ES2930007T3 - Un procedimiento para operar una turbina eólica y de una turbina eólica que comprende un generador en caso de caída de tensión - Google Patents

Abstract

Se describe un método para operar una turbina eólica que comprende un generador en el caso de una caída de voltaje. El método comprende detectar el final de la caída de tensión, determinar la aceleración de un rotor del generador y aumentar el par del generador cuando se detecta el final de la caída de tensión de acuerdo con un perfil de par seleccionado. El perfil de par seleccionado se selecciona de una pluralidad de perfiles de par predeterminados, en los que los perfiles de par predeterminados describen el par en función del tiempo. El perfil de par seleccionado se selecciona en base a la aceleración determinada del rotor del generador. También se proporcionan turbinas eólicas configuradas para dichos métodos. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Un procedimiento para operar una turbina eólica y de una turbina eólica que comprende un generador en caso de caída de tensión

[0001] La presente divulgación se refiere a los procedimientos para operar un generador de turbina eólica después de un evento de red. Más concretamente, la presente divulgación se refiere a los procedimientos para operar un generador de una turbina eólica después de una operación soportando un hueco de baja tensión ("low voltage ride through”) (LVRT) o de cero tensión ("zero voltage ride through”) (ZVRT). La presente divulgación también se refiere a un generador y una turbina eólica configurados para los procedimientos de recuperación de LVRT o ZVRT.

Antecedentes

[0002] Las turbinas eólicas modernas se utilizan habitualmente para suministrar electricidad a la red eléctrica. Las turbinas eólicas de este tipo constan, por lo general, de una torre y de un rotor dispuesto en la torre. El rotor, que suele estar formado por un buje y una pluralidad de palas, se pone en rotación bajo la influencia del viento sobre las palas. Dicha rotación genera un par que normalmente se transmite a través de un eje de rotor a un generador eléctrico, ya sea directamente ("accionado directamente") o mediante el uso de una caja de engranajes. De este modo, el generador eléctrico produce electricidad que puede suministrarse a la red eléctrica.

[0003] El generador puede estar conectado a la red eléctrica a través de un convertidor de potencia. Dicho convertidor de potencia puede incluir un convertidor de lado de línea conectado a la red, un convertidor de lado de máquina conectado a un rotor de generador y un enlace de CC entre el convertidor de lado de línea y el convertidor de lado de máquina.

[0004] El convertidor de potencia regula la salida de potencia del generador a la red, y puede controlar el par aplicado al estator de generador. En la operación normal de una turbina eólica, la potencia activa producida por el generador se inyecta en la red. La potencia que puede producir un generador depende de la velocidad del viento reinante, pero también depende del par aplicado al estator del generador. El control de la turbina eólica dependerá generalmente de la velocidad del viento predominante, y el ángulo de pitch de las palas y el par aplicado al estator se elegirán generalmente de forma que se maximice la generación de potencia eléctrica y la inyección de potencia eléctrica en la red.

[0005] Los códigos de red ("grid codes") pueden prescribir requisitos para todas las máquinas eléctricas conectadas a una red eléctrica, incluidas las turbinas eólicas. Se utilizan diferentes códigos de red para diferentes redes en diferentes países.

[0006] En concreto, los códigos de red pueden prescribir la capacidad de los generadores de turbina eólica para hacer frente a eventos o anomalías en la red eléctrica. Uno de estos eventos de la red puede ser una caída de tensión. Una caída de tensión (o hundimiento de tensión ("voltage sag")) es una reducción repentina de la tensión de la red eléctrica. Durante una caída de tensión, ésta puede descender hasta un 10% - 100% por debajo de su valor nominal. Una caída de tensión puede durar hasta unos segundos.

[0007] Los códigos de la red pueden prescribir que las turbinas eólicas conectadas a la red no se desconecten de la misma y que no interrumpan su operación en tal caso. En su lugar, los códigos de red pueden prescribir que las turbinas eólicas conectadas a la red deben ser capaces de "soportar" tal hueco de baja tensión o de cero tensión. Este comportamiento se describe a veces como operar soportando huecos de baja tensión ("Low Voltage Ride Through') (LVRT) u operar soportando huecos de tensión cero (“Zero Voltage Ride Through') (ZVRT). En particular, puede ser necesario que las turbinas eólicas reduzcan rápidamente la potencia suministrada a la red. Esto se hace reduciendo el par del generador. Una reducción del par del generador conducirá a una reducción de la potencia activa. Sin embargo, también provocará un aumento de la velocidad de rotación del generador y puede provocar oscilaciones de torsión en los elementos del tren de potencia.

[0008] El tren de potencia, tal como se utiliza aquí, puede considerarse como todos los componentes que acoplan operativamente el rotor de la turbina eólica al generador. El tren de potencia puede incluir, por ejemplo, un eje de baja velocidad, una caja de engranajes y un eje de alta velocidad. El eje de alta velocidad que sale de la caja de engranajes puede estar conectado a un eje del rotor del generador a través de un acoplamiento elástico o flexible. El acoplamiento puede estar diseñado típicamente para transmitir cargas de torsión, pero limitar la transmisión de cargas de flexión.

[0009] Los códigos de red también pueden prescribir un comportamiento o unos requisitos mínimos para el comportamiento de una turbina eólica después de que se haya resuelto el evento de red. Por ejemplo, un código de red puede exigir que la generación normal de potencia se reanude lo antes posible después de que se haya resuelto el evento de red.

[0010] La presente divulgación se refiere a procedimientos y sistemas diseñados para poder hacer frente a dichas condiciones de red y cumplir con los códigos de red.

[0011] El documento US 2010/0283247 divulga un dispositivo de control de instalaciones de energía eólica que incluye un rotor eólico, un generador accionado por el rotor eólico, una unidad de control de par configurada para controlar un par del generador y un sistema de control. El sistema de control incluye un detector configurado para identificar una caída de red y un final de la caída de red, un transmisor de par residual configurado para proporcionar un valor preestablecido para un par del generador tras la identificación de la caída de red, y un inicializador configurado para inicializar un componente de la unidad de control de par en el valor preestablecido.

[0012] US 2012/0150524 divulga un procedimiento para operar soportando fallos. El procedimiento incluye la detección de una caída de tensión en una línea de alimentación que transmite potencia eléctrica. Si se detecta una caída de tensión, el procedimiento incluye reducir una corriente activa y/o una potencia activa a un valor específico, cuya corriente activa y/o potencia activa es alimentada por una unidad generadora de energía en un punto de alimentación a una red eléctrica que tiene una pluralidad de líneas eléctricas. Además, se proporciona un convertidor de una unidad generadora de potencia, que es capaz de implementar el procedimiento para operar soportando fallos. La unidad generadora de potencia puede formar parte de una turbina eólica en un parque eólico.

Resumen

[0013] La invención se define por la reivindicación independiente de procedimiento 1 y la reivindicación independiente de aparato 9.

[0014] En un aspecto, se proporciona un procedimiento para operar una turbina eólica que comprende un generador en evento de caída de tensión. El procedimiento comprende detectar un final de caída de tensión, determinar una aceleración de un rotor del generador, y aumentar un par del generador cuando se detecta el final de la caída de tensión de acuerdo con un perfil de par seleccionado. El perfil de par seleccionado se elige entre una pluralidad de perfiles de par predeterminados, en el que los perfiles de par predeterminados describen el par en función del tiempo. El par seleccionado se selecciona en función de la aceleración determinada del rotor del generador.

[0015] De acuerdo con este aspecto, se proporciona un procedimiento para operar una turbina eólica para recuperar la producción de potencia tras una caída de tensión que puede cumplir con estrictos códigos de red. Además, el par de los componentes del tren de potencia puede mantenerse por debajo de un límite en el que un componente del tren de potencia podría resultar dañado. También pueden reducirse los picos de velocidad del generador y la potencia eléctrica.

[0016] Se ha comprobado que la velocidad y el momento en que se recupera la potencia activa tras subsanar la avería influyen significativamente en los niveles de par observados en el eje principal de la turbina eólica. La gestión de los niveles de par y de los picos de velocidad del generador y de la potencia eléctrica es importante para la integridad y la vida útil de los componentes del tren de potencia y para la capacidad de la turbina eólica para operar soportando LVRT sin desconectarse.

[0017] Seleccionando un perfil de par adecuado, se pueden evitar los picos de par en el tren de potencia. Se ha demostrado que tales picos dañan, por ejemplo, un acoplamiento flexible entre un eje de alta velocidad y un eje del rotor del generador. Y tales picos pueden ser causados cuando se proporciona un par elevado en el momento equivocado.

[0018] Además, de acuerdo con este aspecto, no es necesario esperar a un momento específico para aplicar un par. Por lo tanto, la recuperación de la producción de potencia no se retrasa y pueden cumplirse los requisitos de los códigos de red a este respecto. Algunos códigos de red limitan la posibilidad de determinar de forma independiente el momento en que se recupera la potencia activa, ya que los tiempos de recuperación de potencia requeridos pueden imponer que el par del generador comience a recuperarse tan pronto como finalice el evento LVRT o ZVRT.

[0019] Por último, al proporcionar una pluralidad de perfiles de par predeterminados, que pueden vincularse con situaciones específicas del rotor del generador, no es necesario determinar un perfil de par en respuesta a cada posible evento de la red.

[0020] En otro aspecto, se proporciona una turbina eólica. La turbina eólica comprende un rotor de turbina eólica con una pluralidad de palas y un generador que incluye un rotor del generador y un estator del generador, en el que el rotor del generador está acoplado operativamente al rotor de la turbina eólica. La turbina eólica comprende además un controlador para controlar un par del generador. El controlador está configurado para determinar un final de una caída de tensión en una red conectada al generador, para determinar una aceleración del rotor del generador al final de la caída de tensión; y para aplicar un par de torsión al generador según un perfil de par predeterminado seleccionado entre una pluralidad de perfiles de par. El perfil de par predeterminado se selecciona en función de la aceleración determinada del rotor del generador al final de la caída de tensión.

[0021] En otro aspecto más, se proporciona un procedimiento para operar una turbina eólica que incluye un generador conectado a una red eléctrica. El procedimiento comprende determinar un evento de tensión en la red eléctrica y reducir un par del generador durante el evento de tensión. El procedimiento comprende además determinar una recuperación de la red eléctrica después del evento de tensión y aumentar el par del generador sustancialmente a un nivel anterior al evento de tensión. El par puede aumentarse con una primera tasa de par sustancialmente constante o con una segunda tasa de par sustancialmente constante, en la que la primera o la segunda tasa de par se selecciona en función de una aceleración de un rotor del generador en el momento de la recuperación.

[0022] El término "tasa de par", tal como se utiliza a lo largo de la presente divulgación, indica la velocidad a la que se incrementa el par. La tasa o "pendiente" de par puede definirse como la derivada temporal de primer orden de un perfil de par que describe el par en función del tiempo.

Breve descripción de los dibujos

[0023] A continuación se describirán ejemplos no limitantes de la presente divulgación, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

La figura 1 ilustra una vista en perspectiva de una turbina eólica según un ejemplo de la presente divulgación;

La figura 2 ilustra una vista interna simplificada de una góndola de una turbina eólica según un ejemplo de la presente divulgación;

La figura 3 ilustra esquemáticamente un ejemplo de turbina eólica;

La figura 4 ilustra de forma esquemática un procedimiento de recuperación de potencia tras una caída de tensión aplicando dos perfiles de par diferentes;

La figura 5 ilustra de forma esquemática un par máximo en un eje de baja velocidad de una turbina eólica al aplicar diferentes perfiles de par después de un hundimiento de tensión en función de la duración del hundimiento de tensión;

La figura 6 ilustra de forma esquemática el tiempo hasta la recuperación de la potencia después de un hundimiento de tensión al aplicar diferentes perfiles de par en función de la duración del hundimiento de tensión;

Las figuras 7 y 8 ilustran esquemáticamente la aceleración del rotor del generador y las cargas de par en el eje de baja velocidad durante y después de una caída de tensión aplicando dos perfiles de par diferentes; y

Las figuras 9 y 10 ilustran esquemáticamente la aceleración del rotor del generador y las cargas de par en el eje de baja velocidad durante y después de una caída de tensión aplicando dos perfiles de par diferentes.

Descripción detallada de los ejemplos

[0024] En estas figuras se han utilizado los mismos signos de referencia para designar elementos coincidentes.

[0025] La figura 1 ilustra una vista en perspectiva de un ejemplo de turbina eólica 1. Como se muestra, la turbina eólica 1 incluye una torre 2 que se extiende desde una superficie de apoyo 3, una góndola 4 montada en la torre 2, y un rotor 5 acoplado a la góndola 4 en una región frontal. El rotor 5 incluye un buje giratorio 6 y al menos una pala de rotor 7 acoplada y que se extiende hacia el exterior desde el buje 6. Por ejemplo, en el ejemplo ilustrado, el rotor 5 incluye tres palas de rotor 7. Sin embargo, en una realización alternativa, el rotor 5 puede incluir más o menos de tres palas 7. Cada pala de rotor 7 puede estar separada del buje 6 para facilitar la rotación del rotor 5 y permitir que la energía cinética se transfiera del viento a energía mecánica utilizable y, posteriormente, a energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 6 puede estar acoplado de forma rotativa a un generador eléctrico 10 (figura 2) colocado dentro de la góndola 4 o que forme parte de ella para permitir la producción de energía eléctrica. La rotación del rotor puede transmitirse directamente, por ejemplo en las turbinas eólicas de accionamiento directo, o mediante el uso de una caja de engranajes a un generador.

[0026] La figura 2 ilustra una vista interna simplificada de un ejemplo de la góndola 4 de la turbina eólica 1 de la figura 1. Como se muestra, el generador 10 puede estar dispuesto dentro de la góndola 4. En general, el generador 10 puede estar acoplado al rotor 5 de la turbina eólica 1 para generar potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 5. Por ejemplo, el rotor 5 puede incluir un eje principal 8 acoplado al buje 6 para su rotación. El generador 10 puede entonces estar acoplado al eje de rotor 8 de manera que la rotación del eje de rotor 8 impulsa el generador 10. Por ejemplo, en la realización ilustrada, el generador 10 incluye un eje generador 11 acoplado de forma rotativa al eje de rotor 8 a través de una caja de engranajes 9. En ejemplos alternativos, el buje puede estar directamente acoplado a un rotor del generador y la rotación del buje puede así accionar el rotor del generador.

[0027] El generador 10 puede estar acoplado eléctricamente al convertidor. El convertidor de la turbina eólica puede adaptar la potencia eléctrica de salida del generador a los requisitos de la red eléctrica.

[0028] Debe apreciarse que el eje de rotor 8, la caja de engranajes 9 y el generador 10 pueden estar generalmente soportados dentro de la góndola 4 por una bancada o un bastidor de soporte 12 colocado en lo alto de la torre de la turbina eólica 2.

[0029] La góndola 4 está acoplada de forma rotativa a la torre 2 mediante un sistema de orientación 20. El sistema de orientación comprende un rodamiento de orientación (no visible en la figura 2) que tiene dos componentes de rodamiento configurados para girar uno con respecto al otro. La torre 2 está acoplada a uno de los componentes del rodamiento y la bancada o bastidor de soporte 12 de la góndola 4 está acoplada al otro componente del rodamiento. El sistema de orientación 20 comprende un engranaje anular 21 y una pluralidad de accionamientos de orientación 22 con un motor 23, una caja de engranajes 24 y un piñón 25 para engranar con el engranaje anular para hacer girar uno de los componentes de rodamiento con respecto al otro.

[0030] La góndola 4 comprende además una estructura de cubierta 50 para albergar los componentes de la turbina eólica. En este ejemplo, los componentes de la turbina eólica alojados en la estructura de cubierta 50 o encerrados por ésta comprenden el generador 10, el convertidor, la caja de engranajes 9 y el eje 8. En otros ejemplos, los componentes de la turbina eólica dispuestos dentro de la góndola pueden referirse al convertidor y al generador.

[0031] La figura 3 ilustra esquemáticamente un procedimiento para operar una turbina eólica y un convertidor de potencia de acuerdo con un ejemplo de la técnica anterior. En el ejemplo de la figura 3, una turbina eólica comprende un generador 10, que tiene un rotor de generador 16 y un estator de generador 18. El rotor 5 acciona el eje 8 de baja velocidad. La rotación lenta del eje 8 se convierte en rotación de alta velocidad del eje de alta velocidad 17 mediante la caja de engranajes 9. El eje de alta velocidad 17 puede estar conectado a un eje 11 del rotor de generador 16 mediante un acoplamiento flexible.

[0032] El estator de generador 18 está conectado directamente a una red eléctrica 80 y suministrará potencia eléctrica a la red según la frecuencia de ésta. Un convertidor de potencia 60 conecta eléctricamente los devanados del rotor de generador con la red eléctrica 80. En este ejemplo concreto, el rotor 16 del generador 10 está conectado a un convertidor de lado de máquina 62. El convertidor de lado de máquina está conectado a un convertidor de lado de línea 66 a través de un enlace de CC 64. El generador en este ejemplo concreto es un generador de inducción de doble alimentación (DFIG). Dentro del ámbito de la presente divulgación pueden utilizarse otras topologías de generadores y configuraciones de convertidores.

[0033] De acuerdo con este ejemplo, el convertidor de potencia 60 puede recibir una consigna 92 de un controlador 90 de la turbina eólica para adaptar el par del generador. La consigna 92 puede basarse en una operación óptima de la turbina eólica de acuerdo con las condiciones meteorológicas imperantes. Al controlar el par de generador, se puede controlar una velocidad de rotación del generador. La velocidad de rotación del generador determina a su vez la velocidad de rotación del rotor de la turbina eólica 5. La velocidad de rotación puede elegirse de acuerdo con un programa de operación predefinido. En particular, se sabe que la turbina eólica se controla de forma diferente en distintos rangos de velocidad del viento. En rangos de velocidad del viento inferiores a la velocidad nominal, la velocidad de rotación puede elegirse de forma que el viento incida en las palas del rotor con un ángulo de ataque óptimo. Este procedimiento de operación puede mantenerse hasta que se alcance una velocidad de rotación máxima.

[0034] A velocidades de viento más altas, y en particular por encima de la velocidad nominal del viento, la velocidad de rotación puede controlarse para mantenerla constante. Puede aplicarse el par máximo al estator y las palas pueden ser pitcheadas para garantizar una velocidad de rotación constante. Variaciones con respecto a esta operación optimizada son posibles.

[0035] De acuerdo con la operación predefinida, un controlador de la turbina eólica puede enviar una señal de par 92 al convertidor de lado de máquina. La potencia activa resultante del estator 18 es alimentada a la red. El controlador 90 de la turbina eólica puede ser un controlador local de la turbina eólica o, por ejemplo, un controlador de un parque eólico.

[0036] Un evento de tensión, tal como se describe en el presente documento, puede considerarse como un evento en la red eléctrica durante el cual los niveles de tensión se desvían de los niveles normales. Un hundimiento de tensión es un ejemplo de tal evento.

[0037] Un hundimiento de tensión o caída de tensión es una reducción de corta duración de la tensión en la red. Los términos hundimiento de tensión y caída de tensión se utilizan indistintamente en la presente divulgación. Los niveles de tensión en la red durante tal caída de tensión pueden descender más de un 10% por debajo de su valor nominal, pudiendo alcanzar, por ejemplo, el 30%, el 20% o el 10% de su valor nominal. Los niveles de tensión pueden incluso llegar a cero durante tal hundimiento de tensión. Un hundimiento de tensión puede durar desde menos de 1 segundo hasta algunos segundos.

[0038] En la actualidad, muchos códigos de red exigen que las turbinas eólicas conectadas a la red permanezcan conectadas durante una caída de tensión de este tipo y que empiecen a generar potencia en un plazo muy breve, o inmediatamente después de que haya terminado la caída de tensión.

[0039] El controlador 90 puede determinar varios parámetros eléctricos de la red, incluyendo, por ejemplo, la tensión, el ángulo de fase y la frecuencia. El controlador 90 puede medir estas variables, o puede recibir los valores de los parámetros de, por ejemplo, un controlador de nivel superior. Por ejemplo, el controlador 90 puede ser el controlador local de la turbina eólica, y puede recibir los valores de un controlador del parque eólico.

[0040] Cuando el controlador 90 determina la presencia de un hundimiento de tensión, puede ajustar las señales de control 92 al convertidor. El par en el rotor puede reducirse y, como resultado, la velocidad del rotor del generador puede aumentar. La velocidad de rotación de todos los componentes del tren de potencia puede así aumentar. Además, pueden producirse oscilaciones de torsión en todos los componentes del tren de potencia y en el generador.

[0041] El controlador 90 puede determinar que la caída de tensión en la red ha terminado y enviar las señales de control adecuadas para aumentar el par del generador con el fin de incrementar la producción de potencia. La figura 4 ilustra esquemáticamente dos perfiles de par diferentes. Un perfil de par puede entenderse como una función que describe el par del generador en función del tiempo. En un caso, el perfil de par tiene pendiente elevada, con una tasa de recuperación rápida. En el otro caso, el perfil de par es tiene menor pendiente, con una tasa de recuperación menor.

[0042] Se ha comprobado que, dependiendo de las circunstancias de la caída de tensión y de las características de la turbina eólica, la aplicación de una tasa de par elevada puede provocar altas cargas de torsión que pueden dañar el acoplamiento flexible entre el eje de alta velocidad 17 y el eje 11 del rotor del generador. Además, al aplicar una tasa de par elevada, la velocidad máxima instantánea del generador y la potencia eléctrica máxima pueden ser elevadas.

[0043] Por otro lado, una tasa de recuperación lenta puede no cumplir con el código de red, porque la recuperación de la producción de potencia podría tardar demasiado.

[0044] La figura 5 ilustra esquemáticamente el par máximo en un eje de baja velocidad de una turbina eólica para cuatro perfiles de par diferentes en función de la duración del hundimiento de tensión. Cada uno de los perfiles de par tiene una tasa de par constante, pero diferente. En todos los casos, se supone una velocidad del viento de 13 m/s y una caída de tensión del 20% del valor nominal (es decir, el nivel de tensión alcanzado durante la caída en la red eléctrica es aproximadamente el 20% de su valor nominal).

[0045] La figura 6 ilustra esquemáticamente el tiempo hasta que se recupera la potencia "normal" para los mismos cuatro perfiles de par diferentes en función de la duración del hundimiento de tensión.

[0046] Paradójicamente, dependiendo de la característica del hundimiento de tensión, puede verse en la figura 5 que las cargas de par más elevadas no se producen necesariamente para los perfiles de par que tienen la tasa de par más elevada. También puede verse en la figura 6 que la recuperación de potencia, para una tasa de par dada, puede variar en función de la duración del hundimiento de tensión.

[0047] Los inventores han descubierto que se puede seleccionar un perfil de par adecuado en función de la aceleración del rotor del generador en el momento en que el hundimiento de tensión ha terminado. De acuerdo con esto, se proporciona un procedimiento para operar una turbina eólica que comprende un generador en el evento de una caída de tensión. El procedimiento comprende detectar un final de la caída de tensión, determinar una aceleración de un rotor del generador, y aumentar un par del generador cuando se detecta el final de la caída de tensión según un perfil de par seleccionado. El perfil de par seleccionado se elige entre una pluralidad de perfiles de par predeterminados, en el que los perfiles de par predeterminados describen el par en función del tiempo. El par seleccionado puede seleccionarse en función de la aceleración determinada del rotor del generador.

[0048] Las condiciones operativas al aplicar el par son relevantes para seleccionar el perfil más adecuado. La selección del perfil más adecuado significa que la recuperación puede iniciarse inmediatamente, o tan pronto como sea posible, después de que haya terminado la caída de tensión. El par de torsión puede aumentarse inmediatamente después de la recuperación.

[0049] En algunos ejemplos, la pluralidad de perfiles de par predeterminados comprende sólo dos perfiles de par predeterminados. En otros ejemplos, pueden utilizarse tres o más perfiles de par.

[0050] En algunos ejemplos, los perfiles de par predeterminados comprenden un primer perfil de par que tiene una primera tasa de recuperación de par y un segundo perfil de par que tiene una segunda tasa de recuperación de par, en el que la primera tasa de recuperación de par es mayor que la segunda tasa de recuperación de par.

[0051] En algunos ejemplos, la primera tasa de par puede ser superior a 10 unidades de potencia por segundo, y la segunda tasa de par puede ser inferior a 5 unidades de potencia por segundo.

[0052] El término "unidad de potencia" se refiere a la cantidad de potencia que debe recuperarse después de un evento de red y, por tanto, puede definirse como la potencia producida antes del evento de red - la potencia producida al final del evento de red. El término "unidad de potencia por segundo", tal y como se utiliza aquí, expresa la tasa a la que se recupera la potencia y, por tanto, indica indirectamente la tasa de par. Una unidad de potencia por segundo significa que la potencia producida alcanzaría su nivel de antes del evento de red en un segundo.

[0053] En los ejemplos de las figuras 7 - 10, se proporciona un primer perfil de par con una tasa de par de 20 unidades de potencia por segundo. Esto significa que en 0,05 segundos se alcanza un nivel de potencia anterior al hundimiento de tensión. Se proporciona un segundo perfil de par con una tasa de par de 1,5 unidades de potencia por segundo.

[0054] En estos ejemplos, la primera y la segunda tasa de recuperación de par pueden ser sustancialmente constantes hasta que la potencia del generador alcance el primer nivel de potencia antes de que se produzca la caída de tensión.

[0055] En algunos ejemplos, el primer perfil de par puede seleccionarse cuando la aceleración del rotor está por encima del valor umbral, y un segundo perfil de par puede seleccionarse cuando la aceleración del rotor está por debajo del mismo valor umbral. Por ejemplo, el valor umbral puede ser cero. Cuando la aceleración del rotor es positiva, puede seleccionarse un primer perfil de par. Una aceleración positiva puede entenderse como una aceleración en el sentido de giro durante la operación normal. Una aceleración negativa puede entenderse como una aceleración en el sentido contrario. El segundo perfil de par puede seleccionarse cuando la aceleración del rotor es negativa.

[0056] Se observa que el valor umbral para seleccionar el primer o el segundo perfil de par no tiene por qué ser cero, y podría establecerse para ser (ligeramente) positivo o (ligeramente) negativo.

[0057] En las figuras 7 y 8, el hundimiento de tensión termina cuando la aceleración es positiva. La aplicación del primer perfil de par con la tasa de par elevada conduce a cargas de par más bajas en el tren de potencia que la aplicación del segundo perfil de par.

[0058] En algunos ejemplos, la determinación de la aceleración del rotor del generador de la turbina eólica puede comprender la medición de la velocidad de rotación del rotor. La aceleración del rotor puede derivarse fácilmente de la velocidad. La aceleración del rotor puede determinarse con relativa facilidad con sensores que ya son estándar en las turbinas eólicas. La aceleración del generador es también un parámetro fiable y eficaz. No depende de un comportamiento teórico de un tren de potencia.

[0059] El perfil de par seleccionado puede ser tal que las cargas resultantes en un acoplamiento flexible entre un eje del rotor del generador y un eje de alta velocidad de la caja de engranajes (en el caso de una configuración de turbina eólica de este tipo, véase la figura 3) no superen un umbral de carga.

[0060] En las figuras 9 y 10, puede verse que cuando la aceleración es negativa, el perfil de par que conduce a cargas de par más bajas en el tren de potencia es el segundo perfil de par con una tasa de par más baja. Seleccionando este perfil en estas circunstancias, las cargas pueden volver a controlarse y la velocidad del rotor puede mantenerse también por debajo de niveles peligrosos. El perfil de par adecuado para estas circunstancias puede aplicarse inmediatamente después de que termine la caída de tensión.

[0061] Esta descripción escrita utiliza ejemplos para divulgar la invención, incluyendo las realizaciones preferentes, y también para permitir a cualquier persona experta en la materia practicar la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones, y puede incluir otros ejemplos que se les ocurran a los expertos en la materia. Estos otros ejemplos se consideran dentro del ámbito de las reivindicaciones si tienen elementos estructurales que no difieren del lenguaje literal de las reivindicaciones, o si incluyen elementos estructurales equivalentes con diferencias insustanciales respecto a los lenguajes literales de las reivindicaciones. Los aspectos de las diversas realizaciones descritas, así como otros equivalentes conocidos para cada uno de dichos aspectos, pueden ser mezclados y combinados por un experto en la materia para construir realizaciones y técnicas adicionales de acuerdo con los principios de esta solicitud. Si los signos de referencia relacionados con los dibujos se colocan entre paréntesis en una reivindicación, son únicamente para intentar aumentar la inteligibilidad de la misma, y no se interpretarán como una limitación del alcance de la reivindicación.

Claims (15)

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento para operar una turbina eólica (1) que comprende un generador (10) en el evento de caída de tensión que comprende:

detectar un final de la caída de tensión;

determinar una aceleración de un rotor (16) del generador (10),

aumentar un par del generador (10) cuando se detecta el final de la caída de tensión según un perfil de par seleccionado en el que

el perfil de par seleccionado se elige entre una pluralidad de perfiles de par predeterminados, en el que los perfiles de par predeterminados describen el par en función del tiempo; y en el que el perfil de par seleccionado se selecciona en función de la aceleración determinada del rotor (16) del generador (10).

2. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que la pluralidad de perfiles de par predeterminados comprende sólo dos perfiles de par predeterminados.

3. El procedimiento según la reivindicación 1 o 2, en el que los perfiles de par predeterminados comprenden un primer perfil de par que tiene una primera tasa de recuperación de par y un segundo perfil de par que tiene una segunda tasa de recuperación de par, en el que la primera tasa de recuperación de par es mayor que la segunda tasa de recuperación de par, y en el que las tasas de recuperación de par indican la velocidad a la que aumenta el par.

4. El procedimiento según la reivindicación 3, en el que el primer perfil de par se selecciona cuando la aceleración del rotor del generador está por encima de un valor umbral de aceleración.

5. El procedimiento según la reivindicación 4, en el que el segundo perfil de par se selecciona cuando la aceleración del rotor del generador es inferior al valor umbral de la aceleración.

6. El procedimiento según la reivindicación 5, en el que el valor umbral es cero.

7. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 3 - 6, en el que el generador tiene un nivel de potencia cuando se produce la caída de tensión, y en el que la primera y la segunda tasa de recuperación de par son sustancialmente constantes hasta que la potencia del generador alcanza el mismo nivel de potencia.

8. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 - 7, en el que determinar la aceleración del rotor del generador de la turbina eólica comprende medir la velocidad de rotación del rotor.

9. Una turbina eólica (1) que comprende:

un rotor de turbina eólica (5) con una pluralidad de palas (7);

un generador (10) que incluye un rotor de generador (16) y un estator de generador (18), en el que el rotor de generador (16) está acoplado operativamente al rotor de la turbina eólica (5);

un controlador (90) para controlar un par del generador, en el que el controlador está configurado además para

determinar un final de una caída de tensión en una red (80) conectada al generador (10); determinar una aceleración del rotor de generador (16) al final de la caída de tensión; y aplicar un par al generador (10) según un perfil de par predeterminado seleccionado entre una pluralidad de perfiles de par, en el que

el perfil de par predeterminado describe el par en función del tiempo, y en el que

el perfil de par predeterminado se selecciona en función de la aceleración determinada del rotor de generador (16) al final de la caída de tensión.

10. La turbina eólica según la reivindicación 9, que comprende además una caja de engranajes (9) que conecta operativamente un eje de baja velocidad (8) a un eje de alta velocidad (17), en el que el eje de alta velocidad (17) está conectado a un eje (11) del rotor de generador a través de un acoplamiento flexible.

11. La turbina eólica según la reivindicación 10, en la que la pluralidad de perfiles de par son tales que las cargas sobre el acoplamiento flexible no superan un umbral de carga.

12. La turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones 9 - 11, que comprende además un convertidor de potencia (60) configurado para aplicar un par al generador (10) en función de las señales recibidas del controlador (90).

13. La turbina eólica según cualquiera de las reivindicaciones 9 - 12, en la que los perfiles de par predeterminados comprenden un primer perfil de par que tiene una primera tasa de recuperación de par y un segundo perfil de par que tiene una segunda tasa de recuperación de par, en la que la primera tasa de recuperación de par es mayor que la segunda tasa de recuperación de par, y en la que las tasas de recuperación de par indican la velocidad a la que aumenta el par.

14. La turbina eólica según la reivindicación 13, en la que el controlador está configurado para seleccionar el primer perfil de par cuando la aceleración del rotor del generador (16) es positiva y para seleccionar el segundo perfil de par cuando la aceleración del rotor del generador (16) es negativa.

15. La turbina eólica según la reivindicación 13 o 14, en la que el generador (10) tiene un nivel de potencia cuando se produce la caída de tensión, y en la que la primera y la segunda tasa de recuperación de par son sustancialmente constantes hasta que la potencia del generador alcanza el mismo nivel de potencia.