ES2924234T3 - Control de orientación de turbina eólica en parque eólico - Google Patents

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Abstract

Se proporciona un método para operar un parque eólico (500, 600, 700). El método incluye determinar una condición de viento, determinar un efecto de estela entre al menos dos turbinas eólicas que forman al menos un subconjunto del parque eólico, comprendiendo cada una de las al menos dos turbinas eólicas un sistema de guiñada, y determinar un ángulo de guiñada deseado. punto de ajuste para cada una de las al menos dos turbinas eólicas de manera que se espera que aumente la producción total de energía de al menos el subconjunto en comparación con el funcionamiento independiente de los sistemas de guiñada de cada una de las al menos dos turbinas eólicas. Además, se proporciona un parque eólico (500, 600, 700). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Control de orientación de turbina eólica en parque eólico
[0001] La invención se refiere a un método para operar un parque eólico, tal como se define en la reivindicación 1, y a un parque eólico, tal como se define en la reivindicación 4.
[0002] Generalmente, una turbina eólica incluye un rotor que incluye un conjunto de buje giratorio que tiene múltiples palas. Las palas transforman la energía eólica en un par mecánico de rotación que acciona uno o varios generadores a través del rotor. Los generadores están a veces, pero no siempre, acoplados rotacionalmente al rotor a través de una multiplicadora. La multiplicadora eleva la velocidad de rotación intrínsecamente baja del rotor para que el generador convierta eficazmente la energía mecánica rotativa en energía eléctrica, que se introduce en una red de suministro a través de al menos una conexión eléctrica. También existen turbinas eólicas de transmisión directa sin multiplicadora. El rotor, el generador, la multiplicadora y otros componentes suelen estar montados dentro de una carcasa, o góndola, que se coloca encima de una base que puede ser una cercha o una torre tubular.
[0003] Las turbinas eólicas suelen estar equipadas con sistemas de medición y sistemas de control que les permiten reaccionar individualmente a las condiciones cambiantes del viento. Estos sistemas están diseñados para maximizar la captación de energía y, al mismo tiempo, minimizar el impacto de la fatiga y las cargas extremas de las turbinas eólicas individuales de un parque eólico. Véase, por ejemplo, US 2011/142619 y US 2009/099702.
[0004] Las turbinas aguas arriba (“upstream”) de un parque eólico producen una estela que se caracteriza por una región de velocidad de viento reducida y/o una mayor turbulencia del viento. Las turbinas eólicas del parque eólico que operan aguas abajo (“downstream”) en condiciones de estela pueden experimentar cargas de fatiga más elevadas y/o una captación de potencia inferior a la esperada según las condiciones ambientales de velocidad del viento. En consecuencia, la producción de potencia en los parques eólicos puede verse reducida.
[0005] Por lo tanto, sería deseable proporcionar sistemas y métodos para aumentar la producción anual de potencia de los parques eólicos.
[0006] En consecuencia, se proporciona la presente invención, tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.
[0007] Varios aspectos, ventajas y características de la presente invención se desprenden de las reivindicaciones dependientes, de la descripción y de los dibujos adjuntos, en los que:
La figura 1 es una vista en perspectiva de una parte de una turbina eólica de ejemplo.
La figura 2 es una vista esquemática de un sistema eléctrico y de control de ejemplo adecuado para su uso con la turbina eólica mostrada en la figura 1.
La figura 3 es una vista esquemática de un parque eólico según una realización.
La figura 4 es una vista esquemática del parque eólico ilustrado en la figura 3 según una realización. La figura 5 es una vista esquemática de un parque eólico según una realización.
La figura 6 ilustra una producción de potencia del parque eólico ilustrado en la figura 5 según una realización.
La figura 7 es una vista esquemática de un parque eólico según una realización.
La figura 8 es una vista esquemática de un sistema de control del parque eólico ilustrado en la figura 7 según una realización.
La figura 9 ilustra un diagrama de flujo de un método para operar un parque eólico según una realización.
La figura 10 ilustra un diagrama de flujo de un método para operar un parque eólico según una realización.
[0008] A continuación se hará referencia en detalle a las diversas realizaciones, uno o más ejemplos de las cuales se ilustran en cada figura. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación y no pretende ser una limitación.
Por ejemplo, las características ilustradas o descritas como parte de una realización pueden utilizarse en o junto con otras realizaciones para dar lugar a otras realizaciones.
[0009] Las realizaciones descritas en el presente documento incluyen un parque eólico y un método para operar de forma cooperativa las turbinas eólicas del parque eólico teniendo en cuenta los efectos de estela entre las turbinas eólicas. En consecuencia, se puede mejorar la captación de potencia global y la producción de potencia global, respectivamente, del parque eólico. Más concretamente, el control de orientación (“yaw”) se coordina al menos para un subconjunto de turbinas eólicas del parque eólico. En consecuencia, puede reducirse una interacción de estela entre las turbinas eólicas de al menos el subconjunto de manera que se incremente la producción global de potencia de al menos el subconjunto. Además, la superficie utilizada de un parque eólico puede reducirse cuando el control de orientación coordinado se tiene en cuenta en la fase de planificación del parque eólico.
[0010] Tal y como se utiliza en este documento, el término "pala" pretende ser representativo de cualquier dispositivo que proporcione una fuerza reactiva cuando está en movimiento en relación con un fluido circundante. Tal y como se utiliza en este documento, el término "turbina eólica" pretende ser representativo de cualquier dispositivo que genere energía rotacional a partir de la energía eólica y, más concretamente, que convierta la energía cinética del viento en energía mecánica. Tal y como se utiliza en este documento, el término "generador eólico" pretende ser representativo de cualquier turbina eólica que genere potencia eléctrica a partir de la energía rotacional generada a partir de la energía eólica, y más concretamente, que convierta la energía mecánica convertida a partir de la energía cinética del viento en potencia eléctrica. Tal como se utiliza aquí, el término "operación normal" pretende describir un modo de operación de la turbina eólica en el que la energía cinética del viento se convierte en potencia eléctrica.
