ES2967071T3 - Sistema y procedimiento para evitar daños catastróficos en el tren de potencia de una turbina eólica - Google Patents

Abstract

Un método para prevenir daños catastróficos en un tren motriz de una turbina eólica incluye recibir, a través de un controlador, una medición de velocidad del generador del tren motriz. El método también incluye determinar un par eléctrico de un generador del tren motriz de la turbina eólica. El método incluye además estimar, a través del controlador, un par mecánico del rotor en función de al menos uno del par eléctrico y la medición de velocidad del generador. Además, el método incluye comparar, a través del controlador, el par mecánico estimado con un umbral de par inverosímil, donde los valores de par por encima del umbral de par inverosímil son valores de velocidad mayores que el umbral de velocidad inverosímil. Además, el método incluye implementar, a través del controlador, una acción de control para la turbina eólica cuando el par mecánico estimado excede el umbral de par inverosímil. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para evitar daños catastróficos en el tren de potencia de una turbina eólica

Campo

[0001]La presente divulgación se refiere en general a turbinas eólicas y, más en particular, a sistemas y procedimientos para evitar daños catastróficos en un tren de potencia de una turbina eólica.

Antecedentes

[0002]La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medioambiente disponibles actualmente, y las turbinas eólicas han obtenido una incrementada atención a este respecto. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, una góndola montada encima de la torre, un rotor montado en la góndola que tiene una o más palas de rotor y un conjunto de tren de potencia dentro de la góndola. El conjunto de tren de potencia incluye típicamente diversos componentes del tren de potencia, tales como un generador y caja de engranajes. La góndola incluye un conjunto de rotor acoplado a la caja de engranajes y al generador. En muchas turbinas eólicas, el generador y la caja de engranajes están montados en una bancada dentro de la góndola por medio uno o más brazos de par de torsión. Como tal, la una o más palas de rotor captan energía cinética del viento usando principios conocidos de perfil alar. Las palas de rotor transmiten la energía cinética en forma de energía de rotación para hacer girar un eje que acopla las palas de rotor a la caja de engranajes o, si no se usa la caja de engranajes, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede desplegar en una red de suministro.

[0003]Algunas turbinas eólicas pueden incluir un sensor de velocidad de baja velocidad de resolución y un sensor de velocidad de alta resolución, tal como un codificador, en el generador para evaluar la velocidad del rotor. El sensor de velocidad de alta resolución proporciona una medición de velocidad alta fidelidad usada para controlar la turbina eólica. Más específicamente, un controlador de turbina puede comparar señales del sensor de baja velocidad de resolución de baja velocidad y el sensor de velocidad de alta resolución y determinar una diferencia entre ellos. Si la diferencia supera un determinado umbral durante un determinado período de tiempo, el controlador detectará un problema (por ejemplo, un componente del tren potencia dañado o roto) e iniciará un procedimiento de apagado. Una comparación de este tipo también puede indicar un problema entre los propios sensores. El control ajusta la desviación admisible y los márgenes de tiempo con respecto a la potencia o algún otro parámetro de la máquina para aumentar o disminuir la sensibilidad de la comparación. La capacidad de detectar oportunamente una discordancia entre los dos sensores está limitada por la exactitud del sensor de baja precisión y la tasa de muestreo o tasa de actualización de este sensor.

[0004]Sin embargo, en el caso de que falle el sistema del tren de potencia o uno de sus componentes, el tiempo para detectar el fallo y reaccionar puede superar la sensibilidad de la comparación, evitando de este modo que el controlador detecte el fallo por más tiempo del deseable. El documento US 2011/084485 A1 divulga un coeficiente de par de torsión de una turbina eólica.

[0005]En vista de las cuestiones mencionadas anteriormente, la técnica busca continuamente sistemas y procedimientos nuevos y mejorados para evitar daños catastróficos en una turbina eólica detectando antes daños en el tren de potencia.

Breve descripción

[0006]Los aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden ser evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención. La invención se define por las reivindicaciones adjuntas.

