoplado a una pala 24 correspondiente para medir el pitch de cada pala 24, o más específicamente un ángulo de cada pala 24 con respecto a la dirección del viento y/o con respecto al buje 22 del rotor. Los sensores 48 pueden ser cualquier sensor adecuado que tenga cualquier ubicación adecuada dentro o alejada de la turbina eólica 10, tal como, pero sin limitarse a, codificadores ópticos dentro del sistema de pitch 62 (descrito a continuación). En algunos modos de realización, los sensores 48 están acoplados en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar medidas de pitch al sistema de control 40 para su procesamiento.
[0018] En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 incluye al menos un sensor 50 acoplado al eje 30 del rotor para medir una velocidad de rotación del eje 30 del rotor y/o un par de torsión del eje 30 del rotor. El sensor 50 puede ser cualquier sensor adecuado que tenga cualquier ubicación adecuada dentro o alejada de la turbina eólica 10, como, pero sin limitarse a, codificadores ópticos, sensores de proximidad digitales, transductores piezoeléctricos, galgas extensométricas y/o tacómetros. En algunos modos de realización, el sensor 50 está acoplado en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar mediciones al sistema de control 40 para su procesamiento. Además, en algunos modos de realización, la turbina eólica 10 incluye al menos un sensor 52 acoplado al generador 26 para medir una salida de potencia eléctrica del generador 26. En algunos modos de realización, el sensor 52 está acoplado en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar mediciones al sistema de control 40 para su procesamiento. El sensor 52 puede ser cualquier sensor adecuado que tenga cualquier ubicación adecuada dentro o alejada de la turbina eólica 10, tal como, pero sin limitarse a, transductores de corriente de efecto Hall (CT) y/o transductores de voltaje capacitivos (CVT).
[0019] En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 incluye al menos un sensor 54 configurado para medir la presión del aire ambiente. El sensor 54 puede ser cualquier sensor adecuado que tenga cualquier ubicación adecuada dentro o alejada de la turbina eólica 10, tal como, pero sin limitarse a, instrumentos eléctricos de medición de presión barométrica. En algunos modos de realización, el sensor 54 está acoplado en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar señales de medición de la presión del aire ambiente al sistema de control 40 para su procesamiento.
[0020] En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 incluye al menos un sensor 56 configurado para medir la temperatura del aire ambiente. El sensor 56 puede ser cualquier sensor adecuado que tenga cualquier ubicación adecuada dentro o alejada de la turbina eólica 10, tal como, pero sin limitarse a, termómetros electrónicos. En algunos modos de realización, el sensor 56 está acoplado en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar mediciones de temperatura del aire ambiente al sistema de control 40 para su procesamiento.
[0021] En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 incluye al menos un sensor 58 configurado para medir el flujo generado dentro del espacio 31 y/o el par de torsión inducido en el rotor 25 del generador. El sensor 58 puede ser cualquier sensor adecuado que tenga cualquier ubicación adecuada dentro del generador 26, como, pero sin limitarse a, conjuntos de medición de flujo y/o conjuntos de medición del par de torsión. En algunos modos de realización, el sensor 58 está acoplado en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar el flujo del espacio y/o las mediciones del par de torsión del rotor del generador al sistema de control 40 para su procesamiento.
[0022] En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 incluye al menos un sensor 60 configurado para medir la humedad del aire ambiente. El sensor 60 puede ser cualquier sensor adecuado que tenga cualquier ubicación adecuada dentro o alejada de la turbina eólica 10, tal como, pero sin limitarse a, sensores electrónicos de humedad relativa. En algunos modos de realización, el sensor 60 está acoplado en comunicación de datos electrónicos al sistema de control 40 para enviar mediciones de humedad del aire ambiente al sistema de control 40 para su procesamiento.
[0023] La turbina eólica 10 también puede incluir uno o más sensores distintos (no mostrados) acoplados a uno o más componentes de la turbina eólica 10 y/o la carga eléctrica, independientemente de si dicho o dichos componentes se describen o ilustran en el presente documento, para medir los parámetros de dicho componente o componentes y/o para medir otras condiciones ambientales. Dicho otro sensor o sensores pueden incluir, pero sin limitarse a, sensores configurados para medir cualquier condición ambiental, cualquier parámetro operacional de cualquier componente de la turbina eólica, desplazamiento, orientación, pitch, momentos, esfuerzos, tensión, torsión, daño, fallo, par de torsión del rotor, velocidad del rotor, una anomalía en la carga eléctrica y/o una anomalía en la potencia suministrada a cualquier componente de la turbina eólica 10. Dichos otros sensores pueden acoplarse a cualquier componente de la turbina eólica 10 y/o la carga eléctrica en cualquier ubicación de la misma para medir cualquier parámetro de la misma, independientemente de si dicho componente, ubicación y/o parámetro se describe y/o ilustra en el presente documento, y se pueda usar para derivar otras medidas, por ejemplo, viscosidad, como se conoce en la técnica.
[0024] La turbina eólica 10 incluye un sistema de pitch 62 de pala variable para controlar, incluyendo, pero sin limitarse a cambiar, un ángulo de pitch de las palas 24 de rotor con respecto a la dirección del viento. El sistema de pitch 62 se puede acoplar al sistema de control 40 para su control. El sistema de pitch 62 incluye uno o más accionadores (no mostrados) acoplados al buje 22 y palas 24 para cambiar el ángulo de pitch de las palas 24 rotando las palas 24 con respecto al buje 22. Los accionadores de pitch pueden incluir cualquier estructura, configuración, disposición, medios y/o componentes adecuados, independientemente de si se describen y/o muestran en el presente documento, tales como, pero sin limitarse a, motores eléctricos, cilindros hidráulicos, resortes y/o servomecanismos. Además, los accionadores de pitch se pueden accionar por cualquier medio adecuado, independientemente de si se describen y/o muestran en el presente documento, tal como, pero sin limitarse a, fluido hidráulico, potencia eléctrica, energía electroquímica y/o energía mecánica, tal como, pero sin limitarse a, fuerza de resorte. Por ejemplo, en algunos modos de realización, los accionadores de pitch incluyen un engranaje impulsor de pitch (no mostrado) que está acoplado a una corona dentada de pitch (no mostrada). La corona dentada de pitch está acoplada a la pala 24 de manera que la rotación del engranaje impulsor de pitch hace girar la pala 24 alrededor de un eje de rotación (no mostrado) para cambiar así el pitch de la pala 24.