[0011] La figura 1 es una vista en perspectiva de una parte de una turbina eólica 100 de ejemplo. La turbina eólica 100 incluye una góndola 102 que alberga un generador (no mostrado en la figura 1). La góndola 102 está montada sobre una torre 104 (en la figura 1 se muestra una parte de la torre 104). La torre 104 puede tener cualquier altura adecuada que facilite la operación de la turbina eólica 100 tal como se describe en el presente documento. La turbina eólica 100 también incluye un rotor 106 que incluye tres palas 1081, 1082, 1083 unidas a un buje giratorio 110. Alternativamente, la turbina eólica 100 incluye cualquier número de palas que facilite la operación de la turbina eólica 100 tal como se describe en el presente documento. En lo que sigue, un rotor con una o más palas se denomina también rotor eólico. En la realización de ejemplo, la turbina eólica 100 incluye una multiplicadora (no mostrada en la figura 1) acoplada operativamente al rotor 106 y un generador (no mostrado en la figura 1).
[0012] En una realización, las palas del rotor 1081,1082, 1083 tienen una longitud que oscila entre unos 15 metros (m) y unos 91 m. Alternativamente, las palas del rotor 1081, 1082, 1083 pueden tener cualquier longitud adecuada que permita que la turbina eólica 10 funcione como se describe en este documento. Por ejemplo, otros ejemplos no limitantes de las longitudes de las palas incluyen 10 m o menos, 20 m, 37 m o una longitud superior a 91 m. A medida que el viento golpea las palas del rotor 1081,1082, 1083 desde una dirección 28, el rotor 106 gira alrededor de un eje de rotación 109. Como las palas del rotor 1081,1082, 1083 giran y están sometidas a fuerzas centrífugas, las palas del rotor 1081, 1082, 1083 también están sometidas a diversas fuerzas y momentos. Como tal, las palas del rotor 1081, 1082, 1083 pueden desviarse y/o girar desde una posición neutral, o no desviada, hasta una posición desviada.
[0013] Además, un ángulo de pitch o pitch de pala de las palas del rotor 1081, 1082, 1083, es decir, un ángulo que determina una perspectiva de las palas del rotor 1081, 1082, 1083 con respecto a la dirección 28 del viento, puede ser cambiado por un sistema de ajuste de pitch 32 para controlar las cargas y la potencia generada por la turbina eólica 100 mediante el ajuste de una posición angular de al menos una pala del rotor 1081,1082, 1083 con respecto a los vectores del viento. Durante la operación de la turbina eólica 10, el sistema de ajuste del pitch 32 puede cambiar un pitch de las palas del rotor 1081, 1082, 1083 de tal manera que las palas del rotor 1081, 1082, 1083 se mueven a una posición de pala, de tal manera que la perspectiva de al menos una de las palas del rotor 1081, 1082, 1083 con respecto a los vectores del viento proporciona una superficie mínima de la pala del rotor 1081, 1082, 1083 que se orienta hacia los vectores del viento, lo que facilita la reducción de una velocidad de rotación del rotor 106 y/o facilita una entrada en pérdida del rotor 106.
[0014] En la realización de ejemplo, el pitch de las palas de cada una de las palas del rotor 1081, 1082, 1083 es controlado individualmente por un sistema de control 36. Alternativamente, el pitch de pala de todas las palas de rotor 1081, 1082, 1083 puede ser controlado simultáneamente por el sistema de control 36.
[0015] La góndola 102 también incluye un mecanismo de accionamiento de orientación 56 que puede utilizarse para girar la góndola 102 y el buje 20 sobre un eje de orientación 138 para controlar la perspectiva de las palas del rotor 22 1081, 1082, 1083 y del rotor 106, respectivamente, con respecto a la dirección local del viento 28. Típicamente, el mecanismo de accionamiento de orientación 56 es operado durante la operación normal independiente con una consigna de ángulo de orientación cero. En consecuencia, al menos un componente horizontal de un ángulo de orientación entre el eje de orientación 138 y la dirección local del viento 28 tiene como objetivo llegar a cero para optimizar la captación de potencia del rotor 106 y la producción de potencia de la turbina eólica 100 individual.
[0016] La góndola 102 suele incluir también al menos un mástil meteorológico 113 que incluye una veleta y un anemómetro (ninguno de ellos mostrado en la figura 1). El mástil 113 proporciona información al sistema de control 36 que puede incluir la dirección y/o la velocidad del viento.
[0017] La figura 2 es una vista esquemática de un sistema eléctrico y de control de ejemplo 200 que puede utilizarse con la turbina eólica 100. El rotor 106 incluye las palas 1081, 1082 acopladas al buje 110. El rotor 106 también incluye un eje de baja velocidad 112 acoplado rotativamente al buje 110. El eje de baja velocidad 112 está acoplado a una multiplicadora 114 que está configurada para aumentar la velocidad de rotación del eje de baja velocidad 112 y transferir esa velocidad a un eje de alta velocidad 116. En la realización de ejemplo, la multiplicadora 114 tiene una relación de aceleración de aproximadamente 70:1. Por ejemplo, el eje de baja velocidad 112 que gira a aproximadamente 20 revoluciones por minuto (rpm) acoplado a la multiplicadora 114 con una relación de aumento de aproximadamente 70:1 genera una velocidad para el eje de alta velocidad 116 de aproximadamente 1400 rpm.
