ES2939054T3 - Procedimiento para ajustar dinámicamente una tasa de cambio de una consigna de velocidad de rotor durante un apagado de turbina eólica - Google Patents

Abstract

Un método (100) para operar una turbina eólica (10) incluye operar, a través de un controlador (26), la turbina eólica (10) según un punto de ajuste de velocidad durante la operación normal de la turbina eólica (10). El método (100) también incluye recibir, a través del controlador (26), un comando para apagar la turbina eólica (10) o para reducir la operación de la turbina eólica (10). En respuesta a la recepción de la orden, el método (100) incluye iniciar, a través del controlador (26), un procedimiento de parada o un procedimiento de reducción del aerogenerador (10). Durante el procedimiento de apagado o el procedimiento de restricción de la turbina eólica (10), el método (100) incluye ajustar dinámicamente una tasa de cambio del punto de ajuste de velocidad en función de un error de seguimiento de velocidad, que corresponde a una diferencia entre una velocidad real velocidad del rotor del aerogenerador (10) y la consigna de velocidad. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento para ajustar dinámicamente una tasa de cambio de una consigna de velocidad de rotor durante un apagado de turbina eólica

Campo

[0001] La presente invención se refiere en general a turbinas eólicas y, más en particular, a sistemas y procedimientos para ajustar dinámicamente una tasa de cambio de una consigna de velocidad de rotor de la turbina eólica durante el apagado.

Antecedentes

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medioambiente disponibles actualmente, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna típicamente incluye una torre, un generador, una caja de engranajes, una góndola y un rotor. El rotor típicamente incluye un buje rotatorio que tiene una o más palas de rotor unidas al mismo. Un rodamiento de pitch (“pitch bearing”) se configura típicamente de forma operativa entre el buje y una raíz de pala de la pala de rotor para permitir la rotación alrededor de un eje de pitch. Las palas de rotor captan energía cinética del viento usando principios de perfil alar conocidos. Las palas de rotor transmiten la energía cinética en forma de energía de rotación para girar un eje que acopla las palas de rotor a una caja de engranajes o, si no se usa una caja de engranajes, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede distribuir en una red de suministro.

[0003] Durante la operación de turbina eólica, existen diversos escenarios que requieren que la turbina eólica se apague. Dichos escenarios de apagado se pueden producir, por ejemplo, debido al mantenimiento programado regularmente, fallos de pitch de pala, carga por fatiga, carga extrema, eventos de red y/o desconexiones del convertidor. Los controladores de turbina eólica convencionales usan una tasa de rampa (“ramp rate”) constante para reducir la consigna de velocidad de rotor durante el apagado de turbina eólica. Como tal, la consigna de velocidad de rotor disminuye de acuerdo con la tasa de rampa constante para forzar al controlador a tomar acciones para reducir la velocidad de rotor real de la turbina eólica. Sin embargo, la tasa de rampa constante no aborda las tensiones/cargas potenciales de la turbina eólica durante el período de apagado.

[0004] En consecuencia, sería bienvenido en la técnica un sistema y procedimiento mejorados para ajustar dinámicamente la tasa de rampa de la consigna de velocidad de rotor de la turbina eólica durante el apagado para mantener las cargas estructurales dentro de niveles aceptables.

[0005] El documento WO 2018/033190 describe un procedimiento para controlar el apagado de una turbina eólica del tipo que tiene un rotor, comprendiendo el rotor una o más palas de turbina eólica. El procedimiento comprende determinar dinámicamente una referencia de velocidad de rotor; obtener una medida de la velocidad de rotor del rotor; determinar un error entre la referencia de velocidad de rotor y la velocidad de rotor del rotor; y controlar un pitch de una o más de las palas de turbina eólica en base al error determinado. También se proporcionan un correspondiente controlador de turbina eólica y una turbina eólica que incluye dicho controlador. Breve descripción de la invención

[0006] Los aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden ser obvios a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención.

[0007] En un aspecto, la presente divulgación se refiere a un procedimiento para operar una turbina eólica. El procedimiento incluye iniciar, por medio del controlador, un procedimiento de apagado o un procedimiento de restricción (“curtailment”) de la turbina eólica. Durante el procedimiento de apagado o el procedimiento de restricción de la turbina eólica, el procedimiento incluye ajustar dinámicamente una tasa de cambio de una consigna de velocidad de rotor en función de un error de seguimiento de velocidad de rotor, siendo el error de seguimiento de velocidad de rotor igual a una diferencia entre una velocidad real de la turbina eólica y la consigna de velocidad de rotor.

