ES2937047T3 - Sistema y procedimiento para monitorizar ultracondensadores - Google Patents

Sistema y procedimiento para monitorizar ultracondensadores Download PDF

Info

Publication number
ES2937047T3
ES2937047T3 ES19197317T ES19197317T ES2937047T3 ES 2937047 T3 ES2937047 T3 ES 2937047T3 ES 19197317 T ES19197317 T ES 19197317T ES 19197317 T ES19197317 T ES 19197317T ES 2937047 T3 ES2937047 T3 ES 2937047T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
ultracapacitors
voltage
control
ultracapacitor bank
bank
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
ES19197317T
Other languages
English (en)
Inventor
Robert Gregory Wagoner
Jeffrey Alan Melius
Christopher Lee Tschappatt
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 ES2937047T3 publication Critical patent/ES2937047T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/0013—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries acting upon several batteries simultaneously or sequentially
    • 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
    • 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
    • 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
    • F03D7/0264—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor for stopping; controlling in emergency situations
    • 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
    • F03D9/10—Combinations of wind motors with apparatus storing energy
    • F03D9/11—Combinations of wind motors with apparatus storing energy storing electrical energy
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/003—Measuring mean values of current or voltage during a given time interval
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R27/00—Arrangements for measuring resistance, reactance, impedance, or electric characteristics derived therefrom
    • G01R27/02—Measuring real or complex resistance, reactance, impedance, or other two-pole characteristics derived therefrom, e.g. time constant
    • G01R27/26—Measuring inductance or capacitance; Measuring quality factor, e.g. by using the resonance method; Measuring loss factor; Measuring dielectric constants ; Measuring impedance or related variables
    • G01R27/2605—Measuring capacitance
    • 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
    • G01R31/50—Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
    • G01R31/64—Testing of capacitors
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
    • H02H1/0007—Details of emergency protective circuit arrangements concerning the detecting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/06—Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions for dynamo-electric generators; for synchronous capacitors
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J11/00—Circuit arrangements for providing service supply to auxiliaries of stations in which electric power is generated, distributed or converted
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J9/00—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting
    • H02J9/04—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source
    • H02J9/06—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source with automatic change-over, e.g. UPS systems
    • H02J9/062—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source with automatic change-over, e.g. UPS systems for AC powered loads
    • 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
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/70—Adjusting of angle of incidence or attack of rotating blades
    • F05B2260/74—Adjusting of angle of incidence or attack of rotating blades by turning around an axis perpendicular the rotor centre line
    • 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
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/80—Diagnostics
    • 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
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/83—Testing, e.g. methods, components or tools therefor
    • 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
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/3644—Constructional arrangements
    • G01R31/3647—Constructional arrangements for determining the ability of a battery to perform a critical function, e.g. cranking
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01G—CAPACITORS; CAPACITORS, RECTIFIERS, DETECTORS, SWITCHING DEVICES, LIGHT-SENSITIVE OR TEMPERATURE-SENSITIVE DEVICES OF THE ELECTROLYTIC TYPE
    • H01G11/00—Hybrid capacitors, i.e. capacitors having different positive and negative electrodes; Electric double-layer [EDL] capacitors; Processes for the manufacture thereof or of parts thereof
    • H01G11/10—Multiple hybrid or EDL capacitors, e.g. arrays or modules
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2207/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J2207/50—Charging of capacitors, supercapacitors, ultra-capacitors or double layer capacitors
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering
    • H02J7/345—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering using capacitors as storage or buffering devices
    • 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
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B10/00—Integration of renewable energy sources in buildings
    • Y02B10/70—Hybrid systems, e.g. uninterruptible or back-up power supplies integrating renewable energies
    • 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
    • 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
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
    • 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
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/13—Energy storage using capacitors
    • 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
    • Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • General 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 Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Emergency Management (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Maintenance And Management Of Digital Transmission (AREA)

Abstract

Se proporciona un método (200) para monitorear un banco de ultracondensadores (72) configurado para alimentar un motor de paso de corriente alterna (CA) (33) de un sistema de paso (70) en una turbina eólica (10). El método (200) incluye obtener, por uno o más dispositivos de control (60), datos indicativos de un voltaje asociado al banco de ultracapacitores (72). El método (200) incluye realizar, por uno o más dispositivos de control (60), una operación de prueba del banco de ultracondensadores (72) a intervalos de tiempo predeterminados para determinar una capacitancia asociada con el banco de ultracondensadores (72). El metodo incluye ademas realizar, por uno o mas dispositivos de control (60), una o mas acciones de control basadas, al menos en parte, en la capacitancia o los datos indicativos del voltaje. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y procedimiento para monitorizar ultracondensadores
Campo
[0001] La presente divulgación se refiere en general a monitorizar un banco de ultracondensadores para determinar condiciones de falla indicativas de una incapacidad de los ultracondensadores para alimentar un sistema de accionamiento de pitch de un sistema de potencia eólica durante una condición adversa, tal como una pérdida de red.
Antecedentes
[0002] Se pueden usar ultracondensadores para proporcionar potencia en una variedad de aplicaciones diferentes. Un ultracondensador puede perder la capacidad de proporcionar suficiente voltaje para alimentar una carga a medida que el ultracondensador envejece. Por ejemplo, cuando un ultracondensador se acerca al final de su vida útil, un voltaje de salida que el ultracondensador proporciona a una carga puede disminuir rápidamente. La incapacidad del ultracondensador para proporcionar un voltaje de salida requerido para alimentar una carga en determinadas condiciones puede plantear muchos desafíos. Por ejemplo, la incapacidad de un ultracondensador para alimentar una carga en un sistema de accionamiento de pitch de un sistema de turbina eólica puede dar lugar a una incapacidad para pitchear una pala de turbina eólica en una turbina eólica, dando lugar potencialmente a un daño en la turbina eólica. El documento US 20110181045A1 se refiere a una instalación de energía eólica, un dispositivo de monitorización y un procedimiento. Una instalación de energía eólica de ejemplo incluye un rotor que incluye al menos una pala y un generador configurado para accionarse por el rotor para producir energía eléctrica. La instalación también incluye un dispositivo de pitch configurado para variar la al menos una pala del rotor. El dispositivo de pitch incluye una unidad de fuente de alimentación con una batería, una unidad de accionamiento, una unidad de monitorización y un módulo de carga configurado para conmutar la unidad de accionamiento entre un modo en operación y un modo de prueba. En el modo de prueba, la unidad de accionamiento forma una carga definida preseleccionable para la batería. El documento US 20130088010A1 divulga un sistema de pitch de un sistema de energía eólica que incluye un acumulador de energía de emergencia para mover una pala de rotor a una posición de seguridad en el caso de fallo de un suministro de energía externo. El acumulador de energía de emergencia se puede someter a prueba, por ejemplo, para evaluar el envejecimiento, suministrando energía eléctrica a un dispositivo de accionamiento configurado para establecer un ángulo de pitch de una pala de rotor incluso en un modo en operación normal del sistema de energía eólica de forma temporalmente exclusiva desde el acumulador de energía de emergencia. Esta configuración garantiza la operación fiable de un sistema de energía eólica. En ninguno de los documentos de la técnica anterior identificados US2011/181045A1 y US2013/088010A1, se divulga la carga de ultracondensadores a un voltaje de carga que sea mayor que un voltaje nominal de los ultracondensadores en una cantidad predefinida.
Breve descripción
[0003] Se expondrán, en parte, aspectos y ventajas de la invención en la siguiente descripción, o pueden ser obvios a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la puesta en práctica de la invención.
[0004] La invención se define por los rasgos característicos de las reivindicaciones independientes 1 y 12. Los modos de realización preferentes se definen en las reivindicaciones dependientes.
[0005] En un aspecto, se proporciona un procedimiento para monitorizar un banco de ultracondensadores configurado para alimentar un motor de pitch de corriente alterna (CA) de un sistema de pitch en una turbina eólica. El banco de ultracondensadores comprende una pluralidad de segmentos y cada segmento de la pluralidad de segmentos comprende uno o más ultracondensadores. El procedimiento incluye obtener, por uno o más dispositivos de control, datos indicativos de un voltaje asociado con el banco de ultracondensadores que comprende datos indicativos de un voltaje total a través de los ultracondensadores. El procedimiento incluye llevar a cabo, por el uno o más dispositivos de control, una operación de prueba del banco de ultracondensadores a intervalos de tiempo predeterminados para determinar una capacitancia asociada con el banco de ultracondensadores. La operación de prueba comprende además:
acoplar los ultracondensadores a un circuito de carga para cargar los ultracondensadores a un voltaje de carga que es mayor que un voltaje nominal de los ultracondensadores en una cantidad predefinida;
en respuesta a cargar los ultracondensadores al voltaje de carga, acoplar los ultracondensadores a una carga resistiva de modo que los ultracondensadores se descargan a través de la carga;
obtener, por el uno o más dispositivos de control, datos durante la descarga a través de la carga, los datos indicativos de al menos una de una tasa de descarga de los ultracondensadores y una corriente de descarga de los ultracondensadores; y
determinar, por el uno o más dispositivos de control, la capacitancia asociada con los ultracondensadores en base, al menos en parte, a los datos obtenidos durante la descarga a través de la carga.
[0006] El procedimiento incluye además realizar, por el uno o más dispositivos de control, una o más acciones de control en base, al menos en parte, a la capacitancia o los datos indicativos del voltaje.
[0007] En otro aspecto, se proporciona un sistema para monitorizar la operación de un banco de ultracondensadores configurado para alimentar un motor de pitch de CA de un sistema de pitch en una turbina eólica. El sistema incluye un circuito de carga configurado para cargar los ultracondensadores. El sistema incluye una carga resistiva a la que se pueden acoplar los ultracondensadores. El sistema incluye un sensor de corriente configurado para medir una corriente de descarga de los ultracondensadores. El sistema incluye un dispositivo de control configurado para realizar operaciones. Las operaciones incluyen acoplar los ultracondensadores al circuito de carga para cargar los ultracondensadores a un voltaje de carga que es mayor que un voltaje nominal de los ultracondensadores en una cantidad predefinida. Una vez que los ultracondensadores se han cargado al voltaje de carga, las operaciones incluyen acoplar los ultracondensadores a la carga resistiva para descargar a través de la carga. Mientras los ultracondensadores se acoplan a la carga resistiva, las operaciones incluyen obtener, por medio del sensor de corriente, datos indicativos de una corriente de descarga de los ultracondensadores. Las operaciones incluyen determinar una capacitancia de los ultracondensadores en base, al menos en parte, a la corriente de descarga. Las operaciones incluyen realizar una o más acciones de control en base, al menos en parte, a la capacitancia.