Como alternativa, la multiplicadora 114 tiene cualquier relación de aceleración adecuada que facilite la operación de la turbina eólica 100 tal como se describe en el presente documento. Como alternativa adicional, la turbina eólica 100 incluye un generador de accionamiento directo que está acoplado de forma rotativa al rotor 106 sin ninguna multiplicadora intermedia.
[0018] El eje de alta velocidad 116 está acoplado de forma rotativa al generador 118. En la realización de ejemplo, el generador 118 es un generador de inducción (asíncrono) de rotor bobinado, trifásico y de doble alimentación (DFIG) que incluye un estator de generador 120 acoplado magnéticamente a un rotor de generador 122. En una realización alternativa, el rotor de generador 122 incluye una pluralidad de imanes permanentes en lugar de devanados de rotor.
[0019] El sistema eléctrico y de control 200 incluye un controlador de turbina 202. El controlador de turbina 202 incluye al menos un procesador y una memoria, al menos un canal de entrada del procesador, al menos un canal de salida del procesador, y puede incluir al menos un ordenador (ninguno mostrado en la figura 2). Tal y como se utiliza en el presente documento, el término ordenador no se limita a los circuitos integrados denominados en la materia como ordenador, sino que se refiere en sentido amplio a un procesador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado de aplicación específica y otros circuitos programables (ninguno se muestra en la figura 2), y estos términos se utilizan indistintamente en el presente documento. En la realización de ejemplo, la memoria puede incluir, aunque sin limitarse a ello, un medio legible por ordenador, como una memoria de acceso aleatorio (RAM) (no se muestra ninguna en la figura 2). Alternativamente, también pueden utilizarse uno o más dispositivos de almacenamiento, como un disquete, una memoria de sólo lectura de disco compacto (CD-ROM), un disco magneto-óptico (MOD), y/o un disco versátil digital (DVD) (ninguno mostrado en la figura 2). Además, en la realización de ejemplo, los canales de entrada adicionales (no mostrados en la figura 2) pueden ser, pero no se limitan a, periféricos de ordenador asociados a una interfaz de operador, como un ratón y un teclado (ninguno mostrado en la figura 2). Además, en la realización de ejemplo, los canales de salida adicionales pueden ser, entre otros, un monitor de interfaz de operador (no mostrado en la figura 2).
[0020] Los procesadores del controlador de la turbina 202 procesan la información transmitida desde una pluralidad de dispositivos eléctricos y electrónicos que pueden incluir, entre otros, transductores de tensión y corriente. La memoria RAM y/o los dispositivos de almacenamiento almacenan y transfieren información e instrucciones que serán ejecutadas por el procesador. La RAM y/o los dispositivos de almacenamiento también pueden utilizarse para almacenar y proporcionar variables temporales, información e instrucciones estáticas (es decir, no cambiantes) u otra información intermedia a los procesadores durante la ejecución de las instrucciones por parte de éstos. Las instrucciones que se ejecutan incluyen, pero no se limitan a, algoritmos residentes de conversión y/o comparadores. La ejecución de secuencias de instrucciones no se limita a ninguna combinación específica de circuitos de hardware e instrucciones de software.
[0021] El estator de generador 120 está acoplado eléctricamente a un conmutador de sincronización de estator 206 a través de un bus de estator 208. En una realización de ejemplo, para facilitar la configuración del DFIG, el rotor de generador 122 está acoplado eléctricamente a un conjunto de conversión de potencia bidireccional 210 a través de un bus de rotor 212. Como alternativa, el rotor de generador 122 está acoplado eléctricamente al bus de rotor 212 a través de cualquier otro dispositivo que facilite la operación del sistema eléctrico y de control 200 tal como se describe en el presente documento. Como alternativa adicional, el sistema eléctrico y de control 200 está configurado como un sistema de conversión completa de potencia (no mostrado) que incluye un conjunto de conversión completa de potencia (no mostrado en la figura 2) similar en diseño y operación al conjunto de conversión de potencia 210 y acoplado eléctricamente al estator de generador 120. El conjunto de conversión completa de potencia facilita la canalización de la potencia eléctrica entre el estator de generador 120 y una red de transmisión y distribución de energía eléctrica (no mostrada). En la realización de ejemplo, el bus de estator 208 transmite potencia trifásica desde el estator de generador 120 al conmutador de sincronización de estator 206. El bus del rotor 212 transmite potencia trifásica desde el rotor de generador 122 al conjunto de conversión de potencia 210. En la realización de ejemplo, el conmutador de sincronización de estator 206 está acoplado eléctricamente a un disyuntor del transformador principal 214 a través de un bus de sistema 216. En una realización alternativa, se utilizan uno o más fusibles (no mostrados) en lugar del disyuntor del transformador principal 214. En otra realización, no se utilizan ni los fusibles ni el disyuntor del transformador principal 214.
[0022] El conjunto de conversión de potencia 210 incluye un filtro de rotor 218 que está acoplado eléctricamente al rotor del generador 122 a través del bus de rotor 212. Un bus de filtro del rotor 219 acopla eléctricamente el filtro del rotor 218 a un convertidor de potencia de lado de rotor 220, y el convertidor de potencia de lado de rotor 220 está acoplado eléctricamente a un convertidor de potencia de lado de línea 222. El convertidor de potencia de lado de rotor 220 y el convertidor de potencia de lado de línea 222 son puentes convertidores de potencia que incluyen semiconductores de potencia (no mostrados). En la realización de ejemplo, el convertidor de potencia de lado de rotor 220 y el convertidor de potencia de lado de línea 222 están configurados en una configuración trifásica de modulación por ancho de pulso (PWM) que incluye dispositivos de conmutación de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT) (no mostrados en la figura 2) que operan como se conoce en la técnica. Alternativamente, el convertidor de potencia de lado de rotor 220 y el convertidor de potencia de lado de línea 222 tienen cualquier configuración que utilice cualquier dispositivo de conmutación que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 tal como se describe en el presente documento. El conjunto de conversión de potencia 210 está acoplado en comunicación electrónica de datos con el controlador de turbina 202 para controlar el funcionamiento del convertidor de potencia de lado de rotor 220 y del convertidor de potencia de lado de línea 222.