[0008] En un modo de realización, por ejemplo, la velocidad real de la turbina eólica puede corresponder a la velocidad de rotor real. En dichos modos de realización, el procedimiento puede incluir determinar la velocidad de rotor real de la turbina eólica midiendo, por medio de uno o más sensores, la velocidad de generador de la turbina eólica y dividiendo la velocidad de generador por una proporción (“ratio”) de caja de engranajes de una caja de engranajes de la turbina eólica.

[0009] En otro modo de realización, ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad puede incluir disminuir la tasa de cambio de la consigna de velocidad desde una tasa de cambio inicial a una tasa de cambio reducida cuando la velocidad de rotor real es mayor que la consigna de velocidad. En dichos modos de realización, el procedimiento también puede incluir limitar la disminución de la tasa de cambio de la consigna de velocidad a un valor mínimo predeterminado. Además, el procedimiento puede incluir además incrementar la tasa de cambio reducida de la consigna de velocidad a la tasa de cambio inicial cuando la velocidad de rotor real se acerca a la consigna de velocidad para acelerar una parada de un rotor de la turbina eólica.

[0010] En otros modos de realización, ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad puede incluir mantener la tasa de cambio de la consigna de velocidad en una tasa de cambio inicial cuando la velocidad de rotor real es igual a la consigna de velocidad. De forma similar, en modos de realización adicionales, ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad comprende además mantener la tasa de cambio de la consigna de velocidad en una tasa de cambio inicial cuando la velocidad de rotor real es menor que la consigna de velocidad.

[0011] En modos de realización particulares, la consigna de velocidad puede ser una consigna de velocidad de rotor, una consigna de velocidad de generador o una consigna de velocidad rotacional dentro de una caja de engranajes de la turbina eólica.

[0012] En otro aspecto, la presente divulgación se refiere a un sistema para operar una turbina eólica. El sistema incluye un controlador que tiene al menos un procesador. El procesador se configura para realizar una pluralidad de operaciones, incluyendo pero sin limitarse a iniciar un procedimiento de apagado o un procedimiento de restricción de la turbina eólica y durante el procedimiento de apagado o el procedimiento de restricción de la turbina eólica, ajustar dinámicamente una tasa de cambio de la consigna de velocidad en función de un error de seguimiento de velocidad. Se debe entender que el sistema se puede configurar además para implementar cualquiera de las etapas adicionales y/o puede incluir cualquiera de los rasgos característicos adicionales como se describe en el presente documento.

[0013] Aún en otro aspecto, la presente divulgación se refiere a un procedimiento para apagar o restringir una turbina eólica. Durante la operación normal de la turbina eólica, el procedimiento incluye operar, por medio de un controlador, la turbina eólica de acuerdo con una consigna de velocidad. El procedimiento también incluye recibir, por medio del controlador, una instrucción para apagar la turbina eólica o para restringir la operación de la turbina eólica. En respuesta a recibir la instrucción, el procedimiento incluye iniciar, por medio del controlador, un procedimiento de apagado o un procedimiento de restricción de la turbina eólica. Durante el procedimiento de apagado o el procedimiento de restricción de la turbina eólica, el procedimiento incluye ajustar dinámicamente una tasa de cambio de la consigna de velocidad en función de un error de seguimiento de velocidad, que corresponde a una diferencia entre una velocidad de rotor real de la turbina eólica y la consigna de velocidad. Se debe entender que el procedimiento puede incluir además cualquiera de las etapas y/o rasgos característicos adicionales como se describe en el presente documento.

[0014] 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 los modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para exponer los principios de la invención.

Breve descripción de los dibujos

[0015] 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 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 2 ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de una góndola de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 3 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un controlador de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para operar una turbina eólica durante el apagado de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 5 ilustra un gráfico de la tasa de rampa de consigna de velocidad de rotor en rpm/segundo (eje y) frente al error de seguimiento de velocidad de rotor en rpm (eje x); y

la FIG. 6 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para apagar o restringir una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.