[0007]En un aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento para evitar los daños catastróficos en un tren de potencia de una turbina eólica. El tren de potencia incluye, al menos, un rotor y un generador. El procedimiento incluye recibir, por medio de un controlador, una medición de velocidad del generador del tren de potencia. El procedimiento también incluye determinar un par de torsión eléctrico del generador. El procedimiento incluye además estimar, por medio del controlador, un par de torsión mecánico del rotor en función de al menos uno del par de torsión eléctrico y la medición de velocidad. Además, el procedimiento incluye comparar, por medio del controlador, el par de torsión mecánico estimado con un umbral de par de torsión improbable(“implausible"),en el que los valores de par de torsión por encima del umbral de par de torsión improbable son indicativos de un fallo del tren de potencia de la turbina eólica. Además, el procedimiento incluye implementar, por medio del controlador, una acción de control para la turbina eólica cuando el par de torsión mecánico estimado supera el umbral de par de torsión improbable.

[0008]En un modo de realización, la medición de velocidad del generador se puede medir por medio de un sensor de velocidad de alta resolución.

[0009]En otro modo de realización, determinar el par de torsión eléctrico del generador puede incluir al menos uno de medir el par de torsión eléctrico del generador por medio de uno o más sensores o estimar el par de torsión eléctrico del generador.

[0010]Por ejemplo, en un modo de realización, estimar el par de torsión eléctrico del generador puede incluir medir la potencia de salida del generador y determinar el par de torsión eléctrico del generador en función de la potencia de salida y la velocidad del generador.

[0011]En otros modos de realización, estimar el par de torsión mecánico del rotor en función de al menos uno del par de torsión eléctrico y la medición de velocidad puede incluir determinar un error de velocidad de la medición de velocidad del generador y estimar, por medio de un controlador proporcional, el par de torsión mecánico en función del error de velocidad.

[0012]En dichos modos de realización, determinar el error de velocidad de la medición de velocidad del generador puede incluir determinar una diferencia entre la medición de velocidad del generador y una estimación de una velocidad del generador. Como tal, el error de velocidad puede corresponder a un cambio en la velocidad o aceleración requerida para que el generador acelere o desacelere la inercia del tren de potencia para mantener la medición de velocidad del generador.

[0013]En modos de realización adicionales, el procedimiento puede incluir además comparar el error de velocidad con un umbral de velocidad improbable, en el que velocidades mayores que el umbral de velocidad improbable son indicativas de un fallo del tren de potencia de la turbina eólica.

[0014]En varios modos de realización, el procedimiento también puede incluir determinar un error de par de torsión como una diferencia entre el par de torsión eléctrico y el par de torsión mecánico estimado y estimar la velocidad del generador en función del error de par de torsión.

[0015]En modos de realización particulares, el procedimiento puede incluir estimar el par de torsión mecánico del rotor en función del par de torsión eléctrico, la medición de velocidad del generador y un coeficiente de fricción del generador.

[0016]En otro modo de realización, la acción de control para la turbina eólica puede incluir apagar la turbina eólica.

[0017]En otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un conjunto de tren de potencia para una turbina eólica. El conjunto de tren de potencia incluye un eje principal para acoplarse a un rotor de la turbina eólica, una caja de engranajes acoplada al eje principal, un generador acoplado a la caja de engranajes y un controlador para controlar la operación de la turbina eólica. El controlador incluye al menos un procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones, que incluyen, pero sin limitarse a, recibir una medición de velocidad del generador del tren de potencia, determinar un par de torsión eléctrico de un generador del tren de potencia de la turbina eólica, estimar un par de torsión mecánico del rotor en función de al menos uno del par de torsión eléctrico y la medición de velocidad del generador, comparar el par de torsión mecánico estimado con un umbral de par de torsión improbable, en el que los valores de par de torsión por encima del umbral de par de torsión improbable son indicativos de un fallo del tren de potencia de la turbina eólica, e implementar una acción de control para la turbina eólica cuando el par de torsión mecánico estimado supera el umbral de par de torsión improbable.

[0018]En otro aspecto más, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento para evitar daños catastróficos en un tren de potencia de una turbina eólica. El procedimiento incluye determinar un par de torsión eléctrico de un generador del tren de potencia. El procedimiento también incluye recibir, desde uno o más sensores, una medición de velocidad del generador. Además, el procedimiento incluye determinar, por medio de un controlador, un par de torsión mecánico de un rotor de la turbina eólica o una aceleración del generador requerida para acelerar o desacelerar la inercia del tren de potencia para mantener la medición de velocidad. Además, cuando el par de torsión mecánico y/o la aceleración superan un umbral improbable, el procedimiento incluye implementar una acción de control de la turbina eólica.

