ES2882610T3 - Sistema de regulación para la regulación de una turbina, método para la regulación de una turbina y turbina eólica - Google Patents
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Abstract
Un sistema de regulación para una turbina que comprende: una unidad de regulación, estando concebida la unidad de regulación para generar, a base de al menos un parámetro determinado de un campo de flujo, corriente arriba de la turbina, una señal de regulación para la regulación de la turbina; al menos una unidad de medición, estando concebida la al menos una unidad de medición para medir al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro del campo de flujo a base de al menos una señal de medición, pudiendo ser emitida cada señal de medición respectivamente a un punto de medición (1, 2, 3, 4) del campo de flujo; al menos una unidad de determinación, estando concebida la al menos una unidad de determinación para determinar el al menos un parámetro del campo de flujo a base del al menos un valor de medición medido, estando concebida la al menos una unidad de determinación para detectar un valor de medición erróneo a causa de un bloqueo de al menos una señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición (1, 2, 3, 4), especialmente por una pala de rotor (30) de la turbina, y al menos un método de reconstrucción para la sustitución del valor de medición erróneo para compensar una determinación errónea resultante de ello del al menos un parámetro del campo de flujo.
Description
DESCRIPCIÓN
Sistema de regulación para la regulación de una turbina, método para la regulación de una turbina y turbina eólica La invención se refiere a un sistema de regulación para la regulación de una turbina, a una turbina eólica con tal sistema de regulación y a un método para la regulación de una turbina.
Lidar es una tecnología topográfica conocida por los expertos para la determinación de distancias mediante la iluminación de un objetivo con una luz láser. Lidar es un acrónimo de "Light Detection And Ranging" (detección y alcance de luz) y fue creado originalmente como el acrónimo de "Luz" y "Radar". Lidar se usa generalmente como tecnología para crear mapas de alta resolución con aplicaciones en geodesia, geomática, arqueología, geografía, geología, geomorfología, sismología, silvicultura, física atmosférica, “airbone laser swath mapping” (ALSM / cartografiado láser de franjas aéreas) y mediciones de altura por láser. Lo que se conoce como Lidar a veces se denomina simplemente escaneo láser, o escaneo 3D, con aplicaciones terrestres, aéreas y móviles.
Lidar utiliza luz ultravioleta, visible o infrarroja cercana para reproducir objetos. Puede estar destinado a una amplia gama de materiales, incluidos objetos no metálicos, rocas, lluvia, compuestos químicos, aerosoles, nubes e incluso moléculas individuales. Un rayo láser estrecho puede cartografiar características físicas con resoluciones muy altas, por ejemplo, un avión puede cartografiar un terreno con una resolución de 30 cm o mejor.
Lidar se ha empleado ampliamente para la investigación atmosférica y la meteorología. Los instrumentos Lidar con los que están equipados aviones y satélites realizan levantamientos y cartografiados, siendo un ejemplo actual el Lidar de investigación aéreo avanzado experimental de levantamiento geológico. La NASA ha identificado al Lidar como tecnología clave para la realización de aterrizajes de precisión autónomos seguros de futuros robots y vehículos de aterrizaje lunar tripulados.
Las longitudes de onda usadas en las mediciones Lidar varían de aproximadamente 10 micrómetros a UV (aproximadamente 250 nm), en función del objetivo. Típicamente, la luz es reflejada por retrodispersión. Se usan diferentes tipos de dispersión para diferentes aplicaciones de Lidar, por ejemplo, la dispersión de Rayleigh, la dispersión de Mie, la dispersión de Raman y la fluorescencia. A base de diferentes tipos de retrodispersión, el Lidar puede denominarse, por lo tanto, Lidar de Rayleigh, Lidar de Mie, Lidar de Raman, Lidar de fluorescencia de Na/ Fe/ K, etc. Las combinaciones apropiadas de longitudes de onda pueden permitir un cartografiado controlado a distancia de contenidos atmosféricos mediante la identificación de cambios, en función de la longitud de onda, en la intensidad de la señal devuelta.
Los controles basados en Lidar se han convertido en un tema de investigación importante en el campo de la regulación de turbinas eólicas. En primeras pruebas de campo, un regulador colectivo de regulación anticipativa de inclinación fue capaz de reducir el cambio del número de revoluciones del rotor y las cargas estructurales durante el funcionamiento a plena carga en varios experimentos de campo. Durante el funcionamiento a carga parcial, una regulación de par asistida por Lidar presenta solo un reducido beneficio en la generación de corriente, mientras que influye negativamente en las cargas estructurales. Pero el control predictivo no lineal basado en modelos (NMPC), usándose solo la inclinación colectiva (en inglés: “pitch”), muestra un rendimiento similar a los reguladores de regulación anticipativa de inclinación durante el funcionamiento a plena carga, pero muestra un rendimiento mejorado en la transición entre el funcionamiento a carga parcial y a plena carga usando el par adicional de generador. Aunque el NMPC se está volviendo cada vez más efectivo aritméticamente, para el fabricante de turbinas resulta menos atractivo si se sustituye el regulador de retroalimentación. El enfoque basado en la planitud permite el cálculo de la acción de regulación sobre la base de trayectorias de la velocidad o del número de revoluciones del rotor y del movimiento de la torre y presenta también una capacidad de regulación mejorada en el área de transición, pero es difícil de coordinar.
El documento US2017/167470A1 describe un método para el control de una instalación de energía eólica que comprende la recepción de señales que son representativas de velocidades de viento contrario que se aproximan a al menos una parte de una instalación de energía eólica, la recepción de ruidos de fondo y señales que son representativos de las relaciones de señal-ruido que corresponden a las señales que son representativas de las velocidades de viento contrario, una determinación de un ruido de disponibilidad y atmosférico en las señales a base de una o varias relaciones de señal-ruido en, las posiciones de pala de las palas de la instalación de energía eólica y la posición de marcha de una góndola de la instalación de energía eólica, una determinación de un ruido de incoherencia de viento en las señales a causa de un cambio de las velocidades de viento contrario durante la aproximación a al menos una parte de la instalación de energía eólica, la determinación de un ruido de medición neto en las señales a base del ruido de fondo, el ruido de disponibilidad y atmosférico y el ruido de incoherencia de viento y el control de la instalación de energía eólica a base de al menos las señales que son representativas de las velocidades de viento contrario, y del ruido de medición neto.