[0025] En algunos modos de realización, los accionadores de pitch pueden ser impulsados por energía extraída de la inercia rotacional del rotor 18 y/o una fuente de energía almacenada (no mostrada) que suministra a componentes de la turbina eólica 10, tales como, pero sin limitarse a, el sistema de control 40 y/o el sistema de pitch 62, energía durante una anomalía en la carga eléctrica 39 y/o fuente de energía acoplada a la turbina eólica 10. Por ejemplo, una anomalía en la carga eléctrica y/o fuente de energía puede incluir, pero no se limita a, un corte de energía, una condición de subtensión, una condición de sobretensión y/o una condición de fuera de frecuencia. Como tal, la fuente de energía almacenada permite pitchear las palas 24 durante la anomalía. Aunque se pueden usar otras fuentes de energía almacenada, en algunos modos de realización la fuente de energía almacenada incluye acumuladores hidráulicos, generadores eléctricos, energía de resorte almacenada, condensadores y/o baterías. Las fuentes de energía almacenada pueden estar ubicadas en cualquier lugar dentro, sobre, adyacentes y/o alejadas de la turbina eólica 10. En algunos modos de realización, la fuente de energía almacenada almacena energía extraída de la inercia rotacional del rotor 18, energía almacenada dentro de un convertidor de frecuencia (no mostrado) y/u otras fuentes de energía auxiliares tales como, pero sin limitarse a, una turbina eólica auxiliar (no mostrada) acoplada a la turbina eólica 10, paneles solares y/o instalaciones hidroeléctricas.
[0026] Haciendo referencia de nuevo a la figura 3, en algunos modos de realización, el sistema de control 40 incluye un bus 63 u otro dispositivo de comunicaciones para comunicar información. Al menos un procesador 64 está acoplado al bus 63 para procesar información, incluyendo información de anemometría 46, sensores 48, 50, 52, 54, 56, 58 y/o 60, y/o uno o más de otros sensores. El sistema de control 40 también puede incluir al menos una memoria de acceso aleatorio (RAM) 66 y/u otro dispositivo de almacenamiento 68. La RAM 66 y el dispositivo de almacenamiento 68 están acoplados al bus 63 para almacenar y transferir información e instrucciones para ser ejecutadas por el procesador 64. La RAM 66 (y/o también el dispositivo de almacenamiento 68, si se incluye) también se puede usar para almacenar variables temporales u otra información intermedia durante la ejecución de instrucciones por el procesador 64. El sistema de control 40 también puede incluir al menos una memoria de solo lectura (ROM) 70 y/u otros dispositivos de almacenamiento estático acoplados al bus 63 para almacenar y proporcionar información e instrucciones estáticas (es decir, que no cambian) al procesador 64. El sistema de control 40 incluye, además, al menos un dispositivo de entrada/salida 72, puede incluir cualquier dispositivo conocido en la técnica para proporcionar datos de entrada al sistema de control 40 y/o para proporcionar salidas, tales como, pero sin limitarse a, salidas de control de la orientación y/o de control de pitch. Se pueden proporcionar instrucciones a la memoria desde un dispositivo de almacenamiento, como, pero sin limitarse a, un disco magnético, un circuito integrado de memoria de solo lectura (ROM), CD-ROM y/o DVD, a través de una conexión remota que es cableada o inalámbrica, que proporciona acceso a uno o más medios accesibles electrónicamente, etc. En algunos modos de realización, se pueden usar circuitos cableados en lugar de o en combinación con instrucciones de software. Por tanto, la ejecución de secuencias de instrucciones no se limita a ninguna combinación específica de circuitos de hardware e instrucciones de software, independientemente de si se describen y/o muestran en el presente documento. El sistema de control 40 también puede incluir al menos una interfaz 74 de sensor que permite que el sistema de control 40 se comunique con la anemometría 46, los sensores 48, 50, 52, 54, 56, 58 y/o 60, y/o uno o más de otros sensores. La interfaz 74 de sensor puede ser o puede incluir, por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital que convierten las señales analógicas en señales digitales que pueden ser usadas por el procesador 64.
[0027] La figura 4 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento 100 ejemplar para controlar una turbina eólica, tal como, pero sin limitarse a, la turbina eólica 10 (mostrada en las figuras 1, 2 y 3). El procedimiento 100 incluye medir 102 una temperatura del aire ambiente, por ejemplo, usando el sensor 56. Si la temperatura del aire ambiente está por debajo de un límite predeterminado, el procedimiento 100 incluye disminuir 104 una salida de potencia de la turbina eólica 10, por ejemplo, usando el sistema de control 40 (mostrado en las figuras 2 y 3) para facilitar la reducción de cargas que actúan sobre los componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, a medida que disminuye la temperatura del aire ambiente, las cargas que actúan sobre los componentes de la turbina eólica 10 pueden aumentar. Además, y, por ejemplo, la fragilidad de los componentes de la turbina eólica 10 también puede aumentar a medida que disminuye la temperatura del aire ambiente, lo que puede reducir una expectativa de vida útil predeterminada y/o acelerar la fatiga de los componentes de la turbina eólica 10. Por lo tanto, disminuir 104 la salida de potencia de la turbina eólica 10 puede facilitar la reducción de las cargas que actúan sobre los componentes de la turbina eólica 10 debido al aire ambiente más denso y frío, al reducir la velocidad de las puntas de las palas 24 de rotor (mostradas en las figuras 1,2 y 3). Como tal, disminuir 104 una salida de potencia de la turbina eólica 10 en base a la temperatura del aire ambiente puede facilitar el mantenimiento de las cargas que actúan sobre los componentes de la turbina eólica 10 dentro de una envolvente de diseño predeterminada de la turbina eólica 10.
[0028] El límite de temperatura ambiente predeterminado puede tener cualquier valor que facilite la reducción de las cargas que actúan sobre los componentes de la turbina eólica 10 debido a las condiciones del aire ambiente. Por ejemplo, en algunos modos de realización, la turbina eólica 10 está diseñada para operar dentro de una temperatura ambiente predeterminada hasta una velocidad máxima predeterminada del viento, en donde el rango se extiende entre los límites de temperatura superior e inferior. En tales modos de realización, el límite de temperatura ambiente predeterminado puede ser el límite inferior de dicho rango de temperatura predeterminado. En algunos modos de realización, y, por ejemplo, el rango de temperatura ambiente predeterminado es una envolvente de diseño de código de ingeniería internacional (IEC) normal. Los ejemplos del límite de temperatura ambiente predeterminado incluyen, pero no se limitan a, aproximadamente 40 grados Celsius (°C) (aproximadamente 100 grados Fahrenheit (°F)) a aproximadamente -20 °C (aproximadamente -30 °F).