[0008] Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de la presente memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para exponer los principios de la invención.
Breve descripción de los dibujos
[0009] Una divulgación completa y suficiente de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, se expone en la memoria descriptiva, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:
la FIG. 1 representa una vista en perspectiva de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;
la FIG. 2 representa una vista interna en perspectiva de una góndola de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;
la FIG. 3 representa un diagrama esquemático de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir en un dispositivo de control de turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 4 representa un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema de pitch de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 5 representa un diagrama esquemático de un modo de realización de un convertidor de potencia principal de una turbina eólica de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación;
la FIG. 6 representa un diagrama esquemático de un banco de ultracondensadores de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación;
la FIG. 7 representa un sistema para monitorizar la operación de un banco de ultracondensadores de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación;
la FIG. 8 representa sensores del sistema de la FIG. 7 configurados para monitorizar voltajes asociados con el banco de ultracondensadores de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación; la FIG. 9 representa un diagrama de flujo de un procedimiento de ejemplo para monitorizar un banco de ultracondensadores de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación;
la FIG. 10 representa un diagrama de flujo de una operación de prueba para realizar en un banco de ultracondensadores de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación;
la FIG. 11 representa un diagrama de flujo de un procedimiento de ejemplo de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación;
la FIG. 12 representa un diagrama de flujo de un procedimiento de ejemplo de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación; y
la FIG. 13 representa un diagrama de flujo de otra operación de prueba para realizar en un banco de ultracondensadores de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación.
Descripción detallada
[0010] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, de los que uno o más ejemplos se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención. De hecho, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance o espíritu de la invención. Por ejemplo, se pueden usar los rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización con otro modo de realización para proporcionar todavía otro modo de realización.
[0011] Los aspectos de ejemplo de la presente divulgación se refieren a un procedimiento para monitorizar un banco de ultracondensadores usado para alimentar un motor de corriente alterna (CA) de un sistema de pitch en una turbina eólica. El procedimiento incluye obtener datos indicativos de un voltaje asociado con el banco de ultracondensadores. En modos de realización de ejemplo, los datos indicativos del voltaje pueden comprender datos indicativos de un voltaje total a través del banco de ultracondensadores. De forma alternativa y/o adicionalmente, los datos indicativos del voltaje pueden comprender datos indicativos de un voltaje asociado con uno o más segmentos de una pluralidad de segmentos del banco de ultracondensadores. Por ejemplo, el banco de ultracondensadores se puede dividir en ocho segmentos, y cada uno de los ocho segmentos puede incluir uno o más ultracondensadores. Como se analizará a continuación con más detalle, uno o más dispositivos de control (por ejemplo, un controlador de pitch) de la turbina eólica se pueden configurar para realizar una o más acciones de control en base, al menos en parte, a los datos indicativos del voltaje.
[0012] Cuando el voltaje total es menor que un primer voltaje umbral indicativo de un voltaje necesario para operar el motor de pitch de CA del sistema de pitch, el uno o más dispositivos de control pueden realizar una acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla (por ejemplo, bajo voltaje) asociado con el banco de ultracondensadores. Adicionalmente y/o de forma alternativa, el dispositivo de control puede realizar una acción de control asociada con apagar la turbina eólica. De esta manera, se puede evitar una avería potencial al banco de ultracondensadores o a la propia turbina eólica.
[0013] Cuando el voltaje total es mayor que el primer voltaje umbral pero menor que un segundo voltaje umbral indicativo de que el banco de ultracondensadores está completamente cargado, el uno o más dispositivos de control se pueden configurar para realizar una acción de control asociada con acoplar el banco de ultracondensadores a un circuito de carga por medio de la operación de uno o más elementos de conmutación. En modos de realización de ejemplo, el banco de ultracondensadores puede permanecer acoplado al circuito de carga hasta que el voltaje total sea igual al voltaje umbral. Una vez que el banco de ultracondensadores está completamente cargado, el uno o más dispositivos de control se pueden configurar para desacoplar el banco de ultracondensadores del circuito de carga. De esta manera, los dispositivos de control pueden controlar la carga del banco de ultracondensadores en base, al menos en parte, al voltaje total.
[0014] Cuando el voltaje total es mayor que un voltaje umbral indicativo de un voltaje de régimen del banco de ultracondensadores, el uno o más dispositivos de control se pueden configurar para realizar una acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla (por ejemplo, sobrevoltaje) asociada con el banco de ultracondensadores. Adicionalmente y/o de forma alternativa, el uno o más dispositivos de control pueden realizar una acción de control asociada con apagar la turbina eólica. De esta manera, se puede evitar una avería potencial al banco de ultracondensadores o a la propia turbina eólica.
[0015] En modos de realización de ejemplo, el procedimiento para monitorizar el banco de ultracondensadores puede incluir llevar a cabo una operación de prueba del banco de ultracondensadores para determinar una capacitancia del banco de ultracondensadores. Por ejemplo, la operación de prueba se puede iniciar acoplando el banco de ultracondensadores a un circuito de carga para cargar el banco de ultracondensadores a un voltaje de carga que es mayor que un voltaje nominal en una cantidad predeterminada (por ejemplo, 10 voltios). Una vez que el banco de ultracondensadores se carga al voltaje de carga, el banco de ultracondensadores se puede acoplar a una carga resistiva de modo que el banco de ultracondensadores se puede descargar a través de la carga resistiva. Mientras el banco de ultracondensadores se descarga a través de la carga resistiva, se pueden obtener datos indicativos de una corriente de descarga asociada con el banco de ultracondensadores. Adicionalmente y/o de forma alternativa, se pueden obtener datos indicativos de una tasa de descarga del banco de ultracondensadores.
[0016] En algunos modos de realización, uno o más dispositivos de control que implementan la operación de prueba se pueden configurar para determinar si el banco de ultracondensadores vuelve al voltaje nominal dentro de una cantidad de tiempo predeterminada (por ejemplo, dos segundos) después de acoplar el banco de ultracondensadores a la carga resistiva. Si el banco de ultracondensadores no vuelve al voltaje nominal dentro de la cantidad predeterminada, el uno o más dispositivos de control pueden realizar una acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla (por ejemplo, pérdida de capacitancia) asociada con el banco de ultracondensadores. Adicionalmente y/o de forma alternativa, el uno o más dispositivos de control pueden realizar una acción de control asociada con apagar la turbina eólica.
[0017] Sin embargo, si el uno o más dispositivos de control determinan que el banco de ultracondensadores vuelve al voltaje nominal dentro de la cantidad de tiempo predeterminada, la operación de prueba puede proseguir. Más específicamente, la capacitancia del banco de ultracondensadores se puede determinaren base, al menos en parte, a la corriente de descarga y la tasa de descarga del banco de ultracondensadores. En modos de realización de ejemplo, la capacitancia determinada durante la operación de prueba puede ser una capacitancia total del banco de ultracondensadores. De forma alternativa y/o adicionalmente, la capacitancia puede ser una capacitancia asociada con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos del banco de ultracondensadores. Como se analizará a continuación con más detalle, el procedimiento para monitorizar el banco de ultracondensadores puede incluir realizar una o más acciones de control en base, al menos en parte, a la capacitancia del banco de ultracondensadores.
[0018] Cuando la capacitancia total del banco de ultracondensadores es menor que una capacitancia nominal indicativa de una capacitancia umbral necesaria para operar el motor de CA del sistema de pitch, el uno o más dispositivos de control pueden realizar una acción de control asociada con proporcionar una notificación o alerta indicativa de una necesidad de realizar una acción de mantenimiento (por ejemplo, reparar o reemplazar) en el banco de ultracondensadores. En algunos modos de realización, el uno o más dispositivos de control pueden realizar una acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla (por ejemplo, pérdida de capacitancia) asociada con el banco de ultracondensadores. De forma alternativa y/o adicionalmente, el uno o más dispositivos de control pueden realizar una acción de control asociada con apagar la turbina eólica para evitar una avería potencial al banco de ultracondensadores o a la propia turbina eólica.
[0019] La presente divulgación proporciona numerosos beneficios técnicos. Por ejemplo, el uno o más dispositivos de control que implementan el procedimiento de la presente divulgación pueden detectar una o más condiciones de falla indicativas de rendimiento degradado del banco de ultracondensadores. Por ejemplo, el uno o más dispositivos de control de la presente divulgación pueden determinar una o más condiciones de falla (por ejemplo, subvoltaje y sobrevoltaje) en base, al menos en parte, al voltaje del banco de ultracondensadores. Adicionalmente, el uno o más dispositivos de control pueden determinar condiciones de falla (por ejemplo, pérdida de capacitancia) en base, al menos en parte, a la capacitancia del banco de ultracondensadores. De esta manera, el uno o más dispositivos de control pueden tomar acciones de precaución (por ejemplo, apagar) en base a condiciones de falla detectadas y evitar una avería potencial al banco de ultracondensadores y la turbina eólica.
[0020] Como se usa en el presente documento, el uso del término "aproximadamente" junto con un valor numérico pretende referirse a dentro de un 20 % de la cantidad establecida. El uso del término "obtener" puede incluir recibir, determinar, calcular, acceder, leer u obtener datos de otro modo.
[0021] Los aspectos de la presente divulgación se analizan con referencia a un condensador usado para alimentar un sistema de pitch en una turbina eólica.
[0022] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10 de acuerdo con aspectos de ejemplo de la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje rotatorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera del buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 se puede espaciar alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para permitir que la energía cinética se transfiera del viento a energía mecánica usable y, posteriormente, energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.
