ES2950173T3 - Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica para proteger a la turbina eólica de operaciones anómalas - Google Patents

Abstract

Se proporcionan un sistema y un método para controlar una turbina eólica para proteger la turbina eólica de operaciones anómalas. En consecuencia, en respuesta a la recepción de datos indicativos de un evento operativo anómalo de la turbina eólica, el controlador inicia un modo de frenado mejorado para la turbina eólica. El modo de frenado mejorado se caracteriza por operar el generador a un punto de ajuste de par que genera el par máximo disponible para un conjunto determinado de condiciones de operación. Además, el punto de ajuste del par excede un límite de par nominal para el generador. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica para proteger a la turbina eólica de operaciones anómalas Campo

[0001] La presente divulgación se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a sistemas y procedimientos para controlar turbinas eólicas para proteger a la turbina eólica de operaciones anómalas.

Antecedentes

[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 típicamente incluye una torre, un generador, una caja de engranajes, una góndola y una o más palas de rotor. La góndola incluye un conjunto de rotor acoplado a la caja de engranajes y al generador. El conjunto de rotor y la caja de engranajes están montados en un bastidor de soporte de bancada localizado dentro de la góndola. Las una o más palas de rotor capturan 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, la energía eléctrica se puede transmitir a un convertidor y/o a un transformador alojado dentro de la torre y posteriormente utilizar en una red de suministro. Los sistemas de generación de energía eólica modernos típicamente adoptan la forma de un parque eólico que tiene múltiples generadores de turbina eólica de este tipo que son operables para suministrar potencia a un sistema de transmisión que proporciona potencia a una red eléctrica.

[0003] En determinados casos, la turbina eólica puede experimentar un acontecimiento operativo anómalo, tal como una condición de exceso de velocidad, separándose una parte de una pala de rotor (o la pala de rotor en su totalidad) de la turbina eólica y/u otra desviación significativa del estado operativo normal de la turbina eólica. Dichos acontecimientos pueden provocar daños significativos a la turbina eólica.

[0004] Los daños resultantes del acontecimiento operativo anómalo se pueden incrementar con la operación continuada de la turbina eólica. Para las turbinas eólicas existentes, el controlador típicamente desacelera el rotor usando componentes de la turbina eólica que operan dentro de límites de diseño nominales. Los límites de diseño nominales típicamente se pueden establecer a niveles que permitan la operación de los componentes de la turbina eólica en todas las condiciones sin afectar a la vida útil nominal de los componentes. Sin embargo, la tasa de desaceleración alcanzable mientras se opera en los límites de diseño nominales puede ser inadecuada para evitar o mitigar los daños a la turbina eólica resultantes del acontecimiento operativo anómalo. En consecuencia, en respuesta a un acontecimiento operativo anómalo, puede ser deseable, en determinados casos, desacelerar el rotor de manera acelerada no alcanzable en los límites de diseño nominales.

[0005] El documento EP1007844A1 describe un generador de turbina eólica de velocidad variable.

[0006] Por tanto, la técnica busca continuamente sistemas y procedimientos nuevos y mejorados que aborden los problemas mencionados anteriormente. Como tal, la presente divulgación está dirigida a sistemas y procedimientos para controlar una turbina eólica para proteger a la turbina eólica de operaciones anómalas.

Breve descripción

[0007] 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.

[0008] La invención se define por las reivindicaciones independientes. Las reivindicaciones dependientes definen otros modos de realización de la invención.

[0009] En un aspecto, la presente divulgación se dirige a un procedimiento para proteger a una turbina eólica de operaciones anómalas. El procedimiento puede incluir recibir, con un controlador de la turbina eólica, datos indicativos de un acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica. En respuesta a la recepción de los datos indicativos del acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica, el procedimiento puede incluir iniciar, con el controlador, un modo de frenado potenciado (“enhance braking’’) para la turbina eólica. El modo de frenado potenciado se puede caracterizar por operar el generador en una consigna de par de torsión que genere un par de torsión disponible máximo para un conjunto dado de condiciones operativas y que supere un límite de par de torsión nominal para el generador. Adicionalmente, el procedimiento puede incluir operar, con el controlador, la turbina eólica en el modo de frenado potenciado.

[0010] El modo de frenado potenciado incluye un primer modo de frenado potenciado. El procedimiento puede incluir además determinar, con un controlador de convertidor de la turbina eólica, un parámetro operativo real para cada uno de una pluralidad de componentes del sistema eléctrico. El procedimiento también puede incluir determinar, con el controlador de convertidor, un límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico en base a los parámetros operativos reales determinados. El límite operativo real puede indicar un valor de parámetro operativo por debajo del que los componentes del sistema eléctrico conservan una vida útil nominal. La operación de los componentes del sistema eléctrico por debajo del límite operativo real puede impedir la desconexión (“tripping") de los componentes del sistema eléctrico. Adicionalmente, el procedimiento puede incluir determinar, con el controlador de convertidor, un límite de par de torsión potenciado para el generador en relación con el límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico y al menos un límite mecánico de un tren de potencia de la turbina eólica. Además, el procedimiento puede incluir establecer, con el controlador de convertidor, la consigna de par de torsión en relación con el límite de par de torsión potenciado.

[0011] En un modo de realización adicional, el parámetro operativo real puede incluir niveles de voltaje, corriente y/o temperatura de los componentes del sistema eléctrico y/o una velocidad de rotación del generador.

[0012] En otro modo de realización, el límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico puede ser un valor correspondiente a una temperatura de dispositivo de conmutación puente, una temperatura de refrigerante, una temperatura de componente de convertidor modelado y/o una temperatura de generador. El procedimiento también puede incluir detectar, con el controlador de convertidor, una aproximación de un parámetro operativo real a un límite operativo real correspondiente. Adicionalmente, el procedimiento puede incluir reducir, con el controlador de convertidor, la consigna de par de torsión para evitar dañar o desconectar el componente del sistema eléctrico durante la aplicación del par de torsión disponible máximo en el primer modo de frenado potenciado.

[0013] En un modo de realización, el procedimiento también puede incluir incrementar, con el controlador de convertidor, el límite operativo real para el componente del sistema eléctrico para incrementar una duración del par de torsión disponible máximo en el primer modo de frenado potenciado. El incremento del límite operativo real puede reducir una vida útil del componente del sistema eléctrico en relación con una vida útil nominal del componente del sistema eléctrico.

[0014] En un modo de realización adicional, el modo de frenado potenciado puede incluir un segundo modo de frenado potenciado y el acontecimiento operativo anómalo puede ser indicativo de un fallo de una pala o de una torre de la turbina eólica. El procedimiento puede incluir anular, con un controlador de convertidor de la turbina eólica, una pluralidad de umbrales operativos nominales correspondientes a una pluralidad de componentes del sistema eléctrico. La anulación de la pluralidad de umbrales operativos nominales puede incrementar un valor máximo del par de torsión del generador desarrollado por el sistema eléctrico en relación con un límite de par de torsión nominal. Adicionalmente, el procedimiento puede incluir permitir una tasa de desgaste incrementada en relación con una tasa de desgaste nominal del/de los componente(s) del sistema eléctrico a favor de la generación del par de torsión de generador máximo.