[0023] En la realización de ejemplo, un bus de convertidor de potencia de lado de línea 223 acopla eléctricamente el convertidor de potencia de lado de línea 222 a un filtro de línea 224. Asimismo, un bus de línea 225 acopla eléctricamente el filtro de línea 224 a un contactor de línea 226. Además, el contactor de línea 226 está acoplado eléctricamente a un disyuntor de conversión 228 a través de un bus de disyuntor de conversión 230. Además, el disyuntor de conversión 228 está acoplado eléctricamente al disyuntor del transformador principal 214 a través del bus de sistema 216 y de un bus de conexión 232. Alternativamente, el filtro de línea 224 está acoplado eléctricamente al bus del sistema 216 directamente a través del bus de conexión 232 e incluye cualquier esquema de protección adecuado (no mostrado) configurado para tener en consideración la retirada del contactor de línea 226 y del disyuntor de conversión 228 del sistema eléctrico y de control 200. El disyuntor del transformador principal 214 está acoplado eléctricamente a un transformador principal de potencia eléctrica 234 a través de un bus de lado de generador 236. El transformador principal 234 está acoplado eléctricamente a un disyuntor de red 238 a través de un bus de lado de disyuntor 240. El disyuntor de red 238 está conectado a la red de transmisión y distribución de energía eléctrica a través de un bus de red 242. En una realización alternativa, el transformador principal 234 está acoplado eléctricamente a uno o más fusibles (no mostrados), en lugar de al disyuntor de red 238, a través del bus de lado de disyuntor 240. En otra realización, no se utilizan ni los fusibles ni el disyuntor de red 238, sino que el transformador principal 234 está acoplado a la red de transmisión y distribución de energía eléctrica a través del bus de lado de disyuntor 240 y del bus de red 242.
[0024] En la realización de ejemplo, el convertidor de potencia de lado de rotor 220 está acoplado en comunicación eléctrica con el convertidor de potencia de lado de línea 222 a través de un único enlace de CC 244. Alternativamente, el convertidor de potencia de lado de rotor 220 y el convertidor de potencia de lado de línea 222 están acoplados eléctricamente a través de enlaces de CC individuales y separados (no mostrados en la figura 2). El enlace de CC 244 incluye un carril positivo 246, un carril negativo 248 y al menos un condensador 250 acoplado entre el carril positivo 246 y el carril negativo 248. Alternativamente, el condensador 250 incluye uno o más condensadores configurados en serie y/o en paralelo entre el raíl positivo 246 y el raíl negativo 248.
[0025] El controlador de turbina 202 está configurado para recibir una pluralidad de señales de medición de tensión y corriente eléctrica de un primer conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 252. Además, el controlador de turbina 202 está configurado para supervisar y controlar al menos algunas de las variables operativas asociadas a la turbina eólica 100. En la realización de ejemplo, cada uno de los tres sensores de tensión y corriente eléctrica 252 está acoplado eléctricamente a cada una de las tres fases del bus de red 242. Como alternativa, los sensores de tensión y corriente eléctrica 252 están acoplados eléctricamente al bus de sistema 216. Como alternativa adicional, los sensores de tensión y corriente eléctrica 252 están acoplados eléctricamente a cualquier parte del sistema eléctrico y de control 200 que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 tal y como se describe en el presente documento. Como una alternativa más, el controlador de la turbina 202 está configurado para recibir cualquier número de señales de medición de tensión y corriente eléctrica de cualquier número de sensores de tensión y corriente eléctrica 252, incluyendo, pero sin limitarse a, una señal de medición de tensión y corriente eléctrica de un transductor.
[0026] Como se muestra en la figura 2, el sistema eléctrico y de control 200 también incluye un controlador del convertidor 262 que está configurado para recibir una pluralidad de señales de medición de tensión y corriente eléctrica. Por ejemplo, en una realización, el controlador de convertidor 262 recibe señales de medición de tensión y corriente eléctrica de un segundo conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 254 acoplados en comunicación electrónica de datos con el bus del estator 208. El controlador de convertidor 262 recibe un tercer conjunto de señales de medición de tensión y corriente eléctrica de un tercer conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 256 acoplados en comunicación electrónica de datos con el bus de rotor 212. El controlador de convertidor 262 también recibe un cuarto conjunto de señales de medición de tensión y corriente eléctrica de un cuarto conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 264 acoplados en comunicación electrónica de datos con el bus de interruptor de conversión 230. El segundo conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 254 es sustancialmente similar al primer conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 252, y el cuarto conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 264 es sustancialmente similar al tercer conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 256. El controlador de convertidor 262 es sustancialmente similar al controlador de turbina 202 y está acoplado en comunicación electrónica de datos con el controlador de turbina 202. Además, en la realización de ejemplo, el controlador del convertidor 262 está integrado físicamente dentro del conjunto de conversión de potencia 210. Alternativamente, el controlador del convertidor 262 tiene cualquier configuración que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 como se describe en el presente documento.
[0027] Durante el funcionamiento, las palas de impacto del viento 1081, 1082 y las palas 1081, 1082 transforman la energía eólica en un par mecánico de rotación que impulsa rotatoriamente el eje de baja velocidad 112 a través del buje 110. El eje de baja velocidad 112 acciona la multiplicadora 114, que posteriormente aumenta la velocidad de rotación del eje de baja velocidad 112 para accionar el eje de alta velocidad 116 a una velocidad de rotación mayor. En la realización de ejemplo, se puede utilizar un codificador 265 conectado al eje de baja velocidad 112 o al eje de alta velocidad 116 para medir una velocidad de rotación y/o una posición angular del eje respectivo y del rotor 106, respectivamente.
