ES2949427T3

ES2949427T3 - Procedimiento de control para proteger devanados primarios de transformadores de turbina eólica

Info

Publication number: ES2949427T3
Application number: ES18193776T
Authority: ES
Inventors: Bacil Shaqqo; David Smith
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2017-09-13
Filing date: 2018-09-11
Publication date: 2023-09-28
Anticipated expiration: 2038-09-11
Also published as: DK3456959T3; US20190081473A1; EP3456959A1; US10958066B2; EP3456959B1

Abstract

Un método 200 para proteger un transformador 126 de tres devanados de una turbina eólica 100 incluye estimar 202, a través de un controlador 176, una condición eléctrica del devanado primario 128 del transformador 126. El método 200 también incluye determinar 204, a través del controlador 176 , un límite de condición eléctrica del devanado primario 128. El método 200 también incluye comparar 206, a través del controlador 176, la condición eléctrica estimada con el límite de condición eléctrica. Además, el método 200 incluye implementar 210 una acción correctiva para la turbina eólica 100 si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica para reducir la condición eléctrica dentro de límites seguros. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento de control para proteger devanados primarios de transformadores de turbina eólica

[0001] La presente divulgación se refiere en general a turbinas eólicas y, más en particular, a procedimientos de control para proteger devanados primarios de transformadores de turbina eólica.

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medioambiente disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y una o más palas de rotor. Las palas de rotor captan energía cinética del viento usando principios de perfil alar (“airfoil”) conocidos. Por ejemplo, las palas de rotor tienen típicamente el perfil de sección transversal de un perfil alar de modo que, durante el funcionamiento, el aire fluye sobre la pala produciendo una diferencia de presión entre los lados. En consecuencia, una fuerza de sustentación, que se dirige desde un lado de presión hacia un lado de succión, actúa sobre la pala. La fuerza de sustentación genera un par de torsión en el eje de rotor principal, que está engranado a un generador para producir electricidad.

[0003] Durante el funcionamiento, el viento impacta en las palas de rotor de la turbina eólica y las palas transforman la energía del viento en un par de torsión rotatorio mecánico que acciona de forma rotatoria un eje lento. El eje lento está configurado para accionar la multiplicadora que posteriormente aumenta la baja velocidad rotatoria del eje lento para accionar un eje rápido a una velocidad rotatoria incrementada. El eje rápido está acoplado, en general, de forma rotatoria a un generador para accionar de forma rotatoria un rotor de generador. Como tal, se puede inducir un campo magnético rotativo por el rotor de generador y se puede inducir un voltaje dentro de un estátor de generador que está acoplado magnéticamente al rotor de generador. En determinadas configuraciones, la potencia eléctrica asociada se puede transmitir a un transformador que está conectado típicamente a una red eléctrica por medio de un disyuntor de red. Por tanto, el transformador aumenta la amplitud de voltaje de la potencia eléctrica de modo que la potencia eléctrica transformada se pueda transmitir además a la red eléctrica.

[0004] En muchas turbinas eólicas, el rotor de generador se puede acoplar eléctricamente a un convertidor de potencia bidireccional que incluye un convertidor de lado de rotor unido a un convertidor de lado de línea por medio de un enlace de CC regulado. Más específicamente, algunas turbinas eólicas, tales como sistemas de generador de inducción de doble alimentación (DFIG) accionados por viento o sistemas de conversión de potencia total, pueden incluir un convertidor de potencia con una topología CA-CC-CA.