[0015] En otro modo de realización, la anulación de la pluralidad de umbrales operativos nominales puede incluir elevar un límite de protección térmica, un límite de sobrevoltaje, un límite de subvoltaje y/o un límite de corriente del sistema eléctrico.

[0016] En un modo de realización, permitir la tasa de desgaste incrementada de al menos uno de la pluralidad de componentes del sistema eléctrico puede incluir permitir el consumo de una vida útil restante del componente del sistema eléctrico para generar el par de torsión disponible máximo durante una duración máxima en el modo de frenado potenciado.

[0017] En un modo de realización adicional, la turbina eólica también puede incluir un acoplamiento deslizante (“slip coupling”) que acopla operativamente el generador a una caja de engranajes de la turbina eólica. El procedimiento también puede incluir monitorizar, con el controlador de convertidor, un nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante. Adicionalmente, el procedimiento puede incluir reducir, con el controlador de convertidor, el par de torsión del generador cuando el nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante se aproxima a un umbral de liberación del acoplamiento deslizante.

[0018] En otro modo de realización, la operación anómala de la turbina eólica puede incluir un acontecimiento de exceso de velocidad, un fallo del sistema de pitch, una salida de pala o combinaciones de los mismos o cualquier otra operación anómala.

[0019] En otro aspecto, la presente divulgación se dirige a un sistema para controlar una turbina eólica. El sistema puede incluir un sistema sensor que incluya al menos un sensor acoplado operativamente a un componente de la turbina eólica para detectar un acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica. El sistema también puede incluir un controlador acoplado en comunicación al sistema sensor. El controlador puede incluir al menos un procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones. La pluralidad de operaciones puede incluir cualquiera de las operaciones y/o rasgos característicos descritos en el presente documento.

[0020] 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 esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.

Breve descripción de los dibujos

[0021] En la memoria descriptiva se expone una divulgación completa y habilitante de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, 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 en perspectiva de un modo de realización de una góndola de la turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 3 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un tren de potencia de la turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema eléctrico para su uso con la turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un controlador para su uso con la turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 6 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de una lógica de control de un sistema para controlar una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 7 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de una parte de la lógica de control de la FIG. 6 correspondiente a un primer modo de frenado de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 8 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de una parte de la lógica de control de la FIG. 6 correspondiente a un segundo modo de frenado de acuerdo con la presente divulgación; y

las FIGS. 9A - 9C ilustran representaciones gráficas de modos de realización de límites operativos y límites de par de torsión del sistema eléctrico de la turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.

[0022] Se pretende que el uso repetido de caracteres de referencia en la presente memoria descriptiva y dibujos represente idénticos o análogos rasgos característicos o elementos de la presente invención.

Descripción detallada

[0023] 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.

[0024] Como se usa en el presente documento, los términos "primero", "segundo" y "tercero" se pueden usar de manera intercambiable para distinguir un componente de otro y no se pretende que signifiquen la localización o importancia de los componentes individuales.

[0025] Los términos "acoplado", "fijado", "sujeto a" y similares se refieren tanto al acoplamiento, fijación o sujeción directos como al acoplamiento, fijación o sujeción indirectos a través de uno o más componentes o rasgos característicos intermedios, a menos que se especifique de otro modo en el presente documento.

[0026] Se aplica un lenguaje aproximado, como se usa en el presente documento a lo largo de la memoria descriptiva y de las reivindicaciones, para modificar cualquier representación cuantitativa que podría variar de forma permisible sin dar como resultado un cambio en la función básica con la que se relaciona. En consecuencia, un valor modificado por un término o términos, tal como "aproximadamente" y "sustancialmente", no se debe limitar al valor preciso especificado. En al menos algunos casos, el lenguaje aproximado puede corresponder a la precisión de un instrumento para medir el valor, o la precisión de los procedimientos o máquinas para construir o fabricar los componentes y/o sistemas. Por ejemplo, el lenguaje aproximado se puede referir a estar dentro de un margen de un 10 %.

[0027] Aquí y a lo largo de la memoria descriptiva y de las reivindicaciones, las limitaciones de intervalo se combinan e intercambian, dichos intervalos se identifican e incluyen todos los subintervalos contenidos en los mismos a menos que el contexto o el lenguaje lo indique de otro modo. Por ejemplo, todos los intervalos divulgados en el presente documento incluyen los valores extremo, y los valores extremo son independientemente combinables entre sí.

[0028] En general, la presente divulgación está dirigida a sistemas y procedimientos para controlar una turbina eólica para proteger a la turbina eólica de operaciones anómalas. En particular, la presente divulgación incluye sistemas y procedimientos que facilitan la operación del generador en consignas de generador que posibilitan la generación de un par de torsión disponible máximo para un conjunto dado de condiciones operativas. Las consignas pueden superar un límite de par de torsión nominal para el generador.

[0029] De acuerdo con la presente divulgación, los sistemas y procedimientos pueden incluir un primer modo de frenado potenciado que se puede emplear cuando el acontecimiento operativo anómalo no es indicativo de un fallo del rotor y/o la torre de la turbina eólica. Dado que los límites de par de torsión nominales típicamente se establecen para garantizar la operación segura de la turbina eólica en esencialmente todas las condiciones operativas, los límites de par de torsión nominales pueden ser bastante conservadores. Este carácter conservador se puede reflejar en los límites operativos nominales de los diversos componentes del sistema eléctrico. Como resultado, en las condiciones reales que afectan a la turbina eólica en el momento del acontecimiento operativo anómalo, los componentes del sistema eléctrico, de hecho, se pueden operar de forma segura a niveles por encima de los límites operativos nominales correspondientes. Al determinar los límites operativos reales para los diversos componentes en base a las condiciones operativas reales, el controlador puede determinar un límite de par de torsión potenciado para el generador que supere el límite de par de torsión nominal. Esto, a su vez, puede facilitar el desarrollo y la aplicación del par de torsión disponible máximo para desacelerar el rotor de la turbina eólica. En otras palabras, el primer modo de frenado puede aprovechar la diferencia entre los límites de diseño nominales y los límites operativos reales de los diversos componentes para generar el par de torsión máximo que se puede generar en las condiciones dadas.