[0028] El eje 116 de alta velocidad acciona rotativamente el rotor del generador 122. Un campo magnético giratorio es inducido por el rotor de generador 122 y se induce una tensión dentro del estator de generador 120 que está acoplado magnéticamente al rotor de generador 122. El generador 118 convierte la energía mecánica rotativa en una señal de energía eléctrica sinusoidal y trifásica de corriente alterna (CA) en el estator de generador 120. La potencia eléctrica asociada se transmite al transformador principal 234 a través del bus de estator 208, el conmutador de sincronización de estator 206, el bus de sistema 216, el disyuntor de transformador principal 214 y el bus de lado de generador 236. El transformador principal 234 aumenta la amplitud de la tensión de la potencia eléctrica y la potencia eléctrica transformada se transmite además a una red a través del bus de lado de disyuntor 240, el disyuntor de red 238 y el bus de red 242.
[0029] En la realización de ejemplo, se proporciona una segunda vía de transmisión de potencia eléctrica. La potencia eléctrica de CA trifásica y sinusoidal se genera dentro del rotor de generador 122 y se transmite al conjunto de conversión de potencia 210 a través del bus de rotor 212. Dentro del conjunto de conversión de potencia 210, la potencia eléctrica se transmite al filtro de rotor 218 y la potencia eléctrica se modifica según la tasa de cambio de las señales PWM asociadas al convertidor de potencia de lado de rotor 220. El convertidor de potencia de lado de rotor 220 actúa como rectificador y rectifica la potencia sinusoidal trifásica de CA a potencia de CC. La potencia de CC se transmite al enlace de CC 244. El condensador 250 facilita la mitigación de las variaciones de amplitud de la tensión del enlace de CC 244 facilitando la mitigación de un rizado de CC asociado a la rectificación de CA.
[0030] La potencia de CC se transmite posteriormente desde el enlace de CC 244 al convertidor de potencia de lado de línea 222 y el convertidor de potencia de lado de línea 222 actúa como un inversor configurado para convertir la potencia eléctrica de CC del enlace de CC 244 en potencia eléctrica de CA trifásica y sinusoidal con tensiones, corrientes y frecuencias predeterminadas. Esta conversión se supervisa y controla a través del controlador de convertidor 262. La potencia de CA convertida se transmite desde el convertidor de potencia de lado de línea 222 al bus de sistema 216 a través del bus de convertidor de potencia de lado de línea 223 y el bus de línea 225, el contactor de línea 226, el bus de disyuntor de conversión 230, el disyuntor de conversión 228 y el bus de conexión 232. El filtro de línea 224 compensa o ajusta las corrientes armónicas en la potencia eléctrica transmitida desde el convertidor de potencia de lado de línea 222. El conmutador de sincronización de estator 206 está configurado para cerrarse y facilitar la conexión de la potencia trifásica del estator del generador 120 con la potencia trifásica del conjunto de conversión de potencia 210.
[0031] El disyuntor de conversión 228, el disyuntor de transformador principal 214 y el disyuntor de red 238 están configurados para desconectar los buses correspondientes, por ejemplo, cuando un flujo de corriente excesivo pueda dañar los componentes del sistema eléctrico y de control 200. También se proporcionan componentes de protección adicionales, incluyendo el contactor de línea 226, que puede controlarse para formar una desconexión abriendo un conmutador (no mostrado en la figura 2) correspondiente a cada línea de bus de línea 225.
[0032] El conjunto de conversión de potencia 210 compensa o ajusta la frecuencia de la potencia trifásica del rotor de generador 122 para los cambios, por ejemplo, de la velocidad del viento en el buje 110 y las palas 1081, 1082. Así, las frecuencias mecánicas y eléctricas del rotor se desacoplan de la frecuencia del estator. En consecuencia, el generador 118 es un generador de velocidad variable.
[0033] En algunas condiciones, las características bidireccionales del conjunto de conversión de potencia 210, y específicamente, las características bidireccionales del convertidor de potencia de lado de rotor 220 y del convertidor de potencia de lado de línea 222, facilitan la retroalimentación de al menos parte de la potencia eléctrica generada al rotor de generador 122. Más concretamente, la potencia eléctrica se transmite desde el bus de sistema 216 al bus de conexión 232 y, posteriormente, a través del disyuntor de conversión 228 y del bus de disyuntor de conversión 230 al conjunto de conversión de potencia 210. Dentro del conjunto de conversión de potencia 210, la potencia eléctrica se transmite a través del contactor de línea 226, el bus de línea 225 y el bus de convertidor de potencia de lado de línea 223 al convertidor de potencia de lado de línea 222. El convertidor de potencia de lado de línea 222 actúa como rectificador y rectifica la potencia CA sinusoidal y trifásica a potencia CC. La potencia de CC se transmite al enlace de CC 244. El condensador 250 facilita la mitigación de las variaciones de amplitud de la tensión del enlace de CC 244 facilitando la mitigación de un rizado de CC a veces asociado a la rectificación de CA trifásica.
[0034] La potencia de CC se transmite posteriormente desde el enlace de CC 244 al convertidor de potencia de lado de rotor 220 y el convertidor de potencia de lado de rotor 220 actúa como un inversor configurado para convertir la potencia eléctrica de CC transmitida desde el enlace de CC 244 en una potencia eléctrica de CA trifásica y sinusoidal con tensiones, corrientes y frecuencias predeterminadas. Esta conversión se supervisa y controla a través del controlador de convertidor 262. La potencia de CA convertida se transmite desde el convertidor de potencia de lado de rotor 220 al filtro de rotor 218 a través del bus de filtro de rotor 219 y se transmite posteriormente al rotor de generador 122 a través del bus de rotor 212, facilitando así el funcionamiento subsíncrono.