Aho Jacob et al.: “Optimal Trajectory Tracking Control for Wind Turbines During Operating Region Transitions (2015 American Control Conference (ACC), IEEE, 17 de junio de 2013, páginas 1424 a 1429, XP032476119, ISSN: 0743 1619, DOI: 10.1109/AC.2013.6580036) describe el uso de mediciones de previsión de velocidad de viento para la
planificación, la optimización y el seguimiento de una trayectoria deseada de los estados y las entradas de turbinas eólicas durante transiciones de región entre el régimen infravalorado y el régimen supervalorado. De esta manera, se pretende reducir las cargas estructurales sobre las partes de turbina eólica por medio de transiciones de región más suaves. Las mediciones de previsión de velocidad de viento se usan para generar una trayectoria inicial deseada de la turbina eólica. Esta trayectoria se optimiza mediante la localización de una trayectoria de regulación situada en la multiplicidad de trayectorias de turbina que es próxima a la trayectoria deseada en un sentido L2. La trayectoria de regulación se usa como referencia para un regulador óptimo cuadrado, lineal, variable en el tiempo.
El documento WO2017/149657A1 describe un dispositivo de ayuda de arranque para instalaciones de energía eólica que comprende: una unidad de cálculo de número de revoluciones de pala que calcula el número de revoluciones de pala cuando una pala de una instalación de energía eólica pasa por luz láser emitida por un dispositivo Lidar de medición de viento montado sobre una góndola de la instalación de energía eólica; una unidad de cálculo de velocidad de viento entrante que sobre la base de la velocidad de viento en el sentido de la línea visual de un láser captado por el dispositivo Lidar de medición de viento calcula la velocidad del viento entrante; y una unidad de control de ayuda de arranque que sobre la base del número de revoluciones de pala calculado por la unidad de cálculo de número de revoluciones de pala y de la velocidad del viento entrante calculada por la unidad de cálculo de velocidad de viento entrante controla la ayuda de arranque para facilitar el arranque de la rotación de la pala.
Por lo tanto, sobre la base del estado actual de la tecnología, existe la necesidad de mejorar la regulación del número de revoluciones de una turbina eólica, en concreto, de aumentar el rendimiento energético en la transición entre carga parcial y plena y reducir las cargas estructurales. La presente invención tiene especialmente el objetivo de mejorar la regulación del número de revoluciones del rotor, reducir las cargas estructurales y aumentar el rendimiento energético en la transición.
En particular, las regulaciones de instalaciones de energía eólica, basadas en Lidar, son una tecnología prometedora para la reducción de carga de instalaciones de energía eólica. Para ello, se usan datos brutos Lidar (velocidad del viento “line-of-sight” / línea de visión) para la estimación de una velocidad de viento efectiva en el rotor, lo que se denomina como reconstrucción del campo eólico. El término velocidad de viento efectiva en el rotor es conocido en el campo de la tecnología de turbinas eólicas y se define, por ejemplo, en la tesis doctoral del Dr. David Schlipf, "Lidar-Assisted Control Concepts for Wind Turbines" (Universidad de Stuttgart, 2016). Aquí, la velocidad de viento efectiva en el rotor es una velocidad de viento escalar, que produce para la turbina eólica un efecto dinámico idéntico o comparable a un campo eólico turbulento no homogéneo (un campo vectorial 3D, definido en el disco del rotor). La velocidad de viento efectiva en el rotor puede ser calculada como promedio a través del disco de rotor, con o sin ponderación. Los reguladores y sistemas de regulación basados en tal estimación o cálculo de la velocidad de viento efectiva en el rotor se describen, por ejemplo, en el documento DE102016212362, cuyo contenido se incorpora a esta solicitud.
Aquí, la velocidad de viento efectiva en el rotor se define con respecto a turbinas que se hacen funcionar a base de la fuerza del viento. Es posible de manera directa una transmisión de la velocidad de viento efectiva en el rotor directamente a turbinas que se hacen funcionar, por ejemplo, bajo el agua, a base de corrientes de agua. En particular, los datos brutos Lidar (velocidad de flujo “lin-of-sight” / línea de visión) se usan para estimar una velocidad de flujo efectiva en el rotor, lo que se denomina reconstrucción del campo de flujo. El término de la velocidad de flujo efectiva en el rotor se define aquí de manera análoga a la velocidad de viento efectiva en el rotor. Aquí, la velocidad de flujo efectiva en el rotor es una velocidad de flujo escalar, que produce para la turbina un efecto dinámico idéntico o comparable a un campo de flujo turbulento no homogéneo (un campo vectorial 3D, definido en el disco de rotor). La velocidad de flujo efectiva en el rotor se puede calcular como un promedio a través del disco del rotor, con o sin ponderación.
En el marco de la presente descripción, para mayor claridad, se usa la velocidad de viento efectiva en el rotor, es decir, la invención se describe sobre la base de una turbina eólica. Sin embargo, esto no debe interpretarse explícitamente como limitación. La invención se puede aplicar especialmente en sistemas de regulación para rotores y turbinas en cualquier medio.
En este tipo de sistemas que se basan en un cálculo o una estimación de la velocidad de viento efectiva en el rotor, se detectó que bajo determinadas condiciones del campo eólico y de la turbina se produce un aumento de carga para la turbina.
Por lo tanto, la presente invención tiene el objetivo de proporcionar un sistema de regulación para la regulación de una turbina, a fin de mejorar la regulación del número de revoluciones del rotor y reducir las cargas estructurales.
Este objeto se consigue mediante un sistema de regulación, una turbina eólica y un método para la regulación de una turbina según las reivindicaciones independientes. Las formas de realización preferibles forman el objeto de las reivindicaciones dependientes.
Un aspecto se refiere a un sistema de regulación para una turbina, que comprende una unidad de regulación, estando concebida la unidad de regulación para generar, en base a al menos un parámetro determinado de un
campo de flujo, corriente arriba de la turbina, una señal de regulación para la regulación de la turbina, al menos una unidad de medición, estando concebida la al menos una unidad de medición para medir al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro del campo de flujo a base de al menos una señal de medición, pudiendo ser emitida cada señal de medición respectivamente a un punto de medición del campo de flujo o del campo eólico, o estando concebida la al menos una unidad de medición para emitir cada señal de medición respectivamente a un punto de medición del campo de flujo o del campo eólico, al menos una unidad de determinación, estando concebida la al menos una unidad de medición para determinar el al menos un parámetro del campo de flujo a base del al menos un valor de medición medido, estando concebida la al menos una unidad de determinación para detectar un valor de medición erróneo, especialmente a causa de un bloqueo de al menos una señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición, especialmente por una pala de rotor de la turbina, y para compensar una determinación errónea resultante del al menos un parámetro del campo de flujo.