[0030] En conexión con el primer modo de frenado potenciado, el sistema y los procedimientos también pueden incluir un segundo modo de frenado potenciado. El segundo modo de frenado potenciado se puede emplear cuando el acontecimiento operativo anómalo sea indicativo de un fallo del rotor y/o la torre de la turbina eólica. En el segundo modo de frenado potenciado, el controlador puede anular los umbrales operativos nominales de diversos componentes del sistema eléctrico a favor del incremento de una cantidad máxima de par de torsión con el generador. En consecuencia, anular los umbrales operativos nominales puede dar como resultado una tasa de desgaste incrementada de los componentes en relación con una tasa de desgaste nominal. En otras palabras, en el segundo modo de frenado potenciado, las consecuencias para la turbina eólica de continuar operando en el acontecimiento operativo anómalo pueden justificar la aceptación de daños a diversos componentes del sistema eléctrico a favor de la desaceleración del rotor lo más rápido posible. Por ejemplo, al operar el/los componente(s) por encima del límite operativo nominal, se puede permitir un exceso de carga o daños del/de los componente(s) a favor de la generación de una fuerza para ralentizar el rotor. Por ejemplo, el generador de la turbina se puede operar en una consigna de generador que permita que el generador desarrolle un par de torsión de generador que supere un límite de par de torsión de generador nominal. Se debe apreciar que la generación de un par de torsión que supere el límite de par de torsión, por ejemplo, puede dar como resultado un incremento de temperatura operativa de diversos componentes del sistema eléctrico que puede degradar los componentes del sistema eléctrico.

[0031] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 100 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 100, en general, incluye una torre 102 que se extiende desde una superficie de soporte 104, una góndola 106, montada en la torre 102, y un rotor 108 acoplado a la góndola 106. El rotor 108 incluye un buje 110 rotatorio y al menos una pala de rotor 112 acoplada a y que se extiende hacia afuera del buje 110. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 108 incluye tres palas de rotor 112. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 108 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 112. Cada pala de rotor 112 se puede espaciar alrededor del buje 110 para facilitar la rotación del rotor 108 para posibilitar que la energía cinética se transfiera, a partir del viento, en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 110 se puede acoplar de forma rotatoria a un generador eléctrico 118 (FIG. 2) de un sistema eléctrico 150 situado dentro de la góndola 106 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0032] La turbina eólica 100 también puede incluir un controlador 200 centralizado dentro de la góndola 106. Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 200 se puede localizar dentro de cualquier otro componente de turbina eólica 100 o en una localización fuera de la turbina eólica. Además, el controlador 200 puede estar acoplado en comunicación a cualquier número de componentes de la turbina eólica 100 para controlar los componentes. Como tal, el controlador 200 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 200 puede incluir consignas legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 200 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica.

[0033] En referencia ahora a las FIGS. 2-4, se ilustran una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 106, un diagrama esquemático de un modo de realización de un tren de potencia 146 y un sistema eléctrico 150 de ejemplo de la turbina eólica 100 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, el generador 118 se puede acoplar al rotor 108 para producir potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 108. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 108 puede incluir un eje de rotor 122 acoplado al buje 110 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 122 se puede soportar de forma rotatoria por un rodamiento (“bearing") 144 principal. El eje de rotor 122, a su vez, se puede acoplar de forma rotatoria a un eje rápido 124 del generador 118 a través de una caja de engranajes 126 opcional conectada a un bastidor de soporte de bancada (“bedframe”) 136 por uno o más brazos de par de torsión 142. Como se entiende, en general, el eje de rotor 122 puede proporcionar una entrada de par de torsión alto y velocidad baja a la caja de engranajes 126 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 112 y del buje 110. La caja de engranajes 126, entonces, se puede configurar con una pluralidad de engranajes 148 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 rápido 124 y, por tanto, el generador 118. En un modo de realización, la caja de engranajes 126 se puede configurar con múltiples proporciones de engranajes para producir velocidades de rotación variables del eje rápido para una entrada de velocidad baja dada o viceversa.

[0034] En un modo de realización, la turbina eólica 100 puede incluir un freno 152 situado para resistir una rotación del rotor 108. En al menos un modo de realización, el freno 152 se puede orientar para engranarse con el eje rápido 124. El freno 152 se puede configurar para ralentizar además un rotor 108 ya ralentizado y/o mantener temporalmente el rotor 108 estacionario.

[0035] En un modo de realización adicional, el freno 152 se puede emplear junto con, o como complemento de, otros medios de ralentización del rotor 108. Por ejemplo, en un modo de realización, el rotor 108 se puede ralentizar por medio de un par de torsión generado por el generador 118. Como el generador 118 puede generar un par de torsión contrario a la rotación del rotor 108, el eje rápido 124 se puede equipar con un acoplamiento deslizante 154. El acoplamiento deslizante 154 puede evitar daños a un componente del tren de potencia 146 debido a la sobrecarga del tren de potencia 146. Como tal, el acoplamiento deslizante 154 puede tener un umbral de liberación por encima del que el acoplamiento deslizante 154 puede permitir que las primera y segunda partes 162, 164 del eje rápido 124 tengan velocidades de rotación diferentes. Se debe apreciar que, si el momento de torsión en el acoplamiento deslizante 154 supera el umbral de liberación, el generador 118 se puede desacoplar en comunicación del rotor 108. En un acontecimiento de este tipo, el par desarrollado por el generador 118 puede que no esté disponible para ralentizar el rotor 108.

[0036] Cada pala de rotor 112 también puede incluir un mecanismo de control de pitch 120 configurado para rotar la pala de rotor 112 alrededor de su eje de pitch 116. Cada mecanismo de control de pitch 120 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 128 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una caja de engranajes de accionamiento de pitch 130 y un piñón de accionamiento de pitch 132. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento de pitch 128 se puede acoplar a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 130 de modo que el motor de accionamiento de pitch 128 confiera fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 130. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento de pitch 130 se puede acoplar al piñón de accionamiento de pitch 132 para su rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 132, a su vez, se puede engranar en rotación con un rodamiento de pitch (“pitch bearing") 134 acoplado entre el buje 110 y una pala de rotor 112 correspondiente de modo que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 132 provoque la rotación del rodamiento de pitch 134. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento de pitch 128 acciona la caja de engranajes de accionamiento de pitch 130 y el piñón de accionamiento de pitch 132, rotando, de este modo, el rodamiento de pitch 134 y la(s) pala(s) de rotor 112 alrededor del eje de pitch 116. De forma similar, la turbina eólica 100 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación (“yaw drive mechanisms") 138 acoplados en comunicación al controlador 200, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 138 para cambiar el ángulo de la góndola 106 en relación con el viento (por ejemplo, engranando un rodamiento de orientación (“yaw bearing") 140 de la turbina eólica 100).

[0037] Todavía en referencia a la FIG. 2, en un modo de realización, la turbina eólica 100 puede incluir un sensor ambiental 156 configurado para recabar datos indicativos de una o más condiciones ambientales. El sensor ambiental 156 se puede acoplar operativamente al controlador 200. Por tanto, en un modo de realización, el/los sensor(es) ambiental(es) 156, por ejemplo, puede(n) ser una veleta, un anemómetro, un sensor LIDAR, termómetro, barómetro u otro sensor adecuado. Los datos recabados por el/los sensor(es) ambiental(es) 156 pueden incluir medidas de velocidad del viento, dirección del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, ráfagas de viento, variación de la dirección del viento con la altura, presión atmosférica y/o temperatura. En al menos un modo de realización, el/los sensor(es) ambiental(es) 156 se puede(n) montar en la góndola 106 en una localización a sotavento (“downwind") del rotor 108. El/los sensor(es) ambiental(es) 156, en modos de realización alternativos, se puede(n) acoplar a, o integrar con, el rotor 108. Se debe apreciar que el/los sensor(es) ambiental(es) 156 puede(n) incluir una red de sensores y se puede(n) situar lejos de la turbina 100.