[0035] El conjunto de conversión de potencia 210 está configurado para recibir señales de control del controlador de turbina 202. Las señales de control se basan en las condiciones detectadas o en las características de funcionamiento de la turbina eólica 100 y del sistema eléctrico y de control 200. Las señales de control son recibidas por el controlador de turbina 202 y utilizadas para controlar la operación del conjunto de conversión de potencia 210. El sistema eléctrico y de control 200 puede utilizar la información de retorno de uno o más sensores para controlar el conjunto de conversión de potencia 210 a través del controlador de convertidor 262, incluyendo, por ejemplo, el bus de interruptor de conversión 230, las tensiones del bus de estator y del bus de rotor o la información de retorno de la corriente a través del segundo conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 254, el tercer conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 256 y el cuarto conjunto de sensores de tensión y corriente eléctrica 264. Utilizando esta información de retroalimentación, y por ejemplo, las señales de control para conmutar, las señales de control del interruptor de sincronización del estator y las señales de control (desconexión) de disyuntor de sistema pueden generarse de cualquier manera conocida. Por ejemplo, para un transitorio de tensión de red con características predeterminadas, el controlador de convertidor 262 suspenderá, al menos temporalmente, la conducción de los IGBT dentro del convertidor de potencia de lado de línea 222. Dicha suspensión de la operación del convertidor de potencia de lado de línea 222 mitigará sustancialmente la potencia eléctrica que se canaliza a través del conjunto de conversión de potencia 210 hasta aproximadamente cero.
[0036] Las figuras 3 y 4 son vistas esquemáticas de un parque eólico 500. En la realización de ejemplo, el parque eólico 500 incluye doce turbinas eólicas 501 a 512. Sin embargo, esto es sólo un ejemplo. El parque eólico 500 puede tener cualquier número de turbinas eólicas. En aras de claridad, cada una de las turbinas eólicas 501 a 512 se ilustra como un rectángulo que representa el plano de su rotor visto desde arriba. Además, las turbinas eólicas 501 a 512 forman, en aras de claridad, una cuadrícula bidimensional regular. Las turbinas eólicas del parque eólico 500 también pueden formar una cuadrícula no regular que se determina en una denominada fase de emplazamiento (“micro-sitting”) durante la planificación del parque eólico teniendo en cuenta las condiciones locales, en particular la dirección principal del viento y, por ejemplo, el perfil del paisaje en caso de que el parque eólico 500 sea un parque eólico terrestre. En otras realizaciones, el parque eólico 500 es un parque eólico marino.
[0037] En la realización de ejemplo ilustrada en la figura 3, las tres turbinas eólicas 501, 505, 509 son turbinas eólicas aguas arriba con respecto a la dirección del viento 28. Las otras turbinas eólicas son turbinas eólicas aguas abajo con respecto a las turbinas eólicas 501, 505, 509. Obsérvese que las turbinas eólicas 502, 506, 510 de la figura 3 también representan turbinas eólicas aguas arriba de las turbinas eólicas 503, 504, 507, 508, 511 y 512. Además, la dirección del viento 28 puede cambiar durante la operación del parque eólico 500. En consecuencia, una turbina eólica que está aguas abajo con respecto a otra turbina eólica en la figura 3 puede convertirse en aguas arriba con respecto a esta turbina eólica.
[0038] Debido a los efectos de la estela, al menos la velocidad local del viento puede reducirse en las turbinas eólicas situadas más abajo. Esto se ilustra en la figura 3 por la longitud de las flechas que representan la velocidad local, que se reduce con más fuerza cuanto más aguas abajo se encuentre la turbina eólica en el parque eólico 500. Debido a la captación de potencia de una turbina eólica situada más aguas arriba, la velocidad del flujo de aire se reduce detrás de esta turbina eólica, por ejemplo, a aproximadamente un tercio de la velocidad del flujo de aire delante de esta turbina eólica. Además, se suelen formar vórtices detrás del rotor de esta turbina eólica. Esto se debe a que el aire contrarresta el par de las palas y, en parte, a los efectos aerodinámicos relacionados con el tamaño finito de las palas del rotor. Como consecuencia, suele formarse un campo de estela turbulenta a continuación de la turbina eólica. En consecuencia, el campo de estela producido por una turbina eólica situada más aguas arriba puede no sólo reducir la potencia de una turbina eólica situada más aguas abajo en el parque eólico, sino también aumentar las cargas turbulentas en el rotor eólico de la turbina eólica situada más aguas abajo. Obsérvese que el déficit de viento y/o la turbulencia del viento medidos en la turbina eólica situada más aguas abajo pueden utilizarse como medida del efecto estela y de la influencia de la estela, respectivamente.
[0039] Los efectos de estela pueden provocar pérdidas importantes. Estas pérdidas pueden ascender hasta cerca del 40% en términos de producción anual de energía (AEP) para ciertas disposiciones de turbinas eólicas. Estos efectos pueden ser incluso más importantes en los parques eólicos marinos. Debido a la baja intensidad de las turbulencias, el proceso de mezcla que permite una recuperación relativamente rápida del flujo de aire es muy bajo en comparación con los parques eólicos en tierra. Esto significa que la estela persiste durante distancias comparativamente largas.
[0040] Para evitar los efectos de estela, las turbinas eólicas de un parque eólico pueden colocarse en una zona más amplia para reducir la interacción con la estela. Sin embargo, esto aumenta el coste global. Por ejemplo, el espacio entre las turbinas eólicas puede, dependiendo del diámetro del rotor, ser mayor de unas 8 a 12 veces el diámetro del rotor. Esto reduce el número de turbinas que se pueden colocar en una superficie determinada y, por tanto, crea una desventaja comercial.