La al menos una unidad de regulación puede estar realizada como componente electrónico y puede comprender al menos un procesador. En particular, la al menos una unidad de regulación puede estar unida electrónicamente a la turbina para controlarla o regularla a través de la señal de regulación. En este caso, la unidad de regulación puede estar unida físicamente a la turbina a través de un conductor de datos o de una conexión inalámbrica.
El al menos un parámetro del campo de flujo puede ser un parámetro físico del campo de flujo, incluyendo el al menos un parámetro del campo de flujo una velocidad de viento efectiva en el rotor y/o una cizalladura del viento y/o una dirección del viento. Sin embargo, el al menos un parámetro no está limitado a estas magnitudes, sino que puede ser cualquier parámetro físico del campo de flujo, pudiendo el al menos un parámetro también ser un parámetro multidimensional. El campo de flujo describe flujos o corrientes que transportan propiedades materiales u otras, como por ejemplo efectos de fuerza (efectos recíprocos) dentro de una región espacial.
La turbina puede ser especialmente una turbina eólica, siendo el campo de flujo un campo eólico. Sin embargo, como se ha explicado anteriormente, la turbina no está limitada a una realización como turbina eólica. En particular, la turbina puede estar realizada, por ejemplo, como central eléctrica de corrientes al menos en parte bajo agua, y/o estar realizada para poder ser accionada por un campo de flujo de cualquier medio. La turbina puede presentar especialmente tres palas de rotor, aunque también son posibles turbinas con una, dos o más de tres palas de rotor.
La al menos una unidad de medición está realizada para medir al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro del campo de flujo, a base de al menos una señal de medición. Cada señal de medición puede ser emitida respectivamente a un punto de medición del campo de flujo o del campo eólico, o la al menos una unidad de medición está realizada para emitir cada señal de medición respectivamente a un punto de medición del campo de flujo o del campo eólico. En otras palabras, la al menos una unidad de medición puede estar concebida especialmente para emitir al menos una señal de medición respectivamente a un punto de medición del campo de flujo o del campo eólico para medir al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro en el respectivo punto de medición. En particular, la al menos una unidad de medición puede estar concebida para emitir exactamente una señal de medición al respectivo punto de medición del campo de flujo o al campo eólico para medir un valor de medición en un punto de medición, lo que permite especialmente el uso de unidades de medición rentables y/o sencillas. Además, el al menos un valor de medición puede ser especialmente una velocidad de flujo del campo de flujo o una velocidad de viento (por ejemplo, “line-of-sight” / línea de visión) del campo eólico en el respectivo punto de medición.
La al menos una unidad de medición puede presentar especialmente al menos un equipo de emisión concebido para emitir o enviar la al menos una señal de medición. La al menos una señal de medición puede ser especialmente una onda electromagnética y/o una onda acústica. La al menos una unidad de medición puede presentar especialmente al menos un equipo receptor concebido para recibir reflexiones de la al menos una señal de medición y convertirlas en una señal de datos.
La al menos una unidad de medición puede estar concebida especialmente para medir en cada punto de medición valores de medición con respecto al al menos un parámetro secuencialmente o en sucesión cronológica, por ejemplo en intervalos de tiempo constantes. En otras palabras, la al menos una unidad de medición puede estar concebida especialmente para medir en cada punto de medición secuencialmente o en sucesión cronológica valores de medición con respecto al al menos un parámetro con una frecuencia de medición de puntos. En particular, la respectiva frecuencia de medición de puntos se puede adaptar dinámicamente a base del parámetro determinado del campo de flujo y/o de al menos un valor de medición anterior del respectivo punto de medición. De esta manera, en particular, la determinación del parámetro se puede adaptar dinámicamente a las circunstancias debidas a la situación o al ambiente, por ejemplo, mediante una frecuencia de medición aumentada con una velocidad de flujo aumentada del campo de flujo. Un valor de medición anterior de un punto de medición puede corresponder especialmente a un valor de medición que fue medido por la al menos una unidad de medición en un momento anterior en el respectivo punto de medición. Un valor de medición siguiente de un punto de medición puede corresponder especialmente a un valor de medición que fue medido por la al menos una unidad de medición en un momento siguiente en el respectivo punto de medición.
Además, la al menos una unidad de medición puede estar concebida para medir en un ciclo de medición al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro, secuencialmente o en sucesión cronológica en cada punto de medición. La al menos una unidad de medición puede estar concebida especialmente para realizar varios ciclos de medición sucesivamente o secuencialmente o en sucesión cronológica.
La al menos una unidad de determinación puede estar configurada como componente electrónico y comprender al menos un procesador. En particular, la al menos una unidad de determinación puede estar unida electrónicamente a la al menos una unidad de medición para recibir al menos un valor de medición del dispositivo de medición. En este caso, la al menos una unidad de determinación puede estar unida físicamente a la al menos una unidad de medición a través de un conductor de datos o a través de una conexión inalámbrica. En particular, la al menos una unidad de determinación puede estar unida electrónicamente a la al menos una unidad de regulación para transmitir el al menos un parámetro determinado del campo de flujo a la al menos una unidad de regulación. En este caso, la al menos una unidad de determinación puede estar unida físicamente a la al menos una unidad de regulación a través de un conductor de datos o a través de una conexión inalámbrica.
