ES2824228T3

ES2824228T3 - Sistema y procedimiento para retirar y/o instalar una pala de rotor de una turbina eólica

Info

Publication number: ES2824228T3
Application number: ES15763786T
Authority: ES
Inventors: Ulrich Neumann; Brent Holloway; Gaylon Pfeiffer; Michael Johnson; Forrest Hach; Kevin Costain; Stephanie Willman
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2014-09-09
Filing date: 2015-09-04
Publication date: 2021-05-11
Anticipated expiration: 2035-09-04
Also published as: EP3191707A1; WO2016040144A1; CA2960487A1; EP3191707B1; CA2960487C; DK3191707T3; US9651021B2; US20160069321A1

Abstract

Un procedimiento para retirar una pala de rotor (22) desde una parte superior de una torre (12) de una turbina eólica (10), comprendiendo el procedimiento: instalar al menos una polea de la parte superior de la torre (180,182) en una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica; unir un cable de polea (116) desde un primer cabrestante del suelo (112) sobre la polea de la parte superior de la torre a la pala de rotor; unir una línea de guía (108) desde un segundo cabrestante del suelo (114) a una ubicación en la parte superior de la torre de la turbina eólica; unir una polea de guía (118) a la línea de guía (108), en el que la polea de guía está configurada para moverse a lo largo de la línea de guía; unir un cable de guía (120) desde la línea de guía (108) sobre la polea de guía a la pala de rotor (22) para controlar la orientación de la pala de rotor (22) con respecto a la torre a medida que se baja la pala de rotor; y bajar la pala de rotor mediante la operación coordinada del cabrestante a una ubicación en o adyacente a una superficie de soporte (14) de la turbina eólica (10).

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para retirar y/o instalar una pala de rotor de una turbina eólica

CAMPO DE LA INVENCIÓN

[0001] La presente divulgación se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más particularmente, a sistemas y procedimientos para retirar y/o instalar una pala de rotor de una turbina eólica.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más ecológicas disponibles actualmente, y las turbinas eólicas han atraído cada vez más atención en este sentido. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una caja de engranajes, una góndola y una o más palas de rotor. Las palas de rotor capturan energía cinética del viento usando principios aerodinámicos conocidos. 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 una caja de engranajes o, si no se usa una caja de engranajes, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que puede distribuirse en una red de suministro.

[0003] Típicamente, para instalar inicialmente una pala de rotor en el buje de la turbina eólica y/o retirar una de las palas de rotor existentes del buje, se debe transportar una grúa significativamente grande al sitio de la turbina eólica para proporcionar un medio para elevar y/o bajar la pala de rotor con relación al buje. Desafortunadamente, a menudo es extremadamente costoso transportar la grúa al sitio de la turbina eólica y operar la grúa durante el tiempo necesario para instalar y/o retirar la pala o palas de rotor. Como resultado, los costes de emplear grúas tan grandes actualmente representan una porción significativa de los costes generales asociados con las instalaciones iniciales de las turbinas eólicas y las operaciones de mantenimiento de las palas de rotor.

[0004] En consecuencia, los procedimientos mejorados y los sistemas relacionados para retirar y/o instalar palas de rotor de turbina eólica que no requieren el uso de una grúa significativamente grande serían bienvenidos en la tecnología.

[0005] El documento US 2007/290426 A1 divulga un sistema de la técnica anterior para levantar y retirar una pala de rotor de una turbina eólica hacia y desde un rotor instalado encima de una torre de turbina eólica.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN

[0006] Aspectos y ventajas de la invención se expondrán parcialmente en la descripción siguiente, o pueden resultar evidentes a partir de la descripción, o pueden aprenderse a través de la práctica de la invención.

[0007] En un aspecto, la presente divulgación se refiere a un procedimiento para retirar una pala de rotor de un rotor de una turbina eólica instalada encima de una torre de turbina eólica. El procedimiento incluye unir al menos una polea de la parte superior de la torre a una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica, por ejemplo, el rotor. Otro paso incluye unir un cable de polea desde un primer cabrestante del suelo sobre la polea de la parte superior de la torre a la pala de rotor, por ejemplo, la raíz de la pala. Todavía otro paso incluye unir una línea de guía desde un segundo cabrestante del suelo a una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica. El procedimiento también incluye unir una polea de guía a la línea de guía, en el que la polea de guía está configurada para moverse a lo largo de la línea de guía. Un paso adicional incluye unir un cable de guía desde la línea de guía sobre la polea de guía a la pala de rotor, por ejemplo, en la punta de la pala, para controlar la orientación de la pala de rotor con respecto a la torre a medida que se baja la pala de rotor. El siguiente paso incluye bajar la pala de rotor mediante la operación coordinada del cabrestante a una ubicación en o adyacente a una superficie de soporte de la turbina eólica.

[0008] En otro aspecto, la presente divulgación se dirige a un procedimiento para levantar una pala de rotor desde una superficie de soporte a un rotor de una turbina eólica instalada encima de una torre de turbina eólica. El procedimiento incluye unir un cable de polea desde un primer cabrestante del suelo sobre una polea de la parte superior de la torre a una ubicación en la parte superior de la torre de la turbina eólica, por ejemplo, el rotor, a una raíz de la pala de la pala de rotor. Todavía otro paso incluye unir una línea de guía desde una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica a un segundo cabrestante del suelo, en el que la línea de guía tiene una polea de guía configurada sobre ella. Además, la polea de guía está configurada para moverse a lo largo de la línea de guía durante la instalación de la pala de rotor. El procedimiento también incluye unir un cable de guía desde la línea de guía sobre la polea de guía a la pala de rotor para controlar la orientación de la pala de rotor con respecto a la torre a medida que se levanta la pala de rotor. El siguiente paso incluye levantar la pala de rotor a través del cable de la polea mediante una operación coordinada del cabrestante del suelo al rotor de tal manera que la pala de rotor se pueda instalar en el rotor.

[0009] En otro aspecto más, la presente divulgación está dirigida a un sistema para levantar o retirar una pala de rotor de una turbina eólica hacia y desde una torre de turbina eólica. El sistema incluye al menos una polea de la parte superior de la torre montada en una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica (por ejemplo, el rotor), un primer y segundo cabrestantes dispuestos en una ubicación en o adyacente a una superficie de soporte de la torre, un cable de polea desde el primer cabrestante del suelo sobre la polea de la parte superior de la torre y conectado a la pala de rotor, una línea de guía unida entre el segundo cabrestante del suelo y una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica, una polea de guía montada en la línea de guía y un cable de guía desde la línea de guía sobre la polea de guía hasta la pala de rotor. La polea de guía está configurada para moverse a lo largo de la línea de guía durante la elevación y retirada de la pala de rotor y el cable de guía está configurado para controlar la orientación de la pala de rotor con respecto a la torre durante la elevación y retirada de la pala de rotor.

[0010] 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, junto con la descripción, sirven para exponer los principios de la invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

[0011] 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 una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 2 ilustra una vista, en perspectiva, de una pala de rotor de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 3 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 1, que ilustra particularmente una pala de rotor que debe ser retirada de la turbina eólica colocada en una orientación, en general, vertical con respecto a una superficie de soporte de la turbina eólica y un calcetín para pala instalado sobre la pala de rotor;

la FIG. 4 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 3, que ilustra, en particular, la pala de rotor bajada a una altura vertical inicial y un calcetín para pala instalado sobre la pala de rotor;

la FIG. 5 ilustra una vista parcial, en perspectiva, en primer plano de la pala de rotor y el buje mostrados en la FIG. 4, que ilustra, en particular, un modo de realización de un sistema de descenso que incluye cables de soporte asegurados a la pala de rotor y que se extienden a través de un cojinete de cabeceo de la turbina eólica y los dispositivos de traslación de cable correspondientes situados dentro del buje;

la FIG. 6 ilustra una vista, en sección transversal, de la pala de rotor y el cojinete de cabeceo mostrados en la FIG. 5 antes de que la pala de rotor se baje del buje, que ilustra, en particular, un par de cables de soporte y dispositivos de traslación de cable del sistema de descenso mostrado en la FIG. 5;

la FIG. 7 ilustra una vista superior descendente del cojinete de cabeceo mostrado en las FIGS. 5 y 6, que ilustra, en particular, el posicionamiento circunferencial de los dispositivos de traslación de cable alrededor del cojinete de cabeceo con respecto a una línea de referencia de la torre que se extiende radialmente desde el centro de la torre de la turbina eólica a través del centro del cojinete de cabeceo;

la FIG. 8 ilustra una vista, en sección transversal, similar a la mostrada en la FIG. 6, que ilustra, en particular, una variación del sistema de descenso de la pala mostrado en la FIG. 6, en el que cada par de cables de soporte asegurado a la pala de rotor incluye un cable de soporte en asociación operativa con un dispositivo de transición de cable correspondiente y otro cable de soporte que se extiende a través del cojinete de cabeceo sin ser recibido dentro de un dispositivo de traslación de cable;

la FIG. 9 ilustra una vista parcial, en perspectiva, en primer plano de la pala de rotor y el buje mostrados en la FIG. 4, que ilustra, en particular, otro modo de realización de un sistema de descenso que incluye cables de soporte asegurados a la pala de rotor y dispositivos de traslación de cable correspondientes situados dentro del buje;

la FIG. 10 ilustra una vista parcial, en perspectiva, en primer plano de la interfaz entre la pala de rotor y el cojinete de cabeceo mostrados en la FIG. 9 antes de bajar la pala de rotor desde el buje, que ilustra, en particular, un cable de soporte acoplado entre una tuerca de soporte instalada dentro de la raíz de la pala y un dispositivo de traslación de cable correspondiente situado dentro del buje;

la FIG. 11 es una vista, en perspectiva, de la tuerca de soporte que se muestra en la FIG. 10;

la FIG. 12 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 4, que ilustra particularmente un cable de polea acoplado entre la pala de rotor y un primer cabrestante a través de una o más poleas de la parte superior de la torre y una línea de guía que tiene una polea de guía montada en la misma, en la que la línea de guía está montada entre el rotor y un segundo cabrestante;

la FIG. 13 ilustra un modo de realización de una disposición de polea que puede utilizarse para bajar la pala de rotor con respecto al buje de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 14 ilustra otro modo de realización de una disposición de polea que puede utilizarse para bajar la pala de rotor con respecto al buje de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 15 ilustra otro modo de realización de una disposición de polea que puede utilizarse para bajar la pala de rotor con relación al buje de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 16 ilustra otro modo de realización más de una disposición de polea que puede utilizarse para bajar la pala de rotor con respecto al buje de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 17 ilustra otro ejemplo más de una disposición de polea que puede utilizarse para bajar la pala de rotor con relación al buje de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 18 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 12, que ilustra particularmente la rotación de la pala de rotor a una posición horizontal a medida que la pala se baja a través del cable de la polea y el cable de guía de la línea de guía;

la FIG. 19 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 18, que ilustra, en particular, la pala de rotor siendo mantenida en una posición sustancialmente horizontal;

la FIG. 20 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 12, que ilustra particularmente un cable de polea adicional montado entre la pala de rotor y la polea de guía para controlar una ubicación de la polea de guía;

la FIG. 21 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 20, que ilustra, en particular, la pala de rotor siendo rotada a una posición sustancialmente horizontal;

la FIG. 22 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 21, que ilustra, en particular, la pala de rotor en una posición sustancialmente horizontal;

la FIG. 23 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 12, que ilustra particularmente una tercera polea montada en el rotor y que tiene un cable de polea adicional sobre la tercera polea entre la polea de guía y un tercer cabrestante, en la que el cable de polea adicional está configurado para controlar una ubicación de la polea de guía;

la FIG. 24 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 23, que ilustra, en particular, la pala de rotor siendo rotada a una posición sustancialmente horizontal;

la FIG. 25 ilustra otra vista, en perspectiva, de la turbina eólica mostrada en la FIG. 23, que ilustra, en particular, la pala de rotor en una posición sustancialmente horizontal;

la FIG. 26 ilustra una vista superior de un modo de realización de un diseño de la turbina eólica y los cabrestantes de la presente divulgación, ilustrando particularmente los cabrestantes primero y segundo colocados en un ángulo de 90 grados entre sí y la torre; y

la FIG. 27 ilustra una vista superior de otro modo de realización de un diseño de la turbina eólica y los cabrestantes de la presente divulgación, ilustrando particularmente el primer y segundo cabrestantes colocados adyacentes o uno encima del otro.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN

[0012] A continuación, se hará referencia con detalle a modos de realización de la invención, de los cuales se ilustran uno o más 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 pueden realizarse diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin alejarse del alcance o el espíritu de la invención. Por ejemplo, rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización se pueden usar con otro modo de realización para producir otro modo de realización más. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones de modo que entren dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas y de sus equivalentes.

[0013] En general, la presente materia está dirigida a varios procedimientos para retirar las palas del rotor de, y/o instalar las palas del rotor en una turbina eólica. Específicamente, como resultará evidente a partir de la descripción proporcionada a continuación, los procedimientos divulgados pueden permitir la retirada e instalación de las palas de rotor sin el uso de una grúa grande y costosa, reduciendo así significativamente los costes asociados con la retirada y/o la instalación de la pala.

[0014] Por ejemplo, en varios modos de realización, para bajar una pala de rotor desde un buje de la turbina eólica, al menos una polea de la parte superior de la torre está unida a una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica, por ejemplo, el rotor. Además, se conecta un cable de polea desde un primer cabrestante del suelo o principal sobre la polea de la parte superior de la torre a la raíz de la pala de la pala de rotor y se puede usar para bajar la pala de rotor con respecto al buje. Una línea de guía que tiene una polea de guía montada en la misma también está unida al rotor y a un segundo cabrestante del suelo. A partir de entonces, se puede unir un cable de guía desde la línea de guía sobre la polea de guía hasta la pala de rotor para controlar la orientación de la pala de rotor con respecto a la torre a medida que se baja la pala de rotor. El cable o cables de la polea, en combinación con la línea de guía y el cable de guía, pueden usarse para bajar la pala de rotor sobre y/o adyacente a una superficie de soporte de la pala de rotor. En consecuencia, la pala de rotor puede bajarse de manera controlada mediante una operación coordinada del cabrestante. Como se describirá a continuación, dichos pasos del procedimiento también pueden, en varios modos de realización, invertirse para permitir la instalación de una pala de rotor en una turbina eólica.

[0015] Debe apreciarse que, además, de los procedimientos divulgados, la presente materia también se dirige a un sistema para retirar las palas de rotor y/o instalar las palas de rotor en una turbina eólica. Específicamente, el sistema puede incluir, en general, cualquier combinación de los diversos componentes descritos en el presente documento como utilizados durante el modo de realización de cualquiera de los procedimientos divulgados.

[0016] Con referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista lateral de un modo de realización de una turbina eólica 10. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye, en general, una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14 (por ejemplo, el suelo, una plataforma de hormigón o cualquier otra superficie de soporte adecuada). Además, la turbina eólica 10 también puede incluir una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje giratorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a, y que se extiende hacia fuera del buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 19 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 puede estar espaciada sobre el buje 20 para facilitar la rotación del rotor 19 para permitir que la energía cinética del viento se convierta en energía mecánica útil y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 puede estar acoplado de forma giratoria a un generador eléctrico (no mostrado) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0017] Con referencia, en particular, a la FIG. 2, se ilustra una vista, en perspectiva, de una de las palas de rotor 22 mostradas en la FIG. 1, de acuerdo con aspectos de la presente materia. Como se muestra, la pala de rotor 22 incluye una raíz de la pala 24 configurada para montar la pala de rotor 22 en el buje 20 de una turbina eólica 10 (FIG. 1) y una punta de la pala 26 dispuesta de manera opuesta a la raíz de la pala 24. Un cuerpo 28 de la pala de rotor 22 puede extenderse longitudinalmente entre la raíz de la pala 24 y la punta de la pala 26 y en general, puede actuar como cubierta exterior de la pala de rotor 22. Como se entiende en general, el cuerpo 28 puede definir un perfil aerodinámico (por ejemplo, definiendo una sección transversal en forma de alerón, tal como una sección transversal simétrica o combada en forma de alerón) para permitir que la pala de rotor 22 capture energía cinética del viento usando principios aerodinámicos conocidos. Por tanto, el cuerpo 28 puede incluir, en general, un lado de presión 30 y un lado de aspiración 32 que se extienden entre un borde delantero 34 y un borde trasero 36. Adicionalmente, la pala de rotor 22 puede tener una envergadura 38 que define la longitud total del cuerpo 28 entre la raíz de la pala 24 y la punta de la pala 26 y una cuerda 40 que define la longitud total del cuerpo 28 entre el borde delantero 34 y el borde trasero 36. Como se entiende en general, la cuerda 40 puede variar en longitud con respecto a la envergadura 38 a medida que el cuerpo 29 se extiende desde la raíz de la pala 24 hasta la punta de la pala 26.

[0018] Además, como se muestra en la FIG. 2, la pala de rotor 22 también puede incluir una pluralidad de pernos en T o conjuntos de unión de la raíz 42 para acoplar la raíz de la pala 22 al buje 20 de la turbina eólica 10. En general, cada conjunto de unión de la raíz 42 puede incluir una tuerca cilíndrica 44 montada dentro de una porción de la raíz de la pala 24 y un perno de raíz 46 acoplado a, y que se extiende desde la tuerca cilíndrica 44 para proyectarse hacia afuera desde un extremo de la raíz 48 de la raíz de la pala 24. Al proyectarse hacia afuera desde el extremo de la raíz 48, los pernos de raíz 46 pueden usarse, en general, para acoplar la raíz de la pala 24 al buje 20 por medio de un cojinete de cabeceo 150 (FIG. 5) de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el cojinete de cabeceo 150 puede definir una pluralidad de orificios de perno 151 (FIGS. 6-7) configurados para recibir los pernos de raíz 48. Adicionalmente, como se describirá a continuación, una porción de dichos pernos de raíz 46 también se puede utilizar cuando la pala de rotor 22 se retira del y/o se instala en el buje 20.

[0019] Ahora se describirán con referencia a las FIGS. 3-27 varios modos de realización de procedimientos para retirar una pala de rotor 22 de una turbina eólica 10, incluyendo diversos componentes del sistema que pueden usarse para realizar tales procedimientos. Debe apreciarse que, aunque los procedimientos se describirán, en general, con referencia a la retirada de una pala de rotor 22 de una turbina eólica 10, los diversos pasos del procedimiento y los componentes del sistema divulgados en el presente documento pueden usarse de manera similar para instalar una pala de rotor 22 en una turbina eólica 10 simplemente invirtiendo el orden en que se realiza el procedimiento. También debe apreciarse que, aunque los procedimientos se describirán en el presente documento como realizados en un orden particular, los procedimientos pueden realizarse, en general, en cualquier orden adecuado que sea coherente con la divulgación proporcionada en el presente documento.

[0020] Con referencia particularmente a la FIG. 3, la pala de rotor 22 que debe retirarse puede rotarse inicialmente a una posición verticalmente hacia abajo (por ejemplo, una posición de las seis en punto) de modo que la pala 22 tenga una orientación, en general, vertical con respecto a la superficie de soporte 14 de la turbina eólica 10. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, la pala de rotor 22 se extiende verticalmente hacia abajo desde el buje 20 de modo que la punta de la pala 26 apunte hacia la superficie de soporte 14. Se debe apreciar que, debido a un ángulo de inclinación y/o ángulo cónico de la turbina eólica 10, la pala de rotor 22 puede estar ligeramente inclinada en sentido opuesto a la torre 12 cuando se mueve a la posición verticalmente hacia abajo.

[0021] En varios modos de realización, una vez que la pala de rotor 22 se gira a la posición verticalmente hacia abajo, se puede instalar un calcetín para pala opcional 100 en la pala 22 para proporcionar puntos de unión para varios cables y/o líneas de la presente divulgación y/o para proporcionar protección a la pala de rotor 22. Además, como se muestra en la FIG. 3, el calcetín para pala 100 puede instalarse en una ubicación intermedia 102 definida entre la raíz de la pala 24 y la punta de la pala 26. En un modo de realización, la ubicación intermedia 102 puede corresponder a una ubicación definida a lo largo de una sección exterior de la pala de rotor 22, tal como en una ubicación separada de la raíz de la pala 24 en una distancia 104 que es mayor que aproximadamente el 50 % de la envergadura de la pala 38 (FIG. 2). Por ejemplo, la distancia 104 puede variar desde aproximadamente el 50 % de la envergadura 38 hasta aproximadamente el 95 % de la envergadura 38, tal como desde aproximadamente el 65 % de la envergadura 38 hasta aproximadamente el 95 % de la envergadura 38 o desde aproximadamente el 75 % de la envergadura 38 hasta aproximadamente el 90 % de la envergadura 38 y cualquier otro subintervalo intermedio.

[0022] Todavía en referencia a la FIG. 3, para instalar el calcetín para pala 100 en la pala de rotor 22, uno o más cables de elevación 106 pueden estar asegurados al calcetín para pala 100 y pueden extenderse hacia arriba a una ubicación de la parte superior de la torre, como en una ubicación en y/o dentro del buje 20 o la góndola 16. Por ejemplo, en un modo de realización, el cable o cables de elevación 106 pueden extenderse hacia arriba desde el calcetín para pala 100 al personal ubicado dentro y/o en la parte superior del buje 20 o la góndola 16. Independientemente, el cable o cables de elevación 106 pueden usarse para elevar el calcetín para pala 100 verticalmente hacia arriba con respecto a la superficie de soporte 14 para permitir que el calcetín 100 se instale alrededor de la pala del rotor 22 en la ubicación intermedia 102. Por ejemplo, el calcetín para pala 100 puede definir una forma cerrada configurada para extenderse alrededor del perímetro exterior de la pala de rotor 22. Por lo tanto, al elevar el calcetín para pala 100 a través del cable o cables de elevación 106, el calcetín 100 puede alinearse cuidadosamente con la pala del rotor 22 de modo que la punta de la pala 26 se reciba dentro del calcetín 100.

[0023] Los expertos en la técnica deben entender que el sistema y el procedimiento descritos en el presente documento pueden funcionar sin el uso del calcetín para pala 100. En tal modo de realización, los cables y/o cables de guía como se describen en el presente documento pueden estar unidos directamente a la pala de rotor 22.

[0024] Con referencia ahora a la FIG. 4, la pala de rotor 22 puede bajarse inicialmente desde el buje 22 una distancia vertical inicial 146. Como se describirá a continuación, tal descenso inicial de la pala de rotor 22 puede permitir que una o más poleas de la parte superior de la torre 180, 182 se acoplen entre la pala 22 y otro componente de la parte superior de la torre de la turbina eólica 10, proporcionando así un medio para bajar más la pala de rotor 22 en la dirección de la superficie de soporte 14 de acuerdo con la presente divulgación. Por lo tanto, la distancia vertical inicial 146 puede corresponder, en general, a cualquier distancia adecuada que permita la instalación de la polea o poleas y cualquier cable o cables de polea asociados. Por ejemplo, en un modo de realización, la distancia vertical inicial 146 puede variar, en general, de aproximadamente 2 pies (0,6 m) a aproximadamente 15 pies (4,57 m), tal como de aproximadamente 3 pies (0,91 m) a aproximadamente 10 pies (3,05 m) o de 5 pies (1,52 m) a aproximadamente 10 pies (3,05 m) y cualquier otro subintervalo entre dichos valores.

[0025] Con referencia ahora a las FIGS. 5-7, un modo de realización de componentes adecuados que pueden incluirse dentro de un sistema de descenso para bajar inicialmente la pala de rotor 22 desde el buje 20 se ilustra de acuerdo con aspectos de la presente materia. Específicamente, la FIG. 5 ilustra una vista parcial, en perspectiva, del buje 20, la pala de rotor 22 y el cojinete de cabeceo 150 de la turbina eólica 10 después de que la pala 22 se haya bajado desde el buje 20 la distancia vertical inicial 146. La FIG. 6 ilustra una vista parcial, en sección transversal, de la interfaz entre la pala de rotor 22 y el cojinete de cabeceo 150 antes de que se baje la pala 22 en relación con el buje 20. Adicionalmente, la FIG.

7 ilustra una vista superior del cojinete de cabeceo 150 de la turbina eólica 10, que ilustra, en particular, el posicionamiento circunferencial relativo de los componentes del sistema utilizados para bajar inicialmente la pala de rotor 22 en relación con el buje 20.

[0026] Se debe apreciar que, con fines ilustrativos, solo se muestra el anillo interno del cojinete de cabeceo 150 en la FIG. 7. Como se entiende en general, el cojinete de cabeceo 150 también puede incluir un anillo externo configurado para acoplarse al buje 20. Como tal, cuando el anillo interno se gira con respecto al anillo externo del cojinete de cabeceo 150, la pala de rotor 22 puede cabecear alrededor de su eje de cabeceo.

[0027] Como se muestra en particular en las FIGS. 5 y 6, para permitir que la pala de rotor 22 se baje inicialmente, varios de los pernos de raíz 46 que se extienden a través de los orificios de perno 151 definidos en el cojinete de cabeceo 150 pueden retirarse y reemplazarse con cables de soporte adecuados 152. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, en un modo de realización, ocho de los pernos de raíz 46 se han retirado y reemplazado con los correspondientes cables de soporte 152. Al hacerlo, el resto de los pernos de raíz 46 pueden mantenerse inicialmente en contacto con el cojinete de cabeceo 150 (por ejemplo, por medio de tuercas de unión adecuadas (no mostradas)) para permitir que la pala de rotor 22 continúe siendo soportada por el buje 20 hasta que la pala de rotor 22 esté lista para bajarse.

[0028] En general, los cables de soporte 152 pueden corresponder a cualquier cable adecuado que sea capaz de soportar el peso de la pala de rotor 22 a medida que se baja con respecto al buje 20. Por ejemplo, en varios modos de realización, cada cable de soporte 152 puede corresponder a un cable de acero o cualquier otro cable metálico adecuado que tenga una capacidad de carga nominal suficiente para manejar el peso de la pala de rotor 22. En otro modo de realización, cada cable de soporte 152 puede corresponder a una cadena metálica o cualquier otro objeto alargado adecuado similar a un cable. Además, se debe apreciar que cada cable de soporte 152 puede configurarse, en general, para definir cualquier longitud adecuada que permita que los cables se utilicen para bajar la pala de rotor 22 alejándola del buje 20 a la distancia vertical inicial 146.

[0029] Además, los cables de soporte 152 pueden configurarse, en general, para acoplarse a la pala de rotor 22 usando cualquier medio de unión adecuado. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, un extremo de vástago 154 (FIG. 6) de cada cable 152 puede acoplarse a un vástago de cable roscado 156 configurado para enroscarse en una de las tuercas cilíndricas 44 que se extiende dentro de la raíz de la pala 24. En dicho modo de realización, se puede formar una conexión estampada u otra conexión adecuada entre el extremo de la raíz 154 de cada cable 152 y cada vástago de cable 156 para acoplar firmemente los cables 152 a los vástagos 156 correspondientes. En otros modos de realización, los cables de soporte 152 se pueden acoplar a la raíz de la pala 24 usando cualquier otro medio adecuado, tal como acoplando cada cable de soporte 152 a un accesorio de montaje adecuado configurado para asegurarse a la raíz de la pala 24.

[0030] Se debe apreciar que, en modos de realización en los que los cables de soporte 152 están acoplados a la raíz de la pala 24 por medio de los vástagos de cable roscados 156, cada vástago de cable 156 puede configurarse, en general, para definir cualquier longitud adecuada 157. Como se muestra en la FIG. 6, en un modo de realización, la longitud 157 de cada vástago de cable 156 puede ser sustancialmente igual a una longitud correspondiente 159 de los pernos de raíz 46. De forma alternativa, como se muestra en el modo de realización de la FIG. 8, la longitud 157 de cada vástago de cable 156 puede ser menor que la longitud 159 de los pernos de raíz 46.

[0031] Como se muestra en las FIGS. 5 y 6, cada cable de soporte 152 puede configurarse para estar en asociación operativa con un dispositivo de traslación de cable 158 adecuado situado dentro del buje 20. En general, cada dispositivo de traslación de cable 158 puede corresponder a cualquier dispositivo adecuado que permita que la pala de rotor 22 se mueva de manera segura con respecto al buje 20 usando los cables de soporte 152. Por ejemplo, en varios modos de realización, cada dispositivo de traslación de cable 152 puede corresponder a un actuador accionado por fluido (por ejemplo, un actuador hidráulico o neumático) configurado para estar en asociación operativa con un cable de soporte 152 correspondiente para permitir que se baje y/o se eleve la pala de rotor 22 en relación con el buje 20.

[0032] Específicamente, en un modo de realización particular de la presente materia, cada dispositivo de traslación de cable 158 puede configurarse como un cilindro hueco de elevación/descenso o como un gato de un solo filamento diseñado para bajar y/o elevar gradualmente la pala de rotor 22. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 6, cada dispositivo 158 puede incluir un cilindro 160 configurado para acoplarse al cojinete de cabeceo 150 (por ejemplo, por medio de pernos adecuados y/u otros elementos de fijación mecánicos (no mostrados)) y un pistón hueco 162 configurado para recibir uno de los cables de soporte 152. El pistón 162 puede configurarse, en general, para ser accionado y retraído en relación con el cilindro 160 suministrando/expulsando un fluido presurizado hacia/desde el cilindro 160 (por ejemplo, por medio de un orificio de fluidos 164). Además, cada dispositivo de traslación de cable 158 puede incluir un mecanismo de sujeción superior 166 situado directamente sobre el pistón 162 y un mecanismo de sujeción inferior 168 situado directamente debajo del pistón 162. Como se entiende en general, los mecanismos de sujeción superior e inferior 166, 168 pueden configurarse para sujetar de forma alternativa el cable de soporte 152 a medida que el pistón 162 es accionado y retraído, permitiendo de este modo que cada dispositivo de traslación 152 baje o eleve la pala de rotor 22 en incrementos cortos con cada accionamiento/retracción del pistón 162.

[0033] Adicionalmente, en varios modos de realización, un bloque de parada 170 puede configurarse para instalarse alrededor de cada cable de soporte 152 directamente encima de su dispositivo de traslación de cable 158 correspondiente. En general, cada bloque de parada 170 puede configurarse para servir como un rasgo característico de seguridad incorporado que proporciona una parada mecánica para cada cable de soporte 152 en caso de fallo de uno de los dispositivos de traslación de cable 158. Por ejemplo, como se muestra en particular en la FIG. 6, cada cable de soporte 152 puede incluir una pluralidad de lengüetas 172 espaciadas gradualmente a lo largo de la longitud del cable. En dicho modo de realización, se puede definir una abertura o ranura (no mostrada) a través de cada bloque de parada 170 que es dimensionalmente más grande que el cable 152, permitiendo de este modo que el cable 152 pase a través del bloque de parada 170 a medida que se baja en relación con el dispositivo de traslación 158. Sin embargo, dado su mayor tamaño, las lengüetas 172 pueden no ser capaces de pasar a través de la abertura o ranura definida en cada bloque de parada 170. En consecuencia, en caso de fallo de uno de los dispositivos de traslación de cable 158, la lengüeta 172 situada directamente por encima del bloque de parada 170 correspondiente puede entrar en contacto y engancharse con una superficie superior del bloque 170, evitando de este modo el movimiento adicional del cable de soporte 152 en relación con el dispositivo de traslación 158. Por el contrario, durante el funcionamiento normal, los bloques de parada 170 pueden reposicionarse continuamente a lo largo del cable de soporte 152 a medida que cada lengüeta 172 se baja hacia y/o de forma contigua a su bloque de parada correspondiente 170. Por ejemplo, como se indica mediante las líneas discontinuas en la FIG. 6, cuando una de las lengüetas 172 se baja hacia abajo y/o de forma contigua a uno de los bloques de parada 170, el bloque de parada 170 puede retirarse del cable de soporte 152 y reposicionarse por encima de dicha lengüeta 172 para permitir que el cable de soporte 152 continúe siendo bajado a través del dispositivo de traslación 158.

[0034] Se debe apreciar que, en general, cada cable de soporte 152 y dispositivo de traslación 158 correspondiente puede configurarse para instalarse en cualquier ubicación adecuada alrededor de la circunferencia de la raíz de la pala 24 y el cojinete de cabeceo 150. Sin embargo, en varios modos de realización, los cables/dispositivos 152, 158 pueden agruparse en pares separados alrededor de la raíz de la pala 24 y el cojinete de cabeceo 150. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 7, en un modo de realización, cada par de los dispositivos de traslación de cable 158 puede configurarse para colocarse alrededor del cojinete de cabeceo 150 en ubicaciones circunferenciales, en general, contiguas a una línea de referencia 174 orientada perpendicularmente a una línea de referencia de la torre 176 que se extiende radialmente desde el centro de la torre 12 de la turbina eólica a través del centro del cojinete de cabeceo 150. Específicamente, como se muestra, cada par de los dispositivos de traslación de cable 158 puede, en general, estar separado circunferencialmente de la línea de referencia 174 en un ángulo 178 igual a menos de aproximadamente 45 grados, tal como menos de aproximadamente 40 grados o menos de aproximadamente 35 grados. Por supuesto, en dicho modo de realización, los cables de soporte 152 se pueden asegurar de forma similar a la raíz de la pala 24 en una ubicación circunferencial correspondiente con respecto a la línea de referencia 174. Dicho posicionamiento de los cables/dispositivos 152, 158 contiguos a la línea de referencia 174 puede, en ciertas configuraciones de pala de rotor, permitir que la pala de rotor 22 esté ligeramente inclinada en sentido opuesto a la torre 12 a medida que se baja la pala 22 en relación con el buje 20 debido a la ubicación del centro de gravedad de la pala.

[0035] Como se indicó anteriormente, en un modo de realización, se pueden instalar ocho cables de soporte 152 y los correspondientes dispositivos de traslación 158 para ayudar a bajar la pala de rotor 22 en relación con el buje 20. Sin embargo, en otros modos de realización, se puede utilizar cualquier otro número adecuado de cables de soporte 152 y dispositivos de traslación 158 para bajar la pala de rotor 22 en relación con el buje 20. Por ejemplo, en un modo de realización, la pala de rotor 22 puede bajarse usando solo cuatro cables/dispositivos 152, 158 o usando solo dos cables/dispositivos 152, 158.

[0036] Adicionalmente, en otros modos de realización, solo una porción de los cables de soporte 152 acoplados a la pala de rotor 22 puede configurarse para estar en asociación operativa con los dispositivos de traslación de cable 158 correspondientes. Por ejemplo, la FIG. 8 ilustra un modo de realización alternativo al modo de realización mostrado en la FIG. 6. Como se muestra en la FIG. 8, para cada par de cables de soporte 152 que se extienden desde la raíz de la pala 24, uno de los cables 152 puede configurarse para estar en asociación operativa con un dispositivo de traslación 158 correspondiente situado dentro del buje 20. En dicho modo de realización, cada cable de soporte 152 no asociado con un dispositivo de traslación 158 se puede usar simplemente para proporcionar soporte adicional para la pala de rotor 22 a medida que se baja. Además, dichos cables de soporte 152 también pueden configurarse para ser utilizados en relación con los bloques de parada 170 descritos anteriormente. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 8, el bloque de parada 170 puede colocarse directamente sobre el cojinete de cabeceo 150 para permitir que el bloque de parada 170 se enganche entre una de las lengüetas de cable 172 y el cojinete de cabeceo 150 en caso de fallo de uno o más de los dispositivos de traslación 158 instalados en cualquiera de los otros cables de soporte 152.

[0037] Se debe apreciar que, en otros modos de realización de la presente materia, la pala de rotor 22 puede configurarse para bajarse inicialmente del buje 20 usando cualquier otro medio de descenso adecuado conocido en la técnica. Por ejemplo, como alternativa a los dispositivos de traslación de cable 158 accionados por fluido descritos anteriormente, los dispositivos de traslación de cable pueden corresponder a cabrestantes situados dentro del buje 20. En dicho modo de realización, los cables de soporte 152 pueden desenrollarse de cada cabrestante asociado para bajar inicialmente la pala de rotor 22 desde el buje 20. En otro modo de realización, los cables de soporte 152 pueden reemplazarse con varillas roscadas alargadas. En dicho modo de realización, las varillas roscadas pueden recibirse dentro de un dispositivo de traslación adecuado (por ejemplo, un gato de tornillo) configurado para permitir que las varillas se muevan con respecto al dispositivo, permitiendo de este modo que la pala de rotor 22 se baje con respecto al buje 20.

[0038] Con referencia ahora a las FIGS. 9-11, otro modo de realización de componentes adecuados que puede incluirse dentro de un sistema de descenso para bajar inicialmente la pala de rotor 22 desde el buje 20 una distancia vertical inicial 146 se ilustra de acuerdo con aspectos de la presente materia. Específicamente, la FIG. 9 ilustra una vista parcial, en perspectiva, del buje 20, la pala de rotor 22 y el cojinete de cabeceo 150 de la turbina eólica 10 después de que la pala 22 se haya bajado desde el buje 20 la distancia vertical inicial 146. La FIG. 10 ilustra una vista parcial, en perspectiva, del interior del buje 20 en la interfaz entre la pala de rotor 22 y el cojinete de cabeceo 150 antes de que se baje la pala 22 en relación con el buje 20. Además, la FIG. 11 ilustra una vista, en perspectiva, de un modo de realización de una tuerca de soporte de tipo cilíndrico modificada 300 configurada para su uso en el sistema de descenso ilustrado de acuerdo con aspectos de la presente materia.

[0039] Como se muestra en particular en las FIGS. 9 y 10, para permitir que la pala de rotor 22 se baje inicialmente, varios de los pernos de raíz 46 que se extienden a través de los orificios de perno 151 definidos en el cojinete de cabeceo 150 pueden retirarse. Las tuercas cilíndricas 44 existentes asociadas con dichos pernos 46 pueden reemplazarse entonces por tuercas de soporte de forma cilíndrica 300, donde cada tuerca de soporte 300 está configurada para permitir que un cable de soporte 302 correspondiente se acople a la raíz de la pala 24. Por ejemplo, como se muestra en la FIG.

9, en un modo de realización, cuatro de las tuercas cilíndricas 44 existentes pueden retirarse y reemplazarse con tuercas de soporte 300 adecuadas. Al hacerlo, el resto de los pernos de raíz 46 pueden mantenerse inicialmente en contacto con el cojinete de cabeceo 150 (por ejemplo, por medio de tuercas de unión 304 adecuadas (FIG. 10)) para permitir que la pala de rotor 22 continúe siendo soportada por el buje 20 hasta que la pala de rotor 22 esté lista para bajarse.

[0040] Debe apreciarse que las tuercas de soporte 300 pueden tener, en general, cualquier configuración adecuada que permita que cada tuerca de soporte 300 se inserte a través de la raíz de la pala 24 en lugar de una de las tuercas cilíndricas 44 existentes, así como proporcionar un medio para acoplar cada cable de soporte 302 a la pala de rotor 22. Por ejemplo, en un modo de realización, cada tuerca de soporte 300 puede configurarse como una tuerca cilíndrica modificada. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 11, cada tuerca de soporte 300 puede incluir una abertura roscada 306 que se extiende verticalmente a través de la tuerca de soporte 300 para permitir que un perno de raíz 46 correspondiente u otro elemento roscado adecuado se acople a la tuerca 300 y se extienda verticalmente desde allí. Además, cada tuerca de soporte 300 puede incluir una abertura roscada 308 que se extiende lateralmente, definida a través de uno de los lados de la tuerca 300. Como se muestra en la FIG. 11, dicha abertura 308 puede permitir que un dispositivo de acoplamiento 310 adecuado (por ejemplo, un ojo giratorio, anillo de montaje, gancho de montaje o cualquier otro mecanismo de unión adecuado) se asegure a la tuerca de soporte 300 para acoplar cada cable de soporte 302 a la pala de rotor 22.

[0041] Como se indicó anteriormente, en un modo de realización, se pueden instalar cuatro tuercas de soporte 300 a través de la raíz de la pala 24 en lugar de las tuercas cilíndricas 44 existentes para permitir que cuatro cables de soporte 302 correspondientes se acoplen a la pala de rotor 22. Sin embargo, en otros modos de realización, cualquier otro número adecuado de tuercas de soporte 300 puede asegurarse dentro de la raíz de la pala 24 para proporcionar un medio para acoplar un número correspondiente de cables de soporte 302 a la pala de rotor 22, tal como instalando menos de cuatro tuercas de soporte 300 dentro de la raíz de la pala 24 (por ejemplo, dos o tres tuercas de soporte) o más de cuatro tuercas de soporte 300 dentro de la raíz de la pala 24 (por ejemplo, cinco, seis o más tuercas de soporte).

[0042] Adicionalmente, se debe apreciar que las tuercas de soporte 300 pueden configurarse para mantenerse en posición con respecto a la pala de rotor 22 usando cualquier medio de unión adecuado. Por ejemplo, en un modo de realización, una vez que se inserta una tuerca de soporte 300 dada dentro de la raíz de la pala 24, se puede insertar un perno de raíz 46 correspondiente a través del cojinete de cabeceo 150 y atornillarse en la abertura que se extiende verticalmente 306 de la tuerca de soporte 300 para asegurar la tuerca 300 dentro de la raíz de la pala 24. De forma alternativa, como se muestra en la FIG. 10, un pasador de alineación 312 puede configurarse para insertarse a través del cojinete de cabeceo 150 y atornillarse en la abertura que se extiende verticalmente 306 de cada tuerca de soporte 300. En dicho modo de realización, cada pasador de alineación 312 puede configurarse, en general, para su unión dentro de la tuerca de soporte 300 correspondiente de una manera similar a los pernos de raíz 46 existentes y, por tanto, pueden incluir un extremo roscado 314 para engancharse a la abertura roscada 306 de la tuerca de soporte 300. Sin embargo, como se muestra en la FIG. 10, cada pasador de alineación 312 puede definir una altura o longitud vertical 316 que es mayor que la longitud 159 (FIG. 6) de los pernos de raíz 46. En consecuencia, los pasadores de alineación 312 también se pueden utilizar para alinear la pala de rotor con el cojinete de cabeceo a medida que la pala de rotor (o una pala de rotor diferente con los pasadores de alineación instalados en la misma) se levantan sobre el buje.

[0043] En otro modo de realización, las tuercas de soporte 300 se pueden asegurar dentro de la raíz de la pala 24 usando los vástagos de cable roscados 156 de los cables de soporte 152 descritos anteriormente con referencia a las FIGS. 5-8. En tal modo de realización, los cables de soporte 152 pueden utilizarse como rasgos característicos de seguridad adicionales para el sistema a medida que se baja la pala de rotor 22 en relación con el buje 20. Por ejemplo, como se describió anteriormente con referencia a la FIG. 8, los bloques de parada 170 divulgados pueden utilizarse sin los dispositivos de traslación de cable 158 para permitir que cada bloque 170 sirva como tope mecánico entre el cojinete de cabeceo 150 y las lengüetas 172 adyacentes de los cables de soporte 152 a medida que se baja la pala de rotor 22.

[0044] También debe apreciarse que cada tuerca de soporte 300 puede configurarse, en general, para instalarse dentro de la pala de rotor 22 en cualquier ubicación circunferencial adecuada alrededor de la raíz de la pala 24. Sin embargo, en varios modos de realización, las tuercas de soporte 300 pueden configurarse para instalarse en las mismas ubicaciones o similares a las ubicaciones circunferenciales para los cables/dispositivos 152/158 descritos anteriormente con referencia a la FIG. 7. Por ejemplo, en un modo de realización, las tuercas de soporte 300 pueden configurarse para instalarse dentro de la raíz de la pala 24 en ubicaciones circunferenciales separadas de la línea de referencia 174 por un ángulo dado 178 (FIG. 7), en el que el ángulo es, en general, igual a menos de aproximadamente 45 grados.

[0045] Con referencia particularmente a las FIGS. 9 y 10, en diversos modos de realización, cada cable de soporte 302 puede configurarse para extenderse desde una de las tuercas de soporte 300 hasta un dispositivo de traslación de cable 318 correspondiente situado dentro del buje 20. Como se muestra en la FIG. 10, en un modo de realización, el dispositivo de traslación de cable 318 puede corresponder a polipastos de cable (incluidos polipastos de cadena) configurados para ser montados y/o soportados por cualquier componente o componentes de turbina eólica adecuados situados dentro del buje 20 (por ejemplo, refuerzo(s) de buje, viga(s) y/o cualquier otro componente o componentes adecuados). Como se entiende en general, los polipastos de cable pueden configurarse para permitir que cables adecuados pasen a través de los mismos de manera controlada. Por tanto, en la presente solicitud, dichos polipastos de cable pueden utilizarse para bajar de manera segura y eficaz la pala de rotor 22 en relación con el buje 20.

[0046] Debe apreciarse que, en modos de realización alternativos, los dispositivos de traslación de cable 318 pueden corresponder a cualquier otro dispositivo y/o mecanismo adecuado que permita que la pala de rotor 22 se baje con respecto al buje 20 a través de los cables de soporte 302 correspondientes. Por ejemplo, en otro modo de realización, los dispositivos de traslación de cable 318 pueden corresponder a cabrestantes colocados dentro del buje 20.

[0047] También se debe apreciar que, de forma similar a los cables de soporte 152 descritos anteriormente, cada cable de soporte 302 puede corresponder, en general, a cualquier objeto alargado adecuado similar a un cable que tenga una capacidad de carga nominal suficiente para manejar el peso de la pala de rotor 22. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, los cables de soporte 302 están configurados como cadenas de metal. Sin embargo, en otros modos de realización, los cables de soporte 302 pueden corresponder a cables de acero o cualquier otro cable metálico adecuado. Además, se debe apreciar que cada cable de soporte 302 puede, en general, configurarse para definir cualquier longitud adecuada que permita que los cables 302 se utilicen para bajar la pala de rotor 22 alejándola del buje 20 la distancia vertical inicial 146.

[0048] Con referencia ahora a la FIG. 12, después de bajar la pala de rotor 22 desde el buje 20 la distancia inicial 146 (FIG. 4), se pueden usar una o más poleas de la parte superior de la torre 180, 182 para acoplar uno o más cables de polea o cables 116 entre la pala de rotor 22 y un primer cabrestante del suelo o principal 112 soportado sobre y/o adyacente a la superficie de soporte 14. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 12, el cable de polea 116 puede configurarse para acoplarse operativamente alrededor de una o más poleas de la parte superior de la torre 180, 182 acopladas a la pala de rotor 22 y/o a uno o más componentes de la parte superior de la torre de la turbina eólica 10 (por ejemplo, el rotor 18 o el cojinete de cabeceo 150). Al acoplar el cable de la polea 116 entre el primer cabrestante 112 y la pala de rotor 22 a través de las poleas 180, 182, el cable de la polea 116 puede lentamente desenrollarse o liberarse de otro modo del cabrestante 112, permitiendo así que la pala de rotor 22 baje del buje 20 de manera controlada.

[0049] Debe apreciarse que, a medida que se baja la pala de rotor 22 usando el cable de polea 116, el sistema y el procedimiento de la presente divulgación también utiliza una línea de guía 108 configurada para controlar la orientación de la pala de rotor 22 a medida que la pala 22 está siendo bajada. Específicamente, como se muestra en la FIG. 12, asegurando la pala de rotor 22 a la línea de guía 108 a través de un cable de guía 120 sobre la polea de guía 118, la pala de rotor 22 puede mantenerse a una distancia segura de la torre 12. Además, la línea de guía 108, en combinación con el cable de guía 120 y la polea de guía 118, también se puede utilizar para rotar la pala de rotor 22 a una posición, en general, horizontal antes de bajar la pala 22 y/o directamente adyacente a la superficie de soporte 14, que se describe con más detalle con respecto a las FIGS. 18 y 19.

[0050] Con referencia ahora a las FIGS. 13-16, se ilustran varios ejemplos de diferentes disposiciones de poleas de la parte superior de la torre de acuerdo con aspectos de la presente materia. Específicamente, en cada ejemplo mostrado en las FIGS. 13-16, una o más poleas 180 están acopladas al cojinete de cabeceo 150 y una o más poleas 182 están acopladas a la pala de rotor 22. Sin embargo, en otros modos de realización, la polea o poleas 180 pueden estar configuradas para acoplarse a cualquier otro componente o componentes adecuados de la parte superior de la torre de la turbina eólica 10, además del cojinete de cabeceo 150. Por ejemplo, como alternativa al acoplamiento de la polea o poleas de la parte superior de la torre 180 al cojinete de cabeceo 150, dicha polea o poleas 180 pueden acoplarse al buje 20 (por ejemplo, acoplando la polea o poleas 180 dentro del interior del buje 20), la góndola 16 o cualquier otro componente adecuado de la parte superior de la torre de la turbina eólica 10.

[0051] Como se muestra en la FIG. 13, en un modo de realización, una sola polea 180 puede estar acoplada al cojinete de cabeceo 150 y las poleas 182A, 182B pueden estar acopladas a la raíz de la pala 24 de la pala de rotor 22. En tal modo de realización, la polea 180 puede, por ejemplo, estar alineada verticalmente con una de las poleas 182A, 182B (por ejemplo, la polea 180A) en un primer lado de la pala/cojinete 22, 150, colocándose la otra polea (por ejemplo, la polea 182B) en un lado opuesto de la pala 22. Además, como se muestra en la FIG. 13, un cable de polea 116 se puede acoplar al cojinete de cabeceo 150 (o el buje 20) en una ubicación de unión 192 de modo que el cable 116 se pueda acoplar operativamente alrededor de las poleas 180, 182A, 182B a medida que la línea 116 se extiende entre la ubicación de unión 192 y el primer cabrestante 112 (FIG. 12) posicionado sobre y/o adyacente a la superficie de soporte 14 de la turbina eólica 10. Por lo tanto, a medida que el cable de elevación 116 se desenrolla o se libera de otro modo mediante el primer cabrestante 112, el cable 116 puede seguir una trayectoria (como se indica por las flechas 194) que se extiende desde la polea 180 alrededor de la polea 182A y luego alrededor de la polea 182B a medida que se baja la pala de rotor 22.

[0052] En otro modo de realización, como se muestra en la FIG. 14, las poleas de la parte superior de la torre 180A, 180B pueden estar acopladas al cojinete de cabeceo 150 y las poleas 182A, 182B pueden estar acopladas a la raíz de la pala 24 de la pala de rotor 22. En tal modo de realización, la polea 180A puede, por ejemplo, estar alineada verticalmente con una de las poleas 182A, 182B (por ejemplo, la polea 182A) en un primer lado de la pala/cojinete 22, 150, estando posicionada la otra polea 182B en un lado opuesto de la pala 22. Además, la polea 180B puede colocarse en una ubicación definida horizontalmente entre las poleas 182A y 182B. Además, como se muestra en la FIG. 14, un cable de elevación 116 se puede acoplar al cojinete de cabeceo 150 (o el buje 20) en una ubicación de unión 192 de modo que el cable 116 se pueda acoplar operativamente alrededor de las poleas de la parte superior de la torre 180A, 180B, 182A, 182B a medida que el cable 116 se extiende entre la ubicación de unión 192 y el primer cabrestante 112 (FIG. 12) colocado sobre y/o adyacente a la superficie de soporte 14 de la turbina eólica 10. Por lo tanto, a medida que el cable de la polea 116 se desenrolla o se libera de otro modo mediante el cabrestante 112, el cable 116 puede seguir una trayectoria (como se indica por las flechas 194) desde la polea 180A alrededor de la polea 182A y luego desde la polea 180b alrededor de la polea 182B a medida que se baja la pala de rotor 22.

[0053] En otro modo de realización, como se muestra en la FIG. 15, las poleas de la parte superior de la torre 180A, 180B pueden estar acopladas al cojinete de cabeceo 150 y las poleas 182A, 182B pueden estar acopladas a la raíz de la pala 24 de la pala de rotor 22. Sin embargo, a diferencia del ejemplo mostrado en la FIG. 14, la polea 180A puede estar alineada verticalmente con una de las poleas (por ejemplo, la primera polea de pala 182A) en un primer lado de la pala/cojinete 22, 150 y la polea 180B puede estar alineada verticalmente con la polea 182B en un lado opuesto de la pala/cojinete 22, 150. Además, como se muestra en la FIG. 15, un cable elevador 116 puede estar acoplado a la raíz de la pala 24 en una ubicación de unión 192 de tal manera que el cable 116 pueda estar operativamente acoplado alrededor de las poleas 180A, 180B, 182A, 182B a medida que el cable 116 se extiende entre la ubicación de unión 192 y el primer cabrestante 112 (FIG. 12) colocado sobre y/o adyacente a la superficie de soporte 14 de la turbina eólica 10. Por lo tanto, a medida que el cable de la polea 116 se desenrolla o se libera de otro modo del cabrestante 112, el cable 116 puede seguir una trayectoria (como se indica mediante las flechas 194) que se extiende desde la polea 180A alrededor de la polea 182A y luego desde la polea 180B alrededor de la polea 182B a medida que se baja la pala de rotor 22.

[0054] Como otro ejemplo más, como se muestra en la FIG. 16, la polea de la parte superior de la torre 180 puede estar acoplada al cojinete de cabeceo 150 y la polea 182 de la parte superior de la torre puede estar acoplada a la raíz de la pala 24 de la pala de rotor 22. En tal modo de realización, una o ambas poleas 180, 182 pueden corresponder a una polea doble. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 16, la polea 180 está configurada como una polea doble y, por lo tanto, incluye ranuras de polea dobles 195 y 196 para recibir un cable. Además, como se muestra en la FIG. 16, se puede acoplar un cable elevador 116 a la raíz de la pala 24 en una ubicación de unión 192 de manera que el cable 186 se pueda acoplar operativamente alrededor de las poleas 180, 182 a medida que se extiende entre la ubicación de unión 192 y el primer cabrestante 112 (FIG. 12) posicionado en y/o adyacente a la superficie de soporte 14 de la turbina eólica 10. Por lo tanto, a medida que el cable de elevación 116 se desenrolla o se libera de otro modo mediante el cabrestante 112, el cable 116 puede seguir una trayectoria (como se indica por las flechas 194) que se extiende desde la ranura de la polea 195 de la polea 180 alrededor de la polea 182 y luego de vuelta alrededor de la ranura de la polea 196 de la polea 180.

[0055] Con referencia ahora a la FIG. 17, otro modo de realización de una disposición de polea adecuada se ilustra de acuerdo con aspectos de la presente materia. Como se muestra en la FIG. 17, las poleas de la parte superior de la torre 180A, 180B pueden estar soportadas adyacentes al buje 20 mediante correas de soporte 214 correspondientes que se extienden alrededor de las palas del rotor "con orejas de conejo" 22 restantes. Específicamente, la polea de parte superior de la torre 180A puede estar soportada por una primera correa de soporte 214 que se extiende alrededor de una de las palas de rotor 22 restantes y la polea de la parte superior de la torre 180B puede estar soportada por una segunda correa de soporte 216 que se extiende alrededor de la otra pala de rotor 22 restante. En tal modo de realización, los cables de polea 116A, 116B pueden configurarse para acoplarse entre la pala de rotor 22 y el primer cabrestante o cabrestantes 112 soportados sobre y/o adyacentes a la superficie de soporte 14. Por lo tanto, a medida que los cables de polea 116A, 116B se desenrollan o se liberan de otro modo del cabrestante o cabrestantes 112, cada cable 116A, 116B puede extenderse hasta y alrededor de su correspondiente polea de la parte superior de la torre 180A, 180B (como se indica mediante las flechas 194) para permitir que la pala de rotor 22 se baje con respecto al buje 20 de manera controlada.

[0056] Con referencia a las FIGS. 12, 18 y 19, una línea de guía 118 está unida desde un segundo cabrestante del suelo 114 a una ubicación en la parte superior de la torre de la turbina eólica 10, por ejemplo, el rotor 18, y controla la orientación de la pala de rotor 22 a medida que se baja a la superficie de soporte 14. Más particularmente, la línea de guía 108 incluye una polea de guía 118 montada a la misma y un cable de guía 120 correspondiente configurado sobre la polea de guía 118 y unida a la pala de rotor 22. Por lo tanto, la polea de guía 118 está configurada para moverse a lo largo de la línea de guía 108 durante la elevación y/o ascenso de la pala de rotor 22 de manera que la polea de guía 118 puede moverse con la pala de rotor 22 y el cable de guía 120 puede mantener contacto con la pala de rotor 22.

[0057] La línea de guía 108 puede estar unida a la ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica 10 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, en un modo de realización, la línea de guía 108 puede tener un extremo de vástago (similar a los cables de soporte de la FIG. 5) que se puede acoplar a un vástago de cable roscado configurado para enroscarse en una tuerca correspondiente que se extiende dentro de ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica 10. En otros modos de realización, la línea de guía 108 puede estar acoplada a la ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica 10 usando cualquier otro medio adecuado, tal como acoplando la línea de guía 108 a un accesorio de montaje adecuado configurado para ser asegurado a la ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica 10.

[0058] En ciertos modos de realización, cada línea de guía 108 puede corresponder a un cable de acero o cualquier otro cable metálico adecuado que tenga una capacidad de carga nominal suficiente para soportar al menos una porción del peso de la pala de rotor 22. Por lo tanto, la línea de guía 108 está configurada para controlar la orientación de la pala de rotor 22 a medida que se eleva o baja. Además, debe entenderse que el cable de guía 120 puede estar unido a la pala de rotor 22 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, en ciertos modos de realización, el cable de guía 120 puede estar unido al calcetín para pala opcional 100 (como se muestra) o puede estar unido a la pala de rotor 22 directamente, por ejemplo, enrollado alrededor de la punta de la pala 26.

[0059] Con referencia particularmente a las FIGS. 18 y 19, tras la instalación de una o más poleas 180, 182, la pala de rotor 22 puede bajarse sobre y/o adyacente a la superficie de soporte 14 usando los cables de polea 116 asociados y la línea de guía 108. Al hacerlo, la línea de guía 108, que está acoplada a la pala de rotor 22 a través de la polea de guía 118 y el cable de guía 120, puede usarse para controlar la orientación de la pala de rotor 22 a medida que la pala 22 se baja del buje 20. Por ejemplo, como se indicó anteriormente, a medida que la pala de rotor 22 comienza a descender en la dirección de la superficie de soporte 14 a través de los cables de la polea 116, el bloque de la polea 118 está configurado para moverse a lo largo de la línea de guía 108 para controlar la orientación de la pala de rotor 22 en relación con la torre 12. Más específicamente, la línea de guía 118 puede controlarse (por ejemplo, a través de un cabrestante secundario 114) de una manera que evite que la pala de rotor 22 entre en contacto con la torre 12 de la turbina eólica, tal como usando la línea de guía 108 para inclinar la pala de rotor 22 lejos de la torre 12.

[0060] Además, a medida que la pala de rotor 22 se baja más hacia la superficie de soporte 14, la línea de guía 108 y el cable de guía 120 correspondiente se pueden utilizar para girar la pala de rotor 22 a una posición, en general, horizontal para evitar que la punta de la pala 26 entre en contacto con la superficie de soporte 14 y para orientar adecuadamente la pala de rotor 22 con respecto a la superficie de soporte 14, como se ilustra particularmente en la FIG. 19. Por ejemplo, en diversos modos de realización, la pala de rotor 22 puede bajarse hasta que la pala 22 alcance una ubicación predeterminada. En ciertos modos de realización, la ubicación predeterminada está determinada por un tope de las poleas de la parte superior de la torre 180, 182. Más específicamente, el tope de las poleas de la parte superior de la torre 180, 182 puede controlarse mediante un cabrestante adicional, un cable de polea controlada, una polea adicional, una línea de longitud fija o similar. Además, cuando la pala de rotor 22 alcanza la ubicación predeterminada con respecto a la superficie de soporte 14, la línea de guía 108 puede diseñarse de modo que el cable de guía 120 haya alcanzado típicamente un extremo de la línea de guía 108. Además, el cable de guía 120 define una longitud predeterminada. Así, una vez que la pala de rotor 22 alcanza la ubicación predeterminada, el cable de guía 120 mantiene contacto con la punta de la pala 26, mientras que el primer cabrestante 112 continúa bajando la raíz de la pala 24 de modo que la pala de rotor 22 gira a una posición, en general, horizontal. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 19, la pala de rotor 22 puede girarse para tener una orientación horizontal que se extiende, en general, paralela a la superficie de soporte 14. El cable o cables de la polea 116 y el cable de guía 120 pueden usarse para bajar la pala de rotor 22 hacia abajo sobre la superficie de soporte 14 o sobre soportes de pala adecuados colocados en la superficie de soporte 14.

[0061] Con referencia ahora a las FIGS. 20-22, se ilustra otro modo de realización de un procedimiento para bajar la pala de rotor 22 desde el rotor 18 a la superficie de soporte 14. El modo de realización funciona de manera similar al modo de realización de la FIG. 12, pero también incluye un cable de polea adicional 122 acoplado al rotor 18 y la polea de guía 118 para controlar la ubicación de la polea de guía 118 de modo que se mantenga el contacto entre el cable de guía 120 y la pala de rotor 22. Así, a medida que se baja la pala de rotor 22, la línea adicional 122 evita que el cable de guía 120 pierda el contacto con la pala de rotor 22 (por ejemplo, deslizándose fuera de la punta de la pala 26). Además, el cable de polea adicional 122 puede controlar la ubicación de la polea de guía 118 de tal manera que la polea 118 no se extienda demasiado más allá de una longitud de la línea de guía 108. Además, como se muestra, el cable de polea adicional 122 puede tener una longitud fija o una longitud ajustable.

[0062] Con referencia ahora a las FIGS. 23-25, se ilustra aún otro modo de realización de un procedimiento para bajar la pala de rotor 22 desde el rotor 18 a la superficie de soporte 14. Similar al modo de realización de las FIGS. 20-22, el modo de realización ilustrado incluye un cable de polea adicional 126 configurado para controlar la ubicación de la polea de guía 118 para mantener el contacto entre el cable de guía 120 y la pala de rotor 22. Además, el modo de realización ilustrado incluye una tercera polea 134 unida a un punto de unión en una ubicación de la parte superior de la torre, por ejemplo, el rotor 18, de modo que la línea adicional 126 está unida desde un tercer cabrestante del suelo 124 sobre la tercera polea 134 a la polea de guía 118 para controlar una ubicación de la polea de guía 118 a lo largo de la línea de guía 108. Por lo tanto, a medida que se baja la pala de rotor 22, la línea adicional 126 evita que el cable de guía 120 pierda contacto con la pala de rotor 22 (por ejemplo, deslizándose fuera de la punta de la pala 26). Además, el cable de polea adicional 126 puede controlar la ubicación de la polea de guía 118 de tal manera que la polea 118 no se extienda demasiado más allá de una longitud de la línea de guía 108. Además, como se muestra, el cable de polea adicional 126 puede tener una longitud fija o una longitud ajustable.

[0063] También debe apreciarse que la presente materia también se dirige a procedimientos para instalar una pala de rotor 22 en una turbina eólica 10. Como se indicó anteriormente, dichos procedimientos de instalación pueden realizarse simplemente invirtiendo los diversos pasos del procedimiento descritos anteriormente para retirar una pala de rotor 22 de una turbina eólica 10. Específicamente, la pala de rotor 22 que se instalará en la turbina eólica 10 puede colocarse inicialmente sobre y/o adyacente a la superficie de soporte 14 en una ubicación próxima a la torre 12 de la turbina eólica. Entonces se puede acoplar un cable de polea 116 adecuado entre la pala de rotor 22 y un primer cabrestante 112 usando una o más poleas de la parte superior de la torre 180, 182. Además, se puede instalar un calcetín para pala opcional 100 en la pala de rotor 22 en una ubicación intermedia 102 en la pala 22. El cable o cables de polea 116 y el cable de guía 120 pueden utilizarse para elevar inicialmente la pala de rotor 22 lejos de la superficie de soporte 14. A partir de entonces, a medida que el cable o cables de polea 116 del primer cabrestante 112 se usan para elevar aún más la pala de rotor 22 (es decir, la raíz de la pala 24) hacia el buje 20, el cable de guía 120 montado en la línea de guía 108 puede usarse para controlar la orientación de la pala de rotor 22 (es decir, la punta de la pala 26) con respecto a la torre 12, tal como mediante el uso del cable de guía 120 para permitir que la pala de rotor 22 gire desde una posición, en general, horizontal a una posición, en general, vertical.

[0064] Una vez que la pala de rotor 22 se eleva a una ubicación adyacente al buje 20 (por ejemplo, de manera que la pala 22 esté separada del buje 20 por la distancia vertical 146 (FIG. 9)), se pueden acoplar cables de soporte 152, 302 adecuados a la pala de rotor 22 y los dispositivos de traslación de cable 158 correspondientes pueden instalarse dentro del buje 20. Posteriormente, las poleas 180, 182 pueden retirarse para permitir que los dispositivos de traslación 158, 318 se usen para elevar la pala de rotor 22 a una ubicación directamente adyacente al buje 20, de modo que los pernos de raíz 46 se reciban dentro de los orificios de perno correspondientes 151 definidos en el cojinete de cabeceo 150. Los pernos de raíz 46 se pueden asegurar al cojinete de cabeceo 150 (por ejemplo, usando tuercas de fijación adecuadas) para completar la instalación de la pala de rotor 22 en el buje 20.

[0065] Con referencia ahora a las FIGS. 26 y 27, debe entenderse que el primer, segundo y tercer cabrestantes 112, 114, 124, como se describe en el presente documento, pueden tener cualquier ubicación adecuada con respecto a la turbina eólica 10 y/o entre sí. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 26, el cabrestante principal 112 se coloca en un ángulo de 90 grados con respecto al cabrestante secundario 114 y la torre. En otro modo de realización, como se muestra en la FIG. 27, el primer y el segundo cabrestantes 112, 114 se colocan en el mismo patín o uno encima del otro. En otros modos de realización adicionales, el primer y segundo cabrestantes 112, 114 pueden colocarse en cualquier otra ubicación adecuada.

[0066] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica practique la invención, incluyendo fabricar y usar cualquier dispositivo o sistema y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para retirar una pala de rotor (22) desde una parte superior de una torre (12) de una turbina eólica (10), comprendiendo el procedimiento:

instalar al menos una polea de la parte superior de la torre (180,182) en una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica;

unir un cable de polea (116) desde un primer cabrestante del suelo (112) sobre la polea de la parte superior de la torre a la pala de rotor;

unir una línea de guía (108) desde un segundo cabrestante del suelo (114) a una ubicación en la parte superior de la torre de la turbina eólica;

unir una polea de guía (118) a la línea de guía (108), en el que la polea de guía está configurada para moverse a lo largo de la línea de guía;

unir un cable de guía (120) desde la línea de guía (108) sobre la polea de guía a la pala de rotor (22) para controlar la orientación de la pala de rotor (22) con respecto a la torre a medida que se baja la pala de rotor; y bajar la pala de rotor mediante la operación coordinada del cabrestante a una ubicación en o adyacente a una superficie de soporte (14) de la turbina eólica (10).

2. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende, además, colocar la pala de rotor (22) que se está retirando en una posición sustancialmente de las seis en punto y bajar la pala de rotor (22) una distancia vertical inicial desde un rotor de la turbina eólica antes de unir la polea de la parte superior de la torre (180, 182).

3. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que bajar la pala de rotor (22) mediante la operación coordinada del cabrestante a una ubicación en o adyacente a la superficie de soporte (14) de la turbina eólica (10) comprende, además, bajar la pala de rotor (22) mediante la operación coordinada de un cabrestante hasta que la pala de rotor alcance una ubicación predeterminada y girar la pala de rotor (22) a una posición de reposo horizontal mediante la operación coordinada del cabrestante.

4. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que la ubicación predeterminada está determinada por un tope de la polea de la parte superior de la torre (180, 182), en el que el tope de la polea de la parte superior de la torre está controlado por al menos uno de los siguientes: un cabrestante adicional, un cable de polea controlada, una polea adicional o una línea fija.

5. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende, además, unir una tercera polea a un punto de unión en el rotor y unir un cable de polea adicional desde un tercer cabrestante del suelo sobre la tercera polea a la polea de guía para controlar una ubicación de la polea de guía a lo largo de la línea de guía (108).

6. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende, además, unir un cable de polea adicional entre una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica (10) y la polea de guía para controlar una ubicación de la polea de guía a lo largo de la línea de guía (108), en el que el cable de polea adicional comprende una longitud fija.

7. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que el paso de unir el cable de guía desde la línea de guía (108) sobre la polea de guía a la pala de rotor (22) comprende, además, unir el cable de guía a la punta de la pala de la pala de rotor.

8. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende, además, colocar el primer y el segundo cabrestantes (112, 114) uno encima del otro.

9. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende, además, colocar el primer y el segundo cabrestantes (112, 114) en un ángulo de 90 grados uno con respecto al otro y la torre (12).

10. Un procedimiento para levantar una pala de rotor (22) de una turbina eólica (10) desde una superficie de soporte (14) a un rotor, comprendiendo el procedimiento:

unir un cable de polea (116) desde un primer cabrestante del suelo (112) sobre una polea de la parte superior de la torre (180, 182) en una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica a la pala de rotor; unir una línea de guía (108) desde un segundo cabrestante del suelo (114) a una ubicación en la parte superior de la torre de la turbina eólica, en el que la línea de guía comprende una polea de guía (118) configurada sobre la misma, la polea de guía configurada para moverse a lo largo de la línea de guía a medida que se levanta la pala de rotor;

unir un cable de guía (120) desde la línea de guía sobre la polea de guía a la pala de rotor para controlar la orientación de la pala de rotor con respecto a la torre a medida que se levanta la pala de rotor; y

levantar la pala de rotor (22) a través del cable de polea mediante una operación coordinada del cabrestante del suelo al rotor.

11. El procedimiento según la reivindicación 10, que comprende, además, colocar la pala de rotor (22) que se está retirando en una posición sustancialmente de las seis en punto y bajar la pala de rotor una distancia vertical inicial desde el rotor antes de unir la polea de la parte superior de la torre.

12. El procedimiento según la reivindicación 10, en el que levantar la pala de rotor (22) a través del cable de polea mediante una operación coordinada del cabrestante del suelo al rotor comprende, además:

levantar la pala de rotor (22) a través del cable de polea mediante la operación coordinada del cabrestante del suelo a una ubicación predeterminada;

girar la pala de rotor (22) desde una posición horizontal a una posición vertical a través del cable de polea y el cable de guía mediante la operación coordinada del cabrestante del suelo; y

levantar la pala de rotor (22) a través del cable de polea mediante la operación coordinada del cabrestante del suelo al rotor en posición vertical.

13. Un sistema para levantar y retirar una pala de rotor (22) de una turbina eólica (10) hacia y desde un rotor (20) instalado en la parte superior de una torre (12) de turbina eólica, comprendiendo el sistema:

al menos una polea de la parte superior de la torre (180, 182) montada en una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica (10);

un primer cabrestante del suelo (112) y un segundo cabrestante del suelo (114) dispuestos en una ubicación en o adyacente a una superficie de soporte (14) de la torre;

un cable de polea (116) desde el primer cabrestante del suelo (112) sobre la polea de la parte superior de la torre y conectado a la pala de rotor;

una línea de guía (108) unida entre el segundo cabrestante del suelo (114) y una ubicación en la parte superior de la torre de la turbina eólica;

una polea de guía (118) montada en la línea de guía (108), en la que la polea de guía está configurada para moverse a lo largo de la línea de guía (108) durante la elevación y retirada de la pala de rotor (22); y

un cable de guía (120) desde la línea de guía (108) sobre la polea de guía hasta la pala de rotor (22) para controlar la orientación de la pala de rotor (22) con respecto a la torre (12) durante la elevación y retirada de la pala de rotor (22).

14. El sistema según la reivindicación 13, que comprende, además:

una tercera polea unida a una ubicación en la parte superior de la torre de la turbina eólica (10); y

un cable de polea desde un tercer cabrestante del suelo sobre la tercera polea hasta la polea de guía para controlar la ubicación de la polea de guía a lo largo de la línea de guía (108).

15. El sistema según la reivindicación 13, que comprende, además, un cable de polea entre una ubicación de la parte superior de la torre de la turbina eólica (10) y la polea de guía para controlar una ubicación de la polea de guía a lo largo de la línea de guía (108), en el que el cable de polea comprende una longitud fija.