[0038] Además, la turbina eólica 100 puede incluir un sistema sensor 160 que tiene una pluralidad de sensores operativos 158. El sistema sensor 160 se puede configurar para detectar un rendimiento de la turbina eólica 100 en respuesta a la condición ambiental. Por ejemplo, el/los sensor(es) operativo(s) 158 puede(n) ser un sensor de velocidad de rotación acoplado operativamente al controlador 200. El/los sensor(es) operativo(s) 158 se puede(n) dirigir al eje de rotor 122 de la turbina eólica 100 y/o al generador 118. El/los sensor(es) operativo(s) 158 puede(n) recabar datos indicativos de la velocidad de rotación y/o posición de rotación del eje de rotor 122 y, por tanto, del rotor 108 en forma de una velocidad de rotor y/o de un azimut de rotor. El/los sensor(es) operativo(s) 158, en un modo de realización, puede(n) ser un tacómetro analógico, un tacómetro de CC, un tacómetro de CA, un tacómetro digital, un tacómetro de contacto, un tacómetro sin contacto o un tacómetro de tiempo y frecuencia.

[0039] En un modo de realización, el sistema sensor 160 se puede configurar para monitorizar los parámetros operativos del sistema eléctrico 150. Por ejemplo, el sistema sensor 160 puede monitorizar los niveles de voltaje, corriente y/o temperatura de los diversos componentes del sistema eléctrico 150. En consecuencia, el/los sensor(es) operativo(s) 158, en un modo de realización, puede(n) ser un amperímetro, un voltímetro, un ohmímetro, un termómetro y/o cualquier otro sensor adecuado para monitorizar los parámetros operativos del sistema eléctrico 150.

[0040] También se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variaciones del mismo indican que los diversos sensores de la turbina eólica 100 se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, los sensores descritos en el presente documento, por ejemplo, se pueden usar para generar señales en relación con el parámetro que se está monitorizando, pudiéndose utilizar, a continuación, por el controlador 200 para determinar una condición o respuesta de la turbina eólica 100.

[0041] En referencia, en particular, a la FIG. 4, en un modo de realización, el sistema eléctrico 150 puede incluir diversos componentes para convertir la energía cinética del rotor 108 en una salida eléctrica en una forma aceptable para una red de potencia conectada. Por ejemplo, en un modo de realización, el generador 118 puede ser un generador de inducción doblemente alimentado (DFIG). El generador 118 se puede acoplar a un bus de estátor 166 y a un convertidor de potencia 168 a través de un bus de rotor 170. En una configuración de este tipo, el bus de estátor 166 puede proporcionar una potencia multifásica de salida (por ejemplo, potencia trifásica) desde un estátor del generador 118, y el bus de rotor 170 puede proporcionar una potencia multifásica de salida (por ejemplo, potencia trifásica) del rotor del generador 118. Adicionalmente, el generador 118 se puede acoplar por medio del bus de rotor 170 a un convertidor de lado de rotor 172. El convertidor de lado de rotor 172 se puede acoplar a un convertidor de lado de línea 174 que, a su vez, se puede acoplar a un bus de lado de línea 176.

[0042] En un modo de realización, el convertidor de lado de rotor 172 y el convertidor de lado de línea 174 se pueden configurar para el modo operativo normal en una disposición trifásica de modulación por ancho de pulso (“pulse width modulation" o PWM) usando transistores bipolares de puerta aislada (“insulated gate bipolar transistors" o IGBT) como dispositivos de conmutación. Se pueden usar otros dispositivos de conmutación adecuados, tales como tiristores conmutados de puerta aislada, MO SFET, transistores bipolares, rectificadores controlados con silicona y/u otros dispositivos de conmutación adecuados. El convertidor de lado de rotor 172 y el convertidor de lado de línea 174 se pueden acoplar por medio de un enlace de CC 173 a través del que puede haber un condensador de enlace de CC 175.

[0043] En un modo de realización, el convertidor de potencia 168 se puede acoplar al controlador 200 configurado como un controlador de convertidor 202 que controla la operación del convertidor de potencia 168. Por ejemplo, el controlador de convertidor 202 puede enviar consignas de control al convertidor de lado de rotor 172 y al convertidor de lado de línea 174 para controlar la modulación de los elementos de conmutación usados en el convertidor de potencia 168 para establecer una consigna de par de torsión de generador y/o salida de potencia deseados.

[0044] Como se representa además en la FIG. 4, el sistema eléctrico 150, en un modo de realización, puede incluir un transformador 178 que acopla la turbina eólica 100 a una red eléctrica 179. El transformador 178, en un modo de realización, puede ser un transformador de tres devanados que incluya un devanado primario 180 de alto voltaje (por ejemplo, mayor de 12 KVAC). El devanado primario 180 de alto voltaje se puede acoplar a la red eléctrica 179. El transformador 178 también puede incluir un devanado secundario 182 de voltaje medio (por ejemplo, 6 KVAC) acoplado al bus de estátor 166 y un devanado auxiliar 184 de bajo voltaje (por ejemplo, 575 VAC, 690 VAC, etc.) acoplado al bus de línea 176. Se debe apreciar que el transformador 178 puede ser un transformador de tres devanados como se representa, o de forma alternativa, puede ser un transformador de dos devanados que tenga solo un devanado primario 180 y un devanado secundario 182; puede ser un transformador de cuatro devanados que tenga un devanado primario 180, un devanado secundario 182, un devanado auxiliar 184 y un devanado auxiliar adicional; o puede tener cualquier otro número adecuado de devanados.

[0045] En un modo de realización adicional, el sistema eléctrico 150 puede incluir una alimentación de potencia auxiliar 186 acoplada a la salida del convertidor de potencia 168. La alimentación de potencia auxiliar 186 puede actuar como una fuente de potencia para diversos componentes del sistema de turbina eólica 100. Por ejemplo, la alimentación de potencia auxiliar 186 puede alimentar ventiladores, bombas, motores y otros componentes adecuados del sistema de turbina eólica 100.

[0046] En un modo de realización, el sistema eléctrico 150 también puede incluir diversos disyuntores de circuito, fusibles, conectores y otros dispositivos para controlar y/o proteger a los diversos componentes del sistema eléctrico 150. Por ejemplo, el sistema eléctrico 150, en un modo de realización, puede incluir un disyuntor de circuito 188 de red, un disyuntor de circuito 190 de bus de estátor y/o un disyuntor de circuito 192 de bus de línea. El/los disyuntor(es) de circuito 188, 190, 192 del sistema eléctrico 150 puede(n) conectar o desconectar los componentes correspondientes del sistema eléctrico 150 cuando una condición del sistema eléctrico 150 se aproxima a un umbral operativo del sistema eléctrico 150.