Además, la al menos una unidad de determinación está concebida para detectar un valor de medición erróneo, especialmente a causa de un bloqueo de al menos una señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición, especialmente por una pala de rotor de la turbina. En este caso, la al menos una unidad de determinación puede estar concebida preferiblemente para diferenciar entre valores de medición erróneos periódicos, por ejemplo a causa de bloqueos periódicos, por ejemplo bloqueos a causa de una rotación de las palas de rotor de la turbina, valores de medición erróneos aperiódicos, por ejemplo a causa de bloqueos aperiódicos, por ejemplo a causa de animales que pasan volando. En este caso, la al menos una unidad de determinación puede estar concebida para analizar, por ejemplo, una relación señal / ruido de una señal de medición bloqueada reflejada y/o para medir la distancia del bloqueo desde la al menos una unidad de medición. En particular, la al menos una unidad de determinación está realizada para compensar la determinación del parámetro en base a los valores de medición en caso de detectarse tal bloqueo, para evitar o prevenir la formación de resonancias en el parámetro determinado o en la señal de regulación en base al parámetro determinado. Para ello, la al menos una unidad de determinación está concebida especialmente para aplicar al menos un método de reconstrucción para sustituir un valor de medición erróneo a causa del bloqueo, como se describe a continuación. En otras palabras, la al menos una unidad de determinación puede estar concebida especialmente para compensar una determinación errónea del al menos un parámetro como resultado del valor de medición erróneo, estando realizada la al menos una unidad de determinación para sustituir el valor de medición erróneo por un valor de medición de sustitución. Para ello, la al menos una unidad de determinación puede estar realizada especialmente para determinar el valor de medición de sustitución por medio de al menos un método de reconstrucción, por ejemplo, tal como se describe más adelante. En particular, la al menos una unidad de determinación puede estar concebida para seleccionar y aplicar dinámicamente uno de los métodos de reconstrucción descritos a continuación para sustituir un valor de medición que es erróneo debido al bloqueo, sobre la base de valores de medición previos y/o de parámetros determinados previamente. y/o condiciones de flujo locales. En particular, la al menos una unidad de determinación puede estar concebida para usar uno o varios de los métodos de reconstrucción descritos a continuación para sustituir un valor de medición erróneo a causa del bloqueo. Por lo tanto, por medio de dicha compensación de la determinación del al menos un parámetro del campo de flujo se puede evitar una interferencia entre una frecuencia de rotación del rotor de la turbina y una frecuencia de medición de la al menos una unidad de medición, especialmente una frecuencia de medición Lidar, lo que hace posible un cálculo o una determinación o una estimación correctos del al menos un parámetro del campo de flujo.
Los inventores han detectado, particularmente en el contexto de la búsqueda de las razones del aumento de carga, como se describió anteriormente, que este se debe a un bloqueo o un sombreado (en el contexto de esta descripción, también se usa de forma intercambiable y equivalente sombreado de pala) de rayos de medición utilizados para el cálculo o la estimación de la velocidad de viento efectiva en el rotor, especialmente por las palas del rotor de la turbina. Solo mediante una observación dinámica según la invención de las señales de medición o de los valores de medición medidos llama la atención la interferencia dinámica de las mediciones (especialmente, por ejemplo, por Lidar) con la rotación del rotor. Hasta ahora, en particular, no se había detectado a este respecto que por ello también pueden producirse la estimulación de oscilaciones de torre. En cambio, hasta ahora, el problema del "bloqueo de palas" o el sombreado de los rayos de medición por las palas de rotor, como se describió anteriormente, solo se ha mencionado en el análisis de la disponibilidad de aparatos de medición Lidar.
En los sistemas Lidar en la góndola de instalaciones de energía eólica, en función de la frecuencia de medición y del número de revoluciones del rotor, rayos Lidar individuales son bloqueados por las palas de rotor. Esto es reconocido por los sistemas Lidar y los datos de medición son ignorados convencionalmente en las reconstrucciones de campos eólicos. En el marco de esta invención se ha demostrado que el sombreado de palas junto con este tipo de reconstrucciones convencionales de campo eólico conduce a resonancias en la señal de la velocidad de viento efectiva en el rotor. Estas resonancias se encuentran en un rango de frecuencia que es crítico para la regulación y, por tanto, si se utiliza una señal de regulación generada a partir de la misma para la regulación de la turbina pueden conducir a aumentos de carga para la turbina.
La velocidad de viento efectiva en el rotor voujk para cada plano de medición j y ciclo de medición k se determina
actualmente como un valor medio variable a través de los valores de medición corregidos, de la siguiente manera:
Aquí, np es la cantidad de puntos de medición por ciclo de medición, xi es un valor de corrección en función de la configuración de medición, v ¡ jk es la velocidad de viento en la línea de visión (valor de medición) desde el punto de medición i, el plano de medición j y el ciclo de medición k. En el siguiente paso de tiempo se suprime el valor de medición más antiguo y se añade el valor de medición más reciente, después de lo cual se repite la reconstrucción de campo eólico para los puntos de medición np más actuales.
Por ejemplo, si se emplea un sistema de medición con cuatro rayos Lidar, como en los aparatos comerciales actuales, después del primer ciclo de medición se promedia para cada plano de medición a través de los valores (vi j i ; V2j i ; V3 ji; V4 ji). Si en el siguiente paso de tiempo (inicio del segundo ciclo de medición) se vuelve a medir en el punto 1, se suprime v i j i y se sustituye por el nuevo valor de medición v i j 2. Por lo tanto, se promedia a través de (vi j i ; V2 ji; V3 ji; V4 ji).
Si ahora se suprimen uno o varios valores de medición durante un ciclo de medición debido al sombreado de pala, habitualmente se promedia a través de los puntos de medición restantes. Si en el ejemplo anterior, queda bloqueado o sombreado ahora el segundo punto de medición en el segundo ciclo de medición, ahora se promedia a través de las tres mediciones (v i j i ; V3 ji; V4 ji). Si vuelve a estar disponible el valor de medición en el tercer punto de medición, se promedia a través de (vi j i ; V3 ji; V4 ji). La tabla 1 muestra a modo de ejemplo los pasos siguientes.
Tabla 1: Ejemplo del método anterior en el caso de un sistema Lidar de cuatro rayos.
Sin embargo, bajo condiciones atmosféricas desfavorables, por ejemplo, en caso de una cizalladura de viento, se producen fluctuaciones periódicas. Por ejemplo, si un aparato de cuatro rayos mide en los puntos de la tabla 2 (ver más abajo) y se produce una cizalladura de viento lineal vertical de 0.04 (m/s)/m, los valores de medición en los dos puntos superiores son 17.2 m/s y los valores de medición en los dos puntos inferiores son 14,8 m/s. Si, como antes, se suprime cada sexta medición, por ejemplo, especialmente a causa del sombreado de palas, se produce una resonancia a 1/3 Hz.