[0005] El transformador, en general, tiene un devanado primario conectado a la red eléctrica, un devanado secundario conectado al estátor de generador y un devanado terciario conectado al convertidor de potencia. Para turbinas eólicas convencionales, el valor nominal del devanado primario es mayor que la suma de los otros dos devanados. En estas circunstancias, no hay necesidad de monitorizar la corriente del devanado primario ya que las circunstancias en las que la corriente del devanado primario sería demasiado alta se evitan por los otros dos devanados que señalan al sistema que reduzca la corriente. Por ejemplo, si el devanado del convertidor excede la corriente nominal, entonces se reduce la instrucción de velocidad, y si la corriente del devanado de estátor excede la corriente nominal, entonces se reduce la instrucción de par de torsión. Aunque dichos sistemas son eficaces para proteger el devanado primario, algunas turbinas eólicas modernas permiten que surja una situación en la que ni el devanado de estátor ni el devanado de convertidor exceden la corriente nominal, pero el devanado primario sí excede la corriente nominal. Por ejemplo, algunas turbinas eólicas modernas tienen transformadores de tres devanados donde el devanado primario tiene un valor nominal de corriente menor que la combinación de los otros dos devanados.

[0006] El documento US 2011/031762 A1 describe un sistema de energía eólica que tiene un dispositivo de protección de conexión.

[0007] Como tal, serían ventajosos un sistema y procedimiento que puedan monitorizar la corriente del devanado primario (es decir, la corriente del lado de red) del transformador para implementar acciones de control protectoras cuando sea necesario. En consecuencia, la presente divulgación está dirigida a procedimientos de control para proteger los devanados primarios de los transformadores de turbina eólica.

[0008] Diversos aspectos y ventajas de los modos de realización de la presente divulgación se expondrán en parte en la siguiente descripción, o se pueden aprender a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de los modos de realización.

[0009] En un aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 para proteger un transformador de tres devanados de una turbina eólica. El transformador de tres devanados tiene un devanado primario, un devanado secundario y un devanado terciario. Por tanto, el procedimiento incluye estimar, por medio de un controlador, una condición eléctrica del devanado primario del transformador. El procedimiento también incluye determinar, por medio del controlador, un límite de condición eléctrica del devanado primario. El procedimiento también incluye comparar, por medio del controlador, la condición eléctrica estimada con el límite de condición eléctrica. Además, el procedimiento incluye implementar una acción correctiva para la turbina eólica si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica para reducir la condición eléctrica dentro de límites seguros.

[0010] En un modo de realización, el procedimiento incluye estimar la condición eléctrica del devanado primario del transformador en función de al menos una de pérdidas del transformador, proporciones de devanado o corriente que entra al devanado secundario y/o al devanado terciario. En otro modo de realización, el procedimiento puede incluir determinar el límite de condición eléctrica del devanado primario usando una función lineal por tramos, una función polinómica o cualquier otra función adecuada. El procedimiento incluye además determinar el límite de condición eléctrica del devanado primario en función de la temperatura ambiente y la altitud del transformador.

[0011] En determinados modos de realización, la condición eléctrica puede corresponder al voltaje y/o la corriente del devanado primario del transformador.

[0012] La etapa de implementar la acción correctiva incluye generar un límite de funcionamiento para la turbina eólica y hacer funcionar la turbina eólica por debajo del límite de funcionamiento. Más específicamente, el límite de funcionamiento puede corresponder a un límite de par de torsión, un límite de velocidad, un límite de corriente o un límite de potencia. Por tanto, en modos de realización particulares, la etapa de implementar la acción correctiva puede incluir reducir gradualmente un par de torsión de la turbina eólica por debajo del límite de par de torsión por medio de un bucle de control hasta que la condición eléctrica estimada esté por debajo del límite de condición eléctrica.

[0013] En otros modos de realización, el procedimiento también puede incluir implementar una función de tiempo sobre corriente (TOC) que anulará la acción de corrección si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica en una determinada cantidad.

[0014] En otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un sistema de acuerdo con la reivindicación 7 para proteger un transformador de tres devanados de una turbina eólica. El sistema incluye al menos un controlador configurado para realizar una o más operaciones, que incluyen, pero sin limitarse a, estimar una condición eléctrica de un devanado primario del transformador, determinar un límite de condición eléctrica del devanado primario, comparar la condición eléctrica estimada con el límite de condición eléctrica e implementar una acción correctiva para la turbina eólica si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica para reducir la condición eléctrica dentro de límites seguros.

[0015] En un modo de realización, el sistema también puede incluir uno o más sensores acoplados de forma comunicativa al controlador. En dichos modos de realización, el/los sensor(es) está(n) configurado(s) para monitorizar la corriente y/o el voltaje de uno o más devanados del transformador. También se debe entender que el sistema puede incluir además cualquiera de las características adicionales como se describe en el presente documento.

[0016] Aún en otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento para proteger un transformador. El procedimiento incluye estimar, por medio de un controlador, una corriente de un devanado primario del transformador en función de al menos una de pérdidas del transformador, proporciones de devanado o corriente monitorizada de uno o más devanados secundarios. Además, el procedimiento incluye determinar, por medio del controlador, un límite de corriente del devanado primario en función de al menos una de la temperatura ambiente o la altitud del transformador. El procedimiento también incluye comparar, por medio del controlador, la corriente estimada con el límite de corriente. Además, el procedimiento incluye reducir el par de torsión de un generador de la turbina eólica si la corriente estimada excede el límite de corriente para reducir una corriente real del devanado primario dentro de límites seguros. Se debe entender también que el procedimiento puede incluir además cualquiera de las etapas y/o características adicionales como se describe en el presente documento.

[0017] Diversas características, aspectos y ventajas de diversos modos de realización se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la presente divulgación y, conjuntamente con la descripción, sirven para exponer los principios relacionados.

[0018] El análisis detallado de los modos de realización dirigidos 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 un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema de potencia DFIG de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 2 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para proteger un devanado primario de un transformador de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 3 ilustra un diagrama de bloques de componentes adecuados que se pueden incluir en un dispositivo de control de acuerdo con la presente divulgación; y

la FIG. 4 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un esquema de control para proteger un devanado primario de un transformador de acuerdo con la presente divulgación; y

la FIG. 5 ilustra un diagrama de flujo de otro modo de realización de un procedimiento para proteger un devanado primario de un transformador de acuerdo con la presente divulgación.

[0019] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, ilustrándose uno o más de sus ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención.

[0020] Como se usa en el presente documento, el término "aproximadamente" cuando se usa en referencia a un multiplicador quiere decir dentro de un 10 % del valor establecido. Como se usa en la memoria descriptiva y las reivindicaciones adjuntas, las formas en singular "un", "una" y "el/la" incluyen referentes en plural a menos que el contexto lo indique claramente de otro modo.

[0021] Los aspectos de ejemplo de la presente divulgación se refieren a sistemas y procedimientos para controlar uno o más transformadores de un sistema de potencia. En modos de realización de ejemplo, el/los transformador(es) se puede(n) controlar estimando la corriente del devanado primario del mismo, comparando la corriente estimada con un límite de corriente e implementando una acción de control (por ejemplo, limitar el par de torsión) para reducir la corriente. Más específicamente, la corriente del primario se puede estimar usando el conocimiento de las pérdidas del transformador y las proporciones de devanado junto con la corriente medida que entra a los devanados secundarios. También se puede crear un límite de corriente usando una función de temperatura ambiente y altitud. A continuación, el límite de corriente se compara con la corriente estimada. Si la estimación excede el límite, a continuación se crea un límite de par de torsión para reducir la cantidad de par de torsión, ya que el par de torsión es directamente proporcional a la corriente del estátor. Además, se configura una función de tiempo sobre corriente (TOC) para desconectar la turbina eólica más rápidamente en función de la disparidad entre el límite de corriente y la corriente estimada.

[0022] De esta forma, los sistemas y procedimientos de acuerdo con los aspectos de ejemplo de la presente divulgación pueden tener una serie de efectos y beneficios técnicos. Por ejemplo, para crear un devanado primario con un valor nominal mayor que los devanados secundarios, tendrían que incrementarse el tamaño y el coste del transformador. Por lo tanto, el sistema y procedimiento de la presente divulgación permiten que un transformador de menor coste funcione de forma segura dentro de los límites del sistema.

[0023] En referencia ahora a las figuras, se analizarán con mayor detalle aspectos de ejemplo de la presente divulgación. Más específicamente, como se muestra, la FIG. 1 ilustra un sistema de generador de inducción de doble alimentación (DFIG) 120 de acuerdo con aspectos de ejemplo de la presente divulgación, que incluye un DFIG 120. La presente divulgación se analizará con referencia al sistema DFIG 100 de ejemplo de la FIG. 1 para propósitos de ilustración y análisis. Los expertos en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, deben entender que los aspectos de la presente divulgación también son aplicables en otros sistemas, tales como sistemas de turbina eólica de conversión de potencia total, sistemas de potencia solar, sistemas de almacenamiento de energía y otros sistemas de potencia.

[0024] En el sistema DFIG 100 de ejemplo, un componente rotatorio 106 incluye una pluralidad de palas de rotor 108 acopladas a un buje rotativo 110. El componente rotatorio 106 está acoplado a una multiplicadora 118 opcional que, a su vez, está acoplada a un generador 120.

[0025] Además, como se muestra, el DFIG 120 incluye un rotor 122 y un estátor 124. Además, como se muestra, el DFIG 120 está acoplado típicamente a un bus de estátor 154 y un convertidor de potencia 162 por medio de un bus de rotor 156. El bus de estátor 154 proporciona una potencia multifásica de salida (por ejemplo, potencia trifásica) desde el estátor 124 del DFIG 120 y el bus de rotor 156 proporciona una potencia multifásica (por ejemplo, potencia trifásica) del rotor 122 del DFIG 120. En referencia al convertidor de potencia 162, el DFIG 120 está acoplado por medio del bus de rotor 156 a un convertidor de lado de rotor 166. Además, como se muestra, el convertidor de lado de rotor 166 está acoplado a un convertidor de lado de línea 168 que a su vez está acoplado a un bus de lado de línea 188. En diversos modos de realización, un transformador 126 se puede acoplar al bus de lado de línea 188 para convertir la potencia de CA del bus de lado de línea 188 en un voltaje adecuado para la aplicación a una red de clúster o una red eléctrica 184. Por ejemplo, como se muestra, el transformador 126 es un transformador de tres devanados que tiene, al menos, un devanado primario 128, un segundo devanado 130 y un devanado terciario 132. Más específicamente, como se muestra, el transformador principal 126 incluye (1) un devanado primario 128 de 10 a 34 kilovoltios (kV) conectado a la red eléctrica 184, (2) un devanado secundario 130 de 6 a 13,8 kV conectado al estátor de generador 124, y (3) un devanado terciario 132 de 690 a 900 voltios (V) conectado al convertidor de lado de línea 168 del convertidor de potencia 162.

[0026] En configuraciones de ejemplo, el convertidor de lado de rotor 166 y el convertidor de lado de línea 168 se configuran para funcionar usando una disposición de modulación por ancho de pulso (PWM) de dispositivos de conmutación IGBT u otros dispositivos de conmutación. Además, como se muestra, el convertidor de lado de rotor 166 y el convertidor de lado de línea 168 se pueden acoplar eléctricamente por medio de un bus de CC 136 en el que está el condensador de enlace de CC 138.

[0027] En referencia todavía a la FIG. 1, el convertidor de potencia 162 se puede acoplar a un dispositivo de control 174 para controlar el funcionamiento del convertidor de lado de rotor 166 y el convertidor de lado de línea 168. Cabe destacar que el dispositivo de control 174, en modos de realización típicos, está configurado como una interfaz entre el convertidor de potencia 162 y un controlador 176 del sistema de potencia 100.

[0028] En algunas configuraciones, se pueden incluir diversos disyuntores de circuito, incluyendo, por ejemplo, el disyuntor de clúster o disyuntor de red 182, el disyuntor de bus de estátor 158, el disyuntor de red 178 y/o el disyuntor de bus de línea 186 para aislar diversos componentes según sea necesario para el funcionamiento normal del DFIG 120 durante la conexión a y la desconexión de la red de clúster y/o la red eléctrica 184. Más específicamente, como se muestra, el disyuntor de bus de línea 186 puede acoplar el bus de lado de línea 188 al transformador 126, que está acoplado a la red de clúster o la red eléctrica 184 por medio del disyuntor de clúster o disyuntor de red 182.

[0029] En funcionamiento, la potencia generada por el DFIG 120 rotando el componente rotatorio 106 se proporciona por medio de una ruta doble a la red de clúster o la red eléctrica 184. Las rutas dobles están definidas por el bus de estátor 154 y el bus de rotor 156. En el lado de bus de rotor 156, se proporciona potencia de CA multifásica (por ejemplo, trifásica) sinusoidal al convertidor de potencia 162. El convertidor de potencia de lado de rotor 166 convierte la potencia de CA proporcionada desde el bus de rotor 156 en potencia de corriente continua ("CC") y proporciona la potencia de CC al bus de CC 136. Los dispositivos de conmutación (por ejemplo, los IGBT) usados en circuitos en puente paralelos del convertidor de potencia de lado de rotor 166 se pueden modular para convertir la potencia de CA proporcionada desde el bus de rotor 156 en potencia de CC adecuada para el bus de CC 136.

[0030] El convertidor de lado de línea 168 convierte la potencia de CC en el bus de CC 136 en potencia de CA, que se proporciona al bus de lado de línea 188. En particular, los dispositivos de conmutación (por ejemplo, los IGBT, los MOSFET) usados en los circuitos en puente del convertidor de potencia de lado de línea 168 se pueden modular para convertir la potencia de CC en el bus de CC 136 en potencia de CA en el bus de lado de línea 188. El transformador puede convertir la potencia de CA a un primer voltaje del bus de lado de línea 188 en potencia de CA a un segundo voltaje, tal como el voltaje de potencia en el bus de estátor 154. La potencia de CA del convertidor de potencia 162 se puede combinar con la potencia del estátor del DFIG 120 para proporcionar potencia multifásica (por ejemplo, potencia trifásica) que tiene una frecuencia mantenida sustancialmente en la frecuencia de la red de clúster o la red eléctrica 184 (por ejemplo, 50 Hz/60 Hz).

[0031] El convertidor de potencia 162 puede recibir señales de control desde, por ejemplo, el controlador 176 por medio del dispositivo de control 174. Las señales de control se pueden basar, entre otras cosas, en condiciones detectadas o características de funcionamiento del sistema de potencia 100. Típicamente, las señales de control proporcionan el control del funcionamiento del convertidor de potencia 162. Por ejemplo, la realimentación en forma de velocidad detectada del DFIG 120 se puede usar para controlar la conversión de la potencia de salida del bus de rotor 156 para mantener una fuente de alimentación multifásica (por ejemplo, trifásica) equilibrada y apropiada. También se puede usar otra realimentación de otros sensores por el controlador 176 para controlar el sistema de potencia de turbina eólica 100, incluyendo, por ejemplo, los sensores de condición eléctrica del transformador 183, 185, 187, así como los voltajes del bus de estátor y rotor y las realimentaciones de corriente. Usando las diversas formas de información de realimentación, se pueden generar señales de control de conmutación (por ejemplo, instrucciones de temporización de puerta para los IGBT), señales de control de sincronización de estátor y señales de disyuntor de circuito.

[0032] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra un procedimiento de control 200 de ejemplo para proteger un transformador de acuerdo con aspectos de ejemplo de la presente divulgación. Como se muestra en 202, el procedimiento 200 incluye estimar una condición eléctrica del devanado primario 128 del transformador 126. Por ejemplo, en determinados modos de realización, la condición eléctrica puede corresponder al voltaje y/o la corriente del devanado primario 128 del transformador 126. Por tanto, en un modo de realización, el controlador 176 está configurado para estimar la corriente del devanado primario 128 del transformador 126 en función de al menos una de pérdidas del transformador, proporciones de devanado o corriente que entra al devanado secundario y/o al devanado terciario.

[0033] Como se muestra en 204, el procedimiento 200 incluye determinar un límite de condición eléctrica, por ejemplo, tal como un límite de corriente, del devanado primario 128. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 176 puede determinar el límite de corriente del devanado primario 128 usando una función lineal por tramos, una función polinómica o similares. Como se usa en el presente documento, una función lineal por tramos, en general, se refiere a una función de valor real definida en los números reales o un segmento de la misma, estando compuesto su gráfico por secciones de línea recta, como se muestra en la FIG. 4. Una función polinómica, como se usa en el presente documento, en general, se refiere a una función, tal como cuadrática, cúbica, de cuarto orden y así sucesivamente. Más específicamente, como se muestra, un ejemplo de la función se ilustra por la línea 300, en la que se usa una función lineal por tramos 300. Además, como se muestra, el controlador 176 está configurado para generar la función 300 en función de la temperatura ambiente (eje y) y/o la altitud del transformador 126. Como tal, el controlador 176 determina una pluralidad de límites de corriente 1,2 y 3 y multiplica los límites de corriente 1, 2 y 3 por un valor escalar de altitud. Como tal, los valores multiplicados son entradas para la función 300. El controlador 176 también calcula un valor de referencia de temperatura y una pluralidad de valores de temperatura calculados 1,2 y 3. Como tal, el controlador 176 genera la función 300 en base a los límites de corriente 1, 2, 3 y los valores de temperatura 1, 2, 3. A partir de la función 300, el controlador 176 puede determinar a continuación el límite de corriente 302. En determinados modos de realización, como se muestra, el controlador 176 también puede multiplicar el límite de corriente 302 por un factor escalar 304.

[0034] En referencia de nuevo a la FIG. 2, como se muestra en 206, el procedimiento 200 incluye comparar la condición eléctrica estimada con el límite de condición eléctrica. Además, como se muestra en 208, el controlador 176 se configura para determinar si la condición eléctrica estimada está por encima del límite de condición eléctrica. Si es así, como se muestra en 210, el procedimiento 200 incluye implementar una acción correctiva para la turbina eólica 100 si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica para reducir la condición eléctrica dentro de límites seguros. Más específicamente, en un modo de realización, el controlador 176 puede generar un límite de funcionamiento para la turbina eólica 100 y hacer funcionar la turbina eólica 100 por debajo del límite de funcionamiento. En dichos modos de realización, el límite de funcionamiento puede corresponder a un límite de par de torsión, un límite de velocidad, un límite de corriente o límite de potencia. Por tanto, en modos de realización particulares, el controlador 176 puede reducir gradualmente un par de torsión de la turbina eólica 100 por debajo del límite de par de torsión por medio de un bucle de control hasta que la condición eléctrica estimada esté por debajo del límite de condición eléctrica. Si la condición eléctrica estimada está por debajo del límite de condición eléctrica, la turbina eólica 100 mantiene un funcionamiento normal.

[0035] En otros modos de realización, el procedimiento 200 también puede incluir implementar una función de tiempo sobre corriente (TOC) que anulará la acción de corrección si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica en una determinada cantidad.

[0036] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un controlador 176 de ejemplo (o dispositivo de control 174) de acuerdo con modos de realización de ejemplo de la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 176 puede ser, por ejemplo, un dispositivo de control asociado con un sistema de turbina eólica DFIG, un parque eólico (por ejemplo, un dispositivo de control a nivel de clúster o a nivel de parque) y/o puede incluir uno o más dispositivos de control asociados con aspectos de un sistema de turbina eólica, tales como uno o más dispositivos de control asociados con un sistema de conversión de potencia 162. En algunos modos de realización, el controlador 176 puede incluir uno o más procesadores 173 y uno o más dispositivos de memoria 175. El/los procesador(es) 173 y el/los dispositivo(s) de memoria 175 se pueden distribuir de modo que se localicen en uno o más lugares o con diferentes dispositivos.

[0037] El/los procesador(es) 173 y el/los dispositivo(s) de memoria 175 se pueden configurar para realizar una variedad de funciones y/o instrucciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Las instrucciones, cuando se ejecutan por el/los procesador(es) 173, pueden provocar que el/los procesador(es) 173 realice(n) operaciones de acuerdo con aspectos de ejemplo de la presente divulgación. Por ejemplo, las instrucciones cuando se ejecutan por el/los procesador(es) 173 pueden provocar que el/los procesador(es) 173 implemente(n) los procedimientos de la FIG. 2 analizados en el presente documento.

[0038] Adicionalmente, el controlador 176 puede incluir un módulo de comunicación 177 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 176 y diversos componentes de un sistema de turbina eólica, parque eólico o sistema de potencia, incluyendo parámetros de demanda de potencia o consignas de generación de potencia como se describe en el presente documento. Además, el módulo de comunicación 177 puede incluir una interfaz de sensor 179 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores 183, 185, 187 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por el/los procesador(es) 173. Se debe apreciar que los sensores (por ejemplo, los sensores 183, 185, 187) se pueden acoplar de forma comunicativa a la interfaz de sensor 179 usando cualquier medio adecuado, tal como una conexión por cable o inalámbrica. Las señales se pueden comunicar usando cualquier protocolo de comunicaciones adecuado. Los sensores 183, 185, 187 pueden ser, por ejemplo, sensores de voltaje, sensores de corriente, sensores de potencia, sensores de temperatura o cualquier otro dispositivo sensor descrito en el presente documento. Como tal, el/los procesador(es) 173 se puede(n) configurar para recibir una o más señales desde el/los sensor(es) 183, 185, 187.

[0039] 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 que están incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un dispositivo de control, un dispositivo de microcontrol, un microordenador, un dispositivo de control de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 175 puede(n) incluir en general elemento(s) de memoria que incluyen, pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 175 se puede(n) configurar en general para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 173, configuran el dispositivo de control 174 para realizar las diversas funciones como se describe en el presente documento.

[0040] En referencia ahora a la FIG. 5, se ilustra un diagrama de flujo de otro modo de realización de un procedimiento 400 para proteger el transformador de tres devanados 126. Como se muestra en 402, el procedimiento 400 incluye estimar una corriente del devanado primario 128 del transformador 126 en función de al menos una de pérdidas del transformador, proporciones de devanado o corriente monitorizada de uno o más devanados secundarios 130, 132. Como se muestra en 404, el procedimiento 400 incluye determinar un límite de corriente del devanado primario 128 en función de al menos una de la temperatura ambiente o la altitud del transformador 126. Como se muestra en 406, el procedimiento 400 incluye comparar la corriente estimada con el límite de corriente. Como se muestra en 408, el controlador 176 se configura para determinar si la corriente estimada del devanado primario 128 está por encima del límite de corriente. Si es así, como se muestra en 210, el procedimiento 400 incluye reducir el par de torsión del generador 120 de la turbina eólica 100 para reducir una corriente real del devanado primario dentro de límites seguros. De otro modo, la turbina eólica 100 mantiene un funcionamiento normal.

[0041] La tecnología analizada en el presente documento hace referencia a sistemas basados en ordenador y acciones adoptadas por e información enviada a y desde los sistemas basados en ordenador. Un experto en la técnica reconocerá que la flexibilidad inherente de los sistemas basados en ordenador permite una gran variedad de posibles configuraciones, combinaciones y divisiones de tareas y funcionalidad entre los componentes. Por ejemplo, los procesos analizados en el presente documento se pueden implementar usando un solo dispositivo informático o múltiples dispositivos informáticos que funcionan en combinación. Las bases de datos, memoria, instrucciones y aplicaciones se pueden implementar en un solo sistema o distribuirse en múltiples sistemas. Los componentes distribuidos pueden operar secuencialmente o en paralelo.

[0042] Aunque se pueden mostrar rasgos característicos específicos de diversos modos de realización en algunos dibujos y no en otros, esto se hace solo por conveniencia. De acuerdo con los principios de la presente divulgación, se puede hacer referencia a y/o reivindicar cualquier rasgo característico de un dibujo en combinación con cualquier rasgo característico de cualquier otro dibujo.

[0043] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento (200) para proteger un transformador de tres devanados (126) de una turbina eólica (100), teniendo el transformador de tres devanados (126) un devanado primario (128), un devanado secundario (130) y un devanado terciario (132), comprendiendo el procedimiento:

estimar (202), por medio de un controlador (176), una condición eléctrica del devanado primario (128) del transformador (126);

determinar (204), por medio del controlador (176), un límite de condición eléctrica del devanado primario (128);

comparar (206), por medio del controlador (176), la condición eléctrica estimada con el límite de condición eléctrica; e

implementar (210) una acción correctiva para la turbina eólica (100) si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica para reducir la condición eléctrica dentro de límites seguros;

caracterizado por que implementar la acción correctiva comprende además generar un límite de funcionamiento para la turbina eólica (100) y hacer funcionar la turbina eólica (100) por debajo del límite de funcionamiento y en el que el límite de funcionamiento comprende al menos uno de un límite de par de torsión, un límite de velocidad, un límite de corriente o límite de potencia; comprendiendo además el procedimiento determinar el límite de condición eléctrica del devanado primario (128) en función de la temperatura ambiente y la altitud del transformador (126).

2. El procedimiento (200) de la reivindicación 1, que comprende además estimar la condición eléctrica del devanado primario (128) del transformador (126) en función de al menos una de pérdidas del transformador, proporciones de devanado o corriente que entra al devanado secundario (130) y/o al devanado terciario (132).

3. El procedimiento (200) de la reivindicación 1 o 2, que comprende además determinar el límite de condición eléctrica del devanado primario (128) usando al menos una función lineal por tramos o una función polinómica.

4. El procedimiento (200) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la condición eléctrica comprende voltaje o corriente.

5. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que implementar la acción correctiva comprende además reducir gradualmente un par de torsión de la turbina eólica (100) por debajo del límite de par de torsión por medio de un bucle de control hasta que la condición eléctrica estimada esté por debajo del límite de condición eléctrica.

6. El procedimiento (200) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además implementar una función de tiempo sobre corriente (TOC) que anulará la acción de corrección si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica en una determinada cantidad.

7. Un sistema para proteger un transformador de tres devanados (126) de una turbina eólica (100), teniendo el transformador de tres devanados (126) un devanado primario (128), un devanado secundario (130) y un devanado terciario (132), comprendiendo el sistema:

al menos un controlador (176) configurado para realizar una o más operaciones, comprendiendo la una o más operaciones:

estimar una condición eléctrica del devanado primario (128) del transformador (126);

determinar un límite de condición eléctrica del devanado primario (128);

comparar la condición eléctrica estimada con el límite de condición eléctrica; e

implementar una acción correctiva para la turbina eólica (100) si la condición eléctrica estimada excede el límite de condición eléctrica para reducir la condición eléctrica dentro de límites seguros;

caracterizado por que implementar la acción correctiva comprende además generar un límite de funcionamiento para la turbina eólica (100) y hacer funcionar la turbina eólica (100) por debajo del límite de funcionamiento, en el que el límite de funcionamiento comprende al menos uno de un límite de par de torsión, un límite de velocidad, un límite de corriente o límite de potencia;

y por que la una o más operaciones comprenden además determinar el límite de condición eléctrica del devanado primario (128) usando al menos una función lineal por tramos o una función polinómica, en el que la una o más operaciones comprenden además generar la función lineal por tramos o la función polinómica en función de la temperatura ambiente y la altitud del transformador (126).

8. El sistema de la reivindicación 7, que comprende además uno o más sensores acoplados de forma comunicativa al al menos un controlador (176), el uno o más sensores configurados para monitorizar la corriente y/o el voltaje de uno o más devanados del transformador (126).

9. El sistema de la reivindicación 7 u 8, en el que la una o más operaciones comprenden además estimar la condición eléctrica del devanado primario (128) del transformador (126) en función de al menos una de pérdidas del transformador (126), proporciones de devanado o la corriente monitorizada del uno o más devanados.

10. El sistema de la reivindicación 7, 8, 9, en el que la condición eléctrica comprende voltaje o corriente.