[0047] En referencia ahora a las FIGS. 5-8, se presentan diagramas esquemáticos de múltiples modos de realización de un sistema 300 para controlar la turbina eólica 100 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, en particular, en la FIG. 5, se ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro del sistema 300. Por ejemplo, como se muestra, el sistema 300 puede incluir el controlador 200 acoplado en comunicación al/a los sensor(es) ambiental(es) 156 y a los sensores operativos 158 del sistema sensor 160. Además, como se muestra, el controlador 200 incluye uno o más procesadores 206 y dispositivo(s) de memoria 208 asociado(s) configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizando los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenando datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 200 también puede incluir un módulo de comunicaciones 210 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 200 y los diversos componentes de la turbina eólica 100. Además, el módulo de comunicaciones 210 puede incluir una interfaz de sensor 212 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde el/los sensor(es) 156, 158 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 206. Se debe apreciar que el/los sensor(es) 156, 158, 160 se puede(n) acoplar en comunicación al módulo de comunicaciones 210 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 4, el/los sensor(es) 156, 158: 60 está(n) acoplado(s) a la interfaz de sensor 212 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, el/los sensor(es) 156, 158 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 212 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica. Adicionalmente, el módulo de comunicaciones 210 también se puede acoplar operativamente a un módulo de control del estado operativo 214 configurado para cambiar al menos un estado operativo de la turbina eólica.

[0048] 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 que se incluyen 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 aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 208 pueden comprender, en general, elemento(s) de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio ("random Access memory" o RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disquete, un disco compacto de memoria de solo lectura (“compact disc-read only memory o CD-RO M), un disco magnetoóptico (“magneto-optical disk" o MO D), un disco versátil digital (“digital versatile disc" o DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 208, en general, se puede(n) configurar para almacenar consignas legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 206, configuran el controlador 200 para que realice diversas funciones, incluyendo, pero sin limitarse a, detectar un acontecimiento operativo anómalo e iniciar un modo de frenado potenciado para la turbina eólica 100 como se describe en el presente documento, así como diversas otras funciones implementadas por ordenador adecuadas.

[0049] En referencia, en particular, a la FIG. 6, como se muestra en 302, el sistema 300 se puede configurar para recibir datos 304 indicativos de un acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica 100. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 200 puede recibir datos 304 del sistema sensor 160 indicativos de un acontecimiento de exceso de velocidad, un fallo del sistema de pitch, una consigna de pitch errónea, fallo de reserva de batería/alimentación y/o un acontecimiento de salida de pala que puede indicar un potencial de incremento del nivel de daños de la turbina eólica 100 en caso de que la turbina eólica 100 continúe en operación.

[0050] Por ejemplo, en un modo de realización, los datos 304 pueden reflejar la respuesta de un componente de turbina eólica 100 a una carga desequilibrada resultante de la pérdida de una parte de una pala de rotor 112. En un modo de realización, los datos 304 pueden reflejar la respuesta de los componentes a la carga del rotor en forma de magnitud de carga y/o dirección de carga. Por ejemplo, en un modo de realización, la dirección de carga puede ser a lo largo de, o recíproca a, un eje de pitch 116. En un modo de realización de este tipo, una carga que sea recíproca a un eje de pitch 116 puede ser indicativa de una pérdida de parte o la totalidad de una pala de rotor 112. En un modo de realización adicional, los datos 304 pueden indicar un vector de aceleración del componente, tal como la góndola 106, la torre 102 o el rotor 108. Los datos 304 también pueden incluir una firma de vibración correspondiente a un acontecimiento de liberación de pala. La firma de vibración, en diversos modos de realización, puede ser indicativa de un nivel/firma de vibración en la pala de rotor 112, el buje 110, la góndola 106, una base y/o parte superior de la torre 102 y/o cualquier otro componente de la turbina eólica 100.

[0051] En un modo de realización adicional, los datos 304 pueden indicar una pérdida de comunicación con al menos uno de los sensores del/de los sensor(es) operativo(s) 158. Por ejemplo, el acontecimiento de liberación también puede cortar un acoplamiento de comunicación de un elemento del sistema sensor 160 acoplado a la pala de rotor 112. En otro modo de realización, los datos 304 pueden incluir una firma acústica de la turbina eólica. En un modo de realización de este tipo, un cambio en la firma acústica de la turbina eólica 100 puede ser indicativo del acontecimiento de liberación. En aún otro modo de realización, los datos 304 pueden indicar un momento de flexión que afecta al eje de rotor 122 y/o a la torre 102. Se debe apreciar que un incremento del momento de flexión puede ser indicativo de una carga desequilibrada generada por el rotor 108 en respuesta a un acontecimiento de liberación de pala. Se debe apreciar además que los datos 304 pueden incluir firmas adicionales y/o combinaciones de firmas indicativas de una operación anómala de la turbina eólica 100.

[0052] En un modo de realización, como se muestra en 306, el controlador 200 del sistema 300 se puede configurar para iniciar un modo de frenado potenciado para la turbina eólica 100 en respuesta a la recepción de los datos 304 indicativos del acontecimiento operativo anómalo. El modo de frenado potenciado se puede caracterizar por operar el generador 118 en una consigna de par de torsión que genera un par de torsión disponible máximo para un conjunto dado de condiciones operativas. La consigna de par de torsión puede superar un límite de par de torsión nominal 308 (FIG. 9) para el generador 118. Se debe apreciar que el límite de par de torsión nominal 308 puede indicar un nivel de par de torsión que se puede desarrollar por el generador 118 en todas las condiciones operativas de la turbina eólica 100 sin dañar y/o desconectar un componente del sistema eléctrico 150. Por lo tanto, establecer la consigna de par de torsión por encima del límite de par de torsión nominal, en un modo de realización, puede permitir un exceso de carga o daños a un componente del sistema eléctrico 150. Se debe apreciar además que aceptar el exceso de carga o daños del/de los componente(s) del sistema eléctrico 150 se puede realizar a favor de ralentizar rápidamente el rotor 108 tras un acontecimiento operativo anómalo.

[0053] Como se muestra en 310, el controlador de convertidor 202 del sistema 300 puede operar la turbina eólica 100 en el modo de frenado potenciado. Al operar la turbina eólica 100 en el modo de frenado potenciado, el controlador de convertidor 202 puede facilitar el desarrollo de un par de torsión de generador que tenga una mayor magnitud que la que se desarrollaría de otro modo en el límite de par de torsión nominal 308. Esto, a su vez, puede servir para desacelerar el rotor 108 a una tasa que es mayor que la que sería alcanzable al respetar el límite de par de torsión nominal 308. Se debe apreciar que utilizar el sistema eléctrico 150 para generar una tasa incrementada de desaceleración puede servir para evitar/mitigar los daños a la turbina eólica 100 en respuesta a un acontecimiento operativo anómalo.