Tabla 2: Ejemplo de puntos de medición para un sistema Lidar de cuatro rayos.
Punto de n corregido medición Tiempo longitudinal horizontal vertical Valor de medició
i [s] x [m] y [m] z [m] ^ [m/sl
1 0,25 100 17,2
2 0,50 100 17,2
3 0,75 100 14,8
4 1,00 100 
14,8
En el marco de esta invención se detectó que la resonancia se produce por una falta periódica de datos de medición y de los diferentes valores medios de los puntos de medición. De manera ventajosa, un sistema de regulación según la reivindicación 1 permite una regulación de la turbina sin que se produzca tal falta periódica de datos de medición, y permite de esta manera evitar que se produzcan las resonancias descritas anteriormente.
En particular, la al menos una unidad de determinación puede estar realizada para determinar sobre la base de la al menos una señal de medición una defectuosidad de un valor de medición, especialmente a causa del bloqueo de la respectiva señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición. Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación puede estar realizada para detectar una naturaleza, por ejemplo una periodicidad o una reflectividad, del bloqueo.
Preferiblemente, la al menos una unidad de medición puede estar concebida para emitir al menos una señal de calidad, especialmente una relación señal/ruido, paralelamente a la al menos una señal de medición. La al menos una señal de calidad puede ser una señal electromagnética y/o una señal acústica. La al menos una unidad de determinación puede estar realizada para detectar a base de la al menos una señal de calidad la defectuosidad del valor de medición, especialmente a causa del bloqueo de la respectiva señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición. Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación puede estar concebida para detectar una naturaleza, por ejemplo una periodicidad o una reflectividad, del bloqueo, a base de la al menos una señal de calidad.
Preferiblemente, la al menos una unidad de regulación puede comprender la al menos una unidad de determinación. De esta manera, la capacidad de cálculo necesaria se puede prever centralmente para la función de la al menos una unidad de determinación y de la al menos una unidad de regulación. Alternativamente, la al menos una unidad de medición puede comprender preferiblemente la al menos una unidad de determinación. Alternativamente, la al menos una unidad de regulación y la al menos una unidad de medición pueden comprender respectivamente una parte de la al menos una unidad de determinación. Por ejemplo, una parte de la al menos una unidad de determinación que compensa valores de medición erróneos puede estar comprendida por la al menos una unidad de medición, por lo que no es necesaria la transmisión de un valor de medición erróneo, mientras que una parte de la al menos una unidad de determinación que determina el al menos un parámetro a base de los valores de medición, puede estar comprendida por la al menos una unidad de regulación. De esta manera, se puede hacer posible una división de funciones del sistema de regulación. Preferiblemente, las funciones de la al menos una unidad de determinación pueden ser distribuidas dinámicamente por el sistema de regulación entre la al menos una unidad de medición y la al menos una unidad de regulación, por ejemplo, a base de los grados de utilización actuales de las respectivas unidades.
Preferiblemente, la al menos una unidad de medición está configurada como sistema Lidar. En este caso, la al menos una señal de medición del sistema Lidar puede comprender al menos un rayo de medición, preferiblemente cuatro rayos de medición.
Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación está concebida para determinar el al menos un parámetro del campo de flujo a base de un volumen de puntos de medición, especialmente puntos de medición predeterminados. El volumen de puntos de medición puede comprender todos los puntos de medición en los que la al menos una unidad de medición mide valores de medición o un volumen parcial de los puntos de medición en los que la al menos una unidad de medición mide valores de medición.
Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición de otro punto de medición del volumen de puntos de medición, preferiblemente por un valor de medición de otro punto de medición más próximo al respectivo punto de medición erróneo de entre el volumen de puntos de medición. Especialmente, mediante tal sustitución directa del valor de medición erróneo, se puede realizar una sustitución rápida y eficaz del valor de medición erróneo. En particular, el otro punto de medición más próximo puede ser un punto de medición con la menor distancia de espacio y/o un punto de medición con la menor distancia de tiempo en el momento de una medición del punto de medición defectuoso.
Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición estimado, a base de valores de medición de al menos otros dos puntos de medición de entre el volumen de puntos de medición. La al menos una unidad de determinación, sin embargo, puede formar un valor medio de los al menos otros dos valores de medición. Sin embargo, la al menos una unidad de determinación no está limitada a una realización de este tipo. Más bien, la al menos una unidad de determinación puede calcular el valor de medición estimado mediante cualquier cálculo matemático basado en los al menos otros dos valores de medición. En un sistema de regulación con cuatro puntos de medición separados, la al menos una unidad de determinación puede, por ejemplo, calcular el valor estimado de tal manera que una suma de los valores de medición de los puntos de medición a lo largo de una primera diagonal de un cuadrángulo, cuyas cuatro esquinas corresponden a los cuatro puntos de medición sea igual a una suma de los valores de medición de los puntos de medición a lo largo de una segunda diagonal del cuadrángulo.
Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición anterior, especialmente directamente anterior del respectivamente un punto de medición. El valor de medición anterior del respectivo punto de medición puede ser especialmente el valor de medición cronológicamente
anterior o el último valor de medición del respectivo punto de medición. En particular, esto da como resultado una buena reconstrucción del campo eólico, como se muestra en la tabla 3 que figura a continuación, y la tabla 3 muestra la aplicación de dicha reconstrucción del campo eólico a los valores de la tabla 1.
Tabla 3: Ejemplo del método mejorado en el caso de un sistema Lidar de cuatro rayos.
En particular, la al menos una unidad de medición y/o la al menos una unidad de regulación y/o la al menos una unidad de determinación pueden comprender al menos un elemento de memoria que esté concebido para almacenar de manera recuperable al menos un valor de medición anterior, en particular, cronológicamente anterior. Preferiblemente, el al menos un elemento de almacenamiento está realizado para almacenar de manera recuperable al menos tres valores de medición anteriores, especialmente cronológicamente anteriores, de cada punto de medición.
Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación está realizada para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición interpolado, especialmente interpolado linealmente, a base de al menos dos valores de medición anteriores del respectivamente un punto de medición. Los al menos dos, preferiblemente al menos tres valores de medición anteriores del respectivo punto de medición pueden ser recuperados del por ejemplo al menos un elemento de almacenamiento directamente después de la detección del bloqueo. Mientras una interpolación lineal permite una sustitución eficiente de un valor de medición erróneo, también se pueden usar otras interpolaciones, por ejemplo, una interpolación spline. En particular, la al menos una unidad de determinación no está limitada a un tipo de interpolación, sino que puede estar realizada para usar cualquier tipo de interpolación.
Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición interpolado, en particular interpolado linealmente, basado en al menos un valor de medición anterior y un valor de medición siguiente del respectivamente un punto de medición. Mediante una interpolación de este tipo basada en un valor de medición anterior y un valor de medición posterior o siguiente de un punto de medición permite sustituir eficazmente el valor de medición erróneo sin generar posteriores fluctuaciones fuertes del valor de medición del punto de medición.
La unidad de regulación comprende preferiblemente un regulador de retroalimentación, generando el regulador de retroalimentación al menos una señal de regulación de retroalimentación para regular la turbina en base a señales de medición de la turbina, especialmente un número de revoluciones del rotor de la turbina y/o un número de revoluciones del generador de la turbina. La unidad de regulación comprende preferiblemente un regulador de regulación anticipativa, generando el regulador de regulación anticipativa al menos una señal de regulación anticipativa para la regulación de la turbina a base del al menos un parámetro determinado del campo de flujo.
Preferiblemente, la al menos una unidad de determinación también está concebida para detectar una interferencia electromagnética y/o una oscilación de la turbina y/o una oscilación de un soporte de la unidad de medición y para compensar una determinación errónea resultante del al menos un parámetro del campo de flujo. En particular, una interferencia electromagnética y/o una oscilación de la turbina y/o una oscilación de un soporte de la unidad de medición pueden hacer que la unidad de medición no mida un valor de medición, en particular periódicamente, en el punto de medición prescrito, por lo que se mide un valor de medición erróneo del respectivo punto de medición. La al menos una unidad de determinación puede estar concebida especialmente para sustituir tal valor de medición erróneo por un valor de medición sustitutivo, determinándose el valor de medición sustituto especialmente por medio de al menos uno de los métodos de reconstrucción descritos anteriormente. El sistema de regulación puede presentar especialmente al menos un sensor electromagnético y/o al menos un sensor de movimiento y/o al menos un elemento giroscópico.
Por lo tanto, la solución descrita aquí se basa especialmente en la comprensión de la relación entre la resolución
espacial y temporal de mediciones (especialmente Lidar) y en la comprensión de la acción conjunta de sombreados, cizalladuras y el procesamiento de datos, así como el efecto, por ejemplo por la estimulación de oscilaciones de torre, especialmente en las regulaciones basadas en Lidar, con lo que se proporciona un sistema de regulación para la regulación de una turbina con el fin de mejorar la regulación de número de revoluciones del rotor y reducir las cargas estructurales.
Otra ventaja de la presente descripción es que de esta manera además se puede evitar el uso o el empleo de filtros de muesca / filtros de hendidura durante el funcionamiento de la turbina o durante aplicaciones en línea, siendo los filtros de muesca / filtros de hendidura solo potencialmente caces de reducir el problema, pero no de subsanarlo. Especialmente, sin embargo, este tipo de filtros de muesca / filtros de hendidura provocan un desfase adicional no deseado de la señal o de la señal de regulación y/o pueden conducir a que la señal o la señal de regulación llegue demasiado tarde para la regulación de la turbina.
Otro aspecto se refiere a una turbina eólica que comprende un sistema de regulación y al menos una pala de rotor. El sistema de regulación puede presentar cualquier combinación de las características aquí descritas.
Otro aspecto se refiere a un método para la regulación de una turbina, que comprende la emisión de al menos una señal de medición desde al menos una unidad de medición a un respectivo punto de medición de un campo de flujo, corriente arriba de la turbina, la medición, especialmente en el respectivo punto de medición, de al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro del campo de flujo a base de la al menos una señal de medición, la detección de un valor de medición erróneo, especialmente debido a un bloqueo de al menos una señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición, especialmente por una pala de rotor de la turbina, la determinación del al menos un parámetro del campo de flujo a base del al menos un valor de medición medido, siendo compensada una determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo, y la regulación de la turbina a base del al menos un parámetro de un campo de flujo.
En particular, la turbina puede ser una turbina eólica, siendo el campo de flujo un campo eólico. Sin embargo, como se ha explicado anteriormente, el método no está limitado a la aplicación en una turbina eólica. En particular, la turbina puede estar realizada, por ejemplo, como central eléctrica por corrientes, al menos parcialmente bajo agua, y/o estar realizada para ser accionada por un campo de flujo de cualquier medio. El método se puede aplicar especialmente para turbinas con tres palas de rotor, aunque también son posibles turbinas con una, dos o más de tres palas de rotor.
El al menos un parámetro del campo de flujo puede ser un parámetro físico del campo de flujo, incluyendo el al menos un parámetro del campo de flujo una velocidad de viento efectiva en el rotor y/o una cizalladura de viento y/o una dirección del viento. Sin embargo, el al menos un parámetro no está limitado a estas magnitudes, sino que puede ser cualquier parámetro físico del campo de flujo. El campo de flujo describe flujos o corrientes que transportan propiedades materiales u otras, como por ejemplo, efectos de fuerza (efectos recíprocos) dentro de una región espacial.
Especialmente, la al menos una señal de medición puede ser emitida o enviada por al menos un equipo de emisión. La al menos una señal de medición puede ser especialmente una onda electromagnética y/o una onda acústica. La al menos una señal de medición puede ser emitida especialmente a un punto de medición respectivamente para medir al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro en el respectivo punto de medición. La medición del al menos un valor de medición puede incluir especialmente la recepción de al menos una reflexión de la al menos una señal de medición, pudiendo convertirse la al menos una reflexión recibida en al menos una señal de datos.
La detección del bloqueo puede incluir especialmente una diferenciación entre valores de medición erróneos periódicos, como por ejemplo a causa de bloqueos periódicos, por ejemplo bloqueos a causa de una rotación de las palas de rotor de la turbina, de valores de medición erróneos aperiódicos, de bloqueos aperiódicos, como por ejemplo a causa de animales que pasan volando. En este caso, la detección incluye, por ejemplo, un análisis de una relación señal / ruido de una señal de medición bloqueada reflejada y/o una medición de la distancia del bloqueo desde la al menos una unidad de medición.
