ES2950363T3

ES2950363T3 - Procedimiento y dispositivo para el funcionamiento de una turbina eólica

Info

Publication number: ES2950363T3
Application number: ES17204162T
Authority: ES
Inventors: Michael Niss; Valeri Buller
Original assignee: Nordex Energy SE and Co KG
Current assignee: Nordex Energy SE and Co KG
Priority date: 2017-11-28
Filing date: 2017-11-28
Publication date: 2023-10-09
Anticipated expiration: 2037-11-28
Also published as: EP3489507B1; DK3489507T3; US20190162165A1; US10612518B2; EP3489507A1

Abstract

Un método para operar una turbina eólica (100) comprende: - determinar un valor de la velocidad del viento de una masa de aire entrante en la turbina eólica (100); - si el valor determinado de la velocidad del viento es mayor que un primer valor umbral (201) para la velocidad del viento: - reducir una velocidad (212, 222, 232) de un rotor (103) de la turbina eólica, y - mantener o aumentar el par del generador (213, 223, 233) que actúa sobre el rotor (103); - si el valor determinado de la velocidad del viento es mayor que un segundo valor umbral (202) para la velocidad del viento, siendo el segundo valor umbral (202) mayor que el primer valor umbral (201): - reducir la velocidad (212, 222 , 232) del rotor (103), y - reducir la velocidad que actúa sobre el rotor el par del generador (213, 223, 233). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento y dispositivo para el funcionamiento de una turbina eólica

La invención se refiere a un procedimiento para hacer funcionar una turbina eólica, en particular una turbina eólica de velocidad variable, a altas velocidades de viento. Además, la invención se refiere a un dispositivo para una turbina eólica, que está dispuesto para llevar a cabo el procedimiento, en particular para una turbina eólica de velocidad variable.

Las turbinas eólicas se utilizan para convertir en energía eléctrica la energía cinética contenida en el aire que fluye hacia un rotor de la instalación. Las turbinas eólicas actuales suelen ser de velocidad variable, por lo que la velocidad del rotor puede ajustarse mediante el ángulo de inclinación de al menos una pala del rotor, así como mediante el par regenerativo de un generador de la turbina eólica que actúa sobre el rotor. Unas velocidades del viento excesivamente altas pueden dañar una turbina eólica si no se limitan en el tiempo su potencia y su velocidad. Para ello, a partir de un límite inferior de velocidad del viento, por ejemplo, las palas del rotor se giran de tal manera que el rotor de la turbina eólica absorbe menos potencia del viento entrante y se reduce la velocidad del rotor. A partir de un límite superior de velocidad del viento, se puede proporcionar un funcionamiento sin carga para una turbina eólica, en el que el rotor de la turbina eólica puede girar libremente sin par del generador y a velocidades comparativamente bajas, o el rotor de la turbina eólica se desplaza a una posición de estacionamiento. En el funcionamiento sin carga, la turbina eólica no convierte ninguna energía cinética en energía eléctrica.

Con el fin de aumentar el rendimiento energético anual de las turbinas eólicas, es deseable especificar un procedimiento y un dispositivo para el funcionamiento de una turbina eólica que permita un funcionamiento fiable a una potencia máxima con respecto a las cargas de funcionamiento admisibles, incluso a velocidades de viento elevadas.

El documento WO 97/09531 A1 se refiere a un procedimiento para hacer funcionar una turbina eólica, en particular para limitar la carga de una turbina eólica, preferiblemente una turbina eólica de paso controlado. Se trata de limitar la carga de la turbina eólica a velocidades del viento más elevadas. Esto se resuelve reduciendo la potencia de la turbina eólica en función de la velocidad del viento por encima de una velocidad del viento predeterminable reduciendo la velocidad del rotor de la turbina eólica cuando se produce un viento con una velocidad del viento por encima de una velocidad del viento límite.

El documento DE 102015 203 841 A1 se refiere a un procedimiento para operar una turbina eólica, en el que la velocidad y la potencia de la turbina eólica se reducen cuando la velocidad del viento predominante supera un primer valor límite predeterminado. La velocidad y la potencia se reducen aún más al aumentar la velocidad del viento hasta que la velocidad alcanza una velocidad mínima predeterminada y/o la potencia alcanza una potencia mínima predeterminada. Estos valores se mantienen al seguir aumentando la velocidad del viento.

El documento US 2015/0233349 A1 se refiere a un procedimiento para controlar una turbina eólica. Se realiza una medición de la velocidad del viento aguas arriba de una turbina eólica. La velocidad de un rotor puede reducirse inicialmente para permitir un aumento de la velocidad a medida que aumenta la velocidad del viento.

El documento US 9739264 B2 se refiere a un procedimiento de funcionamiento de una turbina eólica en respuesta a una velocidad del viento, en donde la turbina eólica comprende al menos un rotor con una pluralidad de palas y un generador, en donde el procedimiento comprende, a velocidades del viento superiores a una primera velocidad del viento, aumentar el ángulo de ataque de las palas y disminuir la velocidad del rotor, en el que la primera velocidad del viento es mayor que la velocidad nominal del viento.

En el estado de la técnica, se conocen varios procedimientos en los que la potencia de salida y la velocidad de una turbina eólica se reducen por encima de una velocidad del viento predeterminada. Aunque esto puede reducir eficazmente las cargas de funcionamiento, no se consigue una maximización del rendimiento energético anual.

La invención se caracteriza por un procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 y un aparato correspondiente de acuerdo con la reivindicación 11 para operar una turbina eólica de velocidad variable. El aparato es, por ejemplo, un controlador de turbina eólica. La turbina eólica comprende, por ejemplo, un generador cuyo par del generador, es decir, el par del generador que actúa sobre el rotor de la turbina eólica, es ajustable.

De acuerdo con la invención, se determina un valor de velocidad de viento de una masa de aire entrante. Se determina la velocidad del viento de una masa de aire que fluye hacia un rotor de la turbina eólica. Cuando el valor determinado de la velocidad del viento es mayor que un primer valor umbral de la velocidad del viento, se reduce una velocidad del rotor de la turbina eólica.

El primer valor umbral de la velocidad del viento se predetermina en función de una potencia de salida de la turbina eólica, y el primer valor umbral se reduce cuando la potencia de salida es mayor.

Además, el par del generador que actúa sobre el rotor se mantiene o aumenta.

Si el valor determinado de la velocidad del viento es mayor que un segundo valor umbral para la velocidad del viento, se reduce la velocidad del rotor y se reduce el par del generador que actúa sobre el rotor. El segundo valor umbral es mayor que el primer valor umbral.

El primer valor umbral para la velocidad del viento indica una primera velocidad del viento comparativamente alta a la cual el daño a la turbina eólica debido a las altas cargas que actúan se evita o se reduce reduciendo la velocidad del rotor. Por ejemplo, el primer valor umbral es de 21 m/s. Sin embargo, el funcionamiento a velocidad reducida sigue siendo posible, y todavía no es necesaria una transición de la turbina eólica a un funcionamiento sin cargas. De acuerdo con algunas realizaciones, la velocidad se reduce continuamente con el aumento de la velocidad del viento, a partir de un valor anterior al primer valor umbral, de acuerdo con una primera velocidad límite predeterminada en función de la velocidad del viento. De acuerdo con otras realizaciones, también es posible una reducción gradual. Por ejemplo, la reducción es en parte continua y en parte gradual.

Al disminuir la velocidad, el par del generador se mantiene con respecto a un par del generador presente antes de alcanzar el primer umbral. Alternativamente, el par del generador se incrementa con respecto a un par del generador que estaba presente antes de que se alcanzara el primer valor umbral. De acuerdo con las realizaciones, se predetermina un valor umbral para el par del generador hasta que el par del generador también aumenta al máximo.

La reducción de la velocidad mientras se mantiene o aumenta el par del generador permite una reducción continua de la potencia de salida de la turbina eólica con la velocidad del viento. La velocidad del rotor puede reducirse comparativamente con rapidez para evitar daños. Al mantener o, en particular, aumentar el par del generador, la potencia de salida de la turbina eólica solo se reduce en menor medida en función de la velocidad que si el par del generador se reduce al mismo tiempo. Así, en particular, puede obtenerse un mayor rendimiento de potencia. Además, se pueden cumplir mejor los requisitos de la red.

Si la velocidad del viento sigue aumentando y se alcanza el segundo valor umbral, la velocidad del rotor se reduce aún más. Por ejemplo, el segundo valor umbral es de 25 m/s. Además, ahora también se reduce el par del generador que actúa sobre el rotor. De este modo, la potencia de salida de la turbina eólica se reduce aún más. De acuerdo con algunas realizaciones, la velocidad del rotor se reduce cuando el viento sigue aumentando hasta tal punto que la turbina eólica puede funcionar en forma segura con una potencia reducida. De acuerdo con las realizaciones, se especifica una segunda velocidad límite dependiente de la velocidad del viento para la reducción adicional de la velocidad por encima del segundo valor umbral. Además, de acuerdo con las realizaciones, se especifica un par límite del generador dependiente de la velocidad del viento por encima del segundo valor umbral. De este modo, la potencia de salida de la turbina eólica se reduce continuamente por encima del segundo valor umbral en función de la velocidad del viento. De acuerdo con otras realizaciones, también es posible una reducción escalonada. Por ejemplo, la reducción es en parte continua y en parte gradual.

De acuerdo con las realizaciones, los valores umbral dependientes de la velocidad del viento por encima del primer valor umbral o entre el primer y el segundo valor umbral y los valores umbral dependientes de la velocidad del viento por encima del segundo valor umbral están predeterminados de tal manera que la reducción de potencia resultante dependiente de la velocidad del viento en relación con la velocidad del viento tiene el mismo valor entre el primer y el segundo valor umbral y por encima del segundo valor umbral. Por encima del segundo valor umbral, por ejemplo a una velocidad del viento de 35 m/s, está previsto de acuerdo con las realizaciones que la turbina eólica cambie a funcionamiento sin carga.

La velocidad del flujo o del viento se mide, por ejemplo, mediante un anemómetro. Alternativa o adicionalmente, la velocidad del viento se mide mediante un sistema lidar. Alternativa o adicionalmente, la velocidad del viento se determina utilizando otras variables de influencia y un modelo, por ejemplo, utilizando una función de estimación del viento. Las variables de influencia son, por ejemplo, la velocidad de rotación, un ángulo de paso de las palas del rotor y/o la potencia de salida.

De acuerdo con al menos otra realización, el primer valor umbral está predeterminado en función de la potencia de salida de la turbina eólica. Por ejemplo, cuanto menor sea la potencia de salida en el momento en que se alcanza el primer valor umbral, mayor será el primer valor umbral. Alternativa o adicionalmente, el primer valor umbral para la turbina eólica está predeterminado para corresponder a una velocidad máxima permitida para la turbina eólica.

De acuerdo con al menos una realización, el segundo valor umbral está predeterminado en función de una potencia de salida de la turbina eólica. Por ejemplo, el segundo valor umbral es menor si la potencia es mayor. Alternativa o adicionalmente, el segundo valor umbral para la turbina eólica está predeterminado para corresponder a una velocidad rotacional máxima permisible y/o un par regenerativo máximo permisible.

De acuerdo con al menos una realización, la velocidad del rotor se reduce continuamente con un primer gradiente cuando el valor determinado de la velocidad del viento se encuentra entre el primer valor umbral y el segundo valor umbral. El gradiente especifica una pendiente para la reducción de la velocidad de rotación. El gradiente especifica cómo disminuye la velocidad en función de la velocidad del viento.

De acuerdo con al menos una realización, la velocidad del rotor se reduce continuamente con un segundo gradiente, en el que una pendiente del segundo gradiente es menor que una pendiente del primer gradiente cuando el valor determinado de la velocidad del viento es mayor que el segundo valor umbral. El segundo gradiente difiere del primer gradiente para que haya una dependencia diferente del cambio de velocidad con respecto a la velocidad del viento. Cuando se supera el primer valor umbral hasta el segundo valor umbral, se prevé en particular una reducción rápida de la velocidad de rotación. Cuando se supera el segundo valor umbral, la velocidad ya se reduce hasta tal punto que se evitan en gran medida los daños en la turbina eólica. Por lo tanto, es posible una reducción más lenta de la velocidad. Esto permite el funcionamiento de la turbina eólica incluso a velocidades del viento comparativamente elevadas y, por lo tanto, al menos una potencia reducida incluso a velocidades del viento elevadas. En comparación con una transición a un funcionamiento sin carga, en el que la potencia de salida desciende a cero, es posible un funcionamiento posterior de la turbina eólica con potencia de salida simultánea.

De acuerdo con al menos una realización, la velocidad del rotor se incrementa en un intervalo de velocidades en torno a una velocidad sincrónica de la turbina eólica cuando el valor determinado de la velocidad del viento disminuye a partir de un valor superior al segundo valor umbral. Por ejemplo, el intervalo de velocidades en torno a la velocidad sincrónica viene dado por una desviación del 2 % al 5 % de la velocidad sincrónica.

Si la velocidad del viento disminuye cuando la velocidad de la turbina eólica se encuentra en un estrecho intervalo de velocidad por debajo de la velocidad sincrónica de la turbina eólica, la velocidad se mantiene inicialmente constante para velocidades del viento que disminuyen más, por ejemplo, y luego se incrementa, en particular se incrementa por pasos. Por ejemplo, la velocidad se aumenta hasta una velocidad superior a la velocidad sincrónica. Fuera del intervalo de velocidades en torno a la velocidad sincrónica de la turbina eólica, la velocidad se reduce o aumenta de acuerdo con las realizaciones descritas con anterioridad.

Si el valor determinado de la velocidad del viento aumenta en el intervalo de velocidades en torno a la velocidad sincrónica, la velocidad se mantiene inicialmente constante, por ejemplo, y luego se reduce, por ejemplo por pasos, con lo que la velocidad cae por debajo de la velocidad sincrónica de la turbina eólica.

La reducción de la velocidad presenta un curso que se desvía de un curso de reducción al menos en secciones alrededor de la velocidad sincrónica de la turbina eólica. La dependencia de la velocidad con respecto a la velocidad del viento es diferente para una velocidad del viento creciente que para una velocidad del viento decreciente. Se produce la denominada histéresis.

En consecuencia, pueden tenerse en cuenta las características especiales de la turbina eólica al cambiar el par o la potencia de salida. En particular, es posible mantener la potencia o la velocidad del rotor constantes dentro de intervalos predeterminados.

De acuerdo con al menos una realización, el par del generador del rotor se incrementa cuando el valor determinado de la velocidad de flujo disminuye desde un valor mayor que el segundo valor umbral en un intervalo de velocidad alrededor de la velocidad sincrónica. Para velocidades de viento decrecientes, por ejemplo, el par del generador se mantiene inicialmente constante o al inicio se incrementa ligeramente y luego se mantiene constante. Posteriormente, el par del generador se reduce por etapas.

Si el valor determinado de la velocidad del viento aumenta en el intervalo de velocidades en torno a la velocidad sincrónica, el par del generador de la turbina eólica se reduce inicialmente, por ejemplo, para que la potencia de salida también pueda reducirse continuamente en el intervalo de velocidades en torno a la velocidad sincrónica de la turbina eólica a medida que aumenta la velocidad del viento. Posteriormente, el par del generador se aumenta, por ejemplo, en particular en forma escalonada, de manera que la potencia de salida de la turbina eólica no presente ningún comportamiento de salto cuando la velocidad se reduce en forma escalonada por debajo de la velocidad de sincronización.

La curva del par del generador tiene una curva que se desvía, al menos en tramos alrededor de la velocidad sincrónica de la turbina eólica, de la curva fuera del intervalo de velocidades alrededor de la velocidad sincrónica, que se describe, por ejemplo, en las realizaciones precedentes. El aumento del par tiene un curso que se desvía al menos en secciones de un curso de la disminución.

Como alternativa o además de la histéresis para la dependencia de la velocidad, se prevé una histéresis para la dependencia del par de la velocidad del viento. En consecuencia, para velocidades del viento decrecientes, se prevé un aumento repentino de la potencia de la turbina eólica en torno a la velocidad sincrónica de la turbina eólica.

De acuerdo con al menos una realización, la velocidad del viento se mide mediante un anemómetro. La velocidad del viento medida puede corregirse adicionalmente a una velocidad del viento libre sin influencia del rotor de la turbina eólica mediante una función de transferencia. De este modo, los valores umbral especificados y los valores límite dependientes de la velocidad del viento pueden especificarse con respecto a una velocidad del viento libre o con respecto a una velocidad del viento medida influida por el rotor de la turbina eólica. Alternativamente, la velocidad del viento se mide mediante un sistema LIDAR o SODAR. Alternativamente, la velocidad del viento se determina utilizando otras variables de influencia y un modelo, por ejemplo utilizando una función denominada de estimación del viento. Las variables de influencia son, por ejemplo, la velocidad de rotación, un ángulo de paso de las palas del rotor y/o la potencia de salida.

De acuerdo con al menos una realización, se determina una media de los valores de la velocidad del viento en un período de tiempo predeterminado para determinar el valor de la velocidad del viento. Por ejemplo, el período de tiempo tiene una duración de 3 segundos, 10 segundos, 30 segundos o cualquier otra duración. De este modo, se filtran los picos individuales de cambios en la velocidad del viento. En particular, el período de tiempo se especifica de modo diferente, por ejemplo, dependiendo de la turbulencia medida o esperada de la velocidad del viento.

De acuerdo con al menos una realización, el período de tiempo se establece más pequeño cuando el valor de la velocidad del viento aumenta que cuando el valor de la velocidad del viento disminuye. De este modo, el valor de la velocidad del viento se filtra o promedia en forma asimétrica. Particularmente cuando el viento aumenta, el período de tiempo más corto permite una respuesta más rápida a los cambios en las velocidades del viento y las cargas asociadas. Con velocidades de viento decrecientes, un período de tiempo más largo en particular permite una salida de potencia más uniforme.

Otras ventajas, características y realizaciones resultan de los siguientes ejemplos explicados en relación con las Figuras. Elementos idénticos, similares o de acción similar pueden ser provistos con los mismos signos de referencia a través de las Figuras.

En ellas:

Figura 1a muestra una representación esquemática de un sistema de energía eólica según un ejemplo,

Figura 1b muestra una representación esquemática detallada del sistema de energía eólica de la Figura 1a en un parque eólico según un ejemplo de realización,

Figuras 2a a 2c muestran representaciones esquemáticas de curvas de potencia de salida, velocidad y par del generador según un ejemplo de realización, y

Figuras 3a a 3c muestran representaciones esquemáticas de curvas de la potencia de salida, la velocidad y el par del generador en un intervalo de velocidades alrededor de una velocidad sincrónica de la turbina eólica según un ejemplo de realización.

Las Figuras 1a y 1b muestran una representación esquemática de una turbina 100 eólica según una realización. La turbina 100 eólica presenta un soporte 102, en particular una torre. Una góndola 101 está montada en forma giratoria en un extremo de la torre 102.

La góndola 101 presenta un generador 120. El generador está acoplado, por ejemplo, a través de un tren 110 de transmisión, a un rotor 103. El rotor 103 presenta una o más palas 105 dispuestas sobre un buje 104 de rotor.

Un flujo de aire, por ejemplo el viento, hace girar el rotor 103 durante su funcionamiento. Este movimiento de rotación se transmite a través del tren de transmisión a un rotor (no mostrado) del generador 120. El generador 120 convierte el movimiento cinético del rotor 103 en energía eléctrica.

La turbina 100 eólica comprende, además, un conjunto 150 de sensores montado en el exterior de la góndola 101. Como parte del conjunto 150 de sensores, se prevé un anemómetro 151 para detectar un valor medido de la velocidad del viento.

La Figura 1b muestra una representación esquemática detallada de la turbina eólica según el ejemplo de realización de la Figura 1a en un parque 170 eólico.

La turbina 100 eólica está equipada con un generador asíncrono de doble alimentación como generador 120. El estator (no mostrado) del generador 120 está conectado eléctricamente a una red 180 de transmisión eléctrica. El rotor del generador 120 está conectado eléctricamente a la red 180 de transmisión eléctrica a través de un convertidor 130 principal. Pueden preverse otros dispositivos para conectar la turbina eólica a la red 180 de transmisión eléctrica. Por ejemplo, la turbina 100 eólica puede estar conectada eléctricamente a la red 171 de tensión de un parque eólico a través de un transformador de media tensión que, a su vez, está conectado a la red 180 de transmisión eléctrica a través de un transformador de alta tensión. La turbina eólica alimenta la energía proporcionada por el generador a la red de transmisión a través de esta conexión eléctrica. Se prevé un controlador 172 de parque eólico para el control de nivel superior de la producción de energía de la turbina 100 eólica y de otras turbinas eólicas en el parque 170 eólico.

Se prevé un controlador 140 de turbina eólica para controlar la turbina 100 eólica. Por ejemplo, el controlador 140 de turbina eólica recibe señales y comandos de control del controlador 172 de parque eólico y está conectado comunicativamente a este para este propósito. El controlador 140 de turbina eólica está conectado, además, a un dispositivo 106 de ajuste del ángulo de las palas, mediante el cual el controlador 140 de turbina eólica controla un ángulo de paso de las palas 105 del rotor.

El convertidor 130 principal de la turbina 100 eólica comprende un convertidor 131 del lado del generador y un controlador 132 del convertidor. El controlador 132 del convertidor está dispuesto para ajustar un par del generador en el generador 120 mediante el control de las corrientes del rotor en el rotor del generador. Para ello, el controlador 132 del convertidor proporciona al convertidor del lado de la red 131 variables de control, por ejemplo, para las corrientes del rotor, la potencia activa y reactiva y/o el par del generador. Los procedimientos de control correspondientes son conocidos en el estado de la técnica. El convertidor del lado del rotor 131 ajusta las corrientes del rotor y, por lo tanto, el par del generador, por ejemplo, mediante la conmutación de componentes electrónicos de potencia. Para controlar el par del generador, el controlador 132 del convertidor está conectado al controlador 140 de la turbina eólica mediante comunicación de datos y recibe de este último un valor teórico para un par del generador o una potencia activa que debe emitirse. Las variables de entrada necesarias para el control, como las corrientes del circuito del rotor y las tensiones del circuito del rotor, son detectadas por un sensor 133 de corriente/tensión y están presentes como señal en el controlador 132 del convertidor.

La turbina 100 eólica presenta un sensor 160 de velocidad. Este puede estar situado en cualquier punto del tren 110 de transmisión, por ejemplo, en un eje de salida de la caja de engranajes conectado al rotor del generador 120. Los valores de velocidad medidos por el sensor 160 de velocidad se presentan como una entrada al controlador 140 de la turbina eólica.

Además, las lecturas de la velocidad del viento medidas por el anemómetro 151 están presentes como entradas para el controlador 140 de la turbina eólica.

El controlador 140 de la turbina eólica está configurado para controlar la potencia de salida de la turbina eólica, así como su velocidad de rotación, y está configurado con el software correspondiente para este fin. La potencia y la velocidad se controlan según el procedimiento conocido para turbinas eólicas de velocidad variable, en donde la potencia está vinculada a la velocidad del rotor a través del par del generador. La velocidad del rotor se ajusta mediante un ajuste del ángulo de paso de las palas del rotor y el par del generador que actúa sobre el tren de transmisión.

Las Figuras 2a a 2c muestran una reducción de la velocidad 212, 222, 232 de rotación del rotor 103 a medida que aumenta la velocidad del viento, es decir, a medida que aumenta el flujo de aire en la turbina 100 eólica.

En las Figuras 2a a 2c, la velocidad del viento se representa en el eje X. En el eje Y, se representa la potencia de salida en la Figura 2a, la velocidad en la Figura 2b y el par del generador en la Figura 2c. En el eje Y, se representa una potencia de salida en la Figura 2a, una velocidad en la Figura 2b y un par del generador se representa en la Figura 2c.

Un primer valor 201 umbral y un segundo valor 202 umbral se predeterminan en función de la velocidad del viento, por ejemplo. Por ejemplo, el primer valor 201 umbral se sitúa a una velocidad del viento de aproximadamente 21 m/s. El primer valor 201 umbral también puede ser superior o inferior al segundo valor 202 umbral. El primer valor umbral también puede ser superior o inferior. Por ejemplo, el segundo valor 201 umbral está a una velocidad del viento de aproximadamente 25 m/s. El segundo valor 202 umbral también puede ser superior o inferior. En particular, el segundo valor 202 umbral es superior al primer valor 201 umbral. En particular, el primer valor 201 umbral está a una velocidad del viento a la que, sin intervención en el control de la turbina 100 eólica, se producirían daños en la turbina 100 eólica debido a un aumento de la velocidad 212, 222, 232 de rotación y/o a un aumento del par 213, 223, 233 del generador. Una potencia de salida máxima 205 de la turbina 100 eólica está predeterminada para disminuir con el aumento de la velocidad del viento a partir del primer valor 201 umbral.

El controlador 140 de la turbina eólica controla la turbina 100 eólica, en particular un control de paso de las palas 105 del rotor, de tal manera que la velocidad 212, 222, 232 de rotación disminuye (Figura 2b) cuando la velocidad del viento medida aumenta por encima del primer valor 201 umbral. De este modo, se evitan daños en la turbina 100 eólica debidos a la elevada velocidad del viento.

En particular, la velocidad 212, 222, 232 de rotación disminuye con un primer gradiente 203a predeterminado. La velocidad 212, 222, 232 de rotación puede disminuir en forma continua o por etapas, predeterminada por el primer gradiente 203a. En particular, el primer gradiente 203a está predeterminado de tal manera que se produce una reducción rápida de la velocidad 212, 222, 232 de rotación. De esta manera, se evitan los daños. De este modo, se evitan los daños. En particular, el gradiente del primer gradiente 203a está predeterminado por la velocidad del viento medida. Cuanto más aumenta la velocidad del viento, mayor es el gradiente 203a para permitir una reducción rápida de la velocidad. Alternativamente, el primer gradiente 203a es fijo y se almacena, por ejemplo, en el controlador 140 de la turbina eólica.

El par del generador 233 se mantiene siempre constante a medida que la velocidad del viento aumenta por encima del primer valor 201 umbral y, a continuación, se incrementa. Alternativamente, el par 223 adicional del generador se incrementa continuamente o por pasos a medida que aumenta la velocidad del viento después de alcanzar el primer valor 201 umbral. El par 213, 223, 233 del generador de la turbina 100 eólica no se reduce, sino que se mantiene constante y/o aumenta cuando se alcanza el primer valor 201 umbral con el aumento de la velocidad del viento.

Si se mantiene constante el par 213, 223, 233 del generador o se aumenta el par 213, 223, 233 del generador, es posible reducir la velocidad 212, 222, 232 de rotación de manera comparativamente rápida con una pequeña reducción de la potencia 211, 221,231 de salida de la turbina 100 eólica. La potencia 211,221, 231 de salida disminuiría mucho más rápido si no se interviniera en el control del par 213, 223, 233 del generador que si el par 213, 223, 233 del generador se mantuviera constante o se aumentara. La potencia 211, 221, 231 de salida es un producto del par 213, 223, 233 del generador y la velocidad angular, es decir, la velocidad 212, 222, 232 de rotación. Por consiguiente, si la velocidad 212, 222, 232 de rotación disminuye bruscamente, el aumento del par 213, 223, 233 del generador permite una reducción más débil de la potencia 211, 221, 231 de salida que la que predice la reducción de la velocidad 212, 222, 232 de rotación por sí sola.

Si la velocidad del viento aumenta aún más y alcanza el segundo valor 202 umbral, el par 213, 223, 233 del generador también se reduce, además de la velocidad 212, 222, 232 de rotación. El par máximo del generador 204 se reduce a partir del segundo valor 202 umbral. En el momento de alcanzar el segundo valor 202 umbral, el par 213, 223, 233 del generador presenta así en particular un máximo local. La potencia 211, 221, 231 de salida se reduce reduciendo la velocidad 212, 222, 232 de rotación y reduciendo el par 213, 223, 233 del generador, de manera que, si la velocidad del viento sigue aumentando, puede producirse una desconexión con la potencia 211, 221, 231 de salida más baja posible.

Por ejemplo, a velocidades del viento superiores al segundo valor 202 umbral, la reducción de la velocidad 212, 222, 232 de rotación presenta un segundo gradiente 203b. El primer gradiente 203a y el segundo gradiente 203b también pueden denominarse cada uno como una característica de velocidad del rotor dependiente de la velocidad del viento.

En particular, el segundo gradiente 203b es diferente del primer gradiente 203a. En particular, la pendiente del segundo gradiente 203b es menor que la pendiente del primer gradiente 203a. El segundo gradiente 203b especifica la reducción de la velocidad 212, 222, 232 de rotación, por ejemplo, en forma continua o escalonada. Al igual que el primer gradiente 203a, el segundo gradiente 203b está, por ejemplo, predeterminado y almacenado en el controlador 140 de la turbina eólica. Alternativa o adicionalmente, el segundo gradiente 203b se preestablece de manera diferente en función de las velocidades del viento predominantes en la turbina 100 eólica.

El gradiente más plano del segundo gradiente 203b en comparación con el primer gradiente 203a es posible porque la velocidad 212, 222, 232 de rotación en el intervalo entre el primer valor 201 umbral y el segundo valor 202 umbral ya se ha reducido hasta tal punto que se pueden evitar en gran medida los daños en la turbina 100 eólica incluso a velocidades de viento elevadas. Por lo tanto, la velocidad 212, 222, 232 de rotación solo necesita reducirse ligeramente. Por lo tanto, incluso a altas velocidades del viento y con velocidades del viento que aumentan aún más, el funcionamiento de la turbina 100 eólica es posible con comparativamente poco cambio en la potencia 211,221,231 de salida.

En funcionamiento reducido de la turbina 100 eólica debido a las altas velocidades del viento, es posible una potencia 211,221,231 de salida comparativamente alta porque el par 213, 223, 233 del generador está regulado y/o controlado por el controlador 140 de la turbina eólica. De este modo, puede evitarse la parada repentina y completa de la turbina 100 eólica. Los requisitos de red del operador de la red eléctrica a la que está conectada la turbina 100 eólica pueden realizarse a velocidades del viento elevadas. En particular, se evita que, debido a una parada de emergencia de la turbina 100 eólica, la potencia nominal se retire completamente de la red de una sola vez en un tiempo muy breve.

Debido a la disminución comparativamente lenta de la potencia 211, 221, 231 de salida entre el primer valor 201 umbral y el segundo valor 202 umbral, es posible en particular fijar el primer valor 201 umbral comparativamente bajo. Incluso cuando se supera el primer valor 201 umbral, se consigue una potencia 211, 221, 231 de salida suficiente porque el par 213, 223, 233 del generador permanece igual o aumenta. De este modo, la turbina 100 eólica se conserva aún más.

Por encima del primer umbral 201, la velocidad 212, 222, 232 de rotación y el par 213, 223, 233 del generador son controlados activamente por el controlador 140 de energía eólica mientras que la potencia 211, 221, 231 de salida se reduce. Inicialmente, la potencia 211, 221, 231 de salida se reduce ligeramente reduciendo en gran medida la velocidad 212, 222, 232 de rotación, pero el par 213, 223, 233 del generador se mantiene constante o aumenta. En particular, el par 213, 223, 233 del generador se incrementa con un valor máximo predeterminado.

Una vez alcanzado el segundo valor 202 umbral, la potencia 211, 221, 231 de salida se reduce aún más reduciendo aún más el par 213, 223, 233 del generador. En particular, la reducción de la velocidad 212, 222, 232 de rotación y/o la reducción del par 213, 223, 233 del generador dependen respectivamente de la velocidad del flujo.

La velocidad del flujo se mide, por ejemplo, por medio del anemómetro 151. Alternativa o adicionalmente, pueden preverse otros sensores, como un sistema lidar. Alternativa o adicionalmente, la velocidad del flujo se determina basándose en los parámetros de funcionamiento de la turbina 100 eólica, por ejemplo, basándose en la velocidad 212, 222, 232 de rotación, un ángulo de paso de las palas 105 del rotor y/o la potencia 211, 221, 231 de salida.

La velocidad del flujo se determina, por ejemplo, en forma filtrada o se asume un valor medio, por ejemplo, durante un período de 3 segundos, 10 segundos o 30 segundos. Por ejemplo, se prevé un filtro de paso bajo. El filtro o el promedio se predeterminan, por ejemplo, en función de las turbulencias medidas o previstas del flujo. En el caso de una turbulencia baja, por ejemplo, el período de tiempo para promediar es más largo que en el caso de una turbulencia fuerte esperada.

Por ejemplo, el filtro y/o el promedio es diferente para velocidades crecientes del flujo en comparación con velocidades decrecientes del flujo. Para velocidades crecientes del flujo, por ejemplo, se especifica un período de tiempo comparativamente corto, por ejemplo 10 segundos. Así, es posible una reducción de potencia adecuada. Cuando la velocidad del flujo disminuye de nuevo, por ejemplo, se predetermina un período de tiempo comparativamente largo, por ejemplo 3 minutos, para mantener la potencia 211, 221, 231 de salida comparativamente constante que es, por ejemplo, un requisito de la red.

De acuerdo con realizaciones, el primer valor 201 umbral y el segundo valor 202 umbral están cada uno predefinidos, por ejemplo, en función del tipo de construcción de la turbina 100 eólica. De acuerdo con otros ejemplos de realización, los dos valores 201, 202 umbral están predefinidos en función de la potencia 211, 221, 231 de salida. Por ejemplo, el primer umbral 201 y el segundo umbral 202 son inferiores para la misma velocidad del viento cuando la potencia 211, 221, 231 de salida es inferior.

Como se muestra en las Figuras 3a a 3c, es posible implementar un curso 312 de reducción de la potencia de salida a velocidades de viento crecientes diferente de un curso 313a, 313b, 313c de potencia de salida a velocidades de viento decrecientes. Se prevé un control de histéresis. En particular, el procedimiento según las Figuras 3a a 3c se utiliza en un intervalo de velocidades en torno a una velocidad 325 sincrónica del sistema de energía eólica. Por ejemplo, el procedimiento según las Figuras 3a a 3c se utiliza cuando la velocidad de la turbina 100 eólica alcanza un límite superior que está ligeramente por encima de la velocidad 325 sincrónica de la turbina 100 eólica.

En cada una de las Figuras 3a a 3c, la velocidad del viento se representa gráficamente en el eje X. En el eje Y, se representa una potencia de salida en la Figura 3a, una velocidad en la Figura 3b y un par del generador en la Figura 3c.

Por ejemplo, la velocidad se reduce de tal manera que se produce una curva 322a, 322b de la velocidad que se desvía de una curva 323ab, 323c de la velocidad cuando disminuyen las velocidades. Correspondientemente, una curva 332a, 332b del par del generador, al aumentar las velocidades del eje, se desvía de una curva 333a, 333b, 333c al disminuir las velocidades del eje. Aumentando el par del generador a velocidades reducidas, es posible mantener constante la potencia de salida durante cierto período de tiempo (curva 333b). De este modo, la reducción de velocidad se realiza con prioridad, independientemente de las especificaciones externas de la turbina 100 eólica.

En particular, el primer subintervalo 322a de la velocidad del rotor 103 se encuentra en un estrecho intervalo de velocidad en torno a una velocidad 325 sincrónica de la turbina 100 eólica. En el primer subintervalo 322a, la velocidad se mantiene constante aunque aumente el valor determinado de la velocidad del viento.

En caso de un nuevo aumento de la velocidad del viento, la velocidad se reduce por pasos en un segundo subintervalo 322b, por lo que la velocidad cae por debajo de la velocidad 325 sincrónica de la turbina eólica.

La dependencia de la velocidad con respecto a la velocidad del viento es diferente para una velocidad del viento creciente que una dependencia de la velocidad con respecto a la velocidad del viento para velocidades decrecientes. Se prevé una denominada histéresis. Si la velocidad del viento disminuye cuando la velocidad de la turbina eólica se encuentra en un estrecho intervalo de velocidad por debajo de la velocidad 325 sincrónica de la turbina eólica, la velocidad se mantiene constante para velocidades del viento aún menores en un tercer subintervalo 323ab, antes de aumentar gradualmente en un cuarto subintervalo 323c, siendo el aumento de hasta una velocidad por encima de la velocidad 325 sincrónica. Fuera del estrecho intervalo de velocidades en torno a la velocidad sincrónica 325 de la turbina 100 eólica, es decir, por ejemplo, en las secciones 321 y 324, la velocidad se reduce o aumenta de acuerdo con los ejemplos de realización descritos con anterioridad.

De acuerdo con esta realización, el par del generador se reduce en un primer subintervalo 332a para que la potencia 312 de salida también pueda reducirse continuamente con el aumento de la velocidad del viento en el intervalo de velocidad 332a alrededor de la velocidad 325 sincrónica de la turbina eólica. En un segundo subintervalo 332b, el par del generador de la turbina eólica se incrementa de manera escalonada de modo que, durante la reducción de velocidad 322b escalonada por debajo de la velocidad 325 sincrónica, la potencia 311,312, 314 de salida de la turbina 100 eólica no presenta ningún comportamiento escalonado.

Para velocidades de viento descendentes, el par del generador primero se aumenta ligeramente en un tercer intervalo 333a y luego se mantiene constante 333b. Alternativamente, se prescinde del aumento 333a y el par del generador se mantiene constante.

En un cuarto intervalo 333c, el par del generador se reduce por pasos. La curva del par del generador tiene una curva 332a, 332b, 333a, 333b, 333c que se desvía de la curva 204, 213, 223, 223 como se muestra en la Figura 2 al menos en secciones alrededor de la velocidad 325 sincrónica de la turbina 100 eólica. En consecuencia, para velocidades de viento decrecientes, se prevé un aumento abrupto de la potencia 313a, 313b, 313c de la turbina 100 eólica alrededor de la velocidad 325 sincrónica de la turbina 100 eólica.

Fuera del estrecho margen de velocidad en torno a la velocidad 325 sincrónica de la turbina 100 eólica, por ejemplo, en las secciones 331 y 334, el par del generador se mantiene constante.

El procedimiento según la invención permite una rápida reducción de la velocidad 212, 222, 232 de rotación y, por lo tanto, una rápida reducción de las cargas para la turbina 100 eólica cuando aumentan las velocidades de corriente.

Solo posteriormente se reduce el par 213, 223, 233 del generador. De este modo, es posible una rápida reducción de las cargas de la turbina 100 eólica con una reducción comparativamente lenta de la potencia 205 de salida o con una potencia 205 de salida que se mantiene constante a veces.

Signos de referencia

100 turbina eólica

101 góndola

102 soporte

103 rotor

104 buje del rotor

105 pala del rotor

106 dispositivo de ajuste del ángulo de las palas

110 tren de transmisión

120 generador

130 convertidor principal

131 convertidor del lado del generador

132 controlador del convertidor

133 sensor de corriente/tensión

140 controlador de la turbina eólica

150 conjunto de sensores

151 anemómetro

160 sensor de velocidad

170 parque eólico

171 red de media tensión

172 controlador del parque eólico

180 red de transmisión eléctrica

201 primer valor umbral para la velocidad del viento

202 segundo valor umbral para la velocidad del viento

203a valor umbral de velocidad del rotor dependiente de la velocidad del viento

203b valor umbral de velocidad del rotor dependiente de la velocidad del viento

204 curva característica del par del generador

205 curva de potencia

211 curva de potencia

212 curva característica para la velocidad del rotor

213 curva característica para el par del generador

221 curva de potencia

222 curva de velocidad del rotor

223 curva característica para el par del generador

231 curva de potencia

232 curva característica para la velocidad del rotor

233 curva característica para el par del generador

311 curva de potencia fuera del intervalo de histéresis

312 curva de potencia en el primer y el segundo intervalo

313a curva de potencia en el tercer intervalo

313b curva de potencia en el tercer intervalo

313c curva de potencia en el cuarto intervalo

314 curva de potencia fuera del intervalo de histéresis

321 valor límite de la velocidad del rotor dependiente de la velocidad del viento fuera del intervalo de histéresis 322a característica de velocidad en el primer subintervalo

322b característica de velocidad en el segundo subintervalo

323ab característica de velocidad en el tercer subintervalo

323c curva característica de velocidad en el cuarto subintervalo

324 valor límite de la velocidad del rotor dependiente de la velocidad del viento fuera del intervalo de histéresis 325 velocidad sincrónica

331 curva de par del generador fuera del intervalo de histéresis

332a característica del par del generador en el primer intervalo

332b característica del par del generador en el segundo intervalo

333a característica del par del generador en el tercer intervalo

333b característica del par del generador en el tercer intervalo

333c característica del par del generador en el cuarto intervalo

334 curva de par del generador fuera del intervalo de histéresis

Claims

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento de funcionamiento de una turbina (100) eólica que comprende:

- determinar un valor de una velocidad del viento de una masa de aire entrante en la turbina (100) eólica;

- especificar un primer valor (201) umbral de la velocidad del viento en función de una potencia (205) de salida de la turbina (100) eólica, en donde el primer valor (201) umbral se especifica para que sea inferior cuando la potencia (205) de salida es superior;

- cuando el valor determinado de la velocidad del viento es superior al primer valor (201) umbral de la velocidad del viento:

- la disminución de una velocidad (212, 222, 232) de rotación de un rotor (103) de la turbina eólica, y

- el mantenimiento o el aumento de un par (213, 223, 233) del generador que actúa sobre el rotor (103);

- si el valor determinado de la velocidad del viento es superior a un segundo valor (202) umbral de la velocidad del viento, en donde el segundo valor (202) umbral es superior al primer valor (201) umbral:

- la reducción de la velocidad (212, 222, 232) de rotación del rotor (103), y

- la reducción del par (213, 223, 233) del generador que actúa sobre el rotor.

2. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende:

- la especificación del segundo valor (202) umbral en función de una potencia (205) de salida de la turbina (100) eólica.

3. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 2, en donde el segundo valor (202) umbral se especifica más bajo cuando la potencia (205) de salida es más alta.

4. Procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, que comprende:

- cuando el valor determinado de la velocidad del viento está comprendido entre el primer valor (201) umbral y el segundo valor (202) umbral:

- la disminución continua de la velocidad (212, 222, 232) de rotación del rotor (103) con un primer gradiente (203a).

5. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 4, que comprende:

- si el valor determinado de la velocidad del viento es superior al segundo valor (202) umbral:

- la disminución continua de la velocidad (212, 222, 232) de rotación del rotor (103) con un segundo gradiente (203b), en donde una pendiente del segundo gradiente (203b) es menor que una pendiente del primer gradiente (203a).

6. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 4 o 5, que comprende:

- la especificación del primer gradiente (203a) y/o del segundo gradiente (203b) en función de la velocidad del viento determinada.

7. Procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, que comprende:

- cuando en un intervalo de velocidad de rotación alrededor de una velocidad (325) sincrónica de la turbina (100) eólica, el valor determinado de la velocidad del viento disminuye a partir de un valor superior al segundo valor (202) umbral:

- el aumento de la velocidad (212, 222, 232) de rotación del rotor (103), en donde el aumento presenta una curva (323ab, 323c) que se desvía al menos por secciones de una curva (322a, 322b) de la disminución.

8. Procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, que comprende:

- cuando, en un intervalo de velocidades alrededor de una velocidad (325) sincrónica de la turbina (100) eólica, el valor determinado de la velocidad del viento disminuye a partir de un valor superior al segundo valor (202) umbral:

- el aumento del par (213, 223, 233) del generador, en donde el aumento presenta una curva (333a, 333b, 333c) que se desvía al menos por secciones de una curva (332a, 332b) de la disminución.

9. Procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, en donde la determinación del valor de la velocidad del viento comprende:

- la determinación de un valor medio de los valores de la velocidad del viento en un período de tiempo predeterminado.

10. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 9, en donde el período de tiempo está especificado para ser menor cuando el valor de la velocidad del viento aumenta que cuando el valor de la velocidad del viento disminuye.

11. Aparato para una turbina (100) eólica adaptado para ejecutar un procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10.