[0054] Como se representa en 312, en un modo de realización, el controlador de convertidor 202 del sistema 300 se puede configurar para monitorizar un nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante 154. Se debe apreciar que, en un modo de realización en el que el nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante 154 supera el umbral de liberación nominal del acoplamiento deslizante 154, el acoplamiento deslizante 154 puede desacoplar operativamente el generador 118 del eje de rotor 122. En un modo de realización de este tipo, el par de torsión desarrollado por el generador 118 puede que entonces no esté disponible para ayudar con la ralentización del rotor 108. En consecuencia, el sistema 300, en 314, puede detectar la aproximación del nivel de par de torsión a un umbral de liberación. En el caso de que el nivel de par de torsión no se aproxime al umbral de liberación, el controlador de convertidor 202, en 316, puede mantener la consigna de par de torsión para continuar desacelerando el rotor en un intervalo de tiempo acortado. Sin embargo, en un modo de realización en el que el nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante 154 se aproxima al umbral de liberación, el controlador de convertidor 202, en 318, puede reducir la consigna de par de torsión para mantener el acoplamiento operativo entre el generador 118 y el rotor 108.

[0055] En referencia todavía, en particular, a la FIG. 6, en un modo de realización, el sistema 300, en 320, puede determinar si el acontecimiento operativo anómalo indicado por los datos 304 es indicativo de un fallo de una pala 112 o de la torre 102 de la turbina eólica 100. En un modo de realización en el que no se indica el fallo de una pala 112 o de la torre 102, el sistema 300 puede iniciar un primer modo de frenado potenciado 322. Por el contrario, en un modo de realización en el que se indica el fallo de una pala 112 o de la torre 102, el sistema 300 puede iniciar un segundo modo de frenado potenciado 324.

[0056] En referencia ahora a la FIG. 7, está representado un diagrama esquemático de un modo de realización de una parte de la lógica de control del sistema 300 correspondiente al primer modo de frenado 322. En un modo de realización, en el que se inicia el primer modo de frenado 322, el controlador de convertidor 202, en 326, puede utilizar datos de sensor 328 del sistema sensor 160 para determinar un parámetro operativo real para cada uno de la pluralidad de componentes del sistema eléctrico 150. Los parámetros operativos reales pueden incluir los niveles de voltaje, corriente y/o temperatura de los diversos componentes del sistema eléctrico 150, así como la velocidad de rotación del generador 118 para las condiciones operativas dadas de la turbina eólica 100. Se debe apreciar que los parámetros operativos reales pueden variar durante la operación de la turbina eólica 100.

[0057] En referencia a la FIG. 7 y también a la FIG. 9, como se muestra en 330, el controlador de convertidor 202 puede determinar un límite operativo real 332 para cada uno de los componentes del sistema eléctrico en base a los parámetros operativos reales determinados. Los límites operativos 332 para múltiples componentes del sistema eléctrico 150 se combinan gráficamente en las FIGS. 9A-9C para presentar una línea de trazado continua en cada una. Adicionalmente, cada una de las FIGS. 9A-9C representan los límites operativos 332 de los mismos componentes en diferentes condiciones operativas de la turbina eólica 100.

[0058] En un modo de realización, el límite operativo real 332 puede indicar un valor de parámetro operativo por debajo del que los diversos componentes del sistema eléctrico 150 conservan una vida útil nominal. En otras palabras, en un modo de realización en el que el/los componente(s) se opera(n) por debajo del límite operativo real 332, la tasa de desgaste del componente puede no verse afectada, pero, al operarse por encima del límite operativo real 332, la tasa de desgaste se puede acelerar. Como tal, la operación de los componentes del sistema eléctrico 150 por debajo del límite operativo real 332 puede impedir la desconexión de los componentes del sistema eléctrico.

[0059] En un modo de realización, el componente del sistema eléctrico 150 que tiene el límite operativo real 332 más bajo puede establecer un umbral de desconexión 333 para el sistema eléctrico 150. En consecuencia, la operación del sistema eléctrico 150 por debajo del umbral de desconexión 333 puede impedir la desconexión del sistema eléctrico 150. Se debe apreciar que desconectar el sistema eléctrico 150 puede dificultar la capacidad del sistema 300 de desacelerar el rotor 108 en respuesta a un acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica 100.

[0060] En un modo de realización, la determinación del límite operativo real 332 puede incluir recibir datos de sensor ambiental y operativo 334 del/de los sensor(es) ambiental(es) 156 correspondiente(s) y del sistema sensor 160. El controlador de convertidor 202 puede utilizar los datos de sensor ambiental y operativo 334 para determinar, en base a datos de diseño nominales para cada uno de los componentes, el límite operativo real 332 individualizado para cada uno de los componentes del sistema eléctrico 150 en base a las condiciones ambientales y operativas detectadas. Por ejemplo, en un modo de realización, el límite operativo real 332 puede ser un valor medido, o un valor modelado sobre los valores medidos, correspondiente a una temperatura de dispositivo de conmutación puente, una temperatura de refrigerante, una temperatura de componente de convertidor y/o una temperatura de generador. En un modo de realización de este tipo, el límite operativo real 332 puede representar un umbral de temperatura (un umbral operativo nominal) para el/los componente(s) en base al diseño nominal del componente, la temperatura ambiental y/o la condición operativa de la turbina eólica 100. Se debe apreciar que, en un modo de realización en el que el/los componente(s) se puede(n) operar en un entorno a alta temperatura, la temperatura aceptable máxima del componente puede ser menor que para un modo de realización en el que la temperatura ambiental sea relativamente baja. Se debe apreciar además que la correlación del límite operativo real 332 con los datos de sensor ambiental y operativo 334 puede dar como resultado un límite flotante que varía en respuesta a los cambios en el estado ambiental y/u operativo de la turbina eólica 100.

[0061] Como se representa en 336, el controlador de convertidor 202 se puede configurar para determinar un límite de par de torsión potenciado 338 que se puede soportar por el sistema eléctrico 150 sin desconectar o reducir la vida útil nominal de los diversos componentes del sistema eléctrico 150. El límite de par de torsión potenciado 338 se puede establecer en base al límite operativo real 332 para cada componente del sistema eléctrico 150 y en los diversos límites mecánicos 340 del tren de potencia 146. Por ejemplo, el límite de par de torsión potenciado 338 se puede establecer en un valor que sea al menos un 95 % del límite operativo real 332 más bajo de los componentes del sistema eléctrico 150 siempre que el valor del límite de par de torsión potenciado 338 no supere un límite mecánico 340 del tren de potencia 146, tal como el umbral de liberación del acoplamiento deslizante 154. Se debe apreciar que el límite de par de torsión potenciado 338 puede permitir que el controlador de convertidor 202 aplique el par de torsión máximo disponible dada la temperatura ambiente, las temperaturas de los cables, las temperaturas de los componentes y/o la capacidad del generador.