[0041] Según una realización, los ángulos de orientación de las turbinas eólicas del parque eólico 500 se controlan de forma coordinada de manera que, en unas condiciones de viento determinadas, se incremente la producción total de potencia. Para ello, se determina típicamente un conjunto consignas de ángulo de orientación deseados que consiste en una consigna de ángulo de orientación deseado para cada una de las turbinas eólicas 501 a 512 y se emite a las turbinas eólicas 501 a 512 de manera que se espera que la producción total de potencia aumente y sea mayor, respectivamente, en comparación con la operación independiente de las turbinas eólicas 501 a 512. En consecuencia, se incrementa la captación de energía del parque eólico 500. La operación independiente de las turbinas eólicas corresponde a un esquema de control en el que cada una de las turbinas eólicas 501 a 512 intenta optimizar su producción de potencia con unas limitaciones de carga dadas y operar su sistema de orientación durante la operación normal con una consigna de ángulo de orientación cero, respectivamente. Por consiguiente, la operación independiente de las turbinas eólicas 501 a 512 corresponde a la alineación del eje de orientación de las turbinas eólicas con la dirección local del viento. De forma diferente, el control coordinado de la orientación de las turbinas eólicas, que en lo sucesivo también se denominará control cooperativo de la orientación, da lugar a que al menos una de las turbinas eólicas opere temporalmente con una consigna de ángulo de orientación distinta de cero. Las turbinas eólicas que funcionan con una consigna de ángulo de orientación distinto de cero también pueden denominarse turbinas eólicas facilitadoras, ya que facilitan la captación de potencia de otras turbinas eólicas situadas aguas abajo que funcionan con una consigna de ángulo de orientación cero y que también pueden denominarse turbinas eólicas de producción normal.
[0042] En la realización de ejemplo, la operación independiente de las turbinas eólicas 501 a 512 como se ilustra en la figura 3 puede, debido a las interacciones de estela de las turbinas eólicas, no dar lugar a la mayor producción de energía posible del parque eólico 500. En tal situación, un sistema de control del parque eólico suele determinar y emitir un conjunto de consignas de ángulo de orientación deseados para las turbinas eólicas, de modo que se incremente la producción global de energía del parque eólico 500. En la realización de ejemplo, el conjunto de consignas de ángulo de orientación deseado {yí, i=1... 12} tiene consignas de ángulo de orientación deseado distintos de cero para las turbinas eólicas 501,502, 503, 509, 510, 511. En consecuencia, el rotor de estas turbinas eólicas girará como se ilustra en la figura 4. En lo que sigue, se utilizan corchetes para indicar conjuntos de variables y valores, respectivamente. En aras de claridad, en la figura 4 sólo se muestra el eje del rotor 5019 y el ángulo de orientación deseado resultante Y1 de la turbina eólica 501, así como el eje de rotor 5029 y el ángulo de orientación deseado resultante Y2 de la turbina eólica 502. Si bien la producción de potencia de algunas de las turbinas eólicas 501, 502, 503, 509, 510, 511 de la figura 4 puede disminuir en comparación con la operación independiente de las mismas, esto se ve compensado por el aumento de la producción de potencia global de las turbinas eólicas restantes. Por ejemplo, la producción de potencia de las turbinas eólicas 501 y 509 que están parcialmente giradas fuera del viento para desviar el flujo de aire a sotavento (“downwind”) se reducirá, pero esto se compensa en exceso por el aumento de la velocidad del viento en la ubicación de las turbinas eólicas 506, 507, 508, como indican las flechas adicionales en comparación con la figura 4. Esto muestra que el flujo de aire puede concentrarse parcialmente en algunas de las turbinas eólicas. En consecuencia, puede aumentar la producción de potencia del parque eólico 500. Esto se explica con más detalle a continuación en relación con la figura 5. Además, el control cooperativo de orientación puede tenerse en cuenta ya durante la planificación del parque eólico 500 en una fase de emplazamiento. En consecuencia, la producción anual de potencia del parque eólico 500 puede aumentar aún más y/o reducir el espacio necesario del parque eólico 500.
[0043] Para realizar el control de orientación cooperativo se suele utilizar el siguiente conjunto de sensores por turbina: un anemómetro para la medición de la velocidad del viento o cualquier otro sensor o sensor virtual que proporcione la medición de la velocidad del viento, por ejemplo, un estimador de la velocidad del viento, un estimador de la turbulencia, un sensor de la dirección del viento, por ejemplo, una veleta, un LIDAR, un sistema de medición de las vibraciones y un medidor de potencia para medir la potencia entregada a la red.
[0044] La información proporcionada por los diferentes sensores puede estar centralizada en un centro del parque eólico donde se implementa el control coordinado o distribuida por el parque eólico. En este último caso, cada turbina eólica puede comunicarse con las demás turbinas y elegir su consigna de ángulo de orientación deseado de forma que se maximice la potencia de todo el parque eólico y se mantengan las cargas en niveles aceptables.
[0045] La figura 5 es una vista esquemática de un parque eólico 600. El parque eólico 600 es similar al parque eólico 500 explicado anteriormente con respecto a las figuras 3, 4. Sin embargo, el parque eólico 600 incluye cinco turbinas eólicas 601 a 605 que están dispuestas en fila.