Descripción detallada

[0016] 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, resultará evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la invención. Por ejemplo, se pueden usar rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización con otro modo de realización para proporcionar todavía otro modo de realización. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones como dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0017] Algunos de los procedimientos de frenado usados durante un procedimiento de apagado de turbina eólica usan controles de circuito cerrado para rastrear la consigna de velocidad. Al comienzo de un procedimiento de apagado, la respuesta de velocidad de rotor inicial depende de las circunstancias que desencadenaron ese apagado. En un extremo, un fallo en una de las palas de rotor puede evitar que esta pala pitchee mientras que las otras palas deben pitchear hacia la posición de bandera para reducir la velocidad de rotor. En el extremo opuesto, un fallo en la red puede provocar la pérdida de contrapar de torsión de modo que la velocidad de rotor comience a incrementar. En todos los escenarios, el objetivo de un apagado controlado es proporcionar un mecanismo para la reducción segura de la velocidad de rotor, de modo que se mitiguen las cargas estructurales en la torre, eje principal, palas de rotor y/u otros componentes.

[0018] La regulación de velocidad es una parte importante del apagado de turbina, pero los actuadores de pitch también deben abordar las cargas estructurales durante los apagados. Si la consigna de velocidad de rotor disminuye demasiado rápido, mientras que la velocidad de rotor todavía se está incrementando debido a una pérdida de contrapar de torsión, a continuación la acción de pitch agresiva puede ser perjudicial para la torre de turbina, por ejemplo. Para mitigar este problema, la tasa de rampa de la consigna de velocidad se puede configurar para variar en función del error de seguimiento de velocidad. Cuando la velocidad real se puede seguir con la reducción de la tasa de velocidad deseada, a continuación la consigna de velocidad continúa disminuyendo a la tasa de rampa original. De otro modo, la tasa de cambio en la consigna de velocidad se reduce hacia una tasa de rampa mínima.

[0019] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10 que puede implementar la tecnología de control de acuerdo con la presente divulgación se ilustra. Como se muestra, la turbina eólica 10 en general 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 fuera 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 utilizable 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.

[0020] La turbina eólica 10 también puede incluir un controlador de turbina eólica 26 centralizado dentro de la góndola 16. Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 26 se puede localizar dentro de cualquier otro componente de turbina eólica 10 o en una localización fuera de la turbina eólica. Además, el controlador 26 se puede acoplar de forma comunicativa a cualquier número de los componentes de la turbina eólica 10 para controlar la operación de dichos componentes. Como tal, el controlador 26 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 26 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de operación de turbina eólica. En consecuencia, el controlador 26 se puede configurar en general para controlar los diversos modos en operación (por ejemplo, secuencias de arranque o parada) y/o controlar diversos componentes de la turbina eólica 10, como se analizará con más detalle a continuación.

[0021] 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 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, el generador 24 se puede acoplar al rotor 18 para producir potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 puede incluir un eje de rotor 34 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 34, a su vez, se puede acoplar de forma rotatoria a un eje de generador 36 del generador 24 a través de una caja de engranajes 38. Como se entiende en general, el eje de rotor 34 puede proporcionar una entrada de par de torsión alto y velocidad baja a la caja de engranajes 38 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 22 y del buje 20. La caja de engranajes 38 se puede configurar a continuación para convertir la entrada de par de torsión alto y velocidad baja en una salida de par de torsión bajo y velocidad alta para accionar el eje de generador 36 y, por tanto, el generador 24.

[0022] 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 28. Además, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 40 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una caja de engranajes de accionamiento de pitch 42 y un piñón de accionamiento de pitch 44. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento de pitch 40 se puede acoplar a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 42 de modo que el motor de accionamiento de pitch 40 imparta fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 42. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento de pitch 42 se puede acoplar al piñón de accionamiento de pitch 44 para la rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 44 puede estar, a su vez, en acoplamiento rotacional con un rodamiento de pitch 46 acoplado entre el buje 20 y una correspondiente pala de rotor 22 de modo que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 44 provoca la rotación del rodamiento de pitch 46. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento de pitch 40 acciona la caja de engranajes de accionamiento de pitch 42 y el piñón de accionamiento de pitch 44, haciendo rotar de este modo el rodamiento de pitch 46 y la pala de rotor 22 alrededor del eje de pitch 28. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación 54 acoplados de forma comunicativa al controlador 26, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 54 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto al viento (por ejemplo, acoplándose a un rodamiento de orientación (“yaw bearing”) 55 de la turbina eólica 10).