[0023] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10. Como se muestra, se puede disponer un generador 24 dentro de la góndola 16. El generador 24 se puede acoplar al rotor 18 de la turbina eólica 10. De esta manera, la energía rotacional generada por el rotor 18 se puede convertir en potencia eléctrica. En modos de realización de ejemplo, el rotor 18 puede incluir un eje principal 40 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. A continuación, el generador 24 se puede acoplar al eje principal 40 de modo que la rotación del eje principal 40 accione el generador 24. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el generador 24 incluye un eje de generador 42 acoplado de forma rotatoria al eje principal 40 a través de una caja de engranajes 44. Sin embargo, en otros modos de realización, se debe apreciar que el eje de generador 42 se puede acoplar de forma rotatoria directamente al eje principal 40. De forma alternativa, el generador 24 se puede acoplar directamente de forma rotatoria al eje principal 40.
[0024] Se debe apreciar que el eje principal 40 en general se puede soportar dentro de la góndola 16 por una trama de soporte o bancada 46 situada encima de la torre de turbina eólica 12. Por ejemplo, el eje principal 40 se puede soportar por la bancada 46 por medio de un par de cojinetes de apoyo (“pillow blocks”) 48 montados en la bancada 46.
[0025] Como se muestra en las FIGS. 1 y 2, la turbina eólica 10 también puede incluir un sistema de control de turbina o un controlador de turbina 26 dentro de la góndola 16. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, el controlador de turbina 26 se dispone dentro de un armario de control 52 montado en una parte de la góndola 16. Sin embargo, se debe apreciar que el controlador de turbina 26 se puede disponer en cualquier localización sobre o en la turbina eólica 10, en cualquier localización en la superficie de soporte 14 o en general en cualquier otra localización. El controlador de turbina 26 se puede configurar en general para controlar los diversos modos de operación (por ejemplo, secuencias de arranque o parada) y/o componentes de la turbina eólica 10.
[0026] Cada pala de rotor 22 también puede incluir un mecanismo de ajuste de pitch 32 configurado para rotar cada pala de rotor 22 alrededor de su eje de pitch 34. Además, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 33 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una caja de engranajes de accionamiento de pitch 35 y un piñón de accionamiento de pitch 37. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento de pitch 33 se puede acoplar a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 35 de modo que el motor de accionamiento de pitch 33 imparta fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 35. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento de pitch 35 se puede acoplar al piñón de accionamiento de pitch 37 para la rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 37 puede estar, a su vez, en acoplamiento rotacional con un rodamiento de pitch (“pitch bearing”) 54 acoplado entre el buje 20 y una correspondiente pala de rotor 22 de modo que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 37 provoca la rotación del rodamiento de pitch 54. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento de pitch 33 acciona la caja de engranajes de accionamiento de pitch 35 y el piñón de accionamiento de pitch 37, rotando de este modo el rodamiento de pitch 54 y la pala de rotor 22 alrededor del eje de pitch 34. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación (“yaw drive mechanisms”) 38 acoplados de forma comunicativa al controlador de turbina 26, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 38 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto al viento (por ejemplo, acoplándose a un rodamiento de orientación (“yaw bearing”) 56 de la turbina eólica 10).
[0027] Además, el controlador de turbina 26 también se puede acoplar comunicativamente a cada mecanismo de ajuste de pitch 32 de la turbina eólica 10 (de los que se muestra uno) a través de un controlador de pitch separado o integrado 30 (FIG. 1) para controlar y/o alterar el ángulo de pitch de las palas de rotor 22 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección 28 del viento).
[0028] Además, como se muestra en la FIG. 2, se pueden proporcionar uno o más sensores 57, 58, 59 en la turbina eólica 10. Más específicamente, como se muestra, se puede configurar un sensor de pala 57 con una o más de las palas de rotor 22 para monitorizar las palas de rotor 22. Además, como se muestra, se puede proporcionar un sensor de viento 58 en la turbina eólica 10. Por ejemplo, el sensor de viento 58 puede ser una veleta, un anemómetro, un sensor LIDAR u otro sensor adecuado que mide la velocidad y/o dirección del viento. Además, un sensor de pitch 59 se puede configurar con cada uno de los mecanismos de accionamiento de pitch 32, por ejemplo, con un banco de ultracondensadores asociado con los motores de accionamiento de pitch 33 del mismo, que se analizará con más detalle a continuación. Como tales, los sensores 57, 58, 59 pueden estar además en comunicación con el controlador de pitch 30 y pueden proporcionar información relacionada al controlador de pitch 30. Los sensores adicionales (no ilustrados) pueden incluir sensores de voltaje y corriente usados como parte de un sistema de prueba para llevar a cabo operaciones de prueba de un banco de ultracondensadores para determinar una capacitancia del banco de ultracondensadores.
[0029] En referencia ahora a la FIG. 3, se proporciona un diagrama de bloques de un dispositivo de control de ejemplo 60 de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. En general, el dispositivo de control 60 corresponde a cualquier dispositivo basado en procesador adecuado, incluyendo uno o más dispositivos informáticos. Por ejemplo, la FIG. 3 ilustra un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro del dispositivo de control 60. Como se muestra en la FIG. 3, el dispositivo de control 60 puede incluir un procesador 62 y una memoria asociada 64 configurada para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares divulgados en el presente documento). Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (“programmable logic controller” o PLC), un circuito integrado específico de la aplicación (“application specific integrated circuit” o ASIC), una matriz de puertas programables in situ (“Field Programmable Gate Array” o FPGA) y otros circuitos programables. Adicionalmente, la memoria 64 puede incluir en general elemento(s) de memoria incluyendo, pero sin limitarse a, un medio legible por ordenador (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (“random access memory” o RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, memoria flash), una memoria de solo lectura en disco compacto (“compact disc-read only memory” o CD-ROM), un disco magnetoóptico (“magneto-optical disk” o MOD), un disco versátil digital (“digital versatile disc” o DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados o combinaciones de los mismos.
[0030] Adicionalmente, como se muestra en la FIG. 3, el dispositivo de control 60 puede incluir un módulo de comunicaciones 66 para facilitar la comunicación entre el dispositivo de control 60 y diversos componentes de la turbina eólica 10 (FIG. 1). Por ejemplo, el dispositivo de control 60 puede enviar señales de control por medio del módulo de comunicaciones 66 a elementos de conmutación (por ejemplo, relés para acoplar ultracondensadores a cargas resistivas y/o un circuito de carga).
[0031] Además, el módulo de comunicaciones 66 puede incluir una interfaz de sensor 68 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores 57, 58, 59 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por el dispositivo de control 60. Se debe apreciar que los sensores 57, 58, 59 se pueden acoplar comunicativamente al módulo de comunicaciones 66 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 57, 58, 59 se acoplan a la interfaz de sensor 68 por medio de una conexión cableada. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 57, 58, 59 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 68 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.
[0032] Otros sensores pueden estar en comunicación con el dispositivo de control 60. Por ejemplo, uno o más sensores de voltaje 158 pueden estar en comunicación con el dispositivo de control 60. El uno o más sensores de voltaje 158 pueden ser parte del sistema para monitorizar la operación del banco de ultracondensadores usado para alimentar un mecanismo de ajuste de pitch de una turbina eólica. Como se analizará a continuación con más detalle, el uno o más sensores de voltaje 158 se pueden configurar para medir un voltaje de salida en diversas localizaciones en el banco de ultracondensadores.
[0033] De forma alternativa y/o adicionalmente, un sensor de corriente 159 puede estar en comunicación con el dispositivo de control 60. El sensor de corriente 159 puede ser parte del sistema para monitorizar la operación de un banco de ultracondensadores. En modos de realización de ejemplo, el sensor de corriente 159 se puede configurar para medir una corriente de salida (por ejemplo, corriente de descarga) del banco de ultracondensadores cuando el banco de ultracondensadores se acopla a la carga resistiva.
[0034] En referencia ahora a la FIG. 4, se proporciona un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema de pitch 70 para la turbina eólica 10 (FIG. 1). Más específicamente, como se muestra, el sistema de pitch 70 incluye una pluralidad de mecanismos de accionamiento de pitch 32, es decir, uno para cada eje de pitch 34 (FIG.
2). Además, como se muestra, cada uno de los mecanismos de accionamiento de pitch 32 se puede acoplar comunicativamente a una red eléctrica 45 así como a un banco de ultracondensadores 72. Más específicamente, como se muestra, un banco de ultracondensadores 72 asociado con cada mecanismo de accionamiento de pitch 32 se puede almacenar en un armario 74. En algunos modos de realización, el armario 74 puede ser un recipiente aislado térmicamente.
[0035] Durante la operación normal de la turbina eólica 10, un convertidor de potencia principal 76 de la turbina eólica 10 (FIG. 1) recibe potencia de corriente alterna (CA) de la red eléctrica 45 y convierte la potencia de CA en potencia de CA adecuada para accionar los motores de accionamiento de pitch 33 (por ejemplo, motores de CA) de cada mecanismo de accionamiento de pitch 32. Adicionalmente, el convertidor de potencia principal 76 puede convertir potencia de CA recibida de la red eléctrica 45 en potencia de corriente continua (CC) adecuada para cargar los ultracondensadores de banco 72. Como se analizará a continuación con más detalle, en algunos casos (por ejemplo, evento de red adverso o pérdida de red), los motores de accionamiento de pitch 33 se pueden accionar por el banco de ultracondensadores 72.
[0036] Cuando el pitcheo de las palas de rotor 22 se basa en el banco de ultracondensadores 72 (es decir, debido a una pérdida de red), es importante garantizar que el banco de ultracondensadores 72 pueda operar cuando sea necesario. Por tanto, como se analizará a continuación con más detalle, el dispositivo de control 60 (FIG. 3) se configura para implementar una estrategia de control para monitorizar el banco de ultracondensadores 72 para reducir o eliminar el potencial de cargas dañinas que se produce durante un evento de red adverso de la turbina eólica 10 o cualquier otro escenario donde se use el banco de ultracondensadores para pitchear las palas de rotor 22.