La determinación del al menos un parámetro incluye, especialmente en caso de detectarse un valor de medición erróneo, por ejemplo a causa de un bloqueo de este tipo, una compensación de valores de medición erróneos para evitar o prevenir la formación de resonancias en el parámetro determinado o en la señal de regulación a base del parámetro determinado. Para ello, la compensación puede incluir especialmente la aplicación de al menos un método de reconstrucción para sustituir un valor de medición erróneo a causa del bloqueo, tal como se ha descrito anteriormente.
El método puede comprender además cualquier combinación de las características descritas en la presente descripción.
Otro aspecto se refiere a un medio de almacenamiento legible por ordenador, que comprende comandos que,
cuando son ejecutadas por un ordenador o por un procesador, hacen que este ejecute los pasos del método descrito anteriormente.
A continuación, la invención se explica con más detalle con la ayuda de formas de realización y gráficos ilustrados a modo de ejemplos en las figuras. Las formas de realización representadas en las figuras no pretenden ser exhaustivas. Muestran:
La figura 1: un ejemplo de unidad de medición con cuatro rayos de medición;
la figura 2: una representación gráfica de la velocidad de viento efectiva en el rotor, a base de los valores de la tabla 2 y la figura 1;
la figura 3: un ejemplo de turbina eólica con una unidad de medición;
la figura 4: una comparación gráfica de una reconstrucción convencional del campo eólico y una reconstrucción ejemplar del campo eólico según la presente invención;
la figura 5: un espectro de densidad de potencia para la reconstrucción convencional del campo eólico representada en la Figura 4 y una reconstrucción ejemplar del campo eólico según la presente invención. La figura 1 muestra un ejemplo de unidad de medición 10 que mide un valor de medición de un campo de flujo en respectivamente uno de los cuatro puntos de medición 1, 2, 3, 4. En particular, la unidad de medición 10 emite respectivamente un rayo de medición desde la unidad de medición 10 al punto de medición correspondiente 1, 2, 3, 4. Los datos y las coordenadas de los puntos de medición 1, 2, 3, 4 corresponden especialmente a los datos representados en la tabla 2 anterior. Aquí, la unidad de medición 10 mide de manera consecutiva los valores de medición del campo de flujo desde el punto de medición 1 hasta el punto de medición 4, quedando definido por ello un ciclo de medición de la unidad de medición 10.
La figura 2 muestra una representación gráfica de la velocidad de viento efectiva en el rotor en base a los valores de la tabla 2 y la figura 1. En particular, los datos de la tabla 2 representan un campo de flujo con una cizalladura vertical del viento. Por ejemplo, si una unidad de medición 10 de cuatro rayos, tal como está representada en la figura 1, mide en los puntos de la tabla 2 y hay una cizalladura lineal vertical de 0.04 (m/s)/m, los valores de medición en los dos puntos superiores son respectivamente 17,2 m/s y los valores de medición en los dos puntos inferiores son respectivamente 14,8 m/s. Si, por ejemplo, si se suprime cada sexta medición a causa de un bloqueo de un rayo de medición, por ejemplo por el sombreado de pala, resulta una resonancia en la velocidad de viento determinada, efectiva en el rotor, con 1/3 Hz tal como está representado en la figura 2. Si la velocidad de viento efectiva en el rotor determinada se usa para la regulación de una turbina, tal resonancia puede conducir a un aumento de la carga de la turbina.
La figura 3 muestra un ejemplo de turbina eólica con una unidad de medición 10. Como se muestra en la figura 1, la unidad de medición 10 mide un valor de medición de un campo de flujo en respectivamente uno de los cuatro puntos de medición 1, 2, 3, 4. En particular, la unidad de medición 10 emite respectivamente un rayo de medición desde la unidad de medición 10 al punto de medición 1,2, 3, 4 correspondiente.
La unidad de medición 10 está dispuesta en una góndola 20 de una turbina eólica. Aquí, sin embargo, la disposición representada de la unidad de medición 10 debe interpretarse únicamente como un ejemplo. Más bien, la unidad de medición 10 se puede disponer en cualquier punto de la góndola 20 siempre que los rayos de medición S1, S2, S3, S4 de la unidad de medición 10 aún puedan detectar al menos temporalmente los puntos de medición 1, 2, 3, 4. También puede disponerse una pluralidad de unidades de medición 10 en la góndola 20, por ejemplo, respectivamente en el lado superior alejado de un pie de la turbina eólica y en un lado inferior orientado hacia el pie de la turbina eólica.
La figura 3 muestra especialmente una configuración de la turbina eólica en la que los rayos de medición S1, S3 y S4 pueden detectar los respectivos puntos de medición 1, 3 y 4 sin impedimentos por la unidad de medición 10. Sin embargo, el rayo de medición S2 emitido por la unidad de medición 10 al punto de medición 2 incide en el punto A sobre una pala de rotor 30 de la turbina eólica y es bloqueado por esta. Por tanto, la unidad de medición 10 mide un valor de medición erróneo para el punto de medición 2, mientras que un sistema de regulación (no representado) detecta el bloqueo por la pala de rotor 30 y compensa el valor de medición erróneo.
La figura 4 muestra una comparación gráfica de una reconstrucción de campo eólico convencional y una reconstrucción de campo eólico ejemplar según la presente invención. En particular, el gráfico de la figura 4 muestra una representación de la velocidad de viento efectiva en el rotor para una simulación de un campo eólico turbulento para un sistema Lidar de cuatro rayos con los puntos de medición 1, 2, 3, 4 de la tabla 2. La figura 5 muestra una potencia espectral de densidad (PSD) para la reconstrucción de campo eólico convencional y la reconstrucción de campo eólico a modo de ejemplo según la presente invención, representadas en la figura 4.
Aquí se generó un campo eólico con una velocidad de viento media de 10 m/s y una intensidad de turbulencia de 6% y se exploró con el sistema Lidar de cuatro rayos. Al igual que en la figura 2, se simuló un sombreado de pala para cada sexto valor. El método actual genera resonancias con 1/3 Hz y los armónicos (2/3 Hz, 4/3 Hz y 5/3 Hz). Si esta señal se usa para la regulación a base de Lidar, estimula oscilaciones de la instalación de energía eólica en estas
frecuencias. Esto puede provocar un aumento de carga en lugar de una reducción de carga.
Los resultados muestran claramente que el nuevo método no genera ninguna resonancia con el sombreado de pala. Dado que aquí se promedia un ciclo de medición completo de 1 s, resultan las reducciones típicas en el espectro a 1 Hz y 2 Hz. Sin embargo, estas no son relevantes para la regulación a base de Lidar, por ejemplo, una regulación previa a base de Lidar.
Las formas de realización descritas en la descripción no pretenden ser exhaustivas. Más bien, se puede implementar cualquier combinación de cualquier cantidad de las características descritas en la descripción y en las figuras.
Lista de signos de referencia
1, 2, 3, 4 Puntos de medición
10 Unidad de medición
20 Góndola
30 Pala de rotor
S1, S2, S3, S4 Rayos de medición
A Punto (punto de incidencia sobre la pala del rotor)
Claims (15)
1. Un sistema de regulación para una turbina que comprende:
una unidad de regulación, estando concebida la unidad de regulación para generar, a base de al menos un parámetro determinado de un campo de flujo, corriente arriba de la turbina, una señal de regulación para la regulación de la turbina;
al menos una unidad de medición, estando concebida la al menos una unidad de medición para medir al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro del campo de flujo a base de al menos una señal de medición, pudiendo ser emitida cada señal de medición respectivamente a un punto de medición (1,2, 3, 4) del campo de flujo;
al menos una unidad de determinación, estando concebida la al menos una unidad de determinación para determinar el al menos un parámetro del campo de flujo a base del al menos un valor de medición medido, estando concebida la al menos una unidad de determinación para detectar un valor de medición erróneo a causa de un bloqueo de al menos una señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición (1, 2, 3, 4), especialmente por una pala de rotor (30) de la turbina, y al menos un método de reconstrucción para la sustitución del valor de medición erróneo para compensar una determinación errónea resultante de ello del al menos un parámetro del campo de flujo.
2. Sistema de regulación según la reivindicación 1, en el que la turbina es una turbina eólica y en el que el campo de flujo es un campo eólico, y opcionalmente,
en el que el al menos un parámetro determinado del campo eólico comprende una velocidad de viento efectiva y/o una cizalladura de viento y/o una dirección de viento.
3. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una unidad de regulación comprende la al menos una unidad de determinación, o
en el que la al menos una unida de medición comprende la al menos una unidad de determinación.
4. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una unidad de medición está realizada para emitir al menos una señal de calidad, especialmente una relación señal / ruido, paralelamente a la al menos una señal de medición, y en el que la al menos una unidad de determinación está concebida para detectar, en base a la al menos una señal de calidad, la defectuosidad del valor de medición, especialmente a causa del bloqueo de la respectiva señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición (1,2, 3, 4).
5. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una unidad de medición está configurada como sistema Lidar, y opcionalmente,
en el que la al menos una señal de medición del sistema Lidar comprende al menos un rayo de medición (S1, S2, S3, S4), preferiblemente cuatro rayos de medición (S1, S2, S3, S4).
6. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una unidad de determinación está realizada para determinar el al menos un parámetro del campo de flujo en base a un volumen de puntos de medición (1,2, 3, 4), especialmente puntos de medición (1,2, 3, 4) predeterminados.
7. Sistema de regulación según la reivindicación 6, en el que la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición de otro punto de medición (1, 2, 3, 4) del volumen de puntos de medición (1, 2, 3, 4), preferiblemente por un valor de medición de otro punto de medición (1, 2, 3, 4), más próximo al respectivo punto de medición (1,2, 3, 4), de entre el volumen de puntos de medición (1,2, 3, 4).
8. Sistema de regulación según la reivindicación 6 o 7, en el que la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición estimado, en base a valores de medición de al menos otros dos puntos de medición (1,2, 3, 4) de entre el volumen de puntos de medición (1,2, 3, 4).
9. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición anterior, en particular directamente anterior, del respectivamente un punto de medición (1,2, 3, 4).
10. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición interpolado, en particular interpolado linealmente, en base a al menos dos valores de medición anteriores del respectivamente un punto de
medición (1,2, 3, 4).
11. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una unidad de determinación está concebida para compensar la determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo mediante la sustitución de un valor de medición erróneo por un valor de medición interpolado, especialmente interpolado linealmente, a base de al menos un valor de medición anterior y un valor de medición siguiente del respectivamente un punto de medición (1,2, 3, 4).
12. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la unidad de regulación comprende:
un regulador de retroalimentación, generando el regulador de retroalimentación al menos una señal de regulación de retroalimentación para la regulación de la turbina en base a señales de medición de la turbina, especialmente de un número de revoluciones del rotor de la turbina y/o de un número de revoluciones del generador de la turbina; y/o
un regulador de regulación anticipativa, generando el regulador de regulación anticipativa al menos una señal de regulación anticipativa para la regulación de la turbina a base de al menos el al menos un parámetro determinado del campo de flujo.
13. Sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la al menos una unidad de determinación está concebida además para compensar una interferencia electromagnética y/o una oscilación de la turbina y/o una oscilación de un soporte de la unidad de medición y para compensar una determinación errónea resultante de ello del al menos un parámetro del campo de flujo.
14. Turbina eólica que comprende un sistema de regulación según una de las reivindicaciones anteriores y al menos una pala de rotor (30).
15. Método para la regulación de una turbina, que comprende:
la emisión de al menos una señal de medición desde al menos una unidad de medición a respectivamente un punto de medición (1,2, 3, 4) de un campo de flujo, corriente arriba de la turbina;
la medición de al menos un valor de medición con respecto al al menos un parámetro del campo de flujo en base a la al menos una señal de medición;
la detección de un valor de medición erróneo,
especialmente a causa de un
bloqueo de al menos una señal de medición entre la al menos una unidad de medición y el respectivo punto de medición (1,2, 3, 4), especialmente por una pala de rotor (30) de la turbina;
la determinación del al menos un parámetro del campo de flujo en base al al menos un valor de medición medido, siendo compensada una determinación errónea del al menos un parámetro del campo de flujo por la aplicación de un método de reconstrucción para la sustitución del valor de medición erróneo; y
la regulación de la turbina en base al al menos un parámetro de un campo de flujo.
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