[0029] La salida de potencia de la turbina eólica 10 puede disminuirse 104 usando cualquier procedimiento, proceso, estructura y/o medio adecuado. Por ejemplo, en algunos modos de realización, el procedimiento 100 incluye aumentar un ángulo de pitch de una o más palas 24 de rotor de la turbina eólica 10 para reducir así la velocidad de las puntas de las palas 24 de rotor y disminuir 104 la salida de potencia de la turbina eólica 10. El ángulo de pitch de la pala se puede incrementar en cualquier valor, como, por ejemplo, pero sin limitarse a, entre aproximadamente 0,1° y aproximadamente 90°. Un ejemplo de un rango de ángulo de operación normal de la turbina eólica 10 está entre aproximadamente 0° y aproximadamente 20°, mientras que 90° es la posición de bandera en la que ningún par de torsión resultante actúa sobre el rotor 18 (mostrado en las figuras 1,2 y 3). Al ajustar el ángulo de pitch, los componentes existentes de la turbina de energía eólica aún pueden utilizarse en condiciones de clima frío desde la perspectiva de la envolvente de carga. Por ejemplo, el ángulo de pitch de una o más palas 24 aumenta a velocidades nominales del viento y a temperaturas del aire ambiente por debajo del límite de temperatura ambiente predeterminado. Este aumento en el ángulo de pitch puede ayudar a mantener la turbina eólica 10 dentro de la envolvente de carga de diseño en condiciones de clima frío y a velocidades de viento nominales. Específicamente, dicho control de pitch facilita la mitigación de las cargas en las palas 24, de manera que las cargas en las palas 24 se mantienen dentro de los parámetros operacionales.
[0030] Además, en algunos modos de realización, el procedimiento 100 incluye disminuir un par de torsión del rotor 25 del generador. La disminución de dicho par de torsión puede lograrse midiendo el flujo del espacio o el par de torsión del rotor usando el sensor 58 y usando el sistema de control 40 para alterar el flujo dentro del espacio 31 como se conoce en la técnica. Por ejemplo, el flujo del espacio puede controlarse usando el sistema de control 40 y/o el convertidor 38 (mostrado en la figura 3). El flujo del generador 26 puede disminuirse para disminuir la salida de potencia de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el flujo del generador 26 puede reducirse para facilitar la prevención de que la(s) pala(s) 26 de rotor se atasquen y/o para facilitar la reducción de la aparición de una parada de la pala del rotor debido a una temperatura del aire ambiente predeterminada. La parada de una o más palas 24 de rotor puede disminuir la salida de potencia de la turbina eólica 10, así como otros efectos como se analiza a continuación.
[0031] De acuerdo con algunos modos de realización, la potencia de salida de la turbina eólica 10 se reduce si la temperatura del aire ambiente está por debajo del límite de temperatura ambiente predeterminado, que, por ejemplo, puede ser el límite de temperatura inferior de un rango de temperatura del aire ambiente predeterminado para el que está diseñada la turbina eólica 10. La disminución de la potencia de salida de la turbina eólica 10 da como resultado una reducción de las cargas que actúan sobre los componentes de la turbina eólica 10 en el sentido de que la velocidad de las puntas de las palas 24 de rotor se reduce para reducir las cargas, por ejemplo, provocando que las cargas permanezcan dentro la envolvente de diseño calculada existente de la turbina eólica 10. Teniendo en cuenta la temperatura del aire ambiente y disminuyendo la salida de la turbina eólica 10 si la temperatura del aire ambiente está por debajo del límite de temperatura ambiente predeterminado, se compensa una fatiga potencialmente acelerada del material de los componentes individuales de la turbina eólica 10 debido a su fragilidad en condiciones de clima frío. También en que la potencia de salida de la turbina eólica 10 se reduce, es decir, se reduce iterativamente, las cargas actúan sobre los componentes de la turbina eólica 10 en condiciones de clima frío.
[0032] Como se explicó anteriormente, la envolvente de diseño IEC normal define las cargas admisibles que actúan sobre la turbina eólica 10 dentro de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente y hasta una velocidad máxima predeterminada del viento. Las cargas pueden definirse, entre otras cosas, por una densidad del aire ambiente calculada. En consecuencia, se dan densidades de aire predeterminadas en la envolvente de diseño IEC normal que define las cargas en la turbina eólica 10. Determinar la densidad del aire en condiciones de clima frío midiendo la temperatura y la presión del aire ambiente es ventajoso para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica 10 de acuerdo con la densidad de aire calculada para permanecer dentro de las cargas admisibles para las que está configurada la turbina eólica 10. Por tanto, de acuerdo con algunos modos de realización, se puede usar una determinación de la densidad del aire para efectuar las mitigaciones de carga descritas anteriormente.
[0033] El procedimiento 100 puede ser ventajoso ya que no es necesario diseñar nuevos componentes de la turbina eólica 10 porque, debido a la reducción de las cargas que actúan sobre la turbina eólica 10 en condiciones de clima frío, no se excederá la envolvente de diseño existente de la turbina eólica 10.
[0034] Si la temperatura del aire ambiente está por encima de un límite predeterminado, el procedimiento 100 incluye disminuir 106 la salida de potencia de la turbina eólica 10, por ejemplo, usando el sistema de control 40 (mostrado en las figuras 1,2 y 3) para facilitar la mitigación de una potencial parada de la turbina eólica 10. Por ejemplo, a medida que aumenta la temperatura del aire ambiente, puede aumentar la posibilidad de que se separe el flujo de aire alrededor de las palas 24. Dicha separación del flujo de aire alrededor de las palas 24 puede inducir inestabilidades dentro de la operación de la turbina eólica 10 que incluyen, pero no se limitan a, una reducción en la generación de potencia eléctrica y/o una desconexión de la turbina eólica 10. Además, una readherencia repentina del flujo de viento alrededor de las palas 18 puede inducir una aceleración repentina de la velocidad de rotación de las palas 18 y un aumento repentino en la salida de potencia eléctrica que puede exceder los parámetros de control asociados con el sistema de control 40. Dicha aceleración y sobretensión pueden provocar una desconexión de la turbina eólica 10. Dichos transitorios de potencia y velocidad del viento pueden disminuir una expectativa de vida útil predeterminada y/o acelerar la fatiga de los componentes de la turbina eólica 10. Por lo tanto, disminuir 104 la salida de potencia de la turbina eólica 10 puede facilitar la reducción de una potencial parada en función de la temperatura del aire ambiente y puede facilitar el mantenimiento de la generación de potencia eléctrica y las velocidades de rotación de las palas de la turbina eólica 10 dentro de una envolvente de diseño predeterminada de la turbina eólica 10. Los ejemplos del límite de temperatura ambiente predeterminado incluyen, pero no se limitan a, aproximadamente 40 °C (aproximadamente 100 °F) a aproximadamente -20 °C (aproximadamente -30 °F). Los procedimientos para disminuir la salida de potencia de la turbina eólica 10 incluyen, pero no se limitan a, ajustar el pitch de las palas asociado y ajustar el par de torsión del generador, donde ambos procedimientos se han descrito anteriormente.
[0035] La figura 5 es un diagrama de flujo que muestra otro procedimiento 200 ejemplar para controlar la turbina eólica 10 (mostrada en la figura 1). En comparación con el procedimiento 100, en algunos modos de realización, el control de la salida de potencia de la turbina eólica 10 se basa en al menos una condición de aire ambiente alternativa además de o en lugar de los límites de temperatura ambiente. Dichas condiciones alternativas incluyen, pero no se limitan a, la presión y la humedad del aire ambiente. Como tal, en algunos modos de realización, el procedimiento 200 incluye determinar 202 una temperatura del aire ambiente, determinar 204 una presión del aire ambiente y/o determinar 206 una humedad del aire ambiente. La presión, temperatura y humedad del aire ambiente se pueden determinar midiendo directamente la presión, temperatura y humedad del aire ambiente, por ejemplo, usando los sensores 54, 56 y 60, respectivamente. De forma alternativa, las mediciones adicionales pueden incluir, pero no se limitan a, la tasa de lluvia. Además, de forma alternativa, algunas condiciones del aire ambiente que incluyen, pero sin limitarse a la viscosidad del aire ambiente, pueden derivarse valores basados en mediciones de otras condiciones del aire ambiente conocidas en la técnica.
