ES2643741T3 - Procedimiento de operación de una turbina eólica - Google Patents

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Description

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Procedimiento de operacion de una turbina eolica
La presente invencion se refiere a un procedimiento de operacion de una turbina eolica y a una turbina eolica adecuada para realizar dicho procedimiento.
ANTECEDENTES
Las turbinas eolicas modernas se utilizan comunmente para suministrar electricidad a la red electrica. Las turbinas eolicas de este tipo generalmente comprenden una torre y un rotor dispuesto sobre la torre. El rotor, que tfpicamente comprende un buje y una pluralidad de palas, es puesto en rotacion bajo la influencia del viento sobre las palas. Dicha rotacion genera un par que es transmitido normalmente a traves de un eje del rotor a un generador, ya sea directamente o a traves del uso de una multiplicadora. De este modo, el generador produce electricidad que puede ser suministrada a la red electrica.
Durante la operacion de una turbina eolica, su estructura y componentes pueden sufrir movimientos no deseados, es decir, desplazamientos oscilatorios o repetitivos en cualquier direccion (vibraciones hacia delante-atras, vibraciones de un costado a otro o laterales, vibraciones longitudinales, vibraciones de torsion, etc.) de diferentes magnitudes y de diferentes frecuencias (alta o baja, constante o variable). Estos movimientos pueden ser causados por diferentes factores, por ejemplo, por el empuje del viento sobre la turbina eolica, las palas alterando localmente el flujo del viento, vibraciones transmitidas desde la multiplicadora a otros componentes (por ejemplo la torre), movimientos del rotor, desequilibrios de la gondola, vibraciones del buje transmitidas a la torre, etc.
Si una turbina eolica es sometida a los movimientos colaterales mencionados anteriormente (por ejemplo, vibraciones) durante un perfodo de tiempo prolongado, puede producirse un dano por fatiga. La fatiga ocurre tfpicamente con cargas variables, por ejemplo, alternando tension y compresion. La fatiga puede conducir a un menor tiempo de vida de la turbina eolica y/o de sus componentes. Otro factor que anade complicaciones es que el tamano de las turbinas eolicas (rotor, gondola, torre, etc.) sigue aumentando. Ademas, a medida que las turbinas eolicas se hacen mas altas, el efecto de las vibraciones es mas crftico.
Ademas, las turbinas eolicas se agrupan a menudo en los llamados parques eolicos. En un parque eolico puede haber una distancia relativamente pequena entre las turbinas eolicas. De este modo, la accion del viento sobre una turbina eolica puede producir una estela que puede ser recibida por otra turbina eolica. Una estela recibida por una turbina eolica puede causar cargas elevadas (particularmente vibraciones) y/o una reduccion de la produccion de energfa electrica en esta turbina eolica. Estas cargas elevadas pueden danar componentes de la turbina eolica, y estos danos pueden reducir la vida y/o el rendimiento de la turbina eolica.
Uno de los efectos con mas impacto, que potencialmente puede causar fatiga en la turbina eolica, es el empuje ejercido por el viento sobre la estructura de la turbina eolica. El empuje del viento y su variacion pueden depender de condiciones ambientales (externas) y de condiciones inherentes a la propia turbina eolica (condiciones internas). Una condicion externa puede ser, por ejemplo, la velocidad del viento, mientras que condiciones internas pueden ser, por ejemplo, el angulo de paso de las palas, el par del generador y la velocidad de rotacion del rotor, etc. Por ejemplo, una determinada velocidad del viento enfrentada con pequenos angulos de paso (por ejemplo, cero grados) puede causar un empuje mas alto que la misma velocidad del viento enfrentada con mayores angulos de paso (por ejemplo, noventa grados). Se pueden realizar estimaciones del empuje a partir de parametros tales como la velocidad del viento, angulos de paso, velocidad del rotor. Equivalentemente, se puede realizar un control del empuje mediante la variacion adecuada de parametros operacionales de la turbina eolica (por ejemplo, angulos de paso, velocidad del rotor, par del generador).
El documento WO2011157272A2 divulga un procedimiento de control de una turbina eolica que tiene un rotor con palas de turbina eolica de paso ajustable y un generador para producir energfa, en el que se determina un valor de paso de referencia para las palas de la turbina eolica y se mide a intervalos de tiempo un parametro operacional que representa una carga ejercida por el viento sobre el rotor de la turbina eolica. Se determina y utiliza un parametro de variacion que refleja una variacion del parametro operacional a lo largo del tiempo en la determinacion de un valor lfmite de paso mfnimo del valor de paso de referencia. La turbina eolica es controlada segun el valor de paso de referencia si el valor de paso de referencia es superior o igual al valor lfmite de paso mfnimo y, de lo contrario, segun el valor lfmite de paso mfnimo. El valor lfmite de paso mfnimo puede reflejar el paso mfnimo para mantener el empuje sobre el rotor por debajo de o a un nivel de empuje maximo permisible. Un objetivo de mantener el empuje sobre el rotor por debajo de o a este nivel de empuje maximo permisible es asegurar que las cargas en la turbina se mantienen dentro de lfmites aceptables en todas las condiciones del viento.
La presente invencion tiene por objeto mejorar los sistemas de la tecnica anterior.
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RESUMEN DE LA INVENCION
En un primer aspecto, la presente invencion proporciona un procedimiento de operacion de una turbina eolica que tiene un rotor con una pluralidad de palas, un sistema para determinar una o mas cargas en la turbina eolica, un registro historico de datos sobre la operacion de la turbina eolica, y un sistema de control para controlar uno o mas parametros operacionales de la turbina eolica. El procedimiento comprende determinar las cargas en la turbina eolica y almacenar las cargas determinadas en la turbina eolica en el registro historico. El procedimiento comprende ademas obtener a partir del registro historico una caracterfstica indicativa de las cargas en la turbina eolica acumuladas en el tiempo, y determinar uno o mas lfmites del empuje del viento que comprenden un lfmite mfnimo del empuje del viento, dependiendo de la caracterfstica obtenida indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo. Uno o mas parametros operacionales de la turbina eolica son controlados para mantener el empuje del viento sobre la turbina eolica dentro de los lfmites del empuje del viento determinados.
El termino "parametros operacionales de la turbina eolica" se utiliza para referirse a aquellos parametros internos a la turbina eolica que pueden ser variados (o controlados) para cambiar el comportamiento de la turbina eolica. Por ejemplo, la velocidad del viento no serfa un parametro operacional de la turbina eolica, ya que la velocidad del viento es un parametro que no puede ser controlado por la turbina eolica porque es externo a la turbina eolica. Por ejemplo, los angulos de paso (que pueden ser variados por medio de sistemas de paso), la orientacion del rotor (que puede ser variada por medio de un sistema de orientacion), la velocidad del rotor, el par del generador, etc. se consideran "parametros operacionales inherentes a la turbina eolica".
Las cargas determinadas en la turbina eolica pueden ser almacenadas en el registro historico bajo diversos criterios. Por ejemplo, cada valor o conjunto de valores que representa una carga determinada puede ser mantenido individualmente y la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo se puede obtener cada vez (cuando sea necesario) a partir de algunos o todos los valores que representan las cargas almacenadas en el registro historico. En este caso, la determinacion de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo puede comprender la agregacion de algunos o todos los valores que representan cargas almacenadas en el registro historico.
Alternativamente o ademas de los criterios anteriores, valores que representan cargas determinadas se pueden mantener segun diversas granularidades, es decir, pueden ser agregadas bajo diferentes criterios. Por ejemplo, pueden tenerse en cuenta agregaciones segun diferentes intervalos de tiempo, tales como, por ejemplo, agregaciones por dfa, semana, mes, ano, etc. Tambien puede considerarse una agregacion global de las cargas sufridas por la turbina eolica a lo largo de su tiempo de vida. La determinacion de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo puede tener en cuenta diferentes intervalos de tiempo dependiendo de la granularidad utilizada para almacenar las cargas determinadas.
Aparte de intervalos de tiempo, se pueden considerar otras dimensiones para definir la granularidad bajo la cual se mantienen las cargas determinadas en el registro historico. Por ejemplo, las cargas determinadas pueden mantenerse teniendo en cuenta ademas la region de la turbina eolica en la que se han detectado las cargas (por ejemplo, palas, torre, gondola, etc.). De este modo se puede realizar un analisis multidimensional para determinar la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo, que puede comprender mas de un valor caracterfstico dependiendo del enfoque utilizado para realizar dicho analisis multidimensional.
Aparte de la agregacion de los valores que representan las cargas en el registro historico, una caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo puede adquirir muchas formas alternativas adecuadas. En un ejemplo, una caracterfstica indicativa de cargas acumuladas puede ser el numero de veces que se sobrepasa un determinado umbral de carga predeterminado o el numero de veces que se excede un umbral de carga predeterminado en una unidad de tiempo (por ejemplo, cada hora, dfa o semana o mes). En otro ejemplo, una caracterfstica indicativa de cargas acumuladas, puede ser el numero de veces que se ha producido una oscilacion especffica (de direccion, frecuencia o amplitud especfficas). En todos los casos, la caracterfstica indicativa de cargas acumuladas en el tiempo puede calcularse como una relacion de las caracterfsticas mencionadas anteriormente y los valores esperados de dichas caracterfsticas durante el tiempo de vida de una turbina eolica determinados a partir de, por ejemplo, simulaciones.
De acuerdo con el primer aspecto, los lfmites del empuje del viento no se determinan necesariamente en base a una carga instantanea o velocidad instantanea del viento. Por el contrario, se determinan uno o mas lfmites del empuje del viento en base a las cargas acumuladas en la turbina eolica, lo que puede permitir variar flexiblemente los lfmites del empuje de una manera mas relajada o restringida en algunas situaciones. Por ejemplo, se pueden atribuir a una turbina eolica un tiempo de vida esperado y unas cargas acumuladas aceptables durante su vida esperada. Ademas, se puede determinar un lfmite del empuje mas adecuado (por ejemplo, por defecto) dependiendo de las condiciones operativas actuales (o recientes). Sin embargo, si la turbina eolica esta, por ejemplo, al 50% de su tiempo de vida
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esperado y las cargas acumuladas son, por ejemplo, el 30% de las cargas acumuladas aceptables durante su tiempo de vida, se puede permitir un lfmite del empuje mas relajado (menos restrictivo) que el lfmite del empuje teoricamente mas adecuado, bajo condiciones "especiales", tales como, por ejemplo, cuando se produce una alta demanda de energfa.
El procedimiento propuesto puede proporcionar una flexibilidad adicional cuando se consideran granularidades multidimensionales para las cargas acumuladas, por ejemplo, atribuyendo pesos diferentes a diferentes dimensiones y/o diferentes valores de una dimension determinada. Por ejemplo, una granularidad bidimensional puede basarse en intervalos de tiempo (primera dimension) y regiones de la turbina eolica en las que se detectaron cargas (segunda dimension). Esta granularidad bidimensional puede permitir, por ejemplo, dar un mayor peso a las cargas acumuladas en las palas que a las cargas en la gondola (ya que se puede suponer que la gondola es mas robusta o que esta generalmente mas sobredimensionada que las palas). Alternativamente, o adicionalmente, tambien podrfa hacerse una distincion entre cargas en las palas y cargas en la torre.
Por lo tanto, es posible tener una relacion global entre el tiempo de vida transcurrido (por ejemplo 50%) y las cargas acumuladas hasta ahora (por ejemplo 52%). En este caso, serfa recomendable mantener el (los) lfmite(s) de empuje predeterminado(s). Sin embargo, es posible tener una distribucion de las cargas acumuladas globalmente (por ejemplo 52%) entre la torre (por ejemplo 60%) y las palas (por ejemplo 40%) que pueden permitir una relajacion temporal del (los) lfmite(s) del empuje por defecto (ya que las cargas acumuladas en las palas tienen un peso mayor que las cargas acumuladas en la torre).
Otros parametros que podrfan tenerse en cuenta adicionalmente para determinar los lfmites del empuje del viento podrfan referirse a, por ejemplo, la edad de la turbina eolica, la ubicacion de la turbina eolica, el desgaste mecanico acumulado, datos historicos de otras turbinas eolicas, etc. La limitacion del empuje maximo del viento puede aumentarse a medida que aumenta la edad de la turbina eolica; si la turbina eolica esta situada en un sitio que se puede considerar que tiene un viento particularmente turbulento, la limitacion del empuje puede ser algo mas restringida; las operaciones de mantenimiento (por tecnicos correspondientes) pueden producir datos de cuantificacion/estimacion del desgaste mecanico, que podrfan anadirse al registro historico, de tal manera que el empuje podrfa limitarse tambien en funcion de dichos datos de desgaste mecanico; tambien se pueden anadir al registro historico datos historicos de turbinas eolicas anteriores (similares a la actual) para su consideracion en la limitacion del empuje.
En algunos ejemplos del procedimiento, la determinacion de uno o mas lfmites del empuje del viento puede comprender la determinacion de un lfmite maximo del empuje del viento, de tal manera que los parametros operacionales de la turbina eolica son controlados para mantener el empuje del viento sobre la turbina eolica por debajo del lfmite maximo del empuje del viento determinado.
Opcionalmente, el lfmite maximo del empuje del viento determinado depende tambien de la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo. Este lfmite maximo del empuje del viento puede disminuirse si la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo aumenta (o es alta) y puede incrementarse si la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo disminuye.
En otras palabras, el empuje del viento puede ser limitado definiendo un lfmite maximo del empuje del viento, de tal manera que la turbina eolica puede ser operada de modo que este lfmite maximo del empuje del viento no pueda ser excedido. Una causa principal del desgaste mecanico de componentes de la turbina eolica es la amplitud de la variacion del empuje del viento. Con una limitacion basada en un lfmite maximo del empuje del viento, se puede restringir la amplitud de las variaciones del empuje durante la operacion de la turbina eolica, lo que puede causar una reduccion del desgaste mecanico y, por consiguiente, se puede extender la vida de la turbina eolica y/o se puede garantizar la consecucion de un tiempo de vida esperado de la turbina eolica (tiempo de vida segun diseno).
El procedimiento comprende ademas determinar un lfmite mfnimo del empuje del viento, de tal manera que los parametros operacionales de la turbina eolica son controlados para mantener el empuje del viento sobre la turbina eolica por encima del lfmite mfnimo del empuje del viento determinado.
Opcionalmente, el lfmite mfnimo del empuje del viento depende tambien de la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo. Este lfmite mfnimo del empuje del viento puede incrementarse si la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo aumenta y puede disminuirse si la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas disminuye.
Otra opcion para limitar el empuje del viento puede ser definir un lfmite mfnimo del empuje del viento, de tal manera que la turbina eolica puede ser operada de tal manera que este lfmite mfnimo del empuje del viento no pueda ser excedido. Como se ha comentado anteriormente, una causa principal de desgaste mecanico de los componentes de
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la turbina eolica es la amplitud de la variacion del empuje. Con esta restriccion basada en un limite minimo del empuje del viento, tambien se puede restringir la amplitud de las variaciones del empuje durante la operacion de la turbina eolica. Esto puede causar una reduccion del desgaste mecanico y, por consiguiente, se puede extender y/o asegurar el tiempo de vida de la turbina eolica para satisfacer un tiempo de vida esperado para la turbina eolica. Realizaciones que combinan ambos lfmites maximo y minimo del empuje del viento pueden proporcionar una buena manera de limitar las variaciones del empuje del viento.
Haciendo que los lfmites del empuje del viento dependan de una velocidad de cambio de la caracteristica indicativa de las cargas acumuladas, el sistema de control puede ser mas flexible y mas rapido para reaccionar ante un cambio de condiciones. Por ejemplo, si se ha producido un cambio en el entorno geografico de una turbina eolica, como por ejemplo se ha construido un parque eolico vecino o han crecido arboles en las zonas de alrededor, puede tener algun efecto en la velocidad de cambio de la caracteristica indicativa de las cargas acumuladas. Un cambio en la velocidad de cambio puede detectarse mas rapidamente en dichas condiciones.
Alternativamente o ademas de definir un limite maximo del empuje del viento y/o un limite minimo del empuje del viento, el procedimiento puede comprender determinar una velocidad maxima de variacion del empuje del viento, de manera que la turbina eolica es controlada para asegurar que una variacion del empuje del viento sobre la turbina eolica se produce a una velocidad que esta por debajo de la velocidad maxima determinada de la variacion del empuje del viento. Esta velocidad maxima de variacion del empuje del viento puede tambien depender opcionalmente de la velocidad de cambio de la caracteristica indicativa de las cargas acumuladas.
La velocidad maxima determinada de la variacion del empuje del viento puede aumentar si la caracteristica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo disminuye; y la velocidad maxima determinada de la variacion del empuje del viento puede disminuir si la caracteristica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo aumenta.
Los sistemas de paso y/o los sistemas de orientacion se utilizan para variar los angulos de paso y/o la orientacion del rotor para limitar el empuje del viento. El desgaste mecanico que sufren estos sistemas (sistemas de paso, de orientacion, etc.) normalmente aumentara si son utilizados mas frecuentemente. Por lo tanto, otra manera de reducir el desgaste mecanico puede ser definir una velocidad maxima de variacion del empuje del viento, de tal manera que la turbina eolica puede ser operada de modo que esta velocidad maxima de variacion del empuje del viento no puede ser excedida. Esta operacion de la turbina eolica con el objetivo de no exceder dicha velocidad maxima de variacion del empuje del viento puede basarse en limitar la velocidad a la que funcionan los sistemas de paso y/o de orientacion. Realizaciones que combinan los lfmites maximo y/o minimo del empuje del viento y la velocidad maxima de variacion del empuje del viento, pueden proporcionar una manera aun mas potente de limitar las variaciones del empuje del viento.
Se pueden implementar ejemplos usando un Control Predictivo por Modelo (MPC - Model predictive control) basado en la imposicion de una restriccion al empuje del viento sobre la turbina eolica dependiendo de la caracteristica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo.
Un Control Predictivo por Modelo (MPC) tiene como objetivo resolver eficazmente problemas de control y automatizacion de procesos que se caracterizan por tener un comportamiento dinamico complicado, multivariado y/o inestable. La estrategia de control subyacente a este tipo de control utiliza un modelo matematico del proceso a controlar para predecir el comportamiento futuro de ese sistema y, en base a este comportamiento futuro, puede predecir futuras senales de control.
MPC es parte de los denominados controladores optimos, es decir aquellos en los que las actuaciones corresponden a una optimizacion de un criterio. El criterio a optimizar, o "funcion de coste", esta relacionado con el comportamiento futuro del sistema, que se predice considerando un modelo dinamico del mismo, que se denomina modelo de prediccion.
MPC es una tecnica flexible, abierta e intuitiva, que permite tratar con sistemas lineales y no lineales, multivariados y mono-variables utilizando la misma formulacion para los algoritmos del controlador. Ademas, las leyes de control MPC responden a criterios de optimizacion y permiten incorporar restricciones en la sfntesis o implementacion del controlador. MPC tambien proporciona la capacidad de incorporar restricciones en los calculos de las actuaciones.
Implementaciones basadas en MPC pueden incorporar al menos una limitacion en terminos del empuje del viento sobre la turbina eolica dependiendo de las cargas acumuladas. Estas implementaciones pueden proporcionar asf una solucion flexible, abierta e intuitiva al problema de asegurar o extender la vida de una turbina eolica de una manera bastante optima.
En algunos ejemplos, el sistema para determinar cargas en la turbina eolica puede comprender al menos un sensor de carga en la rafz de al menos una de las palas, de manera que se pueden obtener mediciones de carga del al
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menos un sensor de carga. Las cargas en la turbina eolica pueden determinarse a partir de dichas mediciones de carga obtenidas. En otras realizaciones, pueden usarse otros tipos de sensores de carga y situados en otras regiones de la turbina eolica, tales como, por ejemplo, la torre o la gondola.
En algunos ejemplos, el sistema para controlar uno o mas parametros operacionales de la turbina eolica puede comprender uno o mas sistemas de paso. Alternativamente o adicionalmente al cambio del paso de las palas, el mantenimiento del empuje sobre la turbina eolica dentro de los lfmites del empuje determinados puede lograrse variando adecuadamente la velocidad del rotor (por ejemplo variando el par del generador) y/o variando apropiadamente la orientacion del rotor a traves de un sistema de orientacion correspondiente, etc.
En algunos ejemplos, la turbina eolica puede comprender ademas un sistema para determinar una velocidad instantanea representativa del viento, de manera que el procedimiento puede comprender ademas determinar la velocidad instantanea representativa del viento y hacer que al menos uno de los lfmites del empuje del viento dependa ademas de la velocidad instantanea representativa del viento determinada.
La velocidad instantanea representativa del viento se puede determinar en base a una medicion de la velocidad del viento de un anemometro montado en la gondola. Esta medicion de la velocidad del viento del anemometro montado en la gondola puede ser una velocidad media del viento medida durante un corto perfodo de tiempo. Este corto perfodo de tiempo puede estar entre 1 y 5 segundos. Mas particularmente, este corto perfodo de tiempo puede estar entre 2 - 4 segundos. Mas particularmente, este corto perfodo de tiempo puede ser de aproximadamente 3 segundos.
Generalmente, un anemometro montado en la gondola, debido a su ubicacion en la parte superior de la gondola y detras del rotor, no mide la velocidad del viento con mucha precision y sus medidas pueden mostrar una velocidad del viento que varfa ampliamente con una alta frecuencia. Esta imprecision se puede atenuar obteniendo una velocidad media del viento de la(s) manera(s) mencionada(s) anteriormente y utilizando dicho promedio como la velocidad instantanea representativa del viento en calculos posteriores. En lugar de un anemometro montado en la gondola se podrfa utilizar, por ejemplo, un LIDAR.
La velocidad del viento puede ser un parametro relevante (que no es interno a la turbina eolica, sino externo) que se puede tener en cuenta para limitar el empuje del viento. Por ejemplo, a velocidades supra-nominales o sub- nominales del viento o velocidades del viento proximas a la velocidad nominal del viento (es decir, cuando se genera potencia a un nivel maximo o casi maximo), se puede inducir que el empuje del viento varfe de una manera mas o mas menos restringida. En general, las velocidades del viento sub-nominales no requerirfan limitaciones (particularmente restringidas) del empuje del viento, mientras que las velocidades supra-nominales del viento requerirfan generalmente limitaciones mas fuertes.
La velocidad del viento puede ser otro parametro a almacenar en el registro historico junto con las cargas determinadas en la turbina eolica. En particular, la velocidad del viento puede ser una de las dimensiones que definen la granularidad bajo la cual se pueden acumular valores de carga en el registro historico. Todos estos principios pueden hacer que los procedimientos proporcionados por la invencion sean aun mas flexibles y precisos con respecto al objetivo de prolongar el tiempo de vida de la turbina eolica o de asegurar su tiempo de vida esperado.
En otro aspecto, se proporciona una turbina eolica que esta configurada para realizar el procedimiento de operacion de una turbina eolica como se ha descrito anteriormente.
En otro aspecto mas, se proporciona un procedimiento de operacion de una turbina eolica que tiene un rotor con una pluralidad de palas, uno o mas sistemas de paso para hacer rotar las palas alrededor de sus ejes longitudinales, un generador y un sistema de control para controlar los angulos de paso de las palas y el par del generador. El procedimiento comprende optimizar una funcion de coste usando una estrategia de Control Predictivo por Modelo (MPC).
En algunas realizaciones de este aspecto, la funcion de coste a optimizar puede ser la potencia electrica generada durante un tiempo de vida de la turbina eolica. En otras realizaciones, la funcion de coste a optimizar puede ser la compensacion financiera para la potencia electrica generada durante el tiempo de vida de la turbina eolica. En otras realizaciones adicionales, la funcion de coste a optimizar puede ser la correspondencia lo mas ajustada posible de la potencia electrica generada con la potencia electrica demandada (por ejemplo, por un operador de red).
En cualquiera de las realizaciones de este aspecto, la turbina eolica puede comprender ademas un sistema para determinar una o mas cargas en la turbina eolica, y una condicion lfmite en el proceso MPC puede ser una condicion lfmite basada en una carga. Opcionalmente, la condicion lfmite basada en la carga puede ser una condicion lfmite basada en el empuje sobre la turbina eolica. Y opcionalmente, la condicion lfmite puede ser un empuje maximo, un
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empuje mfnimo o una velocidad maxima de cambio del empuje. Alternativamente, o adicionalmente, la condicion limite basada en una o mas cargas puede ser una funcion de las cargas acumuladas en el tiempo (almacenadas opcionalmente en un registro historico de cargas). Estas cargas, en algunos ejemplos, pueden expresarse mediante una caracterfstica o parametro indicativo de las cargas acumuladas como se explica en otras partes de la presente descripcion.
En cualquiera de estas realizaciones de este aspecto, las condiciones limite basadas en cargas pueden ser condiciones limite "suaves" o condiciones limite "duras". Las condiciones limite duras son aquellas condiciones que nunca pueden ser violadas y las condiciones limite blandas son aquellas condiciones limite que preferiblemente no se violan, pero que ocasionalmente pueden ser violadas hasta cierto punto. La violacion de dicha restriccion suave puede ser adecuada cuando la ganancia esperada en la funcion de coste a optimizar es relativamente o desproporcionadamente alta. En particular, se pueden establecer ciertos lfmites del empuje como limitaciones blandas, que pueden ser violadas bajo ciertas condiciones, porque no provocan la interrupcion de la turbina eolica, sino que provocan algun dano por fatiga. Este dano por fatiga podrfa ser compensado durante otros periodos de operacion. Un ejemplo de una condicion limite dura tfpica puede ser un limite de velocidad de paso inherente, porque el motor de paso ffsicamente no puede rotar la pala a una velocidad mas alta. De manera similar, una condicion limite dura puede ser el par maximo que se puede aplicar al generador.
En cualquiera de estos ejemplos de este aspecto, en el que una condicion limite se basa en una o mas cargas, la condicion limite puede variar en funcion de la velocidad del viento. Alternativamente, la condicion limite puede ser fija, por ejemplo un limite maximo del empuje independientemente de la velocidad instantanea del viento o cualquier otro factor.
En cualquiera de estos ejemplos de este aspecto, las palas de la turbina eolica pueden comprender ademas uno o mas flaps y/o superficies de borde de salida deformables y un sistema de control para controlar estos flaps y/o superficies de borde de salida deformables. Pueden proporcionarse otros parametros de control para optimizar la funcion de coste en el proceso MPC dadas ciertas condiciones limite.
Una turbina eolica de velocidad variable puede controlarse tfpicamente variando el par del generador y el angulo de paso de las palas. Como resultado, variaran el par aerodinamico, la velocidad del rotor y la potencia electrica. Teniendo esto en cuenta, y con respecto al ejemplo mostrado en la figura 4, tfpicamente se pueden considerar cuatro (y posiblemente mas) rangos operacionales en una estrategia de control convencional.
En un primer rango operacional, que va desde la velocidad del viento de conexion hasta una primera velocidad del viento (por ejemplo aproximadamente 5 o 6 m/s), el rotor puede ser controlado para que rote a una velocidad sustancialmente constante que es solo lo suficientemente alta como para poder controlarla con precision. El angulo de paso de las palas en este primer rango operacional se mantiene a 0° (la posicion por defecto). La velocidad del viento de conexion puede ser, por ejemplo, aproximadamente 3 m/s.
En un segundo rango operacional, que va desde la primera velocidad del viento (por ejemplo aproximadamente 5 o 6 m/s) hasta una segunda velocidad del viento (por ejemplo aproximadamente 8,5 m/s), el objetivo es generalmente maximizar la potencia de salida manteniendo el angulo de paso de las palas constante para capturar la maxima energfa. Para conseguir este objetivo, el par del generador y la velocidad del rotor pueden variarse adecuadamente. En este rango operacional, el angulo de paso de la pala se mantiene generalmente a 0°.
En un tercer rango operacional, que comienza a alcanzar la velocidad nominal de rotacion del rotor y se extiende hasta alcanzar la potencia nominal, la velocidad del rotor puede mantenerse constante y el par del generador puede variarse a tal efecto. En terminos de velocidad del viento, este tercer rango operacional se extiende sustancialmente desde la segunda velocidad del viento hasta la velocidad nominal del viento, por ejemplo, desde aproximadamente 8,5 m/s hasta aproximadamente 11 m/s. Ademas, en este rango operacional, las palas pueden mantenerse generalmente en la posicion de paso por defecto.
En un cuarto rango operacional, que puede extenderse desde la velocidad nominal del viento hasta la velocidad del viento de desconexion (de, por ejemplo, aproximadamente 11 m/s a 25 m/s), las palas se pueden rotar (para variar el angulo de paso) con el fin de mantener el par aerodinamico suministrado por el rotor sustancialmente constante. En la practica, el sistema de paso puede ser accionado para mantener la velocidad del rotor sustancialmente constante. A la velocidad del viento de desconexion, se interrumpe la operacion de la turbina eolica.
En los rangos operacionales primero, segundo y tercero, es decir, a velocidades del viento por debajo de la velocidad nominal del viento (la zona de operacion sub-nominal), las palas se mantienen normalmente en una posicion de paso constante, es decir, la "posicion de paso por debajo del valor nominal" a velocidades del viento iguales o inferiores a la velocidad nominal del viento. Dicha posicion de paso por defecto puede estar generalmente cerca de un angulo de paso de 0°. Sin embargo, el angulo de paso exacto en condiciones "por debajo del valor
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nominal" depende del diseno completo de la turbina eolica. En la zona supra-nominal de operacion, las palas son rotadas, pero la velocidad del rotor y el par del generador se mantienen sustancialmente constantes.
La aplicacion de la estrategia MPC de acuerdo con cualquiera de las realizaciones de este aspecto podrfa conducir a una variacion del angulo de paso en la zona de operacion sub-nominal. Ademas, la estrategia MPC podrfa conducir a una variacion en la velocidad del rotor en la zona supra-nominal de operacion.
BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS
A continuacion se describiran realizaciones particulares de la presente invencion a modo de ejemplos no limitativos, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
La figura 1 es una representacion esquematica de una turbina eolica segun realizaciones de la invencion;
La figura 2 es una representacion conceptual de una base de datos multidimensional adecuada para ser utilizada en procedimientos proporcionados por la invencion; y
La Figura 3 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento particular proporcionado por la invencion. DESCRIPCION DETALLADA DE REALIZACIONES DE LA INVENCION
En la siguiente descripcion, se exponen numerosos detalles especfficos con el fin de proporcionar una comprension completa de ejemplos de la presente invencion. Sin embargo, los expertos en la tecnica entenderan que se pueden poner en practica ejemplos de la presente invencion sin algunos o todos estos detalles especfficos. En otros casos, no se han descrito con detalle elementos bien conocidos para no dificultar innecesariamente la descripcion de la presente invencion.
La figura 1 es una representacion esquematica de una turbina eolica de acuerdo con una realizacion de la invencion. Esta turbina eolica 100 es mostrada comprendiendo una torre 104, una gondola 103 y un rotor con una pluralidad de palas 106 - 108 dispuesto sobre la torre 104. La turbina eolica 100 puede comprender ademas una unidad de control 101 con una memoria (por ejemplo, un disco duro) 102 para almacenar datos sobre la operacion (por ejemplo cargas detectadas) de la turbina eolica. Esta unidad de control 101 (por ejemplo, un ordenador) puede programarse para realizar uno o mas procedimientos proporcionados por la invencion. Se proporcionaran detalles sobre dichos procedimientos en referencia a otras figuras.
La unidad de control 101 y la memoria 102 pueden alojarse en una region adecuada de la turbina eolica, tal como, por ejemplo, dentro de la gondola 103 o la torre 104. Alternativamente, la unidad de control 101 y la memoria 102 pueden estar dispuestas en un lugar remoto y pueden estar conectadas con la turbina por medio de conexiones adecuadas. La unidad de control que actua como sistema de control para la turbina eolica puede formar parte de un SCADA de un parque eolico.
La turbina eolica 100 puede comprender tambien un sistema para determinar cargas en la turbina eolica 100, que puede basarse en, por ejemplo, sensores de carga en la rafz de las palas 106 - 108, y/o sensores de carga en la gondola 103, y/o sensores de carga en la torre, etc. Tambien se puede proporcionar en la turbina eolica 100 un sistema para controlar uno o mas parametros operacionales inherentes a la turbina eolica 100. Este sistema (para controlar parametros operacionales) puede comprender, por ejemplo, uno o mas sistemas de paso para rotar una o mas de las palas 106 - 108 y/o un sistema de orientacion para orientar el rotor de la turbina eolica 100 con respecto al viento Vw, etc.
En otras realizaciones, la turbina eolica 100 puede comprender ademas un sistema para determinar una velocidad instantanea representativa del viento, que puede comprender un anemometro 105 montado en la gondola. Alternativamente, puede usarse cualquier otro sistema para determinar la velocidad del viento representativa, tal como por ejemplo un LIDAR, un mastil de medicion, etc.
La figura 3 es un diagrama de flujo que ilustra un ejemplo de un procedimiento proporcionado por la invencion, que podrfa ser realizado por una turbina eolica similar a la mostrada en la figura 1. El procedimiento empieza en la etapa 300, que continua a la etapa 301 para determinar cargas en la turbina eolica, utilizando un sistema para determinar cargas que puede ser similar al comprendido en la turbina eolica 100 de la Figura 1. En la etapa 302, las cargas determinadas en la turbina eolica se mantienen (o se almacenan) en un registro historico, que puede ser, por ejemplo, la memoria 102 de la figura 1. A continuacion, en la etapa 303, se obtiene una caracterfstica indicativa de las cargas en la turbina eolica acumuladas en el tiempo a partir de los datos almacenados en el registro historico. Esta caracterfstica obtenida puede utilizarse, en la etapa 304, para obtener uno o mas lfmites del empuje dependiendo de dicha relacion.
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Una vez que se ha obtenido la caracterfstica, en la etapa 305 se puede controlar uno o mas parametros operacionales (por ejemplo, ajustes del angulo de paso, par de generador, etc.) de la turbina eolica 100 para mantener el empuje del viento sobre la turbina eolica 100 dentro de los lfmites del empuje del viento determinados. Una vez que se ha completado la etapa 305, el procedimiento puede volver a la etapa 301 (o etapa 303), de tal manera que se pueden realizar continuamente repeticiones de la secuencia explicada de las etapas 301 - 305 bajo una frecuencia determinada y/o hasta la satisfaccion de una condicion finalizacion.
En algunos ejemplos, los procesos de determinacion de cargas en la turbina eolica y almacenamiento de estas cargas en un registro historico pueden estar sustancialmente separados de los procesos para calcular uno o mas lfmites para su imposicion al empuje. Pueden llevarse a cabo con frecuencias completamente diferentes. En la medida en que los lfmites del empuje se basen en el dano por fatiga, tiene sentido que los lfmites del empuje sean ajustados cada semana o mes o cada pocos meses. Por otra parte, el registro de cargas puede ser continuo, por ejemplo, cada segundo o cada pocos segundos.
Por lo tanto, en algunas realizaciones, despues del paso 305, el proceso no retorna necesariamente a la etapa 301, sino mas bien a la etapa 303 en la que se obtiene la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas.
La caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas puede obtenerse, por ejemplo, calculando un valor que indica las cargas acumuladas por la turbina eolica (por ejemplo, a lo largo del tiempo de vida transcurrido) y obteniendo el porcentaje al que corresponde dicho indicador calculado de cargas acumuladas con respecto a un valor maximo de cargas que se espera que sufra la turbina (por ejemplo, a lo largo de toda su vida). Por ejemplo, si el valor maximo de las cargas es igual a 1.000 unidades y el indicador calculado de las cargas acumuladas es igual a 500 unidades, la relacion indicativa de las cargas acumuladas sera igual a 50%, lo que significa que la turbina ha acumulado un 50% de cargas permitidas a lo largo de toda su tiempo de vida. Entonces, si el tiempo de vida transcurrido es, por ejemplo, igual al 60% de su vida esperada, el procedimiento podrfa concluir que no es necesario un lfmite en el empuje, ya que el 60% (tiempo de vida transcurrido) es superior al 50% (cargas acumuladas).
Se pueden utilizar otros calculos (incluso mucho mas complejos) para obtener una caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo. Por ejemplo, algunos calculos pueden considerar en que componente(s) de la turbina eolica se han obtenido las mediciones de carga, tal como, por ejemplo, palas, torre, gondola, etc. Se podrfan utilizar otros parametros en estos calculos, tales como, por ejemplo, la velocidad del viento, ya que diferentes velocidades del viento pueden definir diferentes rangos operacionales que reflejen condiciones operativas relevantes. En estos calculos mas complejos, la caracterfstica producida indicativa de las cargas acumuladas puede comprender varios valores de carga acumulados, tales como, por ejemplo, un valor significativo correspondiente a una determinada parte (por ejemplo, una pala) de la turbina eolica y a un determinado rango de operacion (por ejemplo, por encima de la velocidad nominal) que puede indicar un mal funcionamiento de esta parte durante este rango operacional, aunque se puede haber obtenido una relacion global de cargas acumuladas aceptable.
El empuje sufrido por la turbina eolica puede estimarse aplicando cualquier procedimiento conocido en la tecnica. El empuje puede estimarse a partir de parametros tales como, por ejemplo, la velocidad del viento, las cargas sobre las palas, la velocidad de rotacion del rotor, etc. En algunas implementaciones, el procedimiento puede comprender ademas una o mas etapas enfocadas en estimar el empuje sufrido por la turbina eolica y verificar si el empuje estimado esta efectivamente dentro de los lfmites del empuje determinados en una iteracion anterior.
En algunas realizaciones, uno o mas lfmites del empuje pueden comprender un lfmite maximo del empuje del viento, y/o un lfmite mfnimo del empuje del viento, y/o una velocidad maxima de variacion del empuje del viento. A continuacion, en la etapa 305, se pueden controlar el uno o mas parametros operacionales internos a la turbina eolica para mantener el empuje del viento por debajo del lfmite maximo del empuje del viento y/o por encima del lfmite mfnimo del empuje del viento y/o la velocidad a la que varfa el empuje por debajo de la velocidad maxima de variacion del empuje del viento.
De acuerdo con algunas implementaciones, el lfmite maximo del empuje del viento puede disminuir dependiendo de cuanto aumente la caracterfstica (u opcionalmente una relacion) indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo y puede aumentar dependiendo de cuanto disminuya la relacion indicativa de cargas acumuladas en el tiempo. De manera similar, el lfmite mfnimo del empuje del viento puede aumentar dependiendo de cuanto aumente la caracterfstica (u opcionalmente una relacion) indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo y puede disminuir dependiendo de cuanto disminuya la relacion indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo. Tambien de manera similar, la velocidad maxima a la que varfa el empuje puede aumentar dependiendo de cuanto disminuya la caracterfstica (u opcionalmente una relacion) indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo y puede disminuir dependiendo de cuanto aumente la relacion indicativa de cargas acumuladas.
Los parametros limitadores (lfmites maximo, mfnimo del empuje, y la velocidad maxima de variacion del empuje) propuestos anteriormente pueden definirse por medio de funciones adecuadas que relacionan el parametro limitador
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con la(s) caracteiistica(s) indicativa(s) de cargas acumuladas. Por ejemplo, puede utilizarse una funcion lineal con una pendiente determinada o una curva mas compleja para definir cualquiera de dichos parametros limitadores como una funcion de la(s) caracterfstica(s) indicativa(s) de cargas acumuladas. Cualquiera de dichas curvas puede obtenerse a partir de valores calculados teoricamente. Estos calculos pueden basarse en simulaciones que tengan en cuenta un modelo teorico de la turbina eolica. Por ejemplo, puede utilizarse un Procedimiento de Elemento Finito (FEM - Finite Element Method) para calcular dichos valores para generar una funcion correspondiente. Ademas o alternativamente a estos valores teoricos calculados, tambien podrfan obtenerse experimentalmente valores adecuados midiendo parametros necesarios bajo condiciones controladas.
En otras implementaciones, las mediciones de la velocidad del viento pueden obtenerse a partir de un anemometro 105 (vease la figura 1), de tal manera que la velocidad instantanea representativa del viento puede determinarse a partir de estas mediciones de velocidad del viento. La medicion de la velocidad del viento (proporcionada por el anemometro 105) en la que puede basarse la determinacion de la velocidad instantanea representativa del viento, puede ser una velocidad media del viento medida por el anemometro 203 durante un perfodo de, por ejemplo, 1 - 5 segundos, por ejemplo, 3 segundos.
Algunos procedimientos proporcionados por la invencion podrfan implementarse de acuerdo con principios MPC. En estas implementaciones, se pueden modelar diferentes parametros y restringirlos de acuerdo con los fundamentos MPC. Por ejemplo, la velocidad del viento, la velocidad del rotor, el tiempo de vida (transcurrido y esperado) de la turbina eolica, las actuaciones en el angulo de paso, las actuaciones en la orientacion, el empuje, las cargas y otros parametros pueden ser modelados y opcionalmente restringidos, incluso algunos de ellos con respecto a otros. En un ejemplo, el empuje se podrfa limitar como una funcion de las cargas acumuladas por la turbina eolica (posiblemente a lo largo de su tiempo de vida). Algunas de dichas implementaciones MPC podrfan considerar modelos de uno o mas parametros de acuerdo con, por ejemplo, una concepcion multidimensional como la ilustrada en la figura 2, que se describira mas adelante.
En algunas implementaciones MPC, las cargas acumuladas en el tiempo tambien pueden modelarse como, por ejemplo, una restriccion estadfstica, de modo que esta restriccion estadfstica y la restriccion del empuje pueden constituir unas condiciones, posiblemente condiciones lfmite principales, bajo las cuales el correspondiente proceso MPC evolucionara con el tiempo (es decir, durante la operacion de la turbina eolica). Una vez que todas las variables o parametros y restricciones han sido correctamente modelados, el proceso MPC puede comenzar a procesarlos en el contexto de un proceso de optimizacion. El proceso produce continuamente lfmites del empuje para mantener las cargas sufridas por la turbina eolica dentro de un rango aceptable, para asegurar que la vida de la turbina eolica es extendida o por lo menos mantenida dentro de su tiempo de vida esperado. La "funcion de coste" que se optimiza en el proceso MPC puede ser la potencia electrica generada por la turbina eolica. En otro ejemplo, la funcion de coste puede ser la compensacion financiera por la potencia electrica generada, es decir, las ganancias o beneficios financieros de un operador del parque eolico. La compensacion financiera por la potencia electrica generada puede variar generalmente a lo largo del ano, mes e incluso un dfa. Cuando el precio de la electricidad es particularmente alto, el lfmite maximo del empuje aceptable puede ser aumentado temporalmente para generar mas potencia. En un momento diferente, el lfmite maximo del empuje aceptable puede ser mucho menor de lo habitual para compensar el dano por fatiga durante esos perfodos de precios elevados.
Algunas o todas las reglas y/o la logica descritas en relacion con implementaciones no basadas en MPC tambien podrfan usarse para modelar algunas o todas las diversas variables, parametros, restricciones a definir en el contexto de implementaciones MPC. Por ejemplo, las cargas acumuladas pueden ser modeladas bajo fundamentos MPC, pero de acuerdo con un enfoque conceptual similar al ilustrado en la Figura 2, en el que se consideran varias dimensiones (tiempo, regiones de la turbina eolica de las que se obtienen las medidas de carga y rangos operacionales dependientes de la velocidad del viento).
La figura 2 es una representacion conceptual de una base de datos multidimensional adecuada para ser utilizada en procedimientos proporcionados por la invencion. En particular, esta base de datos multidimensional es mostrada como un cubo que comprende tres dimensiones de "acumulacion" 201 - 203. Por ejemplo, una primera dimension puede corresponder a anos (u otras unidades de tiempo, por ejemplo, meses), una segunda dimension puede corresponder a regiones de la turbina eolica (por ejemplo: palas, torre, etc.) de las cuales se han obtenido las mediciones de carga, y una tercera dimension puede corresponder a rangos operacionales (rangos primero, segundo, etc.). Los rangos operacionales pueden definirse de la siguiente manera.
Una turbina eolica de velocidad variable puede controlarse tfpicamente variando el par del generador y el angulo de paso de las palas. Como resultado, variaran el par aerodinamico, la velocidad del rotor y la potencia electrica. Teniendo esto en cuenta, tfpicamente se pueden considerar cuatro (o mas) rangos operacionales en una estrategia de control convencional. Los rangos operacionales se pueden describir con referencia a la figura 4 discutida previamente.
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En un primer rango operacional, que va desde la velocidad del viento de conexion hasta una primera velocidad del viento (por ejemplo aproximadamente 5 o 6 m/s), el rotor puede ser controlado para que gire a una velocidad sustancialmente constante que es solo lo suficientemente alta para ser controlada con precision. El angulo de paso de las palas en este primer rango operacional se mantiene a 0° (la posicion por defecto). La velocidad del viento de conexion puede ser de, por ejemplo, aproximadamente 3 m/s.
En un segundo rango operacional, que va desde la primera velocidad del viento (por ejemplo aproximadamente 5 o 6 m/s) hasta una segunda velocidad del viento (por ejemplo aproximadamente 8,5 m/s), el objetivo es generalmente maximizar la potencia de salida manteniendo el angulo de paso de las palas constante para capturar la maxima energfa. Para conseguir este objetivo, el par del generador y la velocidad del rotor pueden ser variados adecuadamente. En este rango operacional, el angulo de paso de la pala se mantiene generalmente a 0°.
En un tercer rango operacional, que comienza a alcanzar la velocidad de rotacion nominal del rotor y se extiende hasta alcanzar la potencia nominal, la velocidad del rotor puede mantenerse constante y se puede variar el par del generador a tal efecto. En terminos de velocidad del viento, este tercer rango operacional se extiende sustancialmente desde la segunda velocidad del viento hasta la velocidad nominal del viento, por ejemplo, desde aproximadamente 8,5 m/s hasta aproximadamente 11 m/s. Ademas, en este rango operacional, las palas pueden mantenerse generalmente en la posicion de paso por defecto.
En un cuarto rango operacional, que puede extenderse desde la velocidad nominal del viento hasta la velocidad del viento de desconexion (por ejemplo aproximadamente de 11 m/s a 25 m/s), las palas pueden ser rotadas (cambiando el angulo de paso) para mantener el par aerodinamico suministrado por el rotor sustancialmente constante. En la practica, el sistema de paso puede ser accionado para mantener la velocidad del rotor sustancialmente constante. A la velocidad del viento de desconexion, se interrumpe la operacion de la turbina eolica.
De acuerdo con el ejemplo propuesto anteriormente, los anos pueden estar representados por la dimension 201, las regiones de las turbinas eolicas pueden estar representadas por la dimension 202 y los rangos operacionales pueden estar representados por la dimension 203. La dimension relativa a los anos 201 puede comprender un valor 204 que corresponde al ano actual (por ejemplo 2013), un valor 205 correspondiente al ano anterior (por ejemplo 2012) y un valor 206 correspondiente a dos anos antes del ano en curso (por ejemplo 2011).
La dimension relativa a las regiones 202 puede comprender un valor 212 que corresponde a una primera de las palas, un valor 213 correspondiente a una segunda de las palas, un valor 214 correspondiente a una tercera de las palas, un valor 215 correspondiente a la gondola, y un valor 216 correspondiente a la torre. La dimension relativa a los rangos operacionales 203 puede comprender un valor 207 correspondiente al primer rango operacional descrito anteriormente, un valor 208 correspondiente al segundo rango operacional, un valor 209 correspondiente al tercer rango operacional y un valor 210 correspondiente al cuarto rango operacional. Si se definen mas rangos operacionales, naturalmente, se podrfan incluir mas rangos operacionales en esta dimension.
Por lo tanto, en este ejemplo de configuracion en forma de "cubo" del registro historico, una celda tridimensional definida por, por ejemplo, el valor 204 (de la dimension 201), el valor 212 (de la dimension 202) y el valor 209 (de la dimension 203) contendra un valor acumulado de las cargas detectadas en la primera pala de la turbina eolica, durante el ano actual 2013 y solo cuando se ha estimado que la velocidad del viento esta entre 8,5 m/s y aproximadamente 11 m/s (tercer rango operacional). Con respecto al resto de las celdas del cubo, cada una de ellas contendra un valor de carga acumulado correspondiente a las tres categorfas dimensionales que definen la celda.
En otras realizaciones, pueden considerarse otras configuraciones de cubos con otras granularidades de datos acumulados. Por ejemplo, pueden usarse otros numeros de dimensiones (incluso mas de tres) y otras categorizaciones de algunas dimensiones para acumular valores de carga. Incluso, una o mas de las dimensiones pueden estar estructuradas en diferentes niveles de valores (es decir, subcategorfas), tales como, por ejemplo, la dimension temporal puede dividirse en anos y cada ano en meses, y asf sucesivamente. Cualquier posible configuracion multidimensional segun (o similar) a los principios propuestos en este documento, puede permitir tener los datos de carga acumulados segmentados de una manera muy flexible y potente, de tal manera que se puedan realizar analisis en lfnea y fuera de lfnea de utilidad.
El analisis en lfnea se refiere a un analisis realizado durante la operacion de la turbina eolica, que puede tener el objetivo de proporcionar datos para determinar la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas. El analisis fuera de lfnea se refiere a un analisis que puede realizarse en cualquier momento (durante la operacion o no), que puede tener el objetivo de, por ejemplo, detectar situaciones anomalas. Un ejemplo de analisis fuera de lfnea puede basarse en la evaluacion de las cargas acumuladas para cada region de la turbina eolica en la que se han tomado las medidas de carga. Un analisis fuera de lfnea de este tipo puede concluir, por ejemplo, que las cargas sufridas por la turbina eolica son globalmente aceptables pero que la mayorfa de dichas cargas se han detectado en una region particular, lo cual puede ser inaceptable y posiblemente indicativo de un problema. Entonces, esta region
"problematica" puede ser sometida a la correspondiente revision tecnica y/o mantenimiento para resolver o al menos atenuar el problema detectado.
Aunque solo se han descrito en este documento un numero de realizaciones particulares y ejemplos de la invencion, 5 los expertos en la tecnica entenderan que son posibles otras realizaciones y/o usos alternativos de la invencion y modificaciones y equivalentes obvios de la misma. Ademas, la presente invencion cubre todas las combinaciones posibles de las realizaciones particulares descritas. Por lo tanto, el alcance de la presente invencion no debe estar limitado por realizaciones particulares, sino que debe determinarse solamente a partir de una lectura razonable de las siguientes reivindicaciones.
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Claims (14)

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    1. Un procedimiento de operacion de una turbina eolica que tiene un rotor con una pluralidad de palas, un sistema para determinar una o mas cargas en la turbina eolica, un registro historico de datos sobre la operacion de la turbina eolica y un sistema de control para controlar uno o mas parametros operacionales de la turbina eolica;
    en el que el procedimiento comprende: determinar las cargas en la turbina eolica;
    almacenar en el registro historico las cargas determinadas en la turbina eolica;
    obtener, a partir del registro historico, una caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo en la turbina eolica;
    determinar uno o mas lfmites del empuje del viento que comprenden un lfmite mfnimo del empuje del viento, dependiendo de la caracterfstica obtenida indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo;
    controlar uno o mas parametros operacionales de la turbina eolica para mantener el empuje del viento sobre la turbina eolica dentro de los lfmites del empuje del viento determinados.
  2. 2. Un procedimiento segun la reivindicacion 1, en el que la determinacion del uno o mas lfmites del empuje del viento comprende determinar un lfmite maximo del empuje del viento.
  3. 3. Un procedimiento segun la reivindicacion 2, en el que el lfmite maximo del empuje del viento determinado depende tambien de la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo.
  4. 4. Un procedimiento segun la reivindicacion 3, en el que el lfmite maximo del empuje del viento determinado disminuye si la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo aumenta; y en el que el lfmite maximo del empuje del viento determinado aumenta si la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo disminuye.
  5. 5. Un procedimiento segun una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que el lfmite mfnimo del empuje del viento determinado depende tambien de la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo.
  6. 6. Un procedimiento segun la reivindicacion 5, en el que el lfmite mfnimo del empuje del viento determinado aumenta si la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo aumenta; y en el que el lfmite mfnimo del empuje del viento determinado disminuye si la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo disminuye.
  7. 7. Un procedimiento segun una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que la determinacion del uno o mas lfmites del empuje del viento comprende determinar una velocidad maxima de variacion del empuje del viento.
  8. 8. Un procedimiento segun la reivindicacion 7, en el que la velocidad maxima de variacion del empuje del viento determinada depende tambien de la velocidad de cambio de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo.
  9. 9. Un procedimiento segun la reivindicacion 8, en el que la velocidad maxima de variacion del empuje del viento determinada aumenta si la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo disminuye; y en el que la velocidad maxima de variacion del empuje del viento determinada disminuye si la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo aumenta.
  10. 10. Un procedimiento segun una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, en el que el procedimiento se implementa como un Control Predictivo por Modelo (MPC) basado en la imposicion de una o mas restricciones al empuje del viento sobre la turbina eolica dependiendo de la caracterfstica indicativa de las cargas acumuladas en el tiempo.
  11. 11. Un procedimiento segun una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, en el que el sistema para determinar cargas en la turbina eolica comprende al menos un sensor de carga en la rafz de al menos una de las palas.
  12. 12. Un procedimiento segun una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, en el que el sistema para controlar uno o mas parametros operacionales de la turbina eolica comprende uno o mas sistemas de paso para rotar una o mas de las palas; y en el que controlar el uno o mas parametros operacionales de la turbina eolica para mantener el empuje del viento sobre la turbina eolica dentro de los lfmites del empuje del viento determinados comprende la rotacion de una o mas de las palas para mantener el empuje del viento sobre la turbina eolica dentro de los lfmites del empuje del viento determinados.
  13. 13. Un procedimiento segun una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, en el que la turbina eolica comprende ademas un sistema para determinar una velocidad instantanea representativa del viento; en el que el procedimiento
    comprende ademas determinar la velocidad instantanea representativa del viento; y en el que al menos uno de los limites del empuje del viento depende ademas de la velocidad instantanea representativa del viento determinada.
  14. 14. Una turbina eolica configurada para realizar el procedimiento de operacion de una turbina eolica segun una 5 cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13.
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