[0019]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

[0020]Una divulgación completa y suficiente de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, se expone en la memoria descriptiva, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:

la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

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

la FIG. 3 ilustra una diagrama esquemático de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir en un controlador de turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para evitar daños catastróficos en un tren de potencia de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de flujo de un modo de realización de un sistema para evitar daños catastróficos en un tren de potencia de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación; y

la FIG. 6 ilustra un diagrama de flujo de otro modo de realización de un procedimiento para evitar daños catastróficos en un tren de potencia de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.

Descripción detallada

[0021]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. De hecho, resultará evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la invención. Por ejemplo, los rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización se pueden usar con otro modo de realización para proporcionar otro modo de realización más. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones que estén dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0022]Con referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje rotatorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera desde el buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 se puede espaciar alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para permitir que la energía cinética se transfiera desde el viento para convertirse en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 se puede acoplar de forma rotativa a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0023]En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista simplificada e interna de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10. Como se muestra, se puede disponer un generador 24 dentro de la góndola 16. En general, el generador 24 se puede acoplar al rotor 18 de la turbina eólica 10 para generar energía eléctrica a partir de la energía rotativa generada por el rotor 18. Por ejemplo, el rotor 18 puede incluir un eje principal 40 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. A continuación, el generador 24 se puede acoplar al eje principal 40 de modo que la rotación del eje principal 40 accione el generador 24. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el generador 24 incluye un eje de generador 42 acoplado de forma rotatoria al eje principal 40 a través de una caja de engranajes 44. Sin embargo, en otros modos de realización, se debe apreciar que el eje de generador 42 se puede acoplar de forma rotatoria directamente al eje principal 40. De forma alternativa, el generador 24 se puede acoplar de forma rotatoria directamente al eje principal 40.

[0024]Se debe apreciar que el eje principal 40 puede recibir, en general, dentro de la góndola 16 soporte de un bastidor de soporte o bancada 46 situado encima de la torre de turbina eólica 12. Por ejemplo, el eje principal 40 puede recibir soporte de la bancada 46 por medio de un par de cojinetes de apoyo montados en la bancada 46.

[0025]Como se muestra en las FIGS. 1 y 2, la turbina eólica 10 puede incluir también un sistema de control de turbina o un controlador de turbina 26 dentro de la góndola 16. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, el controlador de turbina 26 está dispuesto dentro de un armario de control 52 montado en una porción de la góndola 16. Sin embargo, se debe apreciar que el controlador de turbina 26 se puede disponer en cualquier localización sobre o en la turbina eólica 10, en cualquier localización en la superficie de soporte 14 o, en general, en cualquier otra localización. El controlador de turbina 26 se puede configurar, en general, para controlar los diversos modos de operación (por ejemplo, secuencias de arranque o parada) y/o componentes de la turbina eólica 10.

[0026]Como se muestra en las FIG. 2, la turbina eólica 10 puede además tener un sistema depitch50 que incluye un mecanismo de ajuste depitch32 para cada una de las palas de rotor 22 que está configurado para hacer rotar cada pala de rotor 22 alrededor de su eje depitch34. Además, cada mecanismo de ajuste depitch32 puede incluir un motor de accionamiento depitch33 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una caja de engranajes de accionamiento depitch 35y un piñón de accionamiento depitch37. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento depitch33 se puede acoplar a la caja de engranajes de accionamiento depitch35 de modo que el motor de accionamiento depitch33 imparta fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento depitch35. De forma similar, la caja de engranajes de accionamiento depitch35 se puede acoplar al piñón de accionamiento depitch37 para su rotación con el mismo. El piñón de accionamiento depitch37 puede estar, a su vez, en acoplamiento de rotación con un cojinete depitch54 acoplado entre el buje 20 y una pala de rotor 22 correspondiente de modo que la rotación del piñón de accionamiento depitch37 provoque la rotación del cojinete depitch54. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento depitch33 acciona la caja de engranajes de accionamiento depitch35 y el piñón de accionamiento depitch37, haciendo rotar de este modo el cojinete depitch54 y la pala de rotor 22 sobre el eje depitch34. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación 38 acoplados de forma comunicativa al controlador 26, estando configurado cada mecanismo de accionamiento de orientación 38 para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto al viento (por ejemplo, acoplándose a un cojinete de orientación 56 de la turbina eólica 10).

[0027]Además, el controlador de turbina 26 se puede acoplar también de forma comunicativa a cada mecanismo de ajuste depitch32 de la turbina eólica 10 a través de un controlador depitch30 independiente o integrado (FIG. 1) para controlar y/o alterar el ángulo depitchde las palas de rotor 22 (es decir, un ángulo que determine una perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección 28 del viento).

[0028]Además, como se muestra en la FIG. 2, uno o más sensores 57, 58 se pueden proporcionar en la turbina eólica 10. Más específicamente, como se muestra, un sensor de eje 57 puede estar acoplado comunicativamente con el eje principal 40 y/o el rotor 18 para monitorizar su velocidad. Además, como se muestra, un sensor de generador 58 puede estar acoplado comunicativamente con el generador 24 para monitorizar su velocidad. Como tal, los sensores 57, 58 pueden estar además en comunicación con el controlador 26, y pueden proporcionar información relacionada al controlador 26.

[0029]También se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y las variaciones del mismo indican que los diversos sensores de la turbina eólica 10 se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan y/o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, se pueden usar los sensores descritos en el presente documento, por ejemplo, para generar señales en relación con el parámetro que se monitoriza, que, a continuación, se puede utilizar por el controlador 26 para determinar la condición.

[0030]En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro del controlador 26 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, el/los controlador(es) 26 puede(n) incluir uno o más procesadores 60 y dispositivo(s) de memoria 62 asociado(s) configurado(s) para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenar datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el(los) controlador(es) 26 puede(n) incluir también un módulo de comunicaciones 64 para facilitar las comunicaciones entre el(los) controlador(es) 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Además, el módulo de comunicaciones 64 puede incluir una interfaz de sensor 66 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores 57, 58 se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 60. Se debe apreciar que los sensores 57, 58 se pueden acoplar comunicativamente al módulo de comunicaciones 64 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 57, 58 están acoplados a la interfaz de sensor 66 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 57, 58 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 66 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.

[0031]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 (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 62 puede(n) comprender, en general, elemento(s) de memoria, que incluye(n), pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoriaflash),un disquete, 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 62 se puede(n) configurar, en general, para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 60, configuran el(los) controlador(es) 26 para que realice(n) diversas funciones que incluyen, pero sin limitarse a, transmitir señales de control adecuadas para implementar acción/acciones correctiva(s) en respuesta a una señal de distancia que supera un umbral predeterminado como se describe en el presente documento, así como otras diversas funciones implementadas por ordenador adecuadas.

[0032]En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 100 para evitar daños catastróficos en un tren de potencia de la turbina eólica. El procedimiento 100 se puede implementar usando, por ejemplo, la turbina eólica 10 y el controlador 26 analizado anteriormente con referencia a las FIGS. 1-3. La FIG. 4 representa las etapas realizadas en un orden particular con propósitos de ilustración y análisis. Los expertos en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, entenderán que diversas etapas del procedimiento 100, o cualquiera de los otros procedimientos divulgados en el presente documento, se pueden adaptar, modificar, volver a disponer, realizar simultáneamente o modificar de diversas formas sin desviarse del alcance de la presente divulgación.

[0033]Como se muestra en (102), el procedimiento 100 incluye recibir una medición de velocidad del generador 24 del tren de potencia, por ejemplo, por medio del controlador 26. En un modo de realización, la medición de velocidad se puede medir por medio de un sensor de velocidad de alta resolución, tal como el sensor de generador 58.

[0034]Como se muestra en (104), el procedimiento 100 incluye determinar un par de torsión eléctrico del generador 24 del tren de potencia de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en un modo de realización, el par de torsión eléctrico del generador 24 se puede determinar midiendo el par de torsión eléctrico del generador 24 por medio de uno o más sensores.

[0035]Adicional o de forma alternativa, el par de torsión eléctrico del generador 24 se puede determinar estimando el par de torsión eléctrico (por ejemplo, Telec) del generador 24. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 26 puede estimar el par de torsión eléctrico del generador 24 midiendo una potencia de salida del generador 24 y determinando el par de torsión eléctrico del generador 24 en función de la potencia de salida y la velocidad del generador 24. Más específicamente, el controlador 26 puede usar la relación conocida de par de torsión (T), potencia (P) y velocidad (w) como se muestra en la Ecuación (1) a continuación para determinar el par de torsión eléctrico.