[0046] En la realización de ejemplo, la turbina eólica 601 más adelantada tiene un rotor más pequeño con respecto a las demás. La figura 6 ilustra una producción de potencia global calculada g en % del parque eólico 600 en función del ángulo de orientación y entre la dirección del viento 28 y un eje del rotor 6019 de la turbina eólica 601 y de la consigna del ángulo de orientación deseado y de la turbina eólica 601, respectivamente. Se supone que las demás turbinas eólicas 602 a 605 funcionan con una consigna de ángulo de orientación cero.
[0047] Para ángulos de orientación y superiores a unos 12° (o inferiores a unos -12°) se puede conseguir un aumento de más del 1% de la producción global de potencia. Dependiendo de la velocidad del viento, no puede superarse un ángulo de orientación máximo de unos 30° o 40° grados para limitar las cargas mecánicas de la turbina eólica 501. Las turbinas eólicas que están equipadas con un control de carga avanzado que está configurado para controlar individualmente los ángulos de orientación de las palas del rotor pueden permitir ángulos de orientación máximos más altos, por ejemplo, ajustando cíclicamente los ángulos de orientación en condiciones de viento constante. Por lo tanto, las turbinas eólicas de los parques eólicos aquí explicados suelen incluir un control de carga avanzado. En consecuencia, la producción anual de energía del parque eólico puede aumentar aún más.
[0048] La figura 7 es una vista esquemática de un parque eólico 700. El parque eólico 700 es similar al parque eólico 500 explicado anteriormente con respecto a las figuras 3, 4. En la realización de ejemplo, el parque eólico 700 incluye cuatro turbinas eólicas 701,702, 703, 704 con respectivos rotores 7016, 7026, 7036, 7046 y un sistema de control 400. Cada turbina eólica 701,702, 703, 704 incluye un sistema de orientación que está configurado para ajustar un ángulo de orientación entre el eje de rotor respectivo 7019, 7029, 7039, 7049 y una dirección local del viento 282, 282, 283, 284 de acuerdo con una consigna de ángulo de orientación. Como se ha explicado anteriormente, el sistema de control puede estar distribuido de forma centralizada en las turbinas eólicas. Esto también se aplica a un sistema de detección de viento del parque eólico 700 que suele estar configurado para determinar la dirección local del viento y la velocidad local del viento para cada una de las turbinas eólicas 701 a 704. Típicamente, el sistema de detección de viento incluye, para cada uno de las turbinas eólicas 701 a 704, una veleta situada en la turbina eólica respectiva o cerca de ella, un anemómetro situado en la turbina eólica respectiva o cerca de ella y/o un estimador del viento y/o un estimador de la intensidad de las turbulencias.
[0049] La figura 8 es una vista esquemática del sistema de control 400 del parque eólico 700. En la realización de ejemplo, las velocidades y direcciones locales actuales del viento, es decir, una condición real del viento en el momento actual t{v1 (t), v2(t)}, se determinan mediante las turbinas eólicas 701,702 como se indica en los recuadros 301, 302 que forman parte del sistema de detección de viento del parque eólico 700. Obsérvese que, en aras de claridad, en la figura 8 sólo se ilustran dos de las cuatro turbinas eólicas de ejemplo y que la parte restante del sistema de detección de viento está formada normalmente por las demás turbinas eólicas.
[0050] En la realización de ejemplo, el sistema de control 400 incluye un predictor de viento 420 que está conectado con las turbinas eólicas 701, 702 y configurado para recibir la condición del viento {v1 (t), v2(t)} y para predecir en función de un conjunto de valores de entrada {iY1, íy4 para las consignas de ángulo de orientación de las turbinas eólicas 701, 702, una condición de viento esperada correspondiente {vx1, vx2} con vectores de viento locales esperados vx1, vx2 para las turbinas eólicas 701, 702. El predictor de viento 420 puede realizar una simulación hidrodinámica, pero también puede utilizar estimaciones que, por ejemplo, pueden basarse en interpolaciones entre valores de tablas de consulta o similares.
[0051] El sistema de control 400 incluye además un estimador de potencia y carga 450 que está conectado con el predictor de viento 420. El estimador de potencia y carga 450 está configurado para recibir la condición de viento prevista {vx1, vx2} y el conjunto de valores de entrada {iY1, íy4 y para estimar una producción de potencia total P de las turbinas eólicas de las dos turbinas eólicas de ejemplo 701, 702. Típicamente, el estimador de potencia y carga 450 también está configurado para estimar un conjunto de cargas {N} para las turbinas eólicas 701,702.
[0052] Según una realización, el sistema de control 400 está configurado para determinar un conjunto de consignas de ángulo de orientación deseados {Y1(t+1), Y2(t+1)} para un tiempo próximo t+1, de modo que el valor total de la producción de potencia P estimado por el estimador de potencia 450 sea mayor cuando el conjunto de consignas de ángulo de orientación deseados {Y1 (t+1), Y2(t+1)} se utiliza como conjunto de valores de entrada {iY1 (t+1), iY2(t+1)} en comparación con la utilización de un conjunto de valores actuales de las consignas de ángulo de orientación {Y1 (t), Y2(t)} de los sistemas de orientación de las turbinas eólicas 701, 702 como conjunto de valores de entrada {iY1 (t+1), iY2(t+1).
[0053] Además, el sistema de control 400 suele estar conectado con las turbinas eólicas y configurado para emitir el conjunto consignas de ángulo de orientación deseado {Y1 (t+1), Y2(t+1)} a las turbinas eólicas 701, 702. En consecuencia, la producción global de potencia del parque eólico 700 puede aumentar.
[0054] Para ello, el sistema de control 400 puede incluir un módulo de evaluación 410 que está conectado al predictor de viento 420 y al estimador de potencia y carga 450 y está configurado para alimentar el conjunto de valores de entrada {iY1 (t+1), iY2(t+1)} al predictor de viento 420 y para recibir la producción de potencia estimada P y, normalmente, también el conjunto de cargas estimadas {N} