ES2989710T3

ES2989710T3 - Sistema que comprende una turbina eólica y procedimiento para operar el sistema

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Publication number: ES2989710T3
Application number: ES20742211T
Authority: ES
Inventors: Ingo Paura
Original assignee: General Electric Renovables Espana SL
Current assignee: General Electric Renovables Espana SL
Priority date: 2020-07-13
Filing date: 2020-07-13
Publication date: 2024-11-27
Anticipated expiration: 2040-07-13
Also published as: US20230250802A1; CN115867829B; US12281637B2; CN115867829A; DK4179362T3; EP4179362B1; WO2022012739A1; EP4179362A1

Abstract

Se describe un sistema de turbina eólica y un método para operar dicho sistema. El sistema comprende además un dispositivo de detección configurado para detectar ondas de cuerpo generadas por un terremoto. En un aspecto, la presente descripción está dirigida a un sistema que comprende una turbina eólica, en particular a una turbina eólica erigida en tierra, un controlador de turbina eólica para controlar la turbina eólica y al menos un dispositivo de detección, que está conectado al controlador de turbina eólica para transmitir señales. La turbina eólica incluye al menos un rotor que tiene al menos una pala de rotor, en donde el rotor está montado de manera giratoria en un medio de soporte de rotación de la turbina eólica, y una torre que tiene un extremo superior para soportar el medio de soporte de rotación y un extremo de soporte. El dispositivo de detección está configurado para detectar y medir ondas primarias generadas por terremotos (ondas P). El dispositivo de detección puede incluir al menos un sensor o una pluralidad de sensores, en donde el transmisor está configurado para detectar y/o medir ondas P generadas por terremotos. Dicho sensor puede configurarse además para detectar una aceleración causada por el terremoto utilizando un acelerómetro incorporado y luego calcular y generar una aceleración sintética, y proporcionar un valor estimado de la escala de intensidad sísmica de la Agencia Meteorológica de Japón (escala shindo). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema que comprende una turbina eólica y procedimiento para operar el sistema

Campo

[0001] La presente materia objeto se refiere, en general, a un sistema que comprende una turbina eólica y a un procedimiento para operar dicho sistema. En particular, el sistema comprende además un dispositivo de detección configurado para detectar ondas de cuerpo generadas por un terremoto.

Antecedentes

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medioambiente disponibles actualmente, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna típicamente incluye una torre, un generador, una caja de engranajes, una góndola y una o más palas de rotor. Las palas de rotor capturan la energía cinética del viento usando principios de perfil alar conocidos y transmiten la energía cinética a través 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 se puede distribuir en una red de suministro.

[0003] En general, una turbina eólica, cuando se instala en tierra, se monta en medios de soporte de suelo, en los que los momentos y fuerzas provocados por la masa y cargas de la turbina eólica se conducen al suelo circundante de la turbina eólica.

[0004] Más específicamente, las fuerzas que actúan desde el suelo hacia la turbina eólica también se transmiten por medio de los medios de soporte de suelo. Por ejemplo, los movimientos generados por un terremoto del suelo circundante de la turbina eólica en relación con la masa y cargas de la turbina eólica dan como resultado un desplazamiento de las estructuras de la turbina eólica con respecto al suelo y, por lo tanto, fuerzas y aceleraciones adicionales que se necesitan considerar al diseñar los componentes de la turbina eólica.

El documento US 2011/0293418 A15 describe que, en una técnica convencional, una secuencia de apagado que indica una operación secuencial desde un inicio de la posición de bandera de una turbina eólica hasta la parada se inicia en respuesta a una señal de alerta provocada por un factor externo. En este documento, cuando se anula la alerta durante la secuencia de apagado, la secuencia de apagado se para y se realiza el control de recuperación por el que se controla el ángulo de pitch de la pala de turbina eólica hacia el buen estado. Por un control de este tipo, se puede acortar el periodo de parada de la turbina eólica durante el apagado, de modo que se pueda suprimir la disminución de la tasa de operación del parque eólico.

El documento DE 10 2018 132413 A16 describe un procedimiento para operar una central de energía eólica, y la central de energía eólica comprende un generador que tiene un eje de generador para generar potencia eléctrica a partir del viento, una góndola para portar el generador y una torre que tiene un eje de torre para portar la góndola, y el procedimiento comprende las etapas de detección de al menos una vibración de torre con un sensor de vibraciones, detección de una vibración de generador mecánica desencadenada por al menos un fallo eléctrico con el mismo sensor de vibraciones y control de la central de energía eólica como una función de la vibración de torre detectada y de la vibración de generador detectada.

El documento WO 2010/083835 A27 describe una turbina eólica con un sistema de advertencia, en particular, un sistema de advertencia para el personal que trabaja en el interior de la turbina eólica, y un procedimiento para operar una turbina eólica. Se proporciona una turbina eólica, comprendiendo la turbina eólica un buje, una góndola y una torre, y comprendiendo además un controlador de turbina, opcionalmente al menos un dispositivo de medición que incluye un primer dispositivo de medición conectado al controlador y configurado para medir las condiciones operativas, y un dispositivo de advertencia conectado al controlador de turbina y que comprende al menos una fuente de luz que incluye una primera fuente de luz dispuesta en el interior de la turbina eólica. El controlador de turbina está configurado para evaluar una entrada indicativa de condiciones operativas y activar la primera fuente de luz del dispositivo de advertencia en caso de que se detecte una condición de alarma en la evaluación de la entrada.

El documento JP 2013/087767 A8 describe un problema para proporcionar una estructura para instalar equipos de generación de energía eólica, la estructura en la que una parte estructural para instalar el equipo de generación de energía eólica se utiliza eficazmente para la evacuación de un estado de emergencia, tal como un tsunami e inundación y, de este modo, tiene una disponibilidad mejorada. En este documento se describe una solución donde la estructura para instalar el equipo de generación de energía eólica incluye: una columna de soporte que está dispuesta verticalmente en un suelo; una parte de evacuación que está dispuesta en una parte superior de la columna de soporte; y un medio de ascenso que permite que un usuario del mismo se evacúe a la parte de evacuación. La estructura está adaptada para instalar el equipo de generación de energía eólica en una parte superior de la misma.

El documento CN 102 289 914 A9 describe un instrumento de predicción de terremotos que usa un sistema de generación de energía eólica para suministrar potencia a un sensor de desplazamiento y pertenece al campo técnico de las nuevas energías y del internet de las cosas. Se construye un soporte de energía eólica en tierra; en el soporte de energía eólica está dispuesto un generador de energía eólica; el viento sopla las palas del generador de energía eólica para que roten rápidamente para accionar el generador de energía eólica para generar corriente; la corriente se introduce en un controlador de energía eólica a través de un cable conductor y se regula; la salida de corriente del controlador de energía eólica se suministra al sensor de desplazamiento a través del cable conductor; el cambio de cantidad física del movimiento de posición que se detecta y halla por el sensor de desplazamiento se convierte en una señal eléctrica; la señal eléctrica se introduce en un centro de procesamiento informático para comparar, analizar y valorar la información; y se envía un informe de predicción de terremotos por un dispositivo de transmisión inalámbrica y una antena de transmisión inalámbrica de acuerdo con un resultado de procesamiento de información.

Breve descripción

[0005] Los aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden ser evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención.

[0006] En un aspecto, la presente divulgación se dirige a un sistema que comprende una turbina eólica, en particular, a una turbina eólica instalada en tierra, un controlador de turbina eólica para controlar la turbina eólica y al menos un dispositivo de detección, que está conectado al controlador de turbina eólica para transmitir las señales. La turbina eólica incluye al menos un rotor que tiene al menos una pala de rotor, en el que el rotor está montado de forma rotatoria en los medios de soporte de rotación de la turbina eólica, y una torre que tiene un extremo superior para soportar los medios de soporte de rotación y un extremo de soporte. El dispositivo de detección está configurado para detectar y medir ondas primarias generadas por terremotos (ondas P), en particular, para medir movimientos y/o vibraciones que tengan una frecuencia de 0,00118 Hz a 500 Hz.

[0007] El dispositivo de detección puede incluir al menos un sensor o una pluralidad de sensores, en el que el sensor está configurado para detectar y/o medir ondas P generadas por terremotos. Dicho sensor se puede configurar además para detectar una aceleración provocada por el terremoto usando un acelerómetro incorporado y, a continuación, calcular y emitir una aceleración sintética, y proporcionar un valor estimado según la escala de intensidad sísmica de la Agencia Meteorológica de Japón (escala Shindo).

[0008] Cuando tiene lugar un terremoto, se generan ondas sísmicas en forma de ondas de cuerpo y ondas superficiales. Las ondas de cuerpo pueden consistir en una onda primaria, la llamada onda P, y una onda secundaria (onda S). Las ondas P son ondas de compresión y/o longitudinales que sacuden el suelo en la dirección de su propagación, en las que su velocidad es mayor que la de todas las demás ondas, es decir, de 4 a 8 km/s. En comparación, las ondas S son ondas de corte que sacuden el suelo perpendicularmente a la dirección de propagación y que tienen una velocidad más lenta que las ondas P

[0009] De acuerdo con un modo de realización, la turbina eólica puede ser una turbina eólica de eje horizontal o de eje vertical. Una turbina eólica de eje horizontal comprende una góndola que está montada de forma rotatoria alrededor de un eje vertical en el extremo superior de la torre. En este caso, los medios de soporte de rotación están realizados como una disposición de rodamiento esencialmente horizontal para soportar el rotor, en particular, un eje principal del rotor, en un bastidor principal de la góndola. En el caso de un modo de realización como turbina eólica de eje vertical, los medios de soporte de rotación están realizados como una disposición de rodamiento vertical para permitir una rotación del rotor alrededor de un eje de rotación esencialmente vertical.

[0010] De acuerdo con un modo de realización, el sistema comprende medios de soporte de suelo, que están localizados en un suelo de la turbina eólica y están configurados para soportar el extremo de soporte y, por tanto, para portar el peso y cargas de toda la turbina eólica.

[0011] El término "suelo de la turbina eólica" describe un área de la litosfera que soporta la turbina eólica, en el que el área cubre un círculo alrededor de la turbina eólica que tiene un radio de no más de 10 km, en particular, no más de 5 km, específicamente no más de 1 km, preferentemente no más de 500 m, lo más preferentemente no más de 100 m. Además, el suelo incluye el volumen formado por lo anteriormente mencionado y una profundidad de no más de 100 m, en particular, no más de 50 m, preferentemente no más de 20 m.

[0012] De acuerdo con un modo de realización específico, el dispositivo de detección está dispuesto sobre y/o en el suelo de la turbina eólica, por ejemplo en el entorno de la turbina eólica, en y/o sobre los medios de soporte de suelo, y/o está montado en el extremo de soporte de la torre. Con esto se logra proporcionar datos relacionados con terremotos al controlador de turbina eólica, que está habilitado por esta medida para operar la turbina eólica de modo que se puedan evitar cargas inaceptables.

[0013] De acuerdo con un modo de realización específico, el extremo de soporte está montado en los medios de soporte de suelo por medios de fijación, que comprenden, en particular, al menos un tornillo y al menos una tuerca. Además, el dispositivo de detección está montado directamente en los medios de fijación, en particular, en un tornillo o tuerca. Esto da como resultado una medición muy precisa que también está muy relacionada con los acontecimientos físicos que ocurren en el área de conexión específica entre los medios de soporte de suelo y el extremo de soporte.

[0014] De acuerdo con otro modo de realización, el dispositivo de detección está configurado para determinar el tiempo de impacto de las ondas S generadas por el mismo terremoto que provoca las ondas P medidas. En particular, en caso de una detección de una pluralidad de ondas P, el dispositivo de detección está configurado para distinguir si ha ocurrido una pluralidad de terremotos y, por lo tanto, está configurado para detectar y deducir una pluralidad de tiempos de impacto de las respectivas ondas S.

[0015] En otro aspecto, la presente divulgación se dirige a un procedimiento para operar el sistema de acuerdo con cualquiera de los modos de realización precedentes, en el que el procedimiento comprende las siguientes etapas:

[0016] medir y/o detectar ondas P generadas por terremotos; se usan procedimientos y dispositivos adecuados para medir y detectar las ondas P;

[0017] comparar una medición de ondas P detectadas con un primer umbral; el umbral se puede predeterminar, por ejemplo, durante el diseño de la turbina eólica y/o en el transcurso de determinación de una envolvente de carga del diseño de turbina eólica; en caso de que la medición exceda el primer umbral, se altera un estado operativo de la turbina eólica a un modo seguro o a un modo de apagado. En particular, el modo seguro incluye operar la turbina eólica con una potencia de salida reducida o sin ninguna potencia mientras permanece conectada a la red (operación en marcha en vacío). Por ejemplo, el modo seguro puede incluir un primer modo seguro, en el que se genera y alimenta a la red un máximo de un 70 % de la potencia nominal, o puede incluir un segundo modo seguro, en el que se genera y alimenta a la red un máximo de un 50 % de la potencia nominal, o un tercer modo seguro, en el que no se genera ninguna potencia (un 0 % de la potencia nominal), sin embargo, el rotor permanece rotando (en marcha en vacío) y el generador permanece conectado a la red. En particular, el primer modo seguro puede incluir una potencia de salida máxima de un 60 %, preferentemente de un 50 %, más preferentemente de un 40 % de la potencia nominal, y/o más de un 55 %, preferentemente más de un 45 %, más preferentemente más de un 35 % de la potencia nominal. Opcionalmente, el segundo modo seguro puede incluir una potencia de salida máxima de un 40 %, preferentemente de un 30 %, más preferentemente de un 20 % de la potencia nominal, y/o más de un 35 %, preferentemente más de un 25 %, más preferentemente más de un 15 % de la potencia nominal.

[0018] Al proporcionar un modo de realización del sistema propuesto y el procedimiento relacionado, se logra por primera vez reducir las cargas y fuerzas provocadas por la operación de una turbina eólica antes de que se golpee por las ondas S de un terremoto. Esto da lugar al beneficio de diseñar una turbina eólica que tenga un margen de seguridad optimizado, en particular, porque se puede evitar que los efectos negativos de las ondas S afecten a las estructuras de una turbina eólica, mientras que las cargas y fuerzas de la turbina eólica se elevan debido a un elevado estado operativo. Por lo tanto, al considerar las cargas y/o fuerzas máximas que se requiere que aguante la turbina eólica, no es necesario añadir cargas y/o fuerzas provocadas por ondas S a las cargas y/o fuerzas operativas. En particular, el sistema y procedimiento proporcionan la oportunidad de que las ondas S provoquen cargas y las cargas operativas altas o máximas no afecten a la turbina eólica al mismo tiempo, específicamente, porque las cargas operativas se deben reducir antes de que las ondas S golpeen la turbina eólica.

[0019] De acuerdo con otro modo de realización, la primera potencia de salida reducida del primer modo de seguridad es dependiente de una magnitud de la medición de una onda P. Por ejemplo, la reducción de la potencia de salida se incrementa (la potencia de salida global disminuye) con un incremento de un valor medido de la onda P, preferentemente en el que la primera potencia de salida reducida se determina por una función de la medición. En particular, los detalles de la medición de la onda P pueden indicar una intensidad, amplitud, dirección y/o frecuencia de una onda S posterior. Por lo tanto, para mantener las cargas y/o fuerzas que afectan a la turbina eólica a un nivel tolerable, los costes operativos, el desgaste, las cargas y fuerzas se pueden reducir activando el (primer) modo seguro si la onda P medida indica altas cargas y fuerzas provocadas por la onda S posterior.

[0020] De acuerdo con un modo de realización, se divulga que el procedimiento puede comprender las siguientes etapas adicionales:

determinar una dirección de propagación de las ondas P detectadas; por ejemplo, el dispositivo de detección está configurado para medir la onda P en al menos dos, preferentemente tres, localizaciones en el suelo, sobre/en los medios de soporte de suelo y/o en el extremo de soporte. Se pueden usar diferencias de dichas mediciones para determinar la dirección de propagación, por ejemplo, analizando una diferencia de trayectoria de dichas mediciones;

determinando un intervalo de direcciones sensibles de la turbina eólica; en particular, el término "intervalo de direcciones sensibles" refleja un intervalo de direcciones, por ejemplo, en el que el intervalo refleja el cambio de direcciones del viento y/o posiciones de acimut de la góndola dentro de un periodo de tiempo predeterminado; sorprendentemente, se ha descubierto que las cargas y/o fuerzas aplicadas a las estructuras de la turbina eólica en una primera dirección pueden ser más críticas que las cargas y fuerzas aplicadas a la turbina eólica en otra dirección. Por tanto, se determina que la primera dirección como que es una dirección sensible. Como consecuencia, cuando se determina analizando las ondas P, que las ondas S golpearán la turbina eólica desde/de acuerdo y/o en pertinencia estructural con respecto a la dirección sensible predeterminada, la cantidad de reducción de potencia de un modo seguro, en particular, del primer modo seguro, se ajusta para mantener las cargas y fuerzas globales aplicadas a la turbina eólica en un límite aceptable.

[0021] Por ejemplo, la reducción de la potencia de salida de acuerdo con un segundo modo seguro puede ser mayor que la reducción de la potencia de salida de acuerdo con un primer modo seguro, en la que el primer modo seguro se activa si la medición de las ondas P está por encima del primer umbral, pero la dirección de propagación de las ondas P no es pertinente para la dirección sensible, y en la que el segundo modo seguro se activa si también la dirección de propagación como se determina es pertinente para la dirección sensible.

[0022] Los detalles como se describe se pueden resumir al menos parcialmente por la etapa de comparación de la dirección de propagación con el intervalo de direcciones sensibles y, si la dirección de propagación se encuentra dentro del intervalo de direcciones sensibles y/o es pertinente para la direcciones sensibles, y, si la medición excede el primer umbral, alterar el estado operativo de la turbina eólica al segundo modo seguro que tenga una segunda potencia de salida reducida o a un modo de apagado, en el que la segunda potencia de salida reducida sea más pequeña que la primera potencia de salida reducida.

[0023] De acuerdo con un modo de realización adicional o alternativo, se realiza una etapa de realización de una evaluación de cargas de cargas aplicadas en las estructuras de la turbina eólica incluyendo la medición de las ondas P detectadas y cargas operativas actuales y/o estimadas de la turbina eólica. Además, si la evaluación de cargas da como resultado una definición de una situación de carga crítica, se altera el estado operativo de la turbina eólica a un modo seguro que tenga una potencia de salida reducida o nula o a un modo de apagado.

[0024] De acuerdo con otro modo de realización, el procedimiento comprende una etapa de determinación de un valor de carga determinado de un componente de la turbina eólica. Por ejemplo, el valor de carga determinado se puede determinar realizando una evaluación de carga, una estimación de carga, en particular, una simulación de carga, de cargas sobre/o fuerzas que actúan sobre estructuras de la turbina eólica al menos en base a valores operativos actuales y/o estimados de la turbina eólica, en particular, en primer lugar, en base a una potencia de salida, una velocidad del viento y/o dirección del viento medida y/o estimada, un ángulo de pitch de un sistema de pitch de la turbina eólica y/o a una velocidad de rotación del rotor y/o de un generador de potencia de la turbina eólica y, en segundo lugar, en base a la medición de las ondas P detectadas. El valor de carga determinado representa la carga combinada de cargas provocadas por ondas S y de cargas operativas en el momento en que las ondas S golpean la turbina eólica.

[0025] De acuerdo con un modo de realización específico, el procedimiento comprende las etapas de comparación del valor de carga determinado con un umbral de carga y, si el valor de carga determinado excede el umbral de carga, alterar el estado operativo de la turbina eólica a un modo seguro que tenga una potencia de salida reducida o a un modo de apagado.

[0026] De acuerdo con un modo de realización más específico, el procedimiento comprende etapas de determinación de la potencia de salida reducida realizando una estimación, en particular, una simulación, al menos basada en la medición de las ondas P detectadas y en las cargas máximas deseadas que se van a aplicar a las estructuras de la turbina eólica, en la potencia de salida reducida que se va a determinar, en los valores operativos actuales y/o estimados de la turbina eólica.

[0027] Por ejemplo, dicho valor operativo actual y/o estimado puede ser una velocidad del viento y/o dirección del viento medida y/o estimada, un ángulo de pitch actual o deseado de un sistema de pitch de la turbina eólica, y/o una velocidad de rotación actual o deseada del rotor y/o de un generador de potencia de la turbina eólica.

[0028] Además, se divulga que una magnitud de la potencia de salida reducida es dependiente de una magnitud del valor de carga determinado, en particular, en la que la potencia de salida reducida disminuye con un incremento del valor de carga determinado, preferentemente en la que la magnitud es una función de la estimación de cargas o del valor de carga determinado.

[0029] Al realizar al menos una de las etapas descritas de forma precedente, el modo seguro para operar la turbina eólica con potencia de salida reducida se puede adaptar a la situación actual en función de cargas operativas y cargas de la turbina eólica provocadas por ondas S. Esto puede dar como resultado un incremento de la potencia de salida mientras garantiza una operación optimizada en carga de la turbina eólica.

[0030] Además, — independientemente de los modos de realización específicos como se describe— el efecto de la presente divulgación se incrementa al realizar una etapa adicional de determinación de un tiempo de impacto de las ondas S generadas por el mismo terremoto que provoca las ondas P medidas; y determinación de un tiempo de alteración requerido para alterar la operación de la turbina eólica desde un estado operativo actual hasta un modo seguro o modo de apagado con y/o sin realizar medidas de frenado activas, y, si el tiempo de impacto es más corto que el tiempo de alteración, aplicar medidas de frenado activo al rotor.

[0031] Específicamente, el modo de realización precedente puede incluir que las medidas de frenado se realicen como una etapa directa o indirecta de reducción de una velocidad de rotación y/o un momento del rotor. Por ejemplo, poner en marcha un freno de fricción en un tren de potencia del rotor de la turbina eólica se puede entender como una etapa de reducción directa, en la que el pitcheo de las palas del rotor hacia una posición que provoca una extracción de energía reducida del viento que golpea el rotor se puede entender como medidas de frenado indirectas.

[0032] Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente invención se respaldarán y describirán además con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.

[0033] Aunque se han descrito modos de realización específicos en lo anterior, también se divulga una combinación de porciones de dichos modos de realización, en las que, por ejemplo, también se puede usar una etapa de simulación del valor de carga determinado al operar la turbina eólica de acuerdo con una pluralidad de umbrales para las ondas S medidas en relación con una definición y consideración de una dirección sensible.

Breve descripción de los dibujos

[0034] En la memoria descriptiva se expone una divulgación completa y habilitante de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:

la fig. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de un sistema que comprende una turbina eólica y un dispositivo de detección de acuerdo con la presente divulgación;

la fig. 2 ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de una góndola de la turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la fig. 3 representa un diagrama de flujo esquemático de un procedimiento para operar el sistema de acuerdo con un primer modo de realización; y

la fig. 4 muestra un diagrama de flujo esquemático de un procedimiento para operar el sistema de acuerdo con el segundo modo de realización.

[0035] Los rasgos característicos individuales representados en las figuras se muestran relativamente entre sí y, por lo tanto, no están necesariamente a escala. Los elementos similares o iguales en las figuras, incluso si se muestran en diferentes modos de realización, se representan con los mismos números de referencia.

Descripción detallada de la invención

[0036] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, ilustrándose uno o más de sus ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención.

[0037] Por ejemplo, se pueden usar los rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización con otro modo de realización para proporcionar todavía otro modo de realización. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones que entran dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0038] La fig. 1 es una vista en perspectiva de una turbina eólica 10 ejemplar. En el modo de realización ejemplar, la turbina eólica 10 es una turbina eólica de eje horizontal. De forma alternativa, la turbina eólica 10 puede ser una turbina eólica de eje vertical.

[0039] En el modo de realización ejemplar, la turbina eólica 10 incluye una torre 12 que se extiende desde los medios de soporte de suelo 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 que está acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje rotatorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia afuera desde el buje 20. En el modo de realización ejemplar, el rotor 18 tiene tres palas de rotor 22. En un modo de realización alternativo, el rotor 18 incluye más o menos de tres palas de rotor 22.

[0040] En el modo de realización ejemplar, la torre 12 comprende un extremo superior 11 y un extremo de soporte 13, en la que la torre 12 está soportada por los medios de soporte de suelo 14 por medio del extremo de soporte 13, y en la que la torre 12 porta la góndola 16 por medio del extremo superior 11.

[0041] La torre 12 se puede fabricar a partir de acero tubular para definir una cavidad (no mostrada en la fig. 1) entre los medios de soporte de suelo 14 y la góndola 16. En un modo de realización alternativo, la torre 12 es cualquier tipo adecuado de torre que tenga cualquier altura adecuada.

[0042] Los medios de soporte de suelo 14 están dispuestos en un suelo 15 que rodea la turbina eólica 10, en el que el suelo 15 se puede considerar como que es un área de la litosfera que soporta la turbina eólica 10. De acuerdo con un modo de realización específico, los medios de soporte de suelo 14 están realizados como una cimentación, por ejemplo, fabricada de hormigón, al tiempo que comprenden tornillos de anclaje.

[0043] Las palas de rotor 22 están espaciadas alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para posibilitar que la energía cinética se transfiera, a partir del viento, en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Las palas de rotor 22 se engranan al buje 20 acoplando una porción de raíz de pala 24 al buje 20 en una pluralidad de regiones de transferencia de carga 26. Las regiones de transferencia de carga 26 pueden tener una región de transferencia de carga de buje y una región de transferencia de carga de pala (ninguna mostrada en la figura 1). Las cargas inducidas en las palas de rotor 22 se transfieren al buje 20 por medio de las regiones de transferencia de carga 26.

[0044] En un modo de realización, las palas de rotor 22 tienen una longitud que varía de aproximadamente 15 metros (m) a aproximadamente 100 m. De forma alternativa, las palas de rotor 22 pueden tener cualquier longitud adecuada que posibilite que la turbina eólica 10 funcione como se describe en el presente documento. Por ejemplo, otros ejemplos no limitantes de longitudes de pala incluyen 20 m o menos, 37 m, 48,7 m, 50,2 m, 52,2 m o una longitud que sea mayor de 91 m. A medida que el viento golpea las palas de rotor 22 desde una dirección del viento 28, el rotor 18 se rota alrededor de un eje de rotación 30. A medida que las palas de rotor 22 se rotan y se someten a fuerzas centrífugas, las palas de rotor 22 también se someten a diversas fuerzas y momentos. Como tales, las palas de rotor 22 se pueden desviar y/o rotar desde una posición neutra, o no desviada, a una posición desviada.

[0045] Además, un ángulo de pitch de las palas de rotor 22, es decir, un ángulo que determina una perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento, se puede cambiar por un sistema de pitch 32 para controlar la carga y potencia generada por la turbina eólica 10 ajustando una posición angular de al menos una pala de rotor 22 en relación con los vectores de viento. Se muestran los ejes de pitch 34 de las palas de rotor 22. Durante la operación de la turbina eólica 10, el sistema de pitch 32 puede cambiar un ángulo de pitch de las palas de rotor 22 de modo que las palas de rotor 22 se muevan a una posición de bandera, de modo que la perspectiva de al menos una pala de rotor 22 en relación con los vectores de viento proporcione que un área de superficie mínima de la pala de rotor 22 se oriente hacia los vectores de viento, lo que facilita reducir una velocidad de rotación y/o facilita una entrada en pérdida del rotor 18.

[0046] En el modo de realización ejemplar, un pitch de pala de cada pala de rotor 22 se controla individualmente por un controlador de turbina eólica 36 o por un sistema de control de pitch 80. De forma alternativa, el pitch de pala para todas las palas de rotor 22 se puede controlar simultáneamente por dichos sistemas de control.

[0047] Además, en el modo de realización ejemplar, a medida que cambia la dirección del viento 28, se puede rotar una dirección de orientación de la góndola 16 alrededor de un eje de orientación 38 para situar las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento 28.

[0048] En el modo de realización ejemplar, el controlador de turbina eólica 36 se muestra como que está centralizado dentro de la góndola 16, sin embargo, el controlador de turbina eólica 36 puede ser un sistema distribuido por toda la turbina eólica 10, en los medios de soporte de suelo 14, dentro de un parque eólico, y/o en un centro de control remoto. El controlador de turbina eólica 36 incluye un procesador 40 configurado para realizar los procedimientos y/o etapas descritos en el presente documento. Además, muchos de los demás componentes descritos en el presente documento incluyen un procesador. Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no se limita a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como ordenador, sino que se refiere ampliamente a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables, y estos términos se usan de manera intercambiable en el presente documento. Se debe entender que un procesador y/o un sistema de control también pueden incluir una memoria, canales de entrada y/o canales de salida.

[0049] La fig. 2 es una vista en sección ampliada de una parte de la turbina eólica 10. En el modo de realización ejemplar, la turbina eólica 10 incluye la góndola 16 y el rotor 18 que está acoplado de forma rotatoria a la góndola 16. Más específicamente, el buje 20 del rotor 18 se acopla de forma rotatoria a un generador eléctrico 42 situado dentro de la góndola 16 por el eje principal 44, una caja de engranajes 46, un eje rápido 48 y un acoplamiento 50. En el modo de realización ejemplar, el eje principal 44 está dispuesto al menos parcialmente coaxial a un eje longitudinal (no mostrado) de la góndola 16. Una rotación del eje principal 44 acciona la caja de engranajes 46 que posteriormente acciona el eje rápido 48 traduciendo el movimiento de rotación relativamente lento del rotor 18 y del eje principal 44 en un movimiento de rotación relativamente rápido del eje rápido 48. Este último se conecta al generador 42 para generar energía eléctrica con la ayuda de un acoplamiento 50.

[0050] La caja de engranajes 46 y el generador 42 se pueden soportar por un bastidor de estructura de soporte principal de la góndola 16, opcionalmente realizado como un bastidor principal 52. La multiplicadora 46 puede incluir una carcasa de caja de engranajes 102 que se conecte al bastidor principal 52 por uno o más brazos de par de torsión 47. En el modo de realización ejemplar, la góndola 16 también incluye un rodamiento de soporte delantero 60 principal y un rodamiento de soporte posterior 62 principal. Además, el generador 42 se puede montar en el bastidor principal 52 desacoplando los medios de soporte 54, en particular, para prevenir que las vibraciones del generador 42 se introduzcan en el bastidor principal 52 y, de este modo, provoquen una fuente de emisión de ruido.

[0051] Preferentemente, el bastidor principal 52 está configurado para portar toda la carga provocada por el peso del rotor 18 y los componentes de la góndola 16 y por las cargas del viento y de rotación, y, además, para introducir estas cargas en la torre 12 de la turbina eólica 10. El eje de rotor 44, generador 42, caja de engranajes 46, eje rápido 48, acoplamiento 50 y cualquier dispositivo de sujeción, soporte y/o aseguración asociado incluyendo, pero sin limitarse a, el soporte 52, y rodamiento de soporte delantero 60 y rodamiento de soporte posterior 62, a veces se denominan tren de potencia 64.

[0052] Sin embargo, la presente divulgación no está limitada a una turbina eólica que comprenda una caja de engranajes, sino también a turbinas eólicas sin una caja de engranajes, por tanto, también puede estar en juego el llamado accionamiento directo.

[0053] La góndola 16 también puede incluir un mecanismo de accionamiento de orientación 56 que se puede usar para rotar la góndola 16 y, de este modo, también el rotor 18 alrededor del eje de orientación 38 para controlar la perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento 28.

[0054] Para situar la góndola apropiadamente con respecto a la dirección del viento 28, la góndola 16 también puede incluir al menos un mástil meteorológico 58 que puede incluir una veleta y un anemómetro (ninguno mostrado en la figura 2). El mástil 58 proporciona información al controlador de turbina eólica 36 que puede incluir la dirección del viento y/o la velocidad del viento.

[0055] En el modo de realización ejemplar, el sistema de pitch 32 se dispone al menos parcialmente como un conjunto de pitch 66 en el buje 20. El conjunto de pitch 66 incluye uno o más sistemas de accionamiento de pitch 68 y al menos un sensor 70. Cada sistema de accionamiento de pitch 68 se acopla a una respectiva pala de rotor 22 (mostrada en la figura 1) para modular el ángulo de pitch de una pala de rotor 22 a lo largo del eje de pitch 34. Solo uno de los tres sistemas de accionamiento de pitch 68 se muestra en la figura 2.

[0056] En el modo de realización ejemplar, el conjunto de pitch 66 incluye al menos un rodamiento de pitch 72 acoplado al buje 20 y a una respectiva pala de rotor 22 (mostrada en la figura 1) para rotar la respectiva pala de rotor 22 alrededor del eje de pitch 34. El sistema de accionamiento de pitch 68 incluye un motor de accionamiento de pitch 74, una caja de engranajes de accionamiento de pitch 76 y un piñón de accionamiento de pitch 78. El motor de accionamiento de pitch 74 está acoplado a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 76 de modo que el motor de accionamiento de pitch 74 confiera fuerza mecánica a la caja de engranajes de accionamiento de pitch 76. La caja de engranajes de accionamiento de pitch 76 está acoplada al piñón de accionamiento de pitch 78 de modo que el piñón de accionamiento de pitch 78 rote por la caja de engranajes de accionamiento de pitch 76. El rodamiento de pitch 72 está acoplado al piñón de accionamiento de pitch 78 de modo que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 78 provoque una rotación del rodamiento de pitch 72.

[0057] El sistema de accionamiento de pitch 68 se acopla al controlador de turbina eólica 36 para ajustar el ángulo de pitch de una pala de rotor 22 tras recibir una o más señales desde el controlador de turbina eólica 36. En el modo de realización ejemplar, el motor de accionamiento de pitch 74 es cualquier motor adecuado accionado por potencia eléctrica y/o un sistema hidráulico que posibilita que el conjunto de pitch 66 funcione como se describe en el presente documento. De forma alternativa, el conjunto de pitch 66 puede incluir cualquier estructura, configuración, disposición y/o componentes adecuados tales como, pero sin limitarse a, cilindros hidráulicos, resortes y/o servomecanismos. En determinados modos de realización, el motor de accionamiento de pitch 74 se acciona por la energía extraída de una inercia de rotación del buje 20 y/o una fuente de energía almacenada (no mostrada) que suministra energía a los componentes de la turbina eólica 10.

[0058] El conjunto de pitch 66 también incluye uno o más sistemas de control de pitch 80 para controlar el sistema de accionamiento de pitch 68 de acuerdo con señales de control del controlador de turbina eólica 36, en caso de situaciones prioritarias específicas y/o durante la sobrevelocidad del rotor 18. En el modo de realización ejemplar, el conjunto de pitch 66 incluye al menos un sistema de control de pitch 80 acoplado en comunicación a un respectivo sistema de accionamiento de pitch 68 para controlar el sistema de accionamiento de pitch 68 independientemente del controlador de turbina eólica 36. En el modo de realización ejemplar, el sistema de control de pitch 80 se acopla al sistema de accionamiento de pitch 68 y a un sensor 70. Durante la operación normal de la turbina eólica 10, el controlador de turbina eólica 36 controla el sistema de accionamiento de pitch 68 para ajustar un ángulo de pitch de las palas de rotor 22.

[0059] En un modo de realización, en particular cuando el rotor 18 opera a sobrevelocidad de rotor, el sistema de control de pitch 80 anula el controlador de turbina eólica 36, de modo que el controlador de turbina eólica 36 ya no controle el sistema de control de pitch 80 y el sistema de accionamiento de pitch 68. Por tanto, el sistema de control de pitch 80 puede hacer que el sistema de accionamiento de pitch 68 mueva la pala de rotor 22 a una posición de bandera para reducir una velocidad de rotación del rotor 18.

[0060] De acuerdo con un modo de realización, un generador de potencia 84, que comprende, por ejemplo, una batería y condensadores eléctricos, está dispuesto en o dentro del buje 20 y está acoplado al sensor 70, al sistema de control de pitch 80 y al sistema de accionamiento de pitch 68 para proporcionar una fuente de potencia a estos componentes. En el modo de realización ejemplar, el generador de potencia 84 proporciona una fuente continua de potencia al conjunto de pitch 66 durante la operación de la turbina eólica 10. En un modo de realización alternativo, el generador de potencia 84 proporciona potencia al conjunto de pitch 66 solo durante un evento de pérdida de potencia eléctrica de la turbina eólica 10. El evento de pérdida de potencia eléctrica puede incluir pérdida o caída de red de potencia, mal funcionamiento de un sistema eléctrico de la turbina eólica 10 y/o fallo del controlador de turbina eólica 36. Durante el evento de pérdida de potencia eléctrica, el generador de potencia 84 opera para proporcionar potencia eléctrica al conjunto de pitch 66 de modo que el conjunto de pitch 66 pueda operar durante el evento de pérdida de potencia eléctrica.

[0061] En el modo de realización ejemplar, el sistema de accionamiento de pitch 68, el sensor 70, el sistema de control de pitch 80, los cables y el generador de potencia 84 se sitúan cada uno en una cavidad 86 definida por una superficie interior 88 del buje 20. En un modo de realización alternativo, dichos componentes se sitúan con respecto a una superficie exterior 90 del buje 20 y se pueden acoplar, directa o indirectamente, a la superficie exterior 90.

[0062] De acuerdo con el modo de realización mostrado en la fig. 1, un sistema 1 comprende la turbina eólica 10, un dispositivo de detección 100 configurado para detectar y medir ondas primarias generadas por terremotos (ondas P) y un controlador de turbina. El controlador de turbina puede ser el mismo dispositivo que el controlador de turbina eólica 36 o se puede incorporar en dicho controlador de turbina eólica 36. El controlador de turbina del sistema 1 también se puede localizar en una localización diferente a la de la turbina eólica 10 y el controlador de turbina eólica 36, en el que dicho controlador se debe conectar para la comunicación de señales e instrucciones de control.

[0063] Específicamente, pero sin limitarse a ello, el dispositivo de detección 100 está dispuesto en un área de transición entre los medios de soporte de suelo 14 y el extremo de soporte 13. En particular, el dispositivo de detección 100 se puede montar en medios de conexión configurados para sujetar el extremo de soporte 13 a los medios de soporte de suelo 14. Por ejemplo, dichos medios de conexión se pueden realizar como un tornillo que esté anclado dentro de los medios de soporte de suelo 14, en los que el extremo de soporte 13 está realizado para recibir una porción de un tornillo de anclaje de modo que el extremo de soporte 13 se pueda sujetar a los medios de soporte de suelo 14 de manera pretensada.

[0064] De acuerdo con un modo de realización adicional o alternativo, el dispositivo de detección 100 se puede fijar al suelo 15 mientras se establece una distancia a la torre 12.

[0065] Además, de acuerdo con un modo de realización adicional o alternativo, el dispositivo de detección 100 puede incluir una pluralidad de sensores configurados para detectar y/o medir ondas P generadas por terremotos, en particular, para medir movimientos y/o con frecuencias de 500 Hz a 0,00118 Hz. En particular, al menos un sensor, preferentemente al menos dos sensores, está(n) sujeto(s) a los medios de soporte de suelo 14 y/o al menos un sensor está sujeto al extremo de soporte 13.

[0066] Opcionalmente, al menos otro sensor configurado para detectar y/o medir ondas P generadas por terremotos está dispuesto en el suelo 15 y, de este modo, tiene una determinada distancia a los medios de soporte de suelo 14. Dicha distancia es mayor de 10 m, preferentemente mayor de 100 m, en particular, mayor de 1000 m, y/o en la que dicha distancia no excede los 2000 m, preferentemente 200 m, en particular, no excede los 20.

[0067] Las fig. 3 y fig. 4 divulgan esquemáticamente modos de realización de la presente divulgación, específicamente de un respectivo procedimiento 200, 300 para operar el sistema 1 y/o la turbina eólica 10. Sin embargo, la divulgación no se limita a determinados modos de realización específicos, en particular, cada uno de los modos de realización también puede comprender etapas del respectivo otro modo de realización, por ejemplo, el procedimiento 300 de la fig. 4 también puede comprender la etapa de definición de un intervalo de direcciones sensibles 210 de acuerdo con el procedimiento 200 de la fig. 3.

[0068] Ambos procedimientos 200 (fig. 3) y 300 (fig. 4) comprenden una etapa inicial de detección de la llamada onda primaria (onda P) generada por un terremoto y transmitida por medio del suelo desde el epicentro del terremoto hasta la localización del dispositivo de detección 100 y/o a la localización de la turbina eólica 10. En consecuencia, el dispositivo de detección 100, o un sensor o una pluralidad de sensores del dispositivo de detección 100 miden 202 al menos una magnitud o la magnitud y una dirección de la onda P

[0069] Opcionalmente se incluye que una interpretación de las señales medidas — por ejemplo, especificando la magnitud y/o dirección de la onda P— se realice por el propio dispositivo de detección 100, por ejemplo, incluyendo un controlador de detección en el dispositivo de detección 100 configurado para elaborar datos medidos, o se realice por un controlador de turbina, específicamente por el controlador de turbina eólica 36.

[0070] Otra etapa comprende determinar 208 un tiempo de impacto de una onda S relacionado con la onda P detectada en la turbina eólica 10 y/o en los medios de soporte de suelo 14. Esta determinación 208 puede comprender analizar al menos una de las siguientes: frecuencia, longitud de onda, velocidad de propagación de la onda P, características del suelo del suelo 15 o de un suelo dispuesto entre el epicentro y los medios de soporte de suelo 14, fuentes de datos externas, por ejemplo, datos de advertencia de terremotos de proveedores de datos especializados y/o datos obtenidos de pruebas y experiencia general. Específicamente, se pueden considerar datos que describan una relación de una velocidad de propagación de la onda P con respecto a la onda S en el área geográfica específica para determinar 208 el tiempo de impacto de la onda S del terremoto relacionado. De forma alternativa o además, la determinación 208 del tiempo de impacto puede comprender la etapa de simulación de un terremoto y/o una propagación relacionada de ondas S y ondas P.

[0071] En referencia al procedimiento 200, se compara 204 una medición de la onda P detectada con un primer umbral. Por ejemplo, se analiza una magnitud de la onda P y compara 204 con un umbral para una magnitud para una onda P, en la que una magnitud de una onda P se relaciona con una magnitud de una onda S posterior que se espera que golpee la turbina eólica 10.

[0072] De ahí que, de acuerdo con un modo de realización, el dispositivo de detección 100, el controlador de turbina o el controlador de turbina eólica 36 pueden comprender datos de umbral que representen una magnitud crítica de una onda P. El primer umbral se puede determinar de modo que — cuando se conoce una relación de una magnitud de una onda S con respecto a una magnitud de una onda P precedente— , el primer umbral para la onda P represente una determinada cantidad y/o calidad de una onda S relacionada, lo que crearía una situación de carga crítica para la turbina eólica. Una situación de carga crítica puede ser una situación en la que las cargas exceden — también temporalmente— un nivel aceptable.

[0073] De acuerdo con un modo de realización, la etapa de comparación 204 de la medición con un primer umbral puede incluir que la medición de la etapa 202 se analice además y dicho resultado del análisis se compare con el primer umbral. Por ejemplo, la medición de la onda P se puede interpretar y transferir a un valor de carga adicional, en el que dicho valor de carga representaría una situación de carga de un componente de la turbina eólica golpeado por la onda S esperada. Dicho valor de carga se compara con un primer umbral, en el que el primer umbral es un primer umbral de carga. Este modo de realización específico de la etapa 204 puede ser análogo a dos etapas 306 y posterior comparación de los procedimientos 300 (fig. 4).

[0074] En términos generales, la etapa de comparación 204 también se puede entender como una etapa de determinación de una magnitud, frecuencia y/o consecuencias relacionadas con la carga de una onda S que sigue a la onda P detectada con respecto a estructuras de la turbina eólica. De ahí que el primer umbral se pueda determinar en consecuencia, de hecho, que el primer umbral pueda ser una magnitud/frecuencia de la onda P medida, y/o una magnitud/frecuencia supuesta de una onda S relacionada, y/o una carga máxima específica generada por la onda S relacionada.

[0075] Si el resultado de comparar 204 datos medidos, deducidos y/o supuestos con el primer umbral da como resultado una decisión negativa, se continúa 228 la operación de la turbina eólica 10 sin alterar el estado operativo como respuesta a la onda P detectada.

[0076] Si la comparación 204 da como resultado que los datos mencionados anteriormente exceden el primer umbral, se puede tener en cuenta un resultado de un análisis/definición 210 de direcciones sensibles. Dicho análisis de direcciones puede comprender definir 210 un intervalo de direcciones sensibles de la turbina eólica 10. Un intervalo de direcciones sensibles puede comprender una dirección o un intervalo de direcciones, por tanto, un área angular. Cuando la turbina eólica 10 se golpea por una onda S que se propaga desde una dirección dentro del intervalo de direcciones sensibles, los efectos relacionados con la carga generados por terremotos sobre cualquier estructura de la turbina eólica 10 son más críticos que si la turbina eólica 10 se golpeara por la misma onda S que procede de una dirección que no está dentro del intervalo de direcciones sensibles.

[0077] Por lo tanto, de acuerdo con una etapa de evaluación y comparación de dirección 206, se determina una dirección de propagación de la onda P y/o de la onda S esperada incluyendo una determinación, por ejemplo, comparación 206, si la dirección de propagación determinada está dentro del intervalo de direcciones sensibles.

[0078] Si la etapa de evaluación y comparación 206 da como resultado una evaluación negativa — por tanto, la dirección de propagación determinada no está dentro del intervalo de direcciones sensibles— , la operación de la turbina eólica 10 se altera a un primer modo seguro 220.

[0079] Por ejemplo, el primer modo seguro 220 puede incluir operar la turbina eólica 10 con una primera cantidad de potencia de salida reducida, en particular, que una potencia de salida máxima de la turbina eólica 10 esté limitada a un 70 % de la potencia nominal.

[0080] Sin embargo, en caso de que la evaluación y comparación de dirección 206 arroje un resultado positivo — la dirección de propagación determinada está dentro del intervalo de direcciones sensibles— , se activa un segundo modo seguro 222 de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el segundo modo seguro 222 puede incluir operar la turbina eólica 10 con una segunda cantidad de potencia reducida, en particular, que una potencia de salida máxima de la turbina eólica 10 esté limitada a un 50 % de la potencia nominal. Esto refleja el hecho de que la onda S que golpea la turbina eólica 10 desde una dirección dentro del intervalo de direcciones sensibles tiene un elevado efecto relacionado con la carga crítico sobre la turbina eólica 10. Por tanto, las cargas operativas se reducen además al reducir la potencia de salida máxima de la turbina eólica 10.

[0081] Al volver a la etapa de comparación 204 de los resultados de la medición 202 con un umbral, se divulga, de acuerdo con un modo de realización, que se determina y usa un segundo umbral para la comparación 204. El segundo umbral para la etapa de comparación 204 es mayor que el primer umbral.

[0082] Si se excede el segundo umbral, se puede tener en cuenta el resultado de una evaluación y comparación 206 de una dirección de propagación que esté dentro de un intervalo de direcciones sensibles de forma análoga a como se describe previamente.

[0083] De hecho, de acuerdo con un modo de realización, la etapa de entendimiento y comparación 206 de direcciones también puede tener lugar en el transcurso de la medición 202 de ondas P o en el transcurso de otra actividad adecuada.

[0084] Si la etapa de comparación 206 de direcciones da como resultado un resultado negativo, la turbina eólica 10 se puede operar en un modo seguro adicional y/o en el segundo modo seguro 222. En el último caso, la situación de carga acumulada de la turbina eólica 10 — cuando se excede el segundo umbral, pero las direcciones no son críticas— es comparable a una situación como se describe anteriormente, en la que solo se excede el primer umbral, pero la etapa 206 de dirección da como resultado un resultado positivo.

[0085] Además, si se excede el segundo umbral en la etapa de comparación 204 y la comparación de direcciones 206 tiene un resultado positivo, se puede activar un tercer modo seguro 224. En particular, el tercer modo seguro 224 puede tener otra potencia de salida reducida, por ejemplo, que la potencia de salida máxima esté limitada a un 30 %, preferentemente a un 20 %, y, en particular, a un 10 %, más específicamente a un 0 % de la potencia nominal. Si la potencia de salida se reduce a un 0 %, el generador 46 de la turbina eólica 10 todavía se puede conectar a la red y/o el rotor 18 de la turbina eólica 10 puede estar en marcha en vacío (rotando sin extraer exceso de energía del viento, sino para mantener la rotación). Una reducción a un 0 % y permanecer conectado a la red conlleva el beneficio de poder reanudar la generación de energía y el suministro a la red con efecto inmediato.

[0086] De acuerdo con un modo de realización, la etapa de comparación 204 puede comprender un tercer umbral, en el que exceder dicho umbral da como resultado un modo de apagado 226 de la turbina eólica 10. Eso significa que una onda S esperada — de acuerdo con el análisis 202 de la onda P— , tendrá un efecto tan crítico sobre las cargas de la turbina eólica 10, que cualquier carga relacionada con la generación de potencia se deberá reducir o disminuir para tener un margen de seguridad incrementado cuando la onda S esperada golpee la turbina eólica 10.

[0087] Resumiendo, de acuerdo con el procedimiento 200 como se representa en la fig. 3, las mediciones y/o análisis 202 de una onda P detectada se pueden comparar con un primer, un segundo y/o un tercer umbral, lo que resultaría en alterar la operación de la turbina eólica 10 al primer modo seguro 220, al segundo modo seguro 222 o a un modo de apagado 226.

[0088] Opcionalmente, la dirección de propagación de la onda P — y, por tanto, también de la onda S— se puede analizar o se compara 206 con respecto a un intervalo determinado 210 de direcciones sensibles. Si la etapa 206 da como resultado un resultado positivo, la turbina eólica 10 se opera en el segundo modo 222 en lugar del primer modo 220, respectivamente se opera en el tercer modo seguro 224 en lugar del segundo modo seguro 222.

[0089] De forma alternativa o adicionalmente, el tiempo de impacto de la onda S esperada — como se determina en una etapa 208— se puede usar para una etapa de evaluación de dinámica 212. Esta etapa 212 comprende dos análisis si un cambio de un estado operativo desde la operación normal al primer modo seguro 202, al segundo modo seguro 222, al tercer modo seguro 224 y/o al modo de apagado 226 requiere un periodo de tiempo mayor que el tiempo restante hasta el impacto esperado de la onda S esperada. Por tanto, si esta evaluación es positiva, se espera que la onda S golpee la turbina eólica 10 antes de que se pueda establecer un modo seguro y surta el efecto de reducción de cargas, se realizan medidas de frenado adicionales para reducir el momento y/o velocidad de rotación del rotor 18.

[0090] Por ejemplo, si queda suficiente tiempo antes del impacto, no se puede ejecutar ningún frenado activo 240, de ahí que las pérdidas mecánicas y/o por fricción del tren de potencia 64 y/o del rotor 18 frenen el rotor 18. Si el tiempo es crítico, las palas de turbina eólica 22 se pueden pitchear de modo que se logre un efecto de frenado aerodinámico, y/o se puede realizar una etapa de frenado mecánico 246, por ejemplo, aplicando un freno de fricción del tren de potencia 64. Al realizar una o una pluralidad de dichas medidas de frenado, se puede acortar el tiempo de transición de alteración del estado operativo de la turbina eólica 10.

[0091] De acuerdo con la fig. 4, el procedimiento 300 incluye una etapa de medición/evaluación 202 de las ondas P detectadas y/o una determinación 208 de un tiempo de impacto.

[0092] Posteriormente, se realiza una etapa de realización de una evaluación de cargas 304 de una situación de carga presente y futura de la turbina eólica 10. Por ejemplo, dicha evaluación de cargas 304 puede incluir una etapa de simulación 306 de valores de carga pertinentes de componentes de la turbina eólica 10. La etapa de evaluación de cargas 304 puede incluir al menos una medición y/o interpretación de dicha medición de la etapa de medición 202 de la onda P y al menos uno de los siguientes datos: potencia de salida actual y/o estimada 320, velocidad del viento actual y/o estimada 222, dirección del viento actual y/o estimada 223, ángulo de pitch actual y/o estimado de una pala de rotor 22, velocidad de rotación o par de torsión actual y/o estimado del rotor 18 o del generador 46.

[0093] Si la evaluación de cargas da como resultado un valor que no exceda un umbral predeterminado para un valor de carga, la turbina eólica 10 permanece en operación continuada 228. Sin embargo, si se excede un primer umbral de carga, la turbina eólica se pone en un modo seguro 302 de carga que tenga una potencia de salida reducida.

[0094] En particular, la cantidad de reducción de potencia se determina por una etapa de ajuste iterativo 330, en la que se realiza una etapa 308 de simulación y/o estimación de un valor de carga 310 simulado de un componente de la turbina eólica 10. En dicha etapa 330, se supone una primera reducción de potencia teórica y usa para estimar el valor de carga 310 simulado. Si el valor 310 excede un umbral, se supone una nueva reducción de potencia teórica, por tanto, más reducida, y se determina otro valor de carga 310 de forma similar. Este procedimiento se repite hasta que ya no se exceda el umbral y, de este modo, se determine una cantidad de reducción de potencia para el modo seguro 302.

[0095] La etapa 310 incluye al menos una medición y/o interpretación de dicha medición de la etapa de medición 202 de la onda P y al menos uno de los siguientes datos: potencia de salida actual y/o estimada 320, velocidad del viento actual y/o estimada 222, dirección del viento actual y/o estimada 223, ángulo de pitch actual y/o estimado de una pala de rotor 22, velocidad de rotación o par de torsión actual y/o estimado del rotor 18 o del generador 46.

[0096] De forma análoga al procedimiento 200, en particular a la etapa 212, se pueden aplicar medidas de frenado si la etapa 208 de determinación de un tiempo de impacto da como resultado una situación crítica en el momento oportuno.

[0097] La presente invención no se limita a los modos de realización y modificaciones descritos anteriormente y se puede realizar de diversas formas dentro de la idea esencial de la misma, por ejemplo, los rasgos característicos técnicos de los modos de realización y modificaciones correspondientes a los rasgos característicos técnicos de acuerdo con los aspectos descritos en la sección breve explicación de la invención se pueden reemplazar o combinar según sea apropiado para resolver algunos o todos los problemas descritos anteriormente u obtener algunos o todos los efectos descritos anteriormente, por ejemplo, en los que una etapa de simulación de un valor de carga 310 y/o la etapa 330 posterior del procedimiento 300 también se puede aplicar en el procedimiento 200, por ejemplo, para especificar una cantidad de reducción de carga del primer modo seguro 220, del segundo modo seguro 222 y/o del tercer modo seguro 224.

Números de referencia

[0098]

I sistema

10 turbina eólica

I I extremo superior

12 torre

13 extremo de soporte

14 medios de soporte de suelo

15 suelo

16 góndola

18 rotor

20 buje rotatorio

22 palas de rotor

24 porción de raíz de pala

26 regiones de transferencia de carga

28 dirección del viento

30 eje de rotación

32 sistema de pitch

34 ejes de pitch

36 controlador de turbina eólica

38 eje de orientación

40 procesador

42 generador eléctrico

44 eje principal

46 caja de engranajes

47 brazo de torsión

48 eje rápido

50 acoplamiento

52 bastidor principal

54 medios de soporte de desacoplamiento

56 mecanismo de accionamiento de orientación

58 mástil meteorológico

60 rodamiento de soporte delantero

62 rodamiento de soporte posterior

64 tren de potencia

66 conjunto de pitch

68 sistema de accionamiento de pitch

70 sensor

72 rodamiento de pitch

74 motor de accionamiento de pitch

76 caja de engranajes de accionamiento de pitch

78 piñón de accionamiento de pitch

80 sistema de control de pitch

84 generador de potencia

86 cavidad

88 superficie interior

90 superficie exterior

100 dispositivo de detección

200 procedimiento

202 medir

204 determinar la dirección de propagación

206 comparar

208 determinar el tiempo de impacto

210 determinar el intervalo de direcciones sensibles

212 etapa de evaluación de dinámica

220 primer modo seguro

222 segundo modo seguro

224 tercer modo seguro

226 modo de apagado

228 continuar la operación

240 ningún frenado activo

242 frenado aerodinámico activo

244 frenado mecánico

300 procedimiento

302 modo seguro

304 realizar una evaluación de cargas

306 determinar el valor de carga

308 determinar una potencia de salida reducida

320 potencia de salida actual

322 velocidad del viento

324 dirección del viento

326 ángulo de pitch

328 velocidad de rotación

330 etapa de ajuste iterativo

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema (1) que comprende

una turbina eólica (10) que incluye al menos un rotor (18) que tiene al menos una pala de rotor (22), medios de soporte de rotación para soportar de forma rotatoria el rotor (18), y

una torre (12) que tiene un extremo superior (11) para soportar los medios de soporte de rotación y un extremo de soporte (13),

un controlador de turbina eólica (36) para controlar la turbina eólica (10), y

estando al menos un dispositivo de detección (100) conectado al controlador de turbina eólica (36) para la transmisión de señales,

en el que el dispositivo de detección (100) está configurado para detectar y medir ondas P generadas por terremotos, y

en el que el dispositivo de detección (100) y/o el controlador de turbina eólica (36) está(n) configurado(s) para determinar un tiempo de impacto de las ondas S generadas por el mismo terremoto que provoca las ondas P medidas.

2. El sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el dispositivo de detección (100) está configurado para detectar y medir movimientos y/o vibraciones con frecuencias de 500 Hz a 0,00118 Hz.

3. El sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, en el que el dispositivo de detección (100) está dispuesto sobre/en un suelo (15) de la turbina eólica (10), y/o está montado en el extremo de soporte (13), y/o, en el que el sistema (1) comprende además medios de soporte de suelo (14) localizados sobre/en el suelo (15) para soportar el extremo de soporte (13), y en el que el dispositivo de detección (100) está dispuesto sobre/en los medios de soporte de suelo (14).

4. El sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 3, en el que el extremo de soporte (13) está montado en los medios de soporte de suelo (14) por medios de fijación, en particular, que comprenden al menos un tornillo y al menos una tuerca, y en el que el dispositivo de detección (100) está montado directamente en los medios de fijación.

5. El sistema (1) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el dispositivo de detección (100) está configurado para determinar una dirección de propagación de las ondas P detectadas.

6. El sistema (1) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que los medios de soporte de rotación están realizados como una góndola (16), el rotor (18) está soportado de forma rotatoria por la góndola (16) a lo largo de un eje de rotación (30) esencialmente horizontal, y en el que la góndola (16) está montada de forma rotatoria alrededor de un eje de orientación (38) de la turbina eólica (10) en el extremo superior (11).

7. Un procedimiento (200; 300) para operar un sistema (1) que comprende

al menos un dispositivo de detección (100) estando conectado al controlador de turbina eólica (36) para la transmisión de señales,

comprendiendo el procedimiento las etapas:

medir (202) ondas P generadas por terremotos;

determinar un tiempo de impacto de las ondas S generadas por el mismo terremoto que provoca las ondas P medidas;

comparar (204) una medición de ondas P detectadas con un primer umbral; y,

si la medición excede el primer umbral, alterar el estado operativo de la turbina eólica (10) a un primer modo seguro (220) que tenga una primera potencia de salida reducida o a un modo de apagado (226).

8. Un procedimiento (200; 300) para operar un sistema (1) que comprende

comprendiendo el procedimiento las etapas:

medir (202) ondas P generadas por terremotos;

comparar (204) una medición de ondas P detectadas con un primer umbral; y,

si la medición excede el primer umbral, alterar el estado operativo de la turbina eólica (10) a un primer modo seguro (220) que tenga una primera potencia de salida reducida o a un modo de apagado (226), en el que la primera potencia de salida reducida es dependiente de una magnitud de la medición.

9. Un procedimiento (200; 300) de acuerdo con la reivindicación 8, en el que la primera potencia de salida reducida disminuye con un incremento de la medición, preferentemente en el que la primera potencia de salida reducida se determina por una función de la medición.

10. El procedimiento (200; 300) de acuerdo con una de las reivindicaciones 7 a 9, que comprende las etapas:

determinar una dirección de propagación (204) de las ondas P detectadas;

determinar un intervalo de direcciones sensibles (210) de la turbina eólica;

comparar (206) la dirección de propagación con el intervalo de direcciones sensibles; y,

si la dirección de propagación se encuentra dentro del intervalo de direcciones sensibles, y, si la medición excede el primer umbral, alterar el estado operativo de la turbina eólica a un segundo modo seguro (222) que tenga una segunda potencia de salida reducida o a un modo de apagado (226), en el que la segunda potencia de salida reducida sea más pequeña que la primera potencia de salida reducida.

11. El procedimiento (200; 300) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones precedentes 7 a 10, que comprende las etapas:

realizar una evaluación de cargas de cargas aplicadas a las estructuras de la turbina eólica (10) incluyendo la medición de las ondas P detectadas y cargas operativas actuales y/o estimadas de la turbina eólica (10), en particular, usando el control de turbina eólica (36); y,

si la evaluación de cargas da como resultado una definición de una situación de carga crítica, alterar el estado operativo de la turbina eólica a un modo seguro (302) de carga que tenga una potencia de salida reducida o a un modo de apagado (226).

12. El procedimiento (300) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones precedentes 7 a 11, que comprende la etapa:

determinar un valor de carga determinado de un componente de la turbina eólica (10) realizando, en particular, en el transcurso de la realización de la evaluación de cargas,

una estimación, en particular, una simulación (306), de cargas aplicadas a las estructuras de la turbina eólica (10) al menos en base

a valores operativos actuales y/o estimados de la turbina eólica (10), en particular, en base a una potencia de salida, una velocidad del viento (322) y/o dirección del viento (324) medidas y/o estimadas, un ángulo de pitch (326) de un sistema de pitch (32) de la turbina eólica (10), y/o a una velocidad de rotación del rotor (18) y/o de un generador de potencia (84) de la turbina eólica (10), y a la medición de ondas P detectadas.

13. El procedimiento (300) de acuerdo con la reivindicación 12, que comprende las etapas de comparación del valor de carga determinado con un umbral de carga; y,

si el valor de carga determinado excede el umbral de carga, alterar el estado operativo de la turbina eólica a un modo seguro (302) de carga que tenga una potencia de salida reducida o a un modo de apagado (226).

14. El procedimiento (300) de acuerdo con la reivindicación 13, que comprende las etapas de determinación (308) de la potencia de salida reducida realizando una estimación (310), en particular, una simulación, al menos en base

a una carga máxima deseada que se va a aplicar a las estructuras de la turbina eólica (10),

a la potencia de salida reducida que se va a determinar,

a valores operativos actuales y/o estimados de la turbina eólica (10), en particular, a una velocidad del viento (322) y/o dirección del viento (324) medidas y/o estimadas, un ángulo de pitch (326) actual o deseado de un sistema de pitch (32) de la turbina eólica (10), y/o a una velocidad de rotación (328) actual o deseada del rotor (18) y/o de un generador de potencia (84) de la turbina eólica (10), y

a la medición de las ondas P detectadas.

15. El procedimiento (200; 300) de acuerdo con la reivindicación 13 o 14, en el que una magnitud de la potencia de salida reducida es dependiente de una magnitud del valor de carga determinado, en particular, en el que la potencia de salida reducida disminuye con un incremento del valor de carga determinado, preferentemente en el que la magnitud es una función de la estimación de cargas o del valor de carga determinado.

16. El procedimiento (200; 300) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones precedentes 7 a 15, que comprende la etapa:

determinar un tiempo de impacto (208) de las ondas S generadas por el mismo terremoto que provoca las ondas P medidas; y

determinar un tiempo de alteración requerido para alterar la operación de la turbina eólica (10) desde un estado operativo actual hasta un modo seguro (220, 222, 224, 302) o modo de apagado (226) sin realizar medidas de frenado activas (242, 244); y,

si el tiempo de impacto es más corto que el tiempo de alteración, aplicar medidas de frenado activo (242, 244) al rotor (18).