T = P/íj Ecuación (1)

[0036]En referencia todavía a la FIG. 4, como se muestra en (106), el procedimiento 100 también incluye estimar, por medio del controlador 26, un par de torsión mecánico del rotor 18 en función del par de torsión eléctrico y/o la medición de velocidad del generador 24. En determinados modos de realización, el procedimiento 100 puede incluir estimar el par de torsión mecánico del rotor 18 en función del par de torsión eléctrico, la medición de velocidad del generador 24 y un coeficiente de fricción (por ejemplo |Jf) del generador 24.

[0037]Además, la estimación del par de torsión mecánico T<mech>puede entenderse mejor con referencia a la FIG.

5, que se proporciona únicamente a modo de ejemplo y no pretende ser limitativo. Más específicamente, como se muestra en la FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema 150 para evitar daños catastróficos o fallos en el tren de potencia de la turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, en un modo de realización, el controlador 26 puede estimar el par de torsión mecánico Tmech del generador 24 determinando un error de velocidad (por ejemplo werror) de la medición de velocidad (p. ej. WGmeas) del generador 24 y el sistema modelado. En dichos modos de realización, como se muestra, el controlador 26 puede determinar el error de velocidad werror de la medición de velocidad del generador 24 determinando una diferencia entre la medición de velocidad WGmeas del generador 24 y una estimación de una velocidad (por ejemplo WGest) del generador 24.

[0038]Además, como se muestra, el controlador 26 puede utilizar un controlador proporcional 152 para estimar el par de torsión mecánico Tmech en función del error de velocidad werror. Debe entenderse que el controlador proporcional 152 descrito en el presente documento puede incluir un controlador proporcional (P), un controlador proporcional integral (PI), un controlador proporcional derivativo (PD), un controlador proporcional integral derivativo (PID), o similar. Como tal, el error de velocidad werror puede corresponder a un cambio en la velocidad o aceleración requerida para que el generador 24 acelere o desacelere la inercia del tren de potencia para mantener la medición de velocidad del generador 24.

[0039]El par de torsión mecánico estimado T<mech>se puede usar a continuación, junto con el par de torsión eléctrico Telec para determinar un error de par de torsión (por ejemplo, Terror). Más específicamente, como se muestra, el error de par de torsión Terror puede calcularse como una diferencia entre el par de torsión eléctrico Telec y el par de torsión mecánico estimado T<mech>. Por tanto, como se muestra, el controlador 26 también puede incluir un modelo implementado por ordenador 154 para estimar la velocidad WGest del generador 24 en función del error de par de torsión Terror. Por ejemplo, en determinados modos de realización, el modelo 154 puede funcionar de acuerdo con la relación proporcionada en la Ecuación (2) a continuación:

Ja = Tmech— T<elec>—^fíi>ceat Ecuación (2)

donde T<mech>- T<elec>es igual a T<error>,

J es la inercia de la turbina eólica 10, y

a es la aceleración del generador 24.

[0040]Por tanto, como se muestra en la FIG. 5, en un modo de realización, el modelo 154 puede generar una salida (por ejemplo, la velocidad WGest) usando la transformada de Laplace de la Ecuación (2) y simplificando la Ecuación (2) como se muestra en la Ecuación (3) a continuación:

(l/H í)(TERROR){(1-3-sT ) Ecuación(3)

donde T es una constante de tiempo representada por J/ |jf.

[0041]En referencia de nuevo a la FIG. 4, como se muestra en (108), el procedimiento 100 incluye comparar, por medio del controlador 26, el par de torsión mecánico estimado con un umbral de par de torsión improbable. Como tal, los valores de par de torsión por encima del umbral de par de torsión improbable pueden ser indicativos de un fallo del tren de potencia de la turbina eólica. En un modo de realización, los valores de par de torsión por encima del umbral de par de torsión improbable pueden dar como resultado una carga excesiva de la turbina eólica 10 mayor que una carga extrema permitida de la turbina eólica 10. En otras palabras, como se usa en el presente documento, "un umbral de par de torsión improbable"' se refiere, en general, a un valor de par de torsión inalcanzable que no se puede alcanzar de manera realista; por lo tanto, la única conclusión lógica es que uno o más componentes del tren de potencia están dañados o han fallado.

[0042]En modos de realización adicionales, el procedimiento 100 también puede incluir comparar el error de velocidad werror con un umbral de velocidad improbable. En dichos modos de realización, los valores de velocidad superiores al umbral de velocidad improbable también pueden ser indicativos de un fallo del tren de potencia de la turbina eólica. En un modo de realización, por ejemplo, valores de velocidad mayores que el umbral de velocidad improbable pueden dar como resultado una carga excesiva de la turbina eólica 10 mayor que una carga extrema permitida de la turbina eólica 10. Por tanto, como se usa en el presente documento, "un umbral de velocidad improbable"' se refiere, en general, a una velocidad inalcanzable o un cambio en el valor de velocidad que no se puede lograr de manera realista; por lo tanto, la única conclusión lógica es que uno o más componentes de la transmisión están dañados o han fallado. En otras palabras, a modo de ejemplo, si se aplica una carga al generador 24 y se rompe o falla un fusible o acoplamiento mecánico, entonces la velocidad del generador cambiará rápidamente. Por lo tanto, el cambio abrupto en la velocidad del generador 24 es indicativo de fallo del componente.

[0043]En referencia todavía a la FIG. 5, como se muestra en (110), el procedimiento 100 incluye implementar, por medio del controlador 26, una acción de control para la turbina eólica 10 cuando el par de torsión mecánico estimado supera el umbral de par de torsión improbable. Por ejemplo, en un modo de realización, la acción de control para la turbina eólica 10 puede incluir apagar la turbina eólica 10 de modo que pueda tener lugar un procedimiento de reparación y/o de manera que se puedan evitar daños catastróficos.

[0044]En referencia ahora a la FIG. 6, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 200 para evitar daños catastróficos o fallos en el tren de potencia de la turbina eólica. El procedimiento 200 se puede implementar usando, por ejemplo, la turbina eólica 10 y el controlador 26 analizado anteriormente con referencia a las FIG<s>. 1-3. La FIG. 6 representa las etapas realizadas en un orden particular con propósitos de ilustración y análisis. Los expertos en la técnica, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, entenderán que diversas etapas del procedimiento 200, o cualquiera de los otros procedimientos divulgados en el presente documento, se pueden adaptar, modificar, volver a disponer, realizar simultáneamente o modificar de diversas formas sin desviarse del alcance de la presente divulgación.

[0045]Como se muestra en 202, el procedimiento 200 incluye determinar un par de torsión eléctrico del generador 24 del tren de potencia. Como se muestra en (204), el procedimiento 200 incluye recibir, desde uno o más sensores (tales como sensor(es) de generador 58), una medición de velocidad del generador 24. Como se muestra en (206), el procedimiento 200 incluye determinar, por medio del controlador 26, un par de torsión mecánico del rotor 18 de la turbina eólica 10 o una aceleración del generador 24 requerida para acelerar o desacelerar la inercia del tren de potencia para mantener la medición de velocidad. Como se muestra en (208), el procedimiento 200 puede incluir determinar si el par de torsión mecánico y/o la aceleración supera un umbral improbable. Si es así, como se muestra en (210), el procedimiento 200 incluye implementar una acción de control para la turbina eólica 10, tal como apagar la turbina eólica 10.

[0046]Además, el experto en la técnica reconocerá la intercambiabilidad de diversos rasgos característicos de diferentes modos de realización. De forma similar, las diversas etapas de procedimiento y rasgos característicos descritos, así como otros equivalentes conocidos para cada uno de dichos procedimientos y rasgo característico, se pueden mezclar y combinar por un experto en esta técnica para construir sistemas y técnicas adicionales de acuerdo con los principios de la presente divulgación. Por supuesto, se ha de entender que no todos de dichos objetivos o ventajas descritos anteriormente se pueden lograr necesariamente de acuerdo con cualquier modo de realización particular. Por tanto, por ejemplo, los expertos en la técnica reconocerán que los sistemas y técnicas descritos en el presente documento se pueden realizar o llevar a cabo de manera que logre u optimice una ventaja o grupo de ventajas, como se enseña en el presente documento sin lograr necesariamente otros objetivos o ventajas como se pueda enseñar o sugerir en el presente documento.

Claims (15)

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para evitar daños catastróficos en un tren de potencia de una turbina eólica (10), teniendo el tren de potencia, al menos, un rotor (18) y un generador (24), comprendiendo el procedimiento:

recibir, por medio de un controlador, una medición de velocidad del generador (24);

determinar, por medio del controlador, un par de torsión eléctrico del generador (24);

estimar, por medio del controlador, un par de torsión mecánico del rotor en función de al menos uno del par de torsión eléctrico y la medición de velocidad;

comparar, por medio del controlador, el par de torsión mecánico estimado con un umbral de par de torsión improbable, en el que los valores de par de torsión por encima del umbral de par de torsión improbable son indicativos de un fallo del tren de potencia de la turbina eólica; e

implementar, por medio del controlador, una acción de control para la turbina eólica (10) cuando el par de torsión mecánico estimado supera el umbral de par de torsión improbable.

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que la medición de velocidad se mide por medio de un sensor de velocidad de alta resolución.

3. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que determinar el par de torsión eléctrico del generador (24) del tren de potencia comprende además al menos uno de medir el par de torsión eléctrico del generador por medio de uno o más sensores o estimar el par de torsión eléctrico del generador (24).

4. El procedimiento de la reivindicación 3, en el que estimar el par de torsión eléctrico del generador comprende además:

medir la potencia de salida del generador (24); y,

determinar el par de torsión eléctrico del generador (24) en función de la potencia de salida y la velocidad del generador (24).

5. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que estimar el par de torsión mecánico del rotor en función de al menos uno del par de torsión eléctrico y la medición de velocidad comprende además:

determinar un error de velocidad de la medición de velocidad del generador (24); y,

estimar, por medio del controlador, el par de torsión mecánico en función del error de velocidad.

6. El procedimiento de la reivindicación 5, en el que determinar el error de velocidad de la medición de velocidad del generador comprende además:

determinar una diferencia entre la medición de velocidad del generador (24) y una estimación de una velocidad del generador (24).

7. El procedimiento de la reivindicación 6, en el que el error de velocidad comprende un cambio en la velocidad requerido para que el generador acelere o desacelere la inercia del tren de potencia para mantener la medición de velocidad del generador (24).

8. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 6, 7, que comprende además comparar el error de velocidad con un umbral de velocidad improbable, en el que velocidades mayores que el umbral de velocidad improbable son indicativas de un fallo del tren de potencia de la turbina eólica.

9. El procedimiento de la reivindicación 6, que comprende además:

determinar un error de par de torsión como una diferencia entre el par de torsión eléctrico y el par de torsión mecánico estimado; y

estimar la velocidad del generador en función del error de par de torsión.

10. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además estimar el par de torsión mecánico del rotor (18) en función del par de torsión eléctrico, la medición de velocidad del generador (24) y un coeficiente de fricción del generador.

11. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la acción de control para la turbina eólica (10) comprende además apagar la turbina eólica (10).

12. Un conjunto de tren de potencia de una turbina eólica, comprendiendo el conjunto de tren de potencia:

un eje principal (40) para acoplarse a un rotor (18) de la turbina eólica;

una caja de engranajes (44) acoplada al eje principal (40);

un generador (24) acoplado a la caja de engranajes (44); y

un controlador para controlar la operación de la turbina eólica, el controlador comprende al menos un procesador, el al menos un procesador configurado para realizar una pluralidad de operaciones, comprendiendo la pluralidad de operaciones:

recibir una medición de velocidad del generador (24) del tren de potencia;

determinar un par de torsión eléctrico de un generador (24) del tren de potencia de la turbina eólica; estimar un par de torsión mecánico del rotor (18) en función de al menos uno del par de torsión eléctrico y la medición de velocidad del generador (24);

comparar el par de torsión mecánico estimado con un umbral de par de torsión improbable, en el que los valores de par de torsión por encima del umbral de par de torsión improbable son indicativos de un fallo del tren de potencia de la turbina eólica; e

implementar una acción de control para la turbina eólica cuando el par de torsión mecánico estimado supera el umbral de par de torsión improbable.

13. El conjunto de tren de potencia de la reivindicación 12, que comprende además un sensor de velocidad de alta resolución para medir la velocidad.

14. El conjunto de tren de potencia de la reivindicación 12 o 13, en el que determinar el par de torsión eléctrico del generador del tren de potencia comprende además al menos uno de medir el par de torsión eléctrico del generador (24) por medio de uno o más sensores o estimar el par de torsión eléctrico del generador.

15. El conjunto de tren de potencia de la reivindicación 14, en el que estimar el par de torsión mecánico del rotor (18) en función de al menos uno del par de torsión eléctrico y la medición de velocidad comprende además:

determinar un error de velocidad de la medición de velocidad del generador (24); y,

estimar, por medio del controlador, el par de torsión mecánico en función del error de velocidad.