[0037] La FIG. 5 representa un modo de realización de ejemplo del convertidor de potencia principal 76 de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. El convertidor de potencia principal 76 puede incluir un rectificador de CA 78 configurado para recibir potencia de CA de la red eléctrica 45 a un primer voltaje de CA y convertir el primer voltaje de CA en potencia de CC a un primer voltaje de CC. Adicionalmente, el rectificador de CA 78 se puede acoplar a un inversor de potencia 80 del convertidor de potencia principal 76. Más específicamente, el rectificador de CA 78 se puede acoplar al inversor de potencia 80 por medio de uno o más conductores (por ejemplo, cables). De esta manera, la salida (por ejemplo, potencia de CC en el primer voltaje de CC) del rectificador de CA 78 se puede proporcionar al inversor de potencia 80. Como se muestra, el convertidor de potencia principal 76 puede incluir uno o más condensadores 82 (por ejemplo, condensadores electrolíticos) acoplados entre la salida del rectificador de CA 78 y la entrada del inversor de potencia 80. En modos de realización de ejemplo, el uno o más condensadores 82 se pueden configurar para reducir o eliminar el ruido asociado con la potencia de CC que el rectificador de CA 78 proporciona al inversor de potencia 80.
[0038] El inversor de potencia 80 se puede configurar para convertir la potencia de CC en el primer voltaje de CC en potencia de CA en un segundo voltaje de CA. En modos de realización de ejemplo, el segundo voltaje de CA puede ser diferente (por ejemplo, mayor que o menor que) del primer voltaje de CA asociado con la potencia de CA que el rectificador de CA 78 recibe de la red eléctrica 45. Como se muestra, la salida (por ejemplo, potencia de CA en el segundo voltaje de CA) se puede proporcionar al motor de accionamiento de pitch 33 de los mecanismos de accionamiento de pitch 32 (FIG. 4).
[0039] El convertidor de potencia principal 76 puede incluir un convertidor de potencia CC a CC 84. Como se muestra, el convertidor de potencia 84 se puede acoplar a uno o más terminales de entrada (por ejemplo, cables) asociados con el inversor de potencia 80. De esta manera, el convertidor de potencia 84 puede recibir la potencia de CC en el primer voltaje de CC. Adicionalmente, el convertidor de potencia 84 se puede acoplar al banco de ultracondensadores 72. En modos de realización de ejemplo, el convertidor de potencia 84 puede convertir la potencia de CC en el primer voltaje de CC en potencia de CC en un segundo voltaje de CC que es adecuado para cargar el banco de ultracondensadores 72. Se debe apreciar que el segundo voltaje de CC puede ser diferente (por ejemplo, menor que o mayor que) que el primer voltaje de CC.
[0040] La FIG. 6 representa el banco de ultracondensadores 72 de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. Como se muestra, el banco de ultracondensadores 72 puede incluir una pluralidad de segmentos. Por ejemplo, el banco de condensadores 72 representado en la FIG. 6 incluye un primer segmento 90, un segundo segmento 92, un tercer segmento 94, un cuarto segmento 96 y un quinto segmento 98. En otros modos de realización, el banco de ultracondensadores 72 puede incluir más o menos segmentos. Por ejemplo, en algunos modos de realización, el banco de ultracondensadores 72 puede incluir ocho segmentos.
[0041] Como se muestra, cada segmento de la pluralidad de segmentos puede incluir un par de ultracondensadores C dispuestos en una configuración en serie. En otros modos de realización, cada segmento puede incluir más o menos ultracondensadores C. Adicionalmente, los ultracondensadores C dentro de cada segmento se pueden disponer en cualquier configuración adecuada. Por ejemplo, en algunos modos de realización, los ultracondensadores C incluidos en cada uno de los segmentos se pueden disponer en una configuración paralela.
[0042] En modos de realización de ejemplo, la pluralidad de segmentos se puede acoplar entre sí en sucesión. Por ejemplo, el primer segmento se puede acoplar al convertidor de potencia CC/CC 84 del convertidor de potencia principal 76 (FIG. 5); el segundo segmento 92 se puede acoplar al primer segmento 90; el tercer segmento 94 se puede acoplar al segundo segmento 92; el cuarto segmento 96 se puede acoplar al tercer segmento 94; y el quinto segmento 98 se puede acoplar al cuarto segmento 96. En modos de realización de ejemplo, el quinto segmento 98 se puede acoplar a un convertidor de potencia secundario 88 de la turbina eólica 10 (FIG. 1). Como se muestra en la FIG. 5, el convertidor de potencia secundario 88 se puede acoplar entre el banco de ultracondensadores 72 y el motor 33 (FIG. 4) del mecanismo de accionamiento de pitch 32 (FIG. 4). En modos de realización de ejemplo, el convertidor de potencia secundario 88 puede recibir potencia de CC del banco de ultracondensadores 72 y convertir la potencia de CC en potencia de CA adecuada para accionar el motor 33 (FIG. 4).
[0043] La FIG. 7 representa un ejemplo de sistema 100 para monitorizar el banco de ultracondensadores 72 de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. El sistema 100 puede incluir un primer elemento de conmutación 110, tal como uno o más relés, transistores u otros elementos de conmutación que se pueden controlar para que estén en un estado conductor o estado no conductor. En modos de realización de ejemplo, un dispositivo de control 60 del sistema 100 se puede configurar para controlar la operación del primer elemento de conmutación 110 para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores 72 a una carga resistiva 120 del sistema 100. En algunos modos de realización, la carga resistiva 120 puede ser el convertidor de potencia secundario 88 (FIG. 4) acoplado entre el banco de ultracondensadores 72 y el motor de pitch 33 (FIG. 4) de los mecanismos de accionamiento de pitch 32 (FIG. 4). Cuando el banco de ultracondensadores 72 se acopla a la carga resistiva 120 por medio del primer elemento de conmutación 110, se debe apreciar que el banco de ultracondensadores 72 descarga potencia eléctrica (por ejemplo, potencia de CC) a través de la carga resistiva 120.
[0044] Como se muestra, el sistema 100 puede incluir un segundo elemento de conmutación 112, tal como uno o más relés, transistores u otros elementos de conmutación que se pueden controlar para que estén en estado conductor o estado no conductor. En modos de realización de ejemplo, el dispositivo de control 60 se puede configurar para controlar la operación del segundo elemento de conmutación 112 para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores 72 a un circuito de carga 130 del sistema 100. En algunos modos de realización, el circuito de carga 130 puede ser el convertidor de potencia CC/CC 84 (FIG. 5) del convertidor de potencia principal 76 (FIG. 5). Cuando el banco de ultracondensadores 72 se acopla al circuito de carga 130, se debe apreciar que la potencia eléctrica (por ejemplo, potencia de CC) se puede suministrar desde el circuito de carga 130 al banco de ultracondensadores 72. De esta manera, el banco de ultracondensadores 72 se puede cargar de un primer voltaje a un segundo voltaje que es mayor que el primero.
[0045] En referencia ahora a las FIGS. 7 y 8 en combinación, el sistema 100 puede incluir uno o más sensores de voltaje 158. Como se muestra, el uno o más sensores de voltaje 158 se pueden configurar para monitorizar diversos voltajes asociados con el banco de ultracondensadores 72. Por ejemplo, el uno o más sensores de voltaje 158 se pueden configurar para monitorizar un voltaje asociado con cada segmento de la pluralidad de segmentos (por ejemplo, primer segmento 90, segundo segmento 92, tercer segmento 94, cuarto segmento 96 y quinto segmento 98). Más específicamente, los sensores de voltaje 158 se pueden configurar para monitorizar un primer voltaje Vsi asociado con el primer segmento 90, un segundo voltaje VS2 asociado con el segundo segmento 92, un tercer voltaje Vs3 asociado con el tercer segmento 94, un cuarto voltaje Vs4 asociado con el cuarto segmento 96, y un quinto voltaje V5 asociado con el quinto segmento 98. De forma alternativa y/o adicionalmente, se puede configurar un sensor de voltaje 158 para monitorizar un voltaje total Vtotal del banco de ultracondensadores 72. En algunos modos de realización, el voltaje total Vtotal monitorizado por el sensor de voltaje 158 puede corresponder a la suma de los voltajes asociados con cada uno de los segmentos.
[0046] Como se muestra, el sistema 100 puede incluir un sensor de corriente 159 configurado para monitorizar una corriente de salida/corriente de descarga (IL) del banco de ultracondensadores 72 a través de la carga resistiva 120. Adicionalmente, el uno o más sensores de voltaje 158 se pueden configurar para monitorizar un voltaje de salida/voltaje de descarga Vl del banco de ultracondensadores 72 durante la descarga del banco de ultracondensadores 72 a través de la carga resistiva 120. Como se analizará a continuación con más detalle, el dispositivo de control 60 se puede configurar para determinar una capacitancia del banco de ultracondensadores 72 en base, al menos en parte, a la corriente de descarga IL y una tasa de descarga asociada con el banco de ultracondensadores 72. Por ejemplo, el dispositivo de control 60 puede ejecutar instrucciones legibles por ordenador almacenadas en una memoria para realizar operaciones para determinar una capacitancia del banco de ultracondensadores 72.
[0047] En referencia ahora a la FIG. 9, se proporciona un diagrama de flujo de un procedimiento 200 para monitorizar un banco de ultracondensadores usado para alimentar un sistema de pitch de una turbina eólica de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. se debe apreciar que el procedimiento 200 se puede implementar usando cualquier dispositivo de control adecuado (por ejemplo, controlador de pitch) de la turbina eólica analizada anteriormente con referencia a las FIGS. 1-3. La FIG. 9 representa las etapas realizadas en un orden particular para propósitos de ilustración y análisis. Los expertos en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, comprenderán que las diversas etapas del procedimiento 200 se pueden adaptar, modificar, reordenar, realizar simultáneamente sin desviarse del alcance de la presente divulgación.
[0048] En (202), el procedimiento 200 incluye obtener, por uno o más dispositivos de control, datos indicativos de un voltaje asociado con el banco de ultracondensadores. En modos de realización de ejemplo, los datos pueden ser indicativos de un voltaje total Vtotal (FIG. 8) del banco de ultracondensadores. De forma alternativa y/o adicionalmente, los datos pueden ser indicativos de un voltaje (por ejemplo, Vsi, Vs2, Vs3, Vs4, Vs5 de la FIG. 8) asociado con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos incluidos en el banco de ultracondensadores.