[0062] Se debe apreciar que establecer el límite de par de torsión potenciado 338 en base a los límites operativos reales 332 del sistema eléctrico 150 para las condiciones ambientales y operativas dadas puede facilitar la utilización de una capacidad de producción de par de torsión del generador 118 que puede no haber estado disponible al respetar el límite de par de torsión nominal 308. En consecuencia, establecer la consigna de par de torsión para el generador 118 en relación con el límite de par de torsión potenciado 338, en 340, puede facilitar la aplicación del par de torsión disponible máximo, en 342, para ralentizar el rotor 108.

[0063] En un modo de realización, el controlador de convertidor 202, en 344, puede detectar una aproximación de un parámetro operativo real a un límite operativo real 332 correspondiente. Por ejemplo, el controlador de convertidor 202, en un modo de realización, puede recibir datos de sensor 328 del sistema sensor 160 que indiquen que la temperatura de refrigerante de un componente del sistema eléctrico 150 se ha incrementado y se aproxima al límite operativo real 332 para el componente. En respuesta a la detección de la aproximación del parámetro operativo real a un límite operativo real 332 correspondiente, el controlador de convertidor 202, en 346, puede reducir la consigna de par de torsión del generador 118 para evitar dañar o desconectar el componente del sistema eléctrico durante la aplicación del par de torsión disponible máximo en el primer modo de frenado potenciado 322.

[0064] En respuesta a la detección de la aproximación del parámetro operativo real a un límite operativo real 332 correspondiente, en otro modo de realización, el controlador de convertidor 202, en 348, puede incrementar al menos uno de los límites operativos reales 332, como se representa por la línea 350. Incrementar el/los límite(s) operativo(s) real(es) 332 a la línea 350 puede permitir un incremento de la duración de la aplicación del par de torsión disponible máximo en el primer modo de frenado potenciado 322. Sin embargo, incrementar el/los límite(s) operativo(s) real(es) 332 puede reducir una vida útil del/de los componente(s) del sistema eléctrico correspondiente(s) en relación con la vida útil nominal del/de los componente(s). Por ejemplo, incrementar el/los límite(s) operativo(s) real(es) 332 para el/los componente(s) puede dar como resultado un consumo de un margen de fatiga del/de los componente(s).

[0065] En referencia ahora a la FIG. 8, está representado un diagrama esquemático de un modo de realización de una parte de la lógica de control del sistema 300 correspondiente al segundo modo de frenado 324. En un modo de realización, en el que se inicia el segundo modo de frenado 324, el controlador de convertidor 202, en 352, puede anular una pluralidad de umbrales operativos nominales correspondientes a una pluralidad de componentes del sistema eléctrico. En un modo de realización, anular la pluralidad de umbrales operativos nominales, en 354, puede incrementar un valor máximo del par de torsión 356 del generador 118 desarrollado por el sistema eléctrico 150 en relación con el límite de par de torsión nominal 308.

[0066] En un modo de realización, el sistema 300 se puede configurar para anular la pluralidad de umbrales operativos nominales en 352 elevando un límite de protección térmica, un límite de sobrevoltaje, un límite de subvoltaje y/o límite de corriente del sistema eléctrico 150 o un componente del sistema eléctrico 150.

[0067] En un modo de realización, el segundo modo de frenado 324 puede incluir permitir, en 358, una tasa de desgaste incrementada del/de los componente(s) del sistema eléctrico 150 en relación con una tasa de desgaste nominal del/de los componente(s). En un modo de realización de este tipo, se puede permitir la tasa de desgaste incrementada a favor de la aplicación, en 360, del par de torsión de generador máximo 356. Por ejemplo, la generación del par de torsión disponible máximo 356 por parte del generador 118 puede dar como resultado daños térmicos al/a los componente(s) del sistema eléctrico 150 de la turbina eólica 100. En un modo de realización de este tipo, el sistema eléctrico 150 puede servir de disyuntor para la turbina eólica 100 en el que se acepta el desgaste o daños al sistema eléctrico 150 para evitar/mitigar daños más significativos al rotor 108 o a la turbina eólica 100 resultantes del acontecimiento operativo anómalo.

[0068] En un modo de realización, incrementar la tasa de desgaste del/de los componente(s) del sistema eléctrico 150 puede incluir permitir el consumo de toda la vida útil restante del/de los componente(s). Se debe apreciar que permitir el consumo de la vida útil restante del/de los componente(s) puede facilitar la generación del par de torsión disponible máximo 356 durante una duración máxima en el segundo modo de frenado potenciado 324.

[0069] Esta descripción por escrito usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo fabricar y usar cualquier dispositivo o sistema y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones.

[0070] En un ejemplo, los parámetros operativos reales comprenden al menos uno de niveles de voltaje, corriente y temperatura de los componentes del sistema eléctrico y una velocidad de rotación del generador.

[0071] En un ejemplo, el límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico es un valor correspondiente a al menos una de una temperatura de dispositivo de conmutación puente, una temperatura de refrigerante, una temperatura de componente de convertidor modelado y una temperatura de generador, comprendiendo además la pluralidad de operaciones: detectar una aproximación de un parámetro operativo real a un límite operativo real correspondiente; y reducir la consigna de par de torsión para evitar dañar o desconectar el componente del sistema eléctrico durante la aplicación del par de torsión disponible máximo en el primer modo de frenado potenciado.

[0072] En un ejemplo, la pluralidad de operaciones comprende además: incrementar el al menos un límite operativo real para al menos un componente del sistema eléctrico para incrementar una duración del par de torsión disponible máximo en el primer modo de frenado potenciado, en el que incrementar el al menos un límite operativo real reduce una vida útil del al menos un componente del sistema eléctrico en relación con la vida útil nominal del al menos un componente del sistema eléctrico.

[0073] En un ejemplo, anular la pluralidad de umbrales operativos nominales comprende elevar al menos un límite de protección térmica, límite de sobrevoltaje, límite de subvoltaje y límite de corriente del sistema eléctrico.

[0074] En un ejemplo, la turbina eólica comprende además un acoplamiento deslizante que acopla operativamente el generador a una caja de engranajes de la turbina eólica y en el que el controlador comprende un controlador de convertidor, comprendiendo además la pluralidad de operaciones: monitorizar un nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante; y reducir el par de torsión del generador cuando el nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante se aproxima a un umbral de liberación del acoplamiento deslizante.