[0036] El procedimiento 200 incluye, además, comparar 208 dichas condiciones de aire ambiente medidas que incluyen temperatura, humedad y/o presión con una pluralidad de valores predeterminados de temperatura, humedad y/o presión. Dichos valores predeterminados pueden derivarse en base a, pero sin limitarse a, una altitud esperada de la turbina eólica 10. En un modo de realización, dichos valores pueden derivarse mediante al menos un algoritmo y almacenarse estáticamente de forma electrónica dentro de una tabla (no mostrada) que se mantiene dentro del sistema de control 40. De forma alternativa, dichos valores predeterminados pueden derivarse dinámicamente usando al menos un algoritmo. Independientemente, el paso 208 del procedimiento se realiza de manera continua y dinámica.
[0037] El procedimiento 200 incluye, además, determinar 210 una envolvente operacional del aire ambiente actual para las condiciones de aire ambiente existentes. En el modo de realización ejemplar, el paso 210 del procedimiento se realiza de forma continua y dinámica usando al menos un algoritmo. De forma alternativa, cada parámetro medido y/o derivado que se incluye dentro de la envolvente se calcula usando al menos un algoritmo y se almacena estáticamente dentro de una tabla dentro del sistema de control 200. En el modo de realización ejemplar, dicha envolvente incluye un rango predeterminado de velocidad de rotación de las palas, así como un rango predeterminado de salidas de generación de potencia eléctrica de manera que se facilita la operación de la turbina eólica 10 como se describe en el presente documento. De forma alternativa, la envolvente puede incluir cualquier parámetro operacional que facilite la operación de la turbina eólica 10 como se describe en el presente documento. Por ejemplo, el sistema de control 40 puede calcular una proporción de velocidad de la punta de la pala de una o más palas 24 de rotor (mostradas en las figuras 1,2 y 3) de la turbina eólica 10 a partir de señales de medición de instrumentos que incluyen, pero no se limitan a, una velocidad del viento (por ejemplo, medida con anemometría 46), una temperatura del aire ambiente (por ejemplo, medida con el sensor 56) y/o una velocidad del rotor (por ejemplo, medida con el sensor 50). La proporción de la velocidad de la punta se refiere típicamente a la velocidad de la punta de una pala en comparación con la velocidad del viento de flujo de aire libre.
[0038] El procedimiento 200 también incluye determinar 212 si la salida de potencia existente está dentro del rango asociado con la envolvente operacional del aire ambiente actual que se determina en el paso 210. Si la salida de potencia existente está dentro de la envolvente, típicamente no se transmite ninguna acción de control asociada desde el sistema de control 40. De forma alternativa, si la salida de potencia existente está fuera de la envolvente, se ajustará al menos un parámetro operacional de la turbina eólica 10 para ajustar la salida de potencia. Dicho parámetro operacional puede estar asociado con cualquier componente de la turbina eólica 10, como, pero sin limitarse a, un ángulo de pitch de las palas 24 y la magnitud y la dirección del par de torsión que actúa sobre el rotor 25 del generador.
[0039] Por ejemplo, en algunos modos de realización, el procedimiento 200 incluye controlar 214 un ángulo de pitch de una o más palas 24 de rotor basándose, al menos en parte, en la envolvente operacional del aire ambiente 210 determinada. Por ejemplo, el ángulo de pitch puede controlarse usando el sistema de control 40 (mostrado en las figuras 2 y 3) y/o el sistema de pitch 62 (mostrado en la figura 2). Controlar 214 un ángulo de pitch puede incluir aumentar un ángulo de pitch, disminuir un ángulo de pitch y/o mantener un ángulo de pitch durante un período de tiempo predeterminado. El ángulo de pitch de la(s) pala(s) 24 de rotor puede controlarse 214 para optimizar la salida de potencia de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el ángulo de pitch de la(s) pala(s) 24 de rotor puede controlarse 214 para optimizar un ángulo de ataque de la(s) pala(s) 24 en base a una combinación predeterminada de condiciones del aire ambiente. Dicha optimización facilita el aumento de la salida de potencia de la turbina eólica 10 y la mitigación de una potencial parada de la(s) pala(s) 24 de rotor.
[0040] Además, en algunos modos de realización, el procedimiento 200 incluye controlar 216 un par de torsión del rotor 25 del generador basado, al menos en parte, en la envolvente operacional del aire ambiente 210 determinada. El control 216 de dicho par de torsión puede lograrse midiendo el flujo del espacio o el par de torsión del rotor usando el sensor 58 y usando el sistema de control 40 para alterar el flujo dentro del espacio 31 como se conoce en la técnica. Por ejemplo, el flujo del espacio puede controlarse usando el sistema de control 40 y/o el convertidor 38 (mostrado en la figura 3). Controlar 216 dicho flujo puede incluir aumentar el flujo, disminuir el flujo y/o mantener el flujo durante un período de tiempo predeterminado. El flujo del generador 26 puede controlarse 216 para aumentar la salida de potencia de la turbina eólica 10 así como para disminuir la salida de potencia. Por ejemplo, el flujo del generador 26 puede controlarse 216 para facilitar la prevención de que la(s) pala(s) de rotor 26 se detengan y/o para facilitar la reducción de la aparición de una parada de la pala del rotor debido a una combinación predeterminada de condiciones del aire ambiente. La parada de una o más palas 24 de rotor puede disminuir la salida de potencia de la turbina eólica 10 así como otros efectos como se analizó anteriormente. Además, dicho control de flujo también puede facilitar la mitigación de las cargas en las palas 24 para que se mantengan dentro de los parámetros operacionales.
[0041] En algunos modos de realización, otros parámetros operacionales y/o condiciones ambientales, además de, o de forma alternativa a, la temperatura, presión y humedad del aire ambiente dentro del procedimiento 200, tales como, pero sin limitarse a, un perfil de temperatura del aire ambiente, un perfil de cizalladura del viento, y/o eventos de lluvia.
[0042] En el presente documento se describen y/o ilustran en detalle modos de realización ejemplares. Los modos de realización no se limitan a los modos de realización específicos descritos en el presente documento, sino que, en lugar de eso, los componentes y pasos de cada uno de los modos de realización se pueden utilizar independientemente y separadamente de otros componentes y pasos descritos en el presente documento. Cada componente y cada paso también se pueden utilizar en combinación con otros componentes y/o pasos del procedimiento.
[0043] Al introducir elementos/componentes/etc. descritos y/o ilustrados en el presente documento, los artículos "un", "el", "dicho" y "al menos uno" pretenden significar que hay uno o más de los elementos/componentes/etc. Los términos "que comprende", "que incluye" y "que tiene" pretenden ser inclusivos y significan que puede haber otro(s) elemento(s)/componente(s)/etc. adicionales distintos al(a los) elemento(s)/componente(s)/etc. enumerados.

Claims (1)

  1. REIVINDICACIONES
    Una turbina eólica (10) que comprende:
    un rotor (18) que comprende un buje (22) y al menos una pala (24) de rotor acoplada a dicho buje; un primer sensor (48) configurado para medir la temperatura del aire ambiente y generar y transmitir una señal de temperatura del aire ambiente; y
    al menos un procesador (64) acoplado en comunicación de datos electrónicos a dicho primer sensor, dicho al menos un procesador configurado para facilitar la reducción de cargas que actúan sobre los componentes de dicha turbina eólica mediante:
    recibir una señal de temperatura del aire ambiente medida desde dicho primer sensor;
    un sistema de control (40) operable para determinar (210) una envolvente operacional del aire ambiente midiendo al menos una de la temperatura del aire ambiente, la presión del aire ambiente, la humedad del aire ambiente y la salida de potencia de la turbina eólica;
    un sistema de control (40) operable para comparar al menos uno de una temperatura del aire ambiente medida, una humedad del aire ambiente medida y una presión del aire ambiente medida con valores predeterminados de temperatura, presión y humedad del aire ambiente; caracterizada por:
    un sistema de control (40) operable para referenciar los valores predeterminados de temperatura, presión y humedad del aire ambiente respecto a al menos un parámetro operacional de la turbina eólica, referenciando el valor predeterminado de temperatura del aire ambiente respecto a un límite predeterminado; y
    un sistema de control (40) operable para disminuir (214, 216) una salida de potencia de la turbina eólica (10) al menos parcialmente en base al límite predeterminado,
    en el que dicho límite predeterminado comprende un límite inferior de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente referenciado respecto a un rango predeterminado de velocidad del viento, para el cual dicha turbina eólica está configurada para soportar cargas que actúan sobre la misma, y
    en el que dicho límite predeterminado comprende un límite superior de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente referenciado respecto a un rango predeterminado de velocidad del viento, para el cual dicha turbina eólica está configurada para mitigar una potencial parada.
    Una turbina eólica (10) de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende, además, al menos uno de: al menos un accionador de pitch de la pala acoplado a dicha al menos una pala (24) de rotor para controlar un ángulo de pitch de dicha al menos una pala de rotor y acoplado en comunicación de datos electrónicos a dicho al menos un procesador (64), dicho al menos un procesador configurado, además, para aumentar un ángulo de pitch de dicha al menos una pala de rotor usando dicho al menos un accionador de pitch de la pala cuando la señal de temperatura del aire ambiente está por debajo del límite predeterminado; y
    un subsistema de generación de potencia eléctrica que comprende al menos uno de un generador de potencia eléctrica (26) y un convertidor de frecuencia (38), comprendiendo dicho generador de potencia eléctrica un estator (27), un rotor (18) y un espacio (31) definido entre ellos, dicho generador de potencia eléctrica acoplado eléctricamente a dicho convertidor de frecuencia, dicho generador de potencia eléctrica y dicho convertidor de frecuencia acoplados en comunicación de datos electrónicos con dicho procesador, dicho procesador configurado, además, para disminuir un par de torsión que actúa sobre dicho rotor inducido dentro de dicho espacio cuando la señal de temperatura del aire ambiente está por debajo del límite predeterminado.
    Una turbina eólica (10) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en la que dicho al menos un procesador (64) está configurado, además, para facilitar la mitigación de una parada potencial de dicha turbina eólica al disminuir la salida de potencia de la turbina eólica si la señal de temperatura del aire ambiente está por debajo de un límite predeterminado.
    4. Una turbina eólica (10) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, que comprende, además, al menos uno de:
    un segundo sensor configurado para medir la presión del aire ambiente y generar y transmitir una señal de presión del aire ambiente, estando dicho segundo sensor acoplado en comunicación de datos electrónicos con dicho al menos un procesador; y
    un tercer sensor configurado para medir la humedad del aire ambiente y generar y transmitir una señal de humedad del aire ambiente, dicho tercer sensor acoplado en comunicación de datos electrónicos con dicho al menos un procesador.
    5. Una turbina eólica (10) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en la que dicho al menos un procesador (64) está configurado, además, para:
    determinar una envolvente operacional del aire ambiente al menos parcialmente basándose en al menos una de dicha señal de temperatura del aire ambiente, una señal de presión del aire ambiente y una señal de humedad del aire ambiente; y
    disminuir la salida de potencia de dicha turbina eólica, al menos parcialmente, basándose en dicha envolvente operacional del aire ambiente determinada.
    6. Un procedimiento (200) para operar una turbina eólica (10) que tiene al menos una pala (24) de rotor, comprendiendo dicho procedimiento;
    determinar (210) una envolvente operacional del aire ambiente midiendo al menos una de la temperatura del aire ambiente, la presión del aire ambiente, la humedad del aire ambiente y la salida de potencia de la turbina eólica;
    comparar al menos una de la temperatura del aire ambiente medida, la humedad del aire ambiente medida y la presión de aire ambiente medida con valores predeterminados de temperatura, presión y humedad del aire ambiente; y
    referenciar los valores predeterminados de temperatura, presión y humedad del aire ambiente respecto a al menos un parámetro operacional de la turbina eólica, referenciando el valor predeterminado de temperatura del aire ambiente respecto a un límite predeterminado; y
    controlar (214, 216) una salida de potencia de la turbina eólica (10) para disminuir la salida de potencia al menos parcialmente en base al límite predeterminado,
    en el que dicho límite predeterminado comprende un límite inferior de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente referenciado respecto a un rango predeterminado de velocidad del viento, para el cual dicha turbina eólica está configurada para soportar cargas que actúan sobre la misma, y
    en el que dicho límite predeterminado comprende un límite superior de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente referenciado respecto a un rango predeterminado de velocidad del viento, para el cual dicha turbina eólica está configurada para mitigar una potencial parada.
    7. Un procedimiento (200) de acuerdo con la reivindicación 6, que comprende, además, determinar (212) si la salida de potencia de una turbina eólica existente está dentro de un rango asociado con la envolvente operacional del aire ambiente determinada.
    8. Un procedimiento (200) de acuerdo con la reivindicación 6 o la reivindicación 7, en el que controlar una salida de potencia de la turbina eólica comprende al menos uno de:
    controlar (214) un ángulo de pitch de al menos una pala de rotor de la turbina eólica basándose al menos parcialmente en la envolvente operacional del aire ambiente; y
    controlar (216) un par de torsión de un rotor del generador de la turbina eólica, al menos parcialmente, en base a la envolvente operacional del aire ambiente.
    9. Un procedimiento (200) de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 6 a 8, en el que la turbina eólica (10) está configurada para soportar cargas que actúan sobre la turbina eólica dentro de al menos uno de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente, un rango predeterminado de presión del aire ambiente y un rango predeterminado de humedad del aire ambiente, en el que cada uno de los rangos de temperatura, presión y humedad tiene límites superior e inferior referidos respecto a al menos uno de los parámetros de velocidad del viento predeterminados y salidas de potencia de la turbina eólica predeterminadas, y en el que controlar una salida de potencia de la turbina eólica basándose al menos parcialmente en la envolvente operacional del aire ambiente determinada, comprende disminuir la salida de potencia de la turbina eólica para facilitar la resistencia a las cargas que actúan sobre la misma.
    10. Un procedimiento (200) de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones 6 a 9, en el que la turbina eólica está configurada para mitigar la parada de la turbina eólica dentro de al menos uno de un rango predeterminado de temperatura del aire ambiente, un rango predeterminado de presión del aire ambiente y un rango predeterminado de humedad del aire ambiente, en el que cada uno de los rangos de temperatura, presión y humedad tiene límites inferior y superior referenciados respecto a al menos uno de los parámetros predeterminados de velocidad del viento y salidas de potencia predeterminadas de la turbina eólica, y en el que controlar una salida de potencia de la turbina eólica basándose al menos parcialmente en la envolvente operacional del aire ambiente determinada comprende disminuir la salida de potencia de la turbina eólica para facilitar la mitigación de una potencial parada de la misma.
ES07118641T 2006-10-23 2007-10-17 Procedimientos y aparato para operar una turbina eólica Active ES2880615T3 (es)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/551,884 US20080112807A1 (en) 2006-10-23 2006-10-23 Methods and apparatus for operating a wind turbine

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2880615T3 true ES2880615T3 (es) 2021-11-25

Family

ID=39156248

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES07118641T Active ES2880615T3 (es) 2006-10-23 2007-10-17 Procedimientos y aparato para operar una turbina eólica

Country Status (5)

Country Link
US (2) US20080112807A1 (es)
EP (1) EP1918581B1 (es)
CN (1) CN101169103B (es)
DK (1) DK1918581T3 (es)
ES (1) ES2880615T3 (es)

Families Citing this family (82)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2205862A2 (de) * 2007-10-15 2010-07-14 Suzion Energy GmbH Windenergieanlage mit erhöhtem überspannungsschutz
EP2263004B1 (en) * 2008-03-07 2017-08-23 Vestas Wind Systems A/S A control system and a method for redundant control of a wind turbine
US8037678B2 (en) 2009-09-11 2011-10-18 Sustainx, Inc. Energy storage and generation systems and methods using coupled cylinder assemblies
US8448433B2 (en) 2008-04-09 2013-05-28 Sustainx, Inc. Systems and methods for energy storage and recovery using gas expansion and compression
US8677744B2 (en) 2008-04-09 2014-03-25 SustaioX, Inc. Fluid circulation in energy storage and recovery systems
EP2280841A2 (en) 2008-04-09 2011-02-09 Sustainx, Inc. Systems and methods for energy storage and recovery using compressed gas
US7958731B2 (en) 2009-01-20 2011-06-14 Sustainx, Inc. Systems and methods for combined thermal and compressed gas energy conversion systems
US20100307156A1 (en) 2009-06-04 2010-12-09 Bollinger Benjamin R Systems and Methods for Improving Drivetrain Efficiency for Compressed Gas Energy Storage and Recovery Systems
US8240140B2 (en) 2008-04-09 2012-08-14 Sustainx, Inc. High-efficiency energy-conversion based on fluid expansion and compression
US8474255B2 (en) 2008-04-09 2013-07-02 Sustainx, Inc. Forming liquid sprays in compressed-gas energy storage systems for effective heat exchange
US7802426B2 (en) 2008-06-09 2010-09-28 Sustainx, Inc. System and method for rapid isothermal gas expansion and compression for energy storage
US8225606B2 (en) 2008-04-09 2012-07-24 Sustainx, Inc. Systems and methods for energy storage and recovery using rapid isothermal gas expansion and compression
US8479505B2 (en) 2008-04-09 2013-07-09 Sustainx, Inc. Systems and methods for reducing dead volume in compressed-gas energy storage systems
US8359856B2 (en) 2008-04-09 2013-01-29 Sustainx Inc. Systems and methods for efficient pumping of high-pressure fluids for energy storage and recovery
US8250863B2 (en) 2008-04-09 2012-08-28 Sustainx, Inc. Heat exchange with compressed gas in energy-storage systems
AU2009265720B2 (en) * 2008-06-30 2011-12-08 Vestas Wind Systems A/S A method of controlling a wind power plant
GB2461711A (en) * 2008-07-08 2010-01-13 Cypress Wind Turbines Oy Vertical axis wind turbine with direct-drive coupling between shaft and generator
US8108155B2 (en) * 2008-07-11 2012-01-31 Vestas Wind Systems A/S System for monitoring a restoration factor of a wind turbine population
US8109711B2 (en) 2008-07-18 2012-02-07 Honeywell International Inc. Tethered autonomous air vehicle with wind turbines
US7946814B2 (en) * 2008-08-29 2011-05-24 General Electric Company Wind turbine blade cleaning method
US20100090463A1 (en) * 2008-10-10 2010-04-15 Jacob Johannes Nies Combined environmental monitoring and power supply device
WO2010105155A2 (en) 2009-03-12 2010-09-16 Sustainx, Inc. Systems and methods for improving drivetrain efficiency for compressed gas energy storage
AT508242B1 (de) * 2009-04-10 2015-05-15 Andritz Hydro Gmbh Energieeinspeisung in ein stromnetz
EP2264314B1 (en) 2009-05-25 2016-05-25 Vestas Wind Systems A/S A method and a system for controlling operation of a wind turbine
US7780412B2 (en) * 2009-05-28 2010-08-24 General Electric Company Operating a wind turbine at motor over-temperature conditions
US8104274B2 (en) 2009-06-04 2012-01-31 Sustainx, Inc. Increased power in compressed-gas energy storage and recovery
CA2714855A1 (en) * 2009-06-05 2010-12-05 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Wind turbine generator, method of controlling the same, and wind turbine generating system
EP2449251A1 (en) * 2009-06-30 2012-05-09 Turner Hunt Power control protocol for a hydrokinetic device including an array thereof
US7948103B2 (en) * 2009-09-03 2011-05-24 General Electric Company Method and system for verifying wind turbine operation
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
US8295986B2 (en) * 2009-09-28 2012-10-23 Chandramouli Vaidyanathan Net metering apparatus for power generation systems
US8215907B2 (en) * 2009-09-30 2012-07-10 General Electric Company Method and apparatus for controlling acoustic emissions of a wind turbine
ES2381918T3 (es) 2009-10-06 2012-06-01 Siemens Aktiengesellschaft Método para controlar una turbina eólica a cargas térmicas elevadas
US20100135790A1 (en) * 2009-10-14 2010-06-03 Sujan Kumar Pal Wind turbine blade with foreign matter detection devices
US7880320B2 (en) 2009-10-30 2011-02-01 General Electric Company System, device, and method for controlling a wind turbine using seasonal parameters
US8118536B2 (en) * 2009-10-30 2012-02-21 General Electric Company Method and system for operating a wind turbine
WO2011056855A1 (en) 2009-11-03 2011-05-12 Sustainx, Inc. Systems and methods for compressed-gas energy storage using coupled cylinder assemblies
US8120194B2 (en) * 2010-03-05 2012-02-21 General Electric Company System, device, and method for wind turbine load reduction in a cold weather environment
US8191362B2 (en) 2010-04-08 2012-06-05 Sustainx, Inc. Systems and methods for reducing dead volume in compressed-gas energy storage systems
US8171728B2 (en) 2010-04-08 2012-05-08 Sustainx, Inc. High-efficiency liquid heat exchange in compressed-gas energy storage systems
US8234863B2 (en) 2010-05-14 2012-08-07 Sustainx, Inc. Forming liquid sprays in compressed-gas energy storage systems for effective heat exchange
US8222760B2 (en) * 2010-06-29 2012-07-17 General Electric Company Method for controlling a proximity sensor of a wind turbine
US8495872B2 (en) 2010-08-20 2013-07-30 Sustainx, Inc. Energy storage and recovery utilizing low-pressure thermal conditioning for heat exchange with high-pressure gas
ES2633816T3 (es) 2010-08-23 2017-09-25 Vestas Wind Systems A/S Método de operación de una turbina eólica y turbina eólica
US8578708B2 (en) 2010-11-30 2013-11-12 Sustainx, Inc. Fluid-flow control in energy storage and recovery systems
DE102010054014A1 (de) 2010-12-10 2012-06-14 Nordex Energy Gmbh Verfahren zum Betrieb einer pitchgeregelten Windenergieanlage
DE102010054013A1 (de) 2010-12-10 2012-06-14 Nordex Energy Gmbh Verfahren zum Betrieb einer pitchgeregelten Windenergieanlage
CN102803716B (zh) 2011-02-23 2015-06-24 三菱重工业株式会社 风力发电装置的控制装置、风力发电装置及风力发电装置的控制方法
US9127642B2 (en) 2011-03-29 2015-09-08 General Electric Company Methods for adjusting the power output of a wind turbine
US9719491B2 (en) * 2011-05-06 2017-08-01 Condor Wind Energy Limited Systems for minimizing yaw torque needed to control power output in two-bladed, teetering hinge wind turbines that control power output by yawing
EP2715075A2 (en) 2011-05-17 2014-04-09 Sustainx, Inc. Systems and methods for efficient two-phase heat transfer in compressed-air energy storage systems
DE102011101897A1 (de) 2011-05-18 2012-11-22 Nordex Energy Gmbh Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
US20120025528A1 (en) * 2011-05-20 2012-02-02 General Electric Company Magnetostrictive sensor system and method
ES2398027B1 (es) * 2011-05-24 2014-09-05 Gamesa Innovation & Technology, S.L. Métodos y sistemas de control de aerogeneradores en condiciones de clima frio y baja altitud.
DK201170539A (en) * 2011-09-30 2013-03-31 Vestas Wind Sys As Control of wind turbines
US20130091835A1 (en) 2011-10-14 2013-04-18 Sustainx, Inc. Dead-volume management in compressed-gas energy storage and recovery systems
EP2610484A1 (en) * 2011-12-26 2013-07-03 Vestas Wind Systems A/S Method for controlling a wind turbine
US20130259682A1 (en) * 2012-03-27 2013-10-03 General Electric Company Method of rotor-stall prevention in wind turbines
US8742610B2 (en) 2012-05-04 2014-06-03 Wind Energy Corporation Wind turbine system and method of operating a wind turbine system
DK2700815T3 (en) * 2012-08-24 2016-06-06 Siemens Ag Operation of a wind turbine with several temperature sensors
DE102014206884A1 (de) * 2014-04-09 2015-10-15 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Einspeisen elektrischer Energie mittels einer Windenergieanlage
CN104564529B (zh) * 2014-12-30 2017-07-14 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组的输出功率补偿方法、装置和系统
US9605653B2 (en) * 2015-05-26 2017-03-28 General Electric Company System and method for de-rating power of a wind turbine as a function of temperature
DE102016110190A1 (de) * 2016-06-02 2017-12-07 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage und Windenergieanlage
DE102016124703A1 (de) 2016-12-16 2018-06-21 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage sowie Einrichtung zum Steuern und/oder Regeln einer Windenergieanlage und entsprechende Windenergieanlage mit einem Rotor und einem über den Rotor angetriebenen Generator zur Erzeugung einer elektrischen Leistung
DE102016125375A1 (de) 2016-12-22 2018-06-28 Innogy Se Umspannstation, verfahren und vorrichtung für eine umspannstation
EP3343025A1 (en) * 2016-12-30 2018-07-04 Acciona Windpower, S.A. Method of reducing loads acting on a wind turbine yaw system
WO2018228652A1 (en) * 2017-06-16 2018-12-20 Vestas Wind Systems A/S Apparatus and methods for determining icing risk in wind turbines
CN110730866B (zh) * 2017-06-16 2021-10-01 维斯塔斯风力系统集团公司 用于监测风力涡轮机的周围环境的装置和方法
CN111279072B (zh) * 2017-08-28 2023-01-31 西门子歌美飒可再生能源公司 轴承保护布置结构
US10669988B2 (en) * 2017-10-10 2020-06-02 General Electric Company System and method for operating wind turbines to avoid stall during derating
CN108425801A (zh) * 2018-02-13 2018-08-21 梁瑞城 一种具有实时温度监测功能的新型风力发电装置
DE102018113531A1 (de) 2018-06-06 2019-12-12 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage sowie Einrichtung zum Steuern und/oder Regeln einer Windenergieanlage und Windenergieanlage mit einem Rotor und einem über den Rotor angetriebenen Generator
US11261845B2 (en) * 2018-07-26 2022-03-01 General Electric Company System and method for protecting wind turbines during extreme wind direction change
DE102018007996A1 (de) * 2018-10-10 2020-04-16 Senvion Gmbh Verfahren und Anordnung zum Zugriff auf SCADA-Daten von Windenergieanlagen
CN109372690B (zh) * 2018-12-29 2022-12-13 新疆金风科技股份有限公司 风力发电机组的功率控制方法、装置、电子设备及介质
CN113027696B (zh) * 2019-12-24 2022-11-15 新疆金风科技股份有限公司 液压变桨系统的故障诊断方法和装置
EP3869031B1 (en) * 2020-02-21 2022-09-28 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Method of controlling a blade pitch angle of a wind turbine by use of a hydraulic system
EP3995691A1 (de) 2020-11-04 2022-05-11 Wobben Properties GmbH Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage, windenergieanlage und windpark
US11536250B1 (en) * 2021-08-16 2022-12-27 General Electric Company System and method for controlling a wind turbine
CN113432658B (zh) * 2021-08-26 2022-01-11 广东信通通信有限公司 一种电力作业风险预测评估系统
CN115783276B (zh) * 2023-02-02 2023-04-11 江苏新扬新材料股份有限公司 一种飞机螺旋桨调速器的温度补偿装置

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2019345C3 (de) * 1970-04-22 1982-12-09 Voith Getriebe Kg, 7920 Heidenheim Anordnung zum Beeinflussen des Erregerstromes eines als Antrieb für Mangetventile verwendeten Gleichstrom-Elektromagneten
US4193005A (en) * 1978-08-17 1980-03-11 United Technologies Corporation Multi-mode control system for wind turbines
US4245181A (en) * 1979-02-26 1981-01-13 General Electric Company Method and apparatus for generating an air gap flux signal for an AC machine from AC line voltage and current values
US4339666A (en) * 1980-12-24 1982-07-13 United Technologies Corporation Blade pitch angle control for a wind turbine generator
US4345198A (en) * 1981-02-20 1982-08-17 General Electric Company Generator air gap electrical torque monitor
US5083039B1 (en) * 1991-02-01 1999-11-16 Zond Energy Systems Inc Variable speed wind turbine
US5761086A (en) * 1996-02-13 1998-06-02 Westinghouse Electric Corporation Apparatus and method for monitoring pressure-temperature margins
DE19731918B4 (de) * 1997-07-25 2005-12-22 Wobben, Aloys, Dipl.-Ing. Windenergieanlage
US6600240B2 (en) * 1997-08-08 2003-07-29 General Electric Company Variable speed wind turbine generator
AU9362998A (en) * 1997-11-28 1999-06-16 Asea Brown Boveri Ab Method and device for controlling the magnetic flux with an auxiliary winding ina rotating high voltage electric alternating current machine
US7011498B2 (en) * 1998-04-03 2006-03-14 Athena Technologies, Inc. Optimization method for power generation systems
DE19844258A1 (de) * 1998-09-26 2000-03-30 Dewind Technik Gmbh Windenergieanlage
US6057622A (en) * 1999-01-21 2000-05-02 Lockhead Martin Energy Research Corporation Direct control of air gap flux in permanent magnet machines
DE10109553B4 (de) * 2001-02-28 2006-03-30 Wobben, Aloys, Dipl.-Ing. Luftdichteabhängige Leistungsregelung
US6703718B2 (en) * 2001-10-12 2004-03-09 David Gregory Calley Wind turbine controller
DE10323785B4 (de) * 2003-05-23 2009-09-10 Wobben, Aloys, Dipl.-Ing. Verfahren zum Erkennen eines Eisansatzes an Rotorblättern
JP4064900B2 (ja) * 2003-09-10 2008-03-19 三菱重工業株式会社 ブレードピッチ角度制御装置及び風力発電装置
AU2004272877B2 (en) * 2003-09-10 2010-03-04 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Blade pitch angle control device and wind turbine generator
DE102004007487A1 (de) * 2004-02-13 2005-09-01 Aloys Wobben Rotorblatt einer Windenergieanlage
US7175389B2 (en) * 2004-06-30 2007-02-13 General Electric Company Methods and apparatus for reducing peak wind turbine loads
DE102004054608B4 (de) * 2004-09-21 2006-06-29 Repower Systems Ag Verfahren zur Regelung einer Windenergieanlage und Windenergieanlage mit einem Rotor
US8649911B2 (en) 2005-06-03 2014-02-11 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
EP2176544B1 (en) * 2007-07-14 2012-05-02 Vestas Wind Systems A/S A wind turbine and a method for compensating for disparities in a wind turbine rotor blade pitch system
US8239071B2 (en) * 2007-08-31 2012-08-07 Vestas Wind Systems A/S Method for controlling at least one adjustment mechanism of a wind turbine, a wind turbine and a wind park
US8183707B2 (en) * 2007-10-30 2012-05-22 General Electric Company Method of controlling a wind energy system and wind speed sensor free wind energy system
US7573149B2 (en) 2007-12-06 2009-08-11 General Electric Company System and method for controlling a wind power plant
US8057174B2 (en) * 2008-10-09 2011-11-15 General Electric Company Method for controlling a wind turbine using a wind flow model
US8712593B2 (en) * 2008-11-18 2014-04-29 Vestas Wind Systems A/S Method for controlling operation of a wind turbine
ES2554836T3 (es) * 2009-04-22 2015-12-23 Vestas Wind Systems A/S Sistema y procedimiento de configuración de una turbina eólica
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
US7772713B2 (en) * 2009-09-30 2010-08-10 General Electric Company Method and system for controlling a wind turbine

Also Published As

Publication number Publication date
US20130108443A1 (en) 2013-05-02
CN101169103B (zh) 2015-09-23
EP1918581A3 (en) 2015-02-25
US8738192B2 (en) 2014-05-27
CN101169103A (zh) 2008-04-30
US20080112807A1 (en) 2008-05-15
EP1918581B1 (en) 2021-04-21
EP1918581A2 (en) 2008-05-07
DK1918581T3 (da) 2021-07-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2880615T3 (es) Procedimientos y aparato para operar una turbina eólica
US7312537B1 (en) Methods and apparatus for supplying and/or absorbing reactive power
ES2473343T3 (es) Procedimiento de control de la velocidad rotacional de un rotor
ES2620374T3 (es) Aparato para equilibrar un rotor
EP2295793B1 (en) System for determining a cut-out limit for a wind turbine
DK1865198T3 (en) Emergency power supply device for pitch drive for a wind turbine
EP2400153B1 (en) Methods and systems for operating a wind turbine
ES2965267T3 (es) Procedimiento y sistemas para operar una turbina eólica al recuperarse de un evento de contingencia en la red
EP1906192B1 (en) Apparatus for evaluating sensors and/or for controlling operation of an apparatus that includes a sensor
US20070116572A1 (en) Method and apparatus for wind turbine braking
ES2876246T3 (es) Procedimiento y sistemas para hacer funcionar un sistema de generación y suministro de potencia
ES2911682T3 (es) Procedimientos y sistemas para controlar un convertidor de potencia
ES2950173T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica para proteger a la turbina eólica de operaciones anómalas
EP2955370A1 (en) Method and system for managing loads on a wind turbine
US20130200618A1 (en) High efficiency wind turbine
CN104295451A (zh) 一种小风力发电装置及发电系统
US20230279837A1 (en) Methods for operating wind turbines and feeding auxiliary systems
KR20140078309A (ko) 풍력 발전기의 요 제어 시스템 및 그 제어방법
US20230184215A1 (en) Methods for operating wind turbines and charging auxiliary power sources
Munteanu et al. Wind Energy Conversion Systems