[0049] En (204), el procedimiento 200 incluye llevar a cabo, por el uno o más dispositivos de control, una operación de prueba del banco de ultracondensadores para determinar una capacitancia asociada con el banco de ultracondensadores. La operación de prueba se puede llevar a cabo usando, por ejemplo, el sistema analizado anteriormente con referencia a las FIGs . 7 y 8. En algunos modos de realización, el uno o más dispositivos de control se pueden configurar para llevar a cabo la operación de prueba en intervalos de tiempo predefinidos.
[0050] En (206), el procedimiento 200 incluye realizar, por el uno o más dispositivos de control, una o más acciones de control en base al voltaje obtenido en (202) o la capacitancia determinada en (204).
[0051] En referencia ahora a la FIG. 10, un diagrama de flujo que ilustra un modo de realización de ejemplo de la operación de prueba realizada en (204) de la FIG. 9 se proporciona de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. Se debe apreciar que cualquier dispositivo de control adecuado (por ejemplo, controlador de pitch) de la turbina eólica analizada anteriormente con referencia a las FIGS. 1-3 se puede configurar para implementar la operación de prueba. También se debe apreciar que el sistema descrito anteriormente con referencia a las FIGS. 7 y 8 se puede configurar para implementar la operación de prueba.
[0052] En (302), la operación de prueba incluye acoplar el banco de ultracondensadores a un circuito de carga para cargar el banco de ultracondensadores a un voltaje de carga Vchg que es mayor que un voltaje nominal Vnom en una cantidad predeterminada (por ejemplo, aproximadamente 10 voltios). El voltaje nominal Vnom puede corresponder, en algunos modos de realización, a un voltaje necesario para operar el motor de pitch de CA del sistema de pitch. En modos de realización de ejemplo, el uno o más dispositivos de control se pueden configurar para realizar una acción de control asociada con controlar la operación de un elemento de conmutación usado para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores al circuito de carga.
[0053] En (304), la operación de prueba incluye acoplar el banco de ultracondensadores a una carga resistiva. En modos de realización de ejemplo, el uno o más dispositivos de control pueden realizar una acción de control asociada con controlar la operación de un elemento de conmutación usado para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores a la carga resistiva. Cuando el banco de ultracondensadores se acopla a la carga resistiva, se debe apreciar que el banco de ultracondensadores se puede descargar a través de la carga resistiva.
[0054] En (306), la operación de prueba incluye obtener, por el uno o más dispositivos de control, datos indicativos de una corriente de descarga del banco de ultracondensadores durante la descarga a través de la carga en (304). En modos de realización de ejemplo, los datos indicativos de la corriente de descarga se pueden obtener de uno o más sensores de corriente del sistema descrito anteriormente con referencia a las FIGS. 7 y 8.
[0055] En (308), la operación de prueba incluye obtener, por el uno o más dispositivos de control, datos indicativos de una tasa de descarga del banco de ultracondensadores durante la descarga a través de la carga en (304). Se debe apreciar que la tasa de descarga del banco de ultracondensadores puede ser una función de al menos la carga resistiva.
[0056] En (310), la operación de prueba incluye determinar, por el uno o más dispositivos de control, si el voltaje del banco de ultracondensadores vuelve al voltaje nominal Vnom dentro de una cantidad de tiempo predeterminada después de acoplar el banco de ultracondensadores a la carga resistiva en (306). En modos de realización de ejemplo, la cantidad de tiempo predeterminada puede ser de aproximadamente 2 segundos. Si el voltaje del banco de ultracondensadores no vuelve al voltaje nominal Vnom dentro de la cantidad de tiempo predeterminada, la operación de prueba prosigue a (312). De otro modo, la operación de prueba prosigue a (314).
[0057] En (312), la operación de prueba 300 incluye realizar, por el uno o más dispositivos de control, una acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla asociada con el banco de ultracondensadores. Más específicamente, la condición de falla puede indicar la aparición de una pérdida de capacitancia que requiere el apagado de la turbina eólica. En dichos modos de realización, el uno o más dispositivos de control se pueden configurar para realizar una acción de control adicional asociada con apagar la turbina eólica. De esta manera, se puede evitar una avería potencial al banco de ultracondensadores u otros componentes de la turbina eólica.
[0058] En (314), la operación de prueba incluye determinar, por el uno o más dispositivos de control, una capacitancia del banco de ultracondensadores en base, al menos en parte, a los datos indicativos de la corriente de descarga obtenidos en (306) y los datos indicativos de la tasa de descarga del banco de condensadores obtenidos en (308). En modos de realización de ejemplo, la capacitancia puede incluir una capacitancia total CTOTAL del banco de ultracondensadores. De forma alternativa y/o adicionalmente, la capacitancia puede incluir una capacitancia asociada con cada segmento de la pluralidad de segmentos incluidos en el banco de ultracondensadores. Tras determinar la capacitancia del banco de ultracondensadores, la operación de prueba concluye, y el uno o más dispositivos de control pueden realizar una o más acciones de control en base, al menos en parte, a la capacitancia determinada en (314).
[0059] Como ejemplo, si la capacitancia total Ctotal determinada en (314) es menor que un primer valor umbral (por ejemplo, aproximadamente un 82 por ciento de una capacitancia nominal CNOM asociada con el banco de ultracondensadores), a continuación una o más acciones de control realizadas en (206) de la FIG. 9 pueden incluir una acción de control asociada con proporcionar una notificación o alerta que indica una pérdida de capacitancia asociada con el banco de ultracondensadores. En algunos modos de realización, la notificación o alerta puede indicar que es necesario realizar una acción de mantenimiento (por ejemplo, reparar o reemplazar) en el banco de ultracondensadores.
[0060] Como otro ejemplo, si la capacitancia total Ctotal determinada en (314) es menor que un segundo valor umbral (por ejemplo, aproximadamente un 80 por ciento de la capacitancia nominal CNOM), a continuación una o más acciones de control realizadas en (206) pueden incluir una primera acción de control asociada con proporcionar una notificación que indica una condición de falla asociada con el banco de ultracondensadores. Más específicamente, la condición de falla puede corresponder a una condición de falla por pérdida de capacitancia que requiere el apagado de la turbina eólica. Además, la una o más acciones de control realizadas en (206) pueden incluir una segunda acción de control asociada con apagar la turbina eólica.
[0061] Aún como otro ejemplo, si, en (314), la capacitancia determinada para uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos del banco de ultracondensadores es menor que aproximadamente un 20 por ciento de la capacitancia nominal, a continuación la una o más acciones de control realizadas en (206) pueden incluir una primera acción de control asociada con proporcionar una notificación que indica una condición de falla asociada con el banco de ultracondensadores. Más específicamente, la condición de falla puede corresponder a una condición de falla por pérdida de capacitancia que requiere el apagado de la turbina eólica. Además, la una o más acciones de control realizadas en (206) pueden incluir una segunda acción de control asociada con apagar la turbina eólica.
[0062] En referencia ahora a la FIG. 11, un diagrama de flujo de un procedimiento para determinar una o más acciones de control para realizar en (206) de la FIG. 9 se proporciona de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. Se debe apreciar que cualquier dispositivo de control adecuado (por ejemplo, controlador de pitch) de la turbina eólica analizada anteriormente con referencia a las FIGS. 1-3 puede implementar la una o más acción de control representada en la FIG. 11.
[0063] En (402), el procedimiento incluye determinar, por el uno o más dispositivos de control, si el voltaje total Vtotal obtenido en (202) de la FIG. 9 es menor que un primer voltaje umbral V1 indicativo del rendimiento del banco de ultracondensadores. En modos de realización de ejemplo, el primer voltaje umbral V1 puede corresponder a un voltaje necesario para operar un motor de pitch del sistema de pitch. Por ejemplo, el primer voltaje umbral puede ser de aproximadamente 470 voltios. Si el voltaje total Vtotal es menor que el primer voltaje umbral V1 , el procedimiento prosigue a (404). De otro modo, el procedimiento prosigue a (406).
[0064] En (404), el procedimiento incluye realizar, por el uno o más dispositivos de control, una primera acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla asociada con el banco de ultracondensadores. Más específicamente, la condición de falla puede indicar la aparición de una condición de subvoltaje asociada con el banco de ultracondensadores. Adicionalmente, el procedimiento incluye realizar una segunda acción de control asociada con apagar la turbina eólica para evitar una avería potencial al banco de ultracondensadores. Después de realizar estas acciones de control, el procedimiento continúa en (418).
[0065] En (406), el procedimiento incluye determinar, por el uno o más dispositivos de control, si el voltaje total Vtotal es menor que un segundo voltaje umbral V2 que es mayor que el primer voltaje umbral V1. En modos de realización de ejemplo, el segundo voltaje umbral V2 puede ser de aproximadamente 478 voltios. Si el voltaje total Vtotal es menor que el segundo voltaje umbral V2 , el diagrama de flujo prosigue a (408). De otro modo, el procedimiento prosigue a (410).
[0066] En (408), el procedimiento incluye realizar, por el uno o más dispositivos de control, una acción de control asociada con cargar el banco de ultracondensadores. En modos de realización de ejemplo, la acción de control se puede asociar con controlar la operación de un elemento de conmutación usado para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores al circuito de carga. De esta manera, el circuito de carga puede suministrar potencia eléctrica (por ejemplo, potencia de CC) al banco de ultracondensadores. Una vez que el banco de ultracondensadores se acopla al circuito de carga, el diagrama de flujo vuelve a (202) de la f Ig . 9 para obtener lecturas de voltaje adicionales.
[0067] En (410), el procedimiento incluye determinar, por el uno o más dispositivos de control, si el voltaje total Vtotal es menor que un tercer voltaje umbral V3 que es mayor que el segundo voltaje umbral V2. En modos de realización de ejemplo, el tercer voltaje umbral V3 puede indicar que el banco de ultracondensadores está completamente cargado. Por ejemplo, el tercer voltaje umbral V3 puede ser de aproximadamente 482 voltios. Si el voltaje total Vtotal es menor que el tercer voltaje umbral V3 , el diagrama de flujo vuelve a (202) de la FIG. 9. Se debe apreciar que el banco de ultracondensadores puede permanecer acoplado al circuito de carga hasta que el voltaje total Vtotal del banco de ultracondensadores es al menos mayor que el tercer voltaje umbral V3.
[0068] En (412), el procedimiento incluye determinar, por el uno o más dispositivos de control, si el voltaje total VToTAL es mayor que un cuarto voltaje umbral que es mayor que el tercer voltaje umbral V3. En modos de realización de ejemplo, el cuarto voltaje umbral V4 puede corresponder a un voltaje de diseño para el banco de ultracondensadores. Por ejemplo, en algunos modos de realización, el cuarto voltaje umbral V4 puede ser de aproximadamente 520 voltios. En modos de realización de ejemplo, el voltaje de diseño puede ser menor que el voltaje de régimen del banco de ultracondensadores. Si el voltaje total Vtotal no es mayor que el cuarto voltaje umbral V4, el procedimiento prosigue a (414). De otro modo, el procedimiento prosigue a (416).
[0069] En (414), el procedimiento incluye realizar, por el uno o más dispositivos de control, una acción de control asociada con el desacoplamiento del banco de ultracondensadores del circuito de carga. En modos de realización de ejemplo, la acción de control se puede asociar con controlar la operación de un elemento de conmutación (por ejemplo, el segundo elemento de conmutación de la FIG. 7) usado para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores al circuito de carga. Una vez que el banco de ultracondensadores se desacopla del circuito de carga por medio de la operación del elemento de conmutación, el procedimiento prosigue a (418).
[0070] En (416), el procedimiento incluye realizar, por el uno o más dispositivos, una primera acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla asociada con el banco de ultracondensadores. Más específicamente, la condición de falla puede indicar la aparición de una condición de sobrevoltaje que requiere que la turbina eólica se apague. Como tal, el procedimiento puede incluir además realizar una segunda acción de control asociada con apagar la turbina eólica para evitar una avería potencial al banco de ultracondensadores. Después de realizar estas notificaciones en (416), el procedimiento continúa en (418).
[0071] En (418), el procedimiento puede continuar. Por ejemplo, el procedimiento puede volver a (402) después de que transcurra una cantidad de tiempo predeterminada. De esta manera, el procedimiento se puede llevar a cabo múltiples veces para reducir o eliminar escenarios en los que se produce una pérdida de red y el banco de ultracondensadores no puede pitchear las palas según sea necesario.
[0072] En referencia ahora a la FIG. 12, un diagrama de flujo de un procedimiento para determinar una o más acciones de control para realizar en (206) de la FIG. 9 se proporciona de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. Se debe apreciar que el procedimiento se puede implementar usando cualquier dispositivo de control adecuado (por ejemplo, controlador de pitch) de la turbina eólica analizada anteriormente con referencia a las FIGS. 1-3.
[0073] En (502), el procedimiento incluye obtener, por el uno o más dispositivos de control, un voltaje asociado con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos incluidos en el banco de ultracondensadores. En modos de realización de ejemplo, el voltaje asociado con cada uno de la pluralidad de segmentos se puede obtener por medio de los sensores de voltaje del sistema descrito anteriormente con referencia a las FIGS. 7 y 8.
[0074] En (504), el procedimiento incluye determinar, por el uno o más dispositivos de control, un voltaje de referencia Vref en base, al menos en parte, al voltaje total Vtotal del banco de ultracondensadores y el número total de segmentos N incluidos en el banco de ultracondensadores. Por ejemplo, el voltaje de referencia se puede calcular como se muestra a continuación en la ecuación 1:
VTOTAL
Ecuación I
V rE F =“ "S_
[0075] En (506), el procedimiento incluye determinar, por el uno o más dispositivos de control, si cualquiera de los voltajes obtenidos en (502) para cada uno de la pluralidad de segmentos difiere del voltaje de referencia en más de una cantidad predefinida. En modos de realización de ejemplo, la cantidad predefinida puede ser de aproximadamente un 10 por ciento. Si cualquiera de los voltajes difiere del voltaje de referencia en más de la cantidad predefinida, el procedimiento prosigue a (508). De otro modo, el procedimiento prosigue a (510).
[0076] En (508), el procedimiento incluye realizar, por el uno o más dispositivos, una acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla asociada con el banco de ultracondensadores. En algunos modos de realización, la notificación puede indicar que es necesario realizar una acción de mantenimiento (por ejemplo, reparar o reemplazar) en el banco de ultracondensadores. En modos de realización alternativos, la condición de falla puede corresponder a una condición de falla por pérdida de capacitancia que requiere el apagado de la turbina eólica. En dichos modos de realización, el procedimiento incluye realizar una acción de control adicional asociada con apagar la turbina eólica para evitar una avería potencial al banco de ultracondensadores. Después de realizar la una o más acciones de control, el procedimiento continúa en (510).
[0077] En (510), el procedimiento puede continuar. Por ejemplo, el procedimiento puede volver a (502) después de que transcurra una cantidad de tiempo predeterminada. De esta manera, el procedimiento se puede llevar a cabo múltiples veces para reducir o eliminar escenarios en los que se produce una pérdida de red y el banco de ultracondensadores no puede pitchear las palas según sea necesario.
[0078] En referencia ahora a la FIG. 13, un diagrama de flujo de otro modo de realización de ejemplo de la operación de prueba realizada en (204) de la FIG. 9 se proporciona de acuerdo con la presente divulgación. Se debe apreciar que cualquier dispositivo de control adecuado (por ejemplo, controlador de pitch) de la turbina eólica analizada anteriormente con referencia a las FIGS. 1-3 se puede configurar para implementar la operación de prueba de la FIG. 13. También se debe apreciar que el sistema descrito anteriormente con referencia a las FIGS. 7 y 8 se puede usar para implementar la operación de prueba. Además, aunque la FIG. 13 representa las etapas realizadas en un orden particular con propósitos de ilustración y análisis, los expertos en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, comprenderán que diversas etapas de la operación de prueba se pueden adaptar, modificar, reordenar, realizar simultáneamente o modificar de diversas formas.
[0079] En (602), la operación de prueba incluye acoplar el banco de ultracondensadores a un circuito de carga para cargar el banco de ultracondensadores a un voltaje de carga VCHG. En modos de realización de ejemplo, el voltaje de carga VCHG puede ser mayor que un voltaje nominal VNOM en una cantidad predeterminada (por ejemplo, aproximadamente 10 voltios). El voltaje nominal Vnom puede corresponder, en algunos modos de realización, a un voltaje necesario para operar un motor de pitch del sistema de pitch. En modos de realización de ejemplo, el uno o más dispositivos de control se pueden configurar para generar una acción de control asociada con controlar la operación de un elemento de conmutación usado para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores al circuito de carga. De esta manera, el banco de ultracondensadores se puede acoplar al circuito de carga por medio del elemento de conmutación. Después de que se carga el banco de ultracondensadores al voltaje de carga Vchg, la operación de prueba prosigue a (604).
[0080] En (604), la operación de prueba incluye obtener datos indicativos de un voltaje inicial Vi asociado con el ultracondensador. En modos de realización de ejemplo, el voltaje inicial Vi puede corresponder a un voltaje total (por ejemplo, Vtotal de la FIG. 8) del banco de ultracondensadores. De forma alternativa y/o adicionalmente, los datos pueden ser indicativos de un voltaje (por ejemplo, Vsi, Vs2, Vs3, Vs4, Vs5 de la FIG. 8) asociado con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos incluidos en el banco de ultracondensadores. Tras obtener los datos indicativos del voltaje inicial Vi, la operación de prueba prosigue a (606).
[0081] En (606), la operación de prueba incluye desacoplar el banco de ultracondensadores del circuito de carga. En modos de realización de ejemplo, el uno o más dispositivos de control se pueden configurar para generar una acción de control asociada con controlar la operación del elemento de conmutación (por ejemplo, el segundo conmutador 112 de la FIG. 7) usado para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores al circuito de carga. De esta manera el banco de ultracondensadores se puede desacoplar del circuito de carga.
[0082] En (608), la operación de prueba incluye acoplar el banco de ultracondensadores a la carga resistiva durante una cantidad de tiempo predeterminada. En modos de realización de ejemplo, el uno o más dispositivos de control pueden generar una acción de control asociada con controlar la operación de un elemento de conmutación (por ejemplo, el primer conmutador 110 de la FIG. 7) usado para acoplar selectivamente el banco de ultracondensadores a la carga resistiva. De esta manera, el banco de ultracondensadores se puede acoplar a la carga resistiva por medio del elemento de conmutación. Cuando el banco de ultracondensadores se acopla a la carga resistiva por medio del elemento de conmutación, se debe apreciar que el banco de ultracondensadores descarga a través de la carga resistiva.
[0083] En (610), la operación de prueba incluye obtener datos indicativos de una corriente de descarga promedio Iavg del banco de ultracondensadores durante la descarga a través de la carga resistiva. En modos de realización de ejemplo, el uno o más dispositivos de control pueden obtener los datos indicativos de la corriente de descarga promedio Iavg por medio de uno o más sensores de corriente (por ejemplo, el sensor de corriente 159 de la FIG. 7). Después de que el banco de ultracondensadores se haya acoplado a la carga resistiva durante la cantidad de tiempo predeterminada, la operación de prueba prosigue a (612).
[0084] En (612), la operación de prueba incluye obtener datos indicativos de un voltaje final Vf asociado con el banco de ultracondensadores. En modos de realización de ejemplo, los datos indicativos del voltaje final Vf pueden corresponder al voltaje total (por ejemplo, Vtotal de la FIG. 8) del banco de ultracondensadores. De forma alternativa y/o adicionalmente, los datos indicativos del voltaje final Vf pueden corresponder a un voltaje (por ejemplo, Vsi, Vs2, Vs3, Vs4, Vs5, de la FIG. 8) asociado con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos incluidos en el banco de ultracondensadores. Tras obtener los datos indicativos del voltaje final Vf, la operación de prueba prosigue a (614).
[0085] En (614), la operación de prueba incluye determinar una capacitancia del banco de ultracondensadores. Por ejemplo, la capacitancia puede ser indicativa de una capacitancia total Ctotal del banco de ultracondensadores. Más específicamente, la capacitancia total se puede determinar como se muestra a continuación en la ecuación 2:
Figure imgf000013_0001
Ecuación 2
donde t corresponde a la cantidad de tiempo predeterminada que el banco de ultracondensadores se acopla a la carga resistiva, Iavg corresponde a la corriente de descarga promedio del banco de ultracondensadores durante la descarga a través de la carga resistiva, Vtf corresponde al voltaje total final obtenido en (612), y Vti corresponde al voltaje total inicial obtenido en (604).
[0086] De forma alternativa y/o adicionalmente, la capacitancia determinada en (614) puede ser indicativa de una capacitancia Cs asociada con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos incluidos en el banco de ultracondensadores. Más específicamente, la capacitancia Cs para un segmento S del banco de ultracondensadores se puede determinar como se muestra a continuación en la ecuación 3:
t«IAVC
Cs = VSF-VSt Ecuación 3
donde Vsf corresponde al voltaje final obtenido para el segmento S en (612), y Vsi corresponde al voltaje inicial obtenido para el segmento S en (604). Después de determinar la capacitancia (por ejemplo, Ctotal y/o Cs) en (614), la operación de prueba concluye y el uno o más dispositivos de control pueden realizar una o más acciones de control en base, al menos en parte, a la capacitancia determinada en (614). De forma alternativa y/o adicionalmente, la operación de prueba puede volver a (602).
[0087] Como ejemplo, si la capacitancia total Ctotal determinada en (614) es menor que un primer valor umbral (por ejemplo, aproximadamente un 82 por ciento de una capacitancia nominal Cnom asociada con el banco de ultracondensadores), a continuación una o más acciones de control realizadas en (206) de la FIG. 9 pueden incluir una acción de control asociada con proporcionar una notificación o alerta que indica una pérdida de capacitancia asociada con el banco de ultracondensadores. En algunos modos de realización, la notificación o alerta puede indicar que es necesario realizar una acción de mantenimiento (por ejemplo, reparar o reemplazar) en el banco de ultracondensadores.
[0088] Como otro ejemplo, si la capacitancia total Ctotal determinada en (614) es menor que un segundo valor umbral (por ejemplo, aproximadamente un 80 por ciento de la capacitancia nominal Cnom), una o más acciones de control realizadas en (206) pueden incluir una primera acción de control asociada con proporcionar una notificación que indica una condición de falla asociada con el banco de ultracondensadores. Más específicamente, la condición de falla puede corresponder a una condición de falla por pérdida de capacitancia que requiere el apagado de la turbina eólica. Además, la una o más acciones de control realizadas en (206) pueden incluir una segunda acción de control asociada con apagar la turbina eólica.
[0089] Aún como otro ejemplo, si, en (614), la capacitancia determinada para uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos del banco de ultracondensadores es menor que aproximadamente un 20 por ciento de la capacitancia nominal, la una o más acciones de control realizadas en (206) pueden incluir una primera acción de control asociada con proporcionar una notificación que indica una condición de falla asociada con el banco de ultracondensadores. Más específicamente, la condición de falla puede corresponder a una condición de falla por pérdida de capacitancia que requiere el apagado de la turbina eólica. Además, la una o más acciones de control realizadas en (206) pueden incluir una segunda acción de control asociada con apagar la turbina eólica.
[0090] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar aspectos de la invención, definidos por las reivindicaciones adjuntas, incluyendo el mejor modo, y también para permitir que cualquier experto en la técnica practique la invención, incluyendo fabricar y usar cualquier dispositivo o sistema y realizar cualquier procedimiento incorporado.

Claims (1)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Un procedimiento (200) para monitorizar un banco de ultracondensadores configurado para alimentar un motor de pitch de corriente alterna (CA) de un sistema de pitch en una turbina eólica, comprendiendo el banco de ultracondensadores una pluralidad de segmentos, comprendiendo cada segmento de la pluralidad de segmentos uno o más ultracondensadores, comprendiendo el procedimiento:
    (202) obtener, por uno o más dispositivos de control, datos indicativos de un voltaje asociado con los ultracondensadores que comprenden datos indicativos de un voltaje total a través de los ultracondensadores;
    (204) llevar a cabo, por el uno o más dispositivos de control, una operación de prueba de los ultracondensadores a intervalos de tiempo predeterminados para determinar una capacitancia asociada con los ultracondensadores; comprendiendo además la operación de prueba:
    (302) acoplar los ultracondensadores a un circuito de carga para cargar los ultracondensadores a un voltaje de carga que es mayor que un voltaje nominal de los ultracondensadores en una cantidad predefinida;
    (304) en respuesta a cargar los ultracondensadores al voltaje de carga, acoplar los ultracondensadores a una carga resistiva de modo que los ultracondensadores se descargan a través de la carga;
    (306, 308) obtener, por el uno o más dispositivos de control, datos durante la descarga a través de la carga, los datos indicativos de al menos una de una tasa de descarga de los ultracondensadores y una corriente de descarga de los ultracondensadores; y
    (314) determinar, por el uno o más dispositivos de control, la capacitancia asociada con los ultracondensadores en base, al menos en parte, a los datos obtenidos durante la descarga a través de la carga; y
    (206) realizar, por el uno o más dispositivos de control, una o más acciones de control en base, al menos en parte, a la capacitancia o los datos indicativos del voltaje.
    2. El procedimiento (402,404) de la reivindicación 1, en el que cuando el voltaje total es menor que un primer voltaje umbral indicativo de un voltaje necesario para operar el motor de pitch de CA, realizar una o más acciones de control en base al voltaje total comprende realizar al menos una de una primera acción de control y una segunda acción de control, la primera acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla asociada con los ultracondensadores, la segunda acción de control asociada con apagar la turbina eólica.
    3. El procedimiento (406,408) de la reivindicación 2, en el que cuando el voltaje total es mayor que el primer voltaje umbral pero menor que un segundo voltaje umbral indicativo de que el banco de ultracondensadores está completamente cargado, realizar una o más acciones de control en base al voltaje total comprende realizar una acción de control asociada con acoplar los ultracondensadores a un circuito de carga para cargar los ultracondensadores.
    4. El procedimiento (200) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que cuando el voltaje total es mayor que un voltaje umbral indicativo de un voltaje de diseño para los ultracondensadores, realizar una o más acciones de control en base al voltaje total comprende realizar al menos una de una primera acción de control y una segunda acción de control, la primera acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla asociada con los ultracondensadores, la segunda acción de control asociada con apagar la turbina eólica.
    5. El procedimiento (206) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que los datos indicativos del voltaje comprenden además datos indicativos de un voltaje asociado con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos del banco de ultracondensadores.
    6. El procedimiento de la reivindicación 5, en el que el procedimiento comprende además:
    (504) determinar, por el uno o más dispositivos de control, un voltaje de referencia en base, al menos en parte, al número de segmentos incluidos en el banco de ultracondensadores y el voltaje total; y (506) determinar, por el uno o más dispositivos de control, si el voltaje asociado con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos difiere o no del voltaje de referencia en más de la cantidad predeterminada.
    7. El procedimiento (508) de la reivindicación 6, en el que cuando el voltaje asociado con uno o más segmentos de la pluralidad de segmentos difiere del voltaje de referencia en más de la cantidad predeterminada, realizar una o más acciones de control en base al voltaje asociado con cada segmento de la pluralidad de segmentos comprende realizar una acción de control asociada con proporcionar una notificación indicativa de una condición de falla asociada con los ultracondensadores.
    8. El procedimiento (310) de cualquiera de las reivindicaciones previas, que comprende además determinar, por el uno o más dispositivos de control, si descargar los ultracondensadores a través de la carga reduce un voltaje de los ultracondensadores al voltaje nominal dentro de una cantidad de tiempo predeterminada después de acoplar los ultracondensadores a la carga.
    9. El procedimiento (310) de la reivindicación 8, en el que determinar la capacitancia asociada con los ultracondensadores se produce en respuesta a determinar que el voltaje de los ultracondensadores vuelve al voltaje nominal dentro de la cantidad de tiempo predeterminada.
    10. El procedimiento (204) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que llevara cabo la operación de prueba de los ultracondensadores comprende:
    (602) acoplar los ultracondensadores a un circuito de carga para cargar los ultracondensadores a un voltaje de carga;
    (604) en respuesta a cargar los ultracondensadores al voltaje de carga, obtener, por el uno o más dispositivos de control, datos indicativos de un voltaje inicial asociado con los ultracondensadores;
    (608) en respuesta a obtener los datos indicativos del voltaje inicial, acoplar los ultracondensadores a una carga resistiva durante una cantidad de tiempo1 predeterminada de modo que los ultracondensadores se descarga a través de la carga resistiva;
    (610) obtener, por el uno o más dispositivos de control, datos durante la descarga a través de la carga, los datos indicativos de una corriente de descarga promedio de los ultracondensadores;
    (612) en respuesta a la expiración de la cantidad de tiempo predeterminada, obtener, por el uno o más dispositivos de control, datos indicativos de un voltaje final asociado con los ultracondensadores, siendo el voltaje final menor que el voltaje inicial; y
    (614) determinar, por el uno o más dispositivos de control, una capacitancia de los ultracondensadores en base al voltaje inicial, la cantidad de tiempo predeterminada, la corriente de descarga promedio y el voltaje final.
    11. El procedimiento (204) de la reivindicación 10, en el que llevar a cabo la operación de prueba de los ultracondensadores comprende además realizar, por el uno o más dispositivos de control, una o más acciones de control en base, al menos en parte, a la capacitancia de los ultracondensadores.
    12. Un sistema (100) para monitorizar la operación de un banco de ultracondensadores (72) configurado para alimentar un motor de corriente alterna (CA) de un sistema de pitch (70) en una turbina eólica, comprendiendo los ultracondensadores (72) una pluralidad de segmentos (90,92,94,96,98), comprendiendo el sistema (100):
    un circuito de carga (130);
    una carga resistiva (120);
    un sensor de corriente (159) configurado para medir una corriente de descarga de los ultracondensadores (72); y
    un dispositivo de control (60) que tiene uno o más procesadores (62) configurados para ejecutar instrucciones legibles por ordenador almacenadas en uno o más dispositivos de memoria para realizar operaciones, comprendiendo las operaciones:
    acoplar los ultracondensadores (72) al circuito de carga (130) para cargar los ultracondensadores (72) a un voltaje de carga que es mayor que un voltaje nominal de los ultracondensadores en una cantidad predefinida;
    en respuesta a cargar los ultracondensadores (72) al voltaje de carga, acoplar los ultracondensadores (72) a la carga resistiva (120) para descargar los ultracondensadores (72) a través de la carga resistiva (120);
    obtener, por medio del sensor de corriente (159), datos indicativos de una corriente de descarga de los ultracondensadores (72) durante la descarga a través de la carga;
    determinar una capacitancia de los ultracondensadores (72) en base, al menos en parte, a la corriente de descarga; y
    realizar una o más acciones de control en base, al menos en parte, a la capacitancia.
    13. El sistema (100) de la reivindicación 12, en el que las operaciones comprenden además obtener datos indicativos de un voltaje inicial de los ultracondensadores (72) después de cargar los ultracondensadores (72) al voltaje de carga y antes de acoplar los ultracondensadores (72) a la carga resistiva (120).
ES19197317T 2018-09-14 2019-09-13 Sistema y procedimiento para monitorizar ultracondensadores Active ES2937047T3 (es)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/131,607 US10826306B2 (en) 2018-09-14 2018-09-14 System and method for monitoring ultracapacitors

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2937047T3 true ES2937047T3 (es) 2023-03-23

Family

ID=67956588

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES19197317T Active ES2937047T3 (es) 2018-09-14 2019-09-13 Sistema y procedimiento para monitorizar ultracondensadores

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10826306B2 (es)
EP (1) EP3624302B1 (es)
CN (1) CN110907715A (es)
DK (1) DK3624302T3 (es)
ES (1) ES2937047T3 (es)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11409348B2 (en) * 2019-07-29 2022-08-09 Micron Technology, Inc. Power backup architecture to manage capacitor health
US11218019B2 (en) 2019-07-29 2022-01-04 Micron Technology, Inc. Power backup architecture using capacitor
CN113572252B (zh) * 2020-04-28 2024-08-23 北京金风科创风电设备有限公司 后备电源系统、风力发电机组及变桨控制方法
CN115769094A (zh) * 2020-06-02 2023-03-07 京瓷Avx元器件公司 用于监测超级电容器的一种或多种特性的系统和方法
CN113489098A (zh) * 2021-07-06 2021-10-08 南京绿索电子科技有限公司 超级电容模组自动充放电循环装置与方法
CN113653595B (zh) * 2021-07-16 2023-01-17 许昌许继风电科技有限公司 一种变桨系统变桨电容充电控制方法及装置
US11804336B2 (en) * 2022-03-11 2023-10-31 General Electric Company Ultracapacitor module with integrated bypass diode and related systems

Family Cites Families (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7218489B2 (en) * 2001-10-04 2007-05-15 Ise Corporation High-power ultracapacitor energy storage pack and method of use
CA2510207A1 (en) * 2004-06-21 2005-12-21 Inventio Ag Circuit arrangement for limitation of over-voltages in energy storage modules
US7633284B2 (en) * 2005-03-08 2009-12-15 Tennessee Valley Authority Method and apparatus for managing ultracapacitor energy storage systems for a power transmission system
DE102006036424A1 (de) * 2006-08-04 2008-02-07 Bayerische Motoren Werke Ag System zur Spannungsversorgung von elektrischen Verbrauchern eines Kraftfahrzeugs unter Verwendung eines Supercaps
US8049470B2 (en) * 2007-06-11 2011-11-01 Smartsynch, Inc. Apparatus and method for charging super capacitors at limited voltage and/or current values irrespective of temperature
CN101202470B (zh) * 2007-12-06 2010-10-06 中国科学院电工研究所 用于串联超级电容器组的电压均衡电路
CN101252290B (zh) * 2008-03-31 2010-11-10 江苏双登集团有限公司 基于超级电容器的风电变桨ups系统
DE102008025944C5 (de) * 2008-05-30 2013-08-22 Repower Systems Se Überwachungseinrichtung für Pitchsysteme von Windenergieanlagen
US8482263B2 (en) * 2008-08-01 2013-07-09 Logitech Europe S.A. Rapid transfer of stored energy
US8093868B2 (en) * 2008-09-04 2012-01-10 International Business Machines Corporation In situ verification of capacitive power support
US8806271B2 (en) * 2008-12-09 2014-08-12 Samsung Electronics Co., Ltd. Auxiliary power supply and user device including the same
US20100270859A1 (en) * 2009-04-24 2010-10-28 Zhengda Gong Distributed Ultracapacitor Monitoring System Based on iCAN Protocol
KR20110015273A (ko) * 2009-08-07 2011-02-15 삼성전자주식회사 보조 전원 장치를 포함하는 사용자 장치
JP2011118905A (ja) * 2009-12-07 2011-06-16 Samsung Electronics Co Ltd メモリカード及び電子機器
US8139343B2 (en) * 2010-03-08 2012-03-20 Wisys Technology Foundation Electrical energy storage device containing an electroactive separator
EP2578876B1 (de) * 2011-10-05 2014-06-04 Siemens Aktiengesellschaft Pitchsystem für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben eines Pitchsystems
CN102520277B (zh) * 2011-12-01 2014-02-05 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机变桨系统的超级电容检测方法和检测系统
JP6047799B2 (ja) * 2012-03-23 2016-12-21 アイオン株式会社 蓄電デバイスの電極用活性炭及び蓄電デバイスの電極用活性炭の製造方法
US9379577B2 (en) * 2012-08-30 2016-06-28 Honeywell International Inc. Capacitive power system having a service life extending approach
JP6526567B2 (ja) * 2012-12-24 2019-06-05 マグナ クロージャーズ インコーポレイテッド 自動車クロージャデバイスの電子ラッチにおける衝突管理システム及び方法
CN103487663B (zh) * 2013-08-12 2015-09-09 中国振华（集团）新云电子元器件有限责任公司 一种超级电容器的电容量测试系统及其测试方法
US9643729B2 (en) 2014-06-20 2017-05-09 Electronair Llc Energy cell regenerative system for electrically powered aircraft
CN104166052B (zh) * 2014-08-04 2017-02-22 国家电网公司 一种风电机组变桨系统超级电容容值的检测方法
EP3026750A1 (de) * 2014-11-28 2016-06-01 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Symmetrieren eines Energiespeichersystems
CN105896478A (zh) * 2014-12-17 2016-08-24 中国人民解放军63971部队 串联超级电容组合的保护电路
CN104599850B (zh) * 2014-12-30 2017-10-10 华为技术有限公司 一种充电方法及装置
US10461559B2 (en) * 2015-08-24 2019-10-29 Prc Tech, Llc Charging control for supercapacitor(s)
US10876329B2 (en) * 2015-10-16 2020-12-29 Magna Closures S.P.A. Electrical door latch
WO2017106410A1 (en) 2015-12-15 2017-06-22 Dana Limited Control strategies for hybrid electric powertrain configurations with a ball variator used as a powersplit e-cvt
CN205725114U (zh) * 2016-05-13 2016-11-23 肇庆学院 一种充电装置
WO2018006422A1 (zh) * 2016-07-08 2018-01-11 深圳市思倍生电子科技有限公司 一种便携式启动电源
CN106240374A (zh) * 2016-08-17 2016-12-21 厦门金龙旅行车有限公司 一种新能源汽车的安全管理系统及方法
GB2557914B (en) * 2016-12-16 2019-12-25 Moog Unna Gmbh Discharging arrangement for a wind turbine
WO2018139213A1 (ja) * 2017-01-27 2018-08-02 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 車載用非常電源装置
CN206756919U (zh) * 2017-05-19 2017-12-15 北京金风科创风电设备有限公司 电压检测系统
EP3679593A4 (en) * 2017-09-07 2021-05-19 AVX Corporation SUPERCAPTERS MODULE TO MIXED SUPERCAPPERS

Also Published As

Publication number Publication date
US10826306B2 (en) 2020-11-03
EP3624302B1 (en) 2022-11-02
US20200091739A1 (en) 2020-03-19
CN110907715A (zh) 2020-03-24
DK3624302T3 (da) 2023-01-30
EP3624302A1 (en) 2020-03-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2937047T3 (es) Sistema y procedimiento para monitorizar ultracondensadores
DK2821640T3 (en) Pitch drive system with emergency power supply controlled by a switching device and method thereof
ES2861798T3 (es) Generador de turbina eólica con un controlador de gestión de baja tensión y un procedimiento para controlar componentes de turbina eólica
ES2758435T3 (es) Corriente de irrupción controlada para convertidor conectado al filtro de red
ES2645961T3 (es) Sistema de ensayo para optimizar el funcionamiento de una turbina eólica
ES2906412T3 (es) Sistema y procedimiento para inicializar una secuencia de arranque de una turbina eólica
EP2400150A2 (en) Overspeed protection system and method for wind turbines
ES2969728T3 (es) Control de orientación autónomo de contingencia para una turbina eólica
EP3113312A1 (en) Predictive control for energy storage on a renewable energy system
US10788538B2 (en) Predictive battery test systems and methods
BRPI1105497A2 (pt) Método e sistema para controlar um dispositivo elétrico de uma turbina eólica
WO2011034056A1 (ja) 風力発電装置
ES2902140T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una fuente de alimentación ininterrumpida de sistemas de potencia eléctrica
ES2952711T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica durante condiciones de viento adversas
EP3543523B1 (en) System and method for testing an energy storage device of a wind turbine pitch system
ES2950173T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica para proteger a la turbina eólica de operaciones anómalas
ES2963849T3 (es) Sistema y procedimiento para operar un sistema de potencia de una turbina eólica en base a análisis estadístico de datos operativos y/o de red del mismo
ES2917417T3 (es) Sistema y procedimiento para estimar la temperatura de motor de un sistema de pitch de una turbina eólica
KR20110133625A (ko) 풍력 터빈용 블레이드 각도 제어 드라이브
CN112462271A (zh) 用于检测风力涡轮的变桨系统中的电池故障的系统和方法
ES2961979T3 (es) Sistema y procedimiento para mitigar daños en una pala de rotor de una turbina eólica
ES2341360T3 (es) Procedimiento de prueba de funcionalidad.
EP3617497A1 (en) System and method for increasing mechanical inertia of wind turbine rotor to support grid during frequency event
ES2930774T3 (es) Herramienta de reducción de desconexiones para un sistema de potencia de turbina eólica
US12098708B2 (en) Systems and methods for operating a power generating asset