[0023] En referencia todavía a la fig. 2, la turbina eólica 10 también puede incluir uno o más sensores 48, 50, 52 para medir diversas condiciones del viento y/o de la turbina eólica como se describe en el presente documento. Por ejemplo, en varios modos de realización, los sensores 48, 50, 52 pueden ser sensores de parámetros de viento configurados para medir diversos parámetros de viento, tales como velocidad del viento, ráfagas de viento, aceleración del viento, viraje del viento, picos de viento, turbulencia del viento, cizalladura del viento, cambios en la dirección del viento, estelas, densidad del aire o cualquier otro parámetro de viento. Además, los sensores 48, 50, 52 se pueden localizar en cualquier localización adecuada sobre o alrededor de la turbina eólica 10 (por ejemplo, en el suelo cerca de la turbina eólica 10, en la góndola 16 o en un mástil meteorológico de la turbina eólica 10) para medir diversos parámetros de turbina eólica (tales como velocidad de rotor o velocidad de generador). Además, se debe entender que se puede emplear cualquier número y/o tipo de sensores. Por ejemplo, los sensores pueden ser unidades de medición microinerciales (MIMU), galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de presión, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de detección y medición por luz (LIDAR), sistemas de cámara, sistemas ópticos de fibra, anemómetros, veletas, sensores de detección y medición por sonido (SODAR), infraláseres, radiómetros, tubos de Pitot, radiosondas del viento, otros sensores ópticos y/o cualquier otro sensor adecuado.

[0024] En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de diversos componentes del controlador 26 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir uno o más procesadores 58 y dispositivo(s) de memoria asociado(s) 60 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 26 también puede incluir un módulo de comunicaciones 62 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, como se muestra, el módulo de comunicaciones 62 puede incluir una interfaz de sensor 64 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde los sensores 48, 50, 52 se conviertan en señales que se pueden entender y procesar por el procesador 58. Se debe apreciar que los sensores 48, 50, 52 se pueden acoplar de forma comunicativa al módulo de comunicaciones 62 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 48, 50, 52 se acoplan a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión cableada. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 48, 50, 52 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.

[0025] 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, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (“programmable logic controller” o PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 60 puede(n) incluir en general elemento(s) de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (“random access memmory” o RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disco flexible, 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. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 60 se puede(n) configurar en general para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 58, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones como se describe en el presente documento.

[0026] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 100 para operar una turbina eólica. En general, el procedimiento 100 se describirá en el presente documento con referencia a la turbina eólica 10 de las FIGS. 1-3. Sin embargo, se debe apreciar que el procedimiento divulgado 100 se puede implementar con turbinas eólicas que tengan cualquier otra configuración adecuada. Además, aunque la FIG. 4 representa las etapas realizadas en un orden particular con propósitos de ilustración y análisis, los procedimientos analizados en el presente documento no se limitan a ningún orden o disposición particular. Un experto en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, apreciará que diversas etapas de los procedimientos divulgados en el presente documento se pueden omitir, reorganizar, combinar y/o adaptar de diversas formas sin desviarse del alcance de la presente divulgación.

[0027] Como se muestra en (102), el procedimiento 100 puede incluir operar, por medio del controlador 26, la turbina eólica 10 de acuerdo con una consigna de velocidad durante la operación normal de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en modos de realización particulares, la consigna de velocidad puede ser una consigna de velocidad de rotor, una consigna de velocidad de generador o una consigna de velocidad rotacional dentro de una caja de engranajes de la turbina eólica 10. Como se muestra en (104), el procedimiento 100 puede incluir recibir, por medio del controlador 26, una instrucción para apagar la turbina eólica 10 o para restringir la operación de la turbina eólica 10. En respuesta a recibir la instrucción, como se muestra en (106), el procedimiento 100 puede incluir iniciar, por medio del controlador 26, un procedimiento de apagado o un procedimiento de restricción de la turbina eólica 10. Durante el procedimiento de apagado o el procedimiento de restricción de la turbina eólica 10, como se muestra en (108), el procedimiento 100 incluye ajustar dinámicamente una tasa de cambio de la consigna de velocidad en función de un error de seguimiento de velocidad, que corresponde a una diferencia entre una velocidad de rotor real de la turbina eólica y la consigna de velocidad. Por tanto, en un modo de realización, el procedimiento 100 también puede incluir medir la velocidad de rotor real por medio de uno o más de los sensores 48, 50, 52.

[0028] El procedimiento 100 de la presente divulgación se puede entender mejor con respecto a la FIG. 5. Como se muestra, la FIG. 5 ilustra un gráfico 150 de la tasa de rampa de consigna de velocidad de rotor (también denominada en el presente documento tasa de cambio) en rpm/segundo (eje y) frente al error de seguimiento de velocidad de rotor en rpm (eje x). Además, como se muestra, los procedimientos de apagado convencionales implementaron una tasa de rampa nominal constante 152. Por el contrario, la tasa de rampa de consigna de velocidad de rotor 154 de la presente divulgación varía en función del error de seguimiento de velocidad de rotor. Además, como se muestra, la tasa de rampa de consigna de velocidad de rotor 154 de la presente divulgación disminuye desde una tasa de rampa máxima inicial 156 a una tasa de rampa mínima 158.

[0029] En consecuencia, en determinados modos de realización, el controlador 26 se puede configurar para ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad de rotor disminuyendo la tasa de cambio de la consigna de velocidad de rotor desde una tasa de cambio inicial (por ejemplo, la tasa de rampa máxima 156) a una tasa de cambio reducida (por ejemplo, la tasa de rampa mínima 158) cuando la velocidad de rotor real es mayor que la consigna de velocidad de rotor. En dichos modos de realización, el procedimiento 100 también puede incluir limitar la disminución de la tasa de cambio de la consigna de velocidad de rotor a un valor mínimo predeterminado (es decir, el valor representado por 158). Además, en otros modos de realización, el procedimiento 100 puede incluir además incrementar la tasa de cambio reducida de la consigna de velocidad de rotor de vuelta a la tasa de cambio inicial cuando la velocidad de rotor real se acerca a la consigna de velocidad para acelerar una parada de un rotor de la turbina eólica 10.

[0030] En otros modos de realización, el controlador 26 se puede configurar para ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad manteniendo la tasa de cambio de la consigna de velocidad en una tasa de cambio inicial (por ejemplo, la tasa de rampa máxima 156) cuando la velocidad de rotor real es igual a la consigna de velocidad. De forma similar, en modos de realización adicionales, el controlador 26 se puede configurar para ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad manteniendo la tasa de cambio de la consigna de velocidad en una tasa de cambio inicial cuando la velocidad de rotor real es menor que la consigna de velocidad.

[0031] En referencia ahora a la FIG. 6, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 200 para apagar o restringir una turbina eólica. En general, el procedimiento 200 se describirá en el presente documento con referencia a la turbina eólica 10 de las FIGS. 1-3. Sin embargo, se debe apreciar que el procedimiento divulgado 200 se puede implementar con turbinas eólicas que tengan cualquier otra configuración adecuada. Además, aunque la FIG. 6 representa las etapas realizadas en un orden particular con propósitos de ilustración y análisis, los procedimientos analizados en el presente documento no se limitan a ningún orden o disposición particular. Un experto en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, apreciará que diversas etapas de los procedimientos divulgados en el presente documento se pueden omitir, reorganizar, combinar y/o adaptar de diversas formas sin desviarse del alcance de la presente divulgación.

[0032] Como se muestra en (202), el procedimiento 200 puede incluir iniciar, por medio del controlador 26, un procedimiento de apagado o un procedimiento de restricción de la turbina eólica 10. Durante el procedimiento de apagado o el procedimiento de restricción de la turbina eólica 10, como se muestra en (204), el procedimiento 200 incluye ajustar dinámicamente una tasa de cambio de una consigna de velocidad de rotor en función de un error de seguimiento de velocidad de rotor. Como se menciona, el error de seguimiento de velocidad de rotor corresponde a una diferencia entre una velocidad de rotor real de la turbina eólica y la consigna de velocidad de rotor (por ejemplo, la velocidad de rotor medida menos la consigna de velocidad de rotor). Por tanto, el procedimiento 200 proporciona un mecanismo para la reducción segura de la velocidad de rotor, de modo que se mitigan las cargas estructurales en la torre 12, el eje principal 34, las palas de rotor 22 y/u otros componentes de la turbina eólica 10.

[0033] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, 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. El alcance patentable de la invención se define por las reivindicaciones.

Claims (15)

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento (100) para operar una turbina eólica (10), comprendiendo el procedimiento (100):

iniciar, por medio de un controlador (26), un procedimiento de apagado o un procedimiento de restricción de la turbina eólica (10); y,

durante el procedimiento de apagado o el procedimiento de restricción de la turbina eólica (10), ajustar dinámicamente una tasa de cambio de una consigna de velocidad en función de un error de seguimiento de velocidad, siendo el error de seguimiento de velocidad igual a una diferencia entre una velocidad real de la turbina eólica (10) y una consigna de velocidad de la turbina eólica (10).

2. El procedimiento (100) de la reivindicación 1, en el que la velocidad real de la turbina eólica (10) comprende la velocidad de rotor real, comprendiendo además el procedimiento (100) determinar la velocidad de rotor real de la turbina eólica (10) midiendo, por medio de uno o más sensores, una velocidad de generador de la turbina eólica (10) y dividiendo la velocidad de generador por una proporción de caja de engranajes de una caja de engranajes de la turbina eólica (10).

3. El procedimiento (100) de las reivindicaciones 1 o 2, en el que ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad comprende además disminuir la tasa de cambio de la consigna de velocidad desde una tasa de cambio inicial a una tasa de cambio reducida cuando la velocidad real es mayor que la consigna de velocidad.

4. El procedimiento (100) de la reivindicación 3, que comprende además limitar la disminución de la tasa de cambio de la consigna de velocidad a un valor mínimo predeterminado.

5. El procedimiento (100) de la reivindicación 3, que comprende además incrementar la tasa de cambio reducida de la consigna de velocidad a la tasa de cambio inicial cuando la velocidad real se acerca a la consigna de velocidad para acelerar una parada de un rotor de la turbina eólica. (10).

6. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad comprende además mantener la tasa de cambio de la consigna de velocidad en una tasa de cambio inicial cuando la velocidad real es igual a la consigna de velocidad.

7. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad comprende además mantener la tasa de cambio de la consigna de velocidad en una tasa de cambio inicial cuando la velocidad real es menor que la consigna de velocidad.

8. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la consigna de velocidad comprende al menos uno de una consigna de velocidad de rotor, una consigna de velocidad de generador o una consigna de velocidad rotacional dentro de una caja de engranajes de la turbina eólica (10).

9. Un sistema para operar una turbina eólica (10), comprendiendo el sistema:

un controlador (26) que tiene al menos un procesador (58), el procesador (58) configurado para realizar una pluralidad de operaciones, comprendiendo la pluralidad de operaciones:

iniciar un procedimiento de apagado o un procedimiento de restricción de la turbina eólica (10); y, durante el procedimiento de apagado o el procedimiento de restricción de la turbina eólica (10), ajustar dinámicamente una tasa de cambio de la consigna de velocidad en función de un error de seguimiento de velocidad, correspondiendo el error de seguimiento de velocidad a una diferencia entre una velocidad real de la turbina eólica (10) y la consigna de velocidad.

10. El sistema de la reivindicación 9, en el que la velocidad real de la turbina eólica (10) comprende la velocidad de rotor real, comprendiendo además el sistema por medio de uno o más sensores para medir una velocidad de generador de la turbina eólica (10), la pluralidad de operaciones comprendiendo además determinar la velocidad de rotor real dividiendo la velocidad de generador por una proporción de caja de engranajes de una caja de engranajes de la turbina eólica (10).

11. El sistema de las reivindicaciones 9 o 10, en el que ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad comprende además disminuir la tasa de cambio de la consigna de velocidad desde una tasa de cambio inicial a una tasa de cambio reducida cuando la velocidad real es mayor que la consigna de velocidad.

12. El sistema de la reivindicación 11, que comprende además limitar la disminución de la tasa de cambio de la consigna de velocidad a un valor mínimo predeterminado.

13. El sistema de la reivindicación 11, que comprende además incrementar la tasa de cambio reducida de la consigna de velocidad a la tasa de cambio inicial cuando la velocidad real se acerca a la consigna de velocidad para acelerar una parada de un rotor de la turbina eólica (10).

14. El sistema de las reivindicaciones 9, 10, 11, 12 o 13, en el que ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad comprende además mantener la tasa de cambio de la consigna de velocidad en una tasa de cambio inicial cuando la velocidad real es igual a la consigna de velocidad.

15. El sistema de las reivindicaciones 9, 10, 11, 12, 13 o 14, en el que ajustar dinámicamente la tasa de cambio de la consigna de velocidad en función del error de seguimiento de velocidad comprende además mantener la tasa de cambio de la consigna de velocidad en una tasa de cambio inicial cuando la velocidad real es menor que la consigna de velocidad.