Claims (13)

REIVINDICACIO NES

1. Un procedimiento para proteger a una turbina eólica de operaciones anómalas, comprendiendo el procedimiento:

recibir, con un controlador de la turbina eólica, datos indicativos de un acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica;

en respuesta a la recepción de los datos indicativos del acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica, iniciar, con el controlador, un modo de frenado potenciado para la turbina eólica, estando caracterizado el modo de frenado potenciado por operar un generador de la turbina eólica en una consigna de par de torsión que genera un par de torsión disponible máximo para un conjunto dado de condiciones operativas y que supera un límite de par de torsión nominal del generador; y

operar, con el controlador, la turbina eólica en el modo de frenado potenciado;

en el que el modo de frenado potenciado comprende un primer modo de frenado potenciado, comprendiendo el procedimiento además:

determinar, con un controlador de convertidor de la turbina eólica, un parámetro operativo real para cada uno de una pluralidad de componentes del sistema eléctrico;

determinar, con el controlador de convertidor, un límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico en base a los parámetros operativos reales determinados, indicando el límite operativo real un valor de parámetro operativo por debajo del que los componentes del sistema eléctrico conservan una vida útil nominal, en el que la operación de los componentes del sistema eléctrico por debajo del límite operativo real impide la desconexión de los componentes del sistema eléctrico;

determinar, con el controlador de convertidor, un límite de par de torsión potenciado para el generador en relación con el límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico y al menos un límite mecánico de un tren de potencia de la turbina eólica; y, establecer, con el controlador de convertidor, la consigna de par de torsión en relación con el límite de par de torsión potenciado.

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el parámetro operativo real comprende al menos uno de niveles de voltaje, corriente y temperatura de los componentes del sistema eléctrico y una velocidad de rotación del generador.

3. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 o 2, en el que el límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico es un valor correspondiente a al menos una de una temperatura de dispositivo de conmutación puente, una temperatura de refrigerante, una temperatura de componente de convertidor modelado y una temperatura de generador, comprendiendo además el procedimiento:

detectar, con el controlador de convertidor, una aproximación de un parámetro operativo real a un límite operativo real correspondiente; y

reducir, con el controlador de convertidor, la consigna de par de torsión para evitar dañar o desconectar el componente del sistema eléctrico durante la aplicación del par de torsión disponible máximo en el primer modo de frenado potenciado.

4. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, que comprende además:

incrementar, con el controlador de convertidor, el al menos un límite operativo real para al menos un componente del sistema eléctrico para incrementar una duración del par de torsión disponible máximo en el primer modo de frenado potenciado, en el que incrementar el al menos un límite operativo real reduce una vida útil del al menos un componente del sistema eléctrico en relación con una vida útil nominal del al menos un componente del sistema eléctrico.

5. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1-4, en el que el modo de frenado potenciado comprende un segundo modo de frenado potenciado y en el que el acontecimiento operativo anómalo es indicativo del fallo de una pala o de una torre de la turbina eólica, comprendiendo además el procedimiento: anular, con un controlador de convertidor de la turbina eólica, una pluralidad de umbrales operativos nominales correspondientes a una pluralidad de componentes del sistema eléctrico, en el que anular la pluralidad de umbrales operativos nominales incrementa un valor máximo del par de torsión del generador desarrollado por el sistema eléctrico en relación con un límite de par de torsión nominal; y

permitir una tasa de desgaste incrementada en relación con una tasa de desgaste nominal de al menos uno de la pluralidad de componentes del sistema eléctrico a favor de la generación del par de torsión de generador máximo.

6. El procedimiento de la reivindicación 5, en el que anular la pluralidad de umbrales operativos nominales comprende elevar al menos un límite de protección térmica, límite de sobrevoltaje, límite de subvoltaje y límite de corriente del sistema eléctrico.

7. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 5 o 6, en el que permitir la tasa de desgaste incrementada de al menos uno de la pluralidad de componentes del sistema eléctrico comprende permitir el consumo de una vida útil restante de al menos uno de la pluralidad de componentes del sistema eléctrico para generar el par de torsión disponible máximo durante una duración máxima en el modo de frenado potenciado.

8. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que la turbina eólica comprende además un acoplamiento deslizante que acopla operativamente el generador a una caja de engranajes de la turbina eólica, comprendiendo además el procedimiento:

monitorizar, con el controlador de convertidor, un nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante; y reducir, con el controlador de convertidor, el par de torsión del generador cuando el nivel de par de torsión del acoplamiento deslizante se aproxima a un umbral de liberación del acoplamiento deslizante.

9. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que la operación anómala de la turbina eólica comprende un acontecimiento de exceso de velocidad.

10. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1-8, en el que la operación anómala de la turbina eólica comprende un fallo del sistema de pitch.

11. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 1-8, en el que la operación anómala de la turbina eólica comprende una salida de pala.

12. Un sistema para controlar una turbina eólica, comprendiendo el sistema:

un sistema sensor que comprende al menos un sensor acoplado operativamente a un componente de la turbina eólica para detectar un acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica;

un controlador acoplado en comunicación al sistema sensor, comprendiendo el controlador al menos un procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones, comprendiendo la pluralidad de operaciones:

recibir datos indicativos del acontecimiento operativo anómalo de la turbina eólica, en respuesta a la recepción de los datos indicativos de la operación anómala de la turbina eólica, iniciar un modo de frenado potenciado para la turbina eólica, estando caracterizado el modo de frenado potenciado por operar un generador de la turbina eólica en una consigna de par de torsión que genera un par de torsión disponible máximo para un conjunto dado de condiciones operativas y que supera un límite de par de torsión nominal del generador y

operar la turbina eólica en el modo de frenado potenciado;

en el que el modo de frenado potenciado es un primer modo de frenado potenciado y en el que el controlador comprende un controlador de convertidor, comprendiendo además la pluralidad de operaciones:

determinar un parámetro operativo real para cada uno de una pluralidad de componentes del sistema eléctrico;

determinar un límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico en base a los parámetros operativos reales, indicando el límite operativo real un valor de parámetro operativo por debajo del que los componentes del sistema eléctrico conservan una vida útil nominal, en el que la operación de los componentes del sistema eléctrico por debajo del límite operativo real impide la desconexión de los componentes del sistema eléctrico;

determinar un límite de par de torsión potenciado para el generador en relación con el límite operativo real para cada uno de los componentes del sistema eléctrico y al menos un límite mecánico de un tren de potencia de la turbina eólica; y

establecer la consigna de par de torsión en relación con el límite de par de torsión potenciado.

13. El sistema de la reivindicación 12, en el que el modo de frenado potenciado es un segundo modo de frenado potenciado, en el que el controlador comprende un controlador de convertidor de la turbina eólica, y en el que el acontecimiento operativo anómalo es indicativo del fallo de una pala o de una torre de la turbina eólica, la pluralidad de operaciones comprende además:

anular una pluralidad de umbrales operativos nominales correspondientes a una pluralidad de componentes del sistema eléctrico, en el que anular la pluralidad de umbrales operativos nominales incrementa un valor máximo del par de torsión del generador desarrollado por el sistema eléctrico en relación con un límite de par de torsión nominal; y

permitir una tasa de desgaste incrementada en relación con una tasa de desgaste nominal de al menos uno de la pluralidad de componentes del sistema eléctrico a favor de la generación del par de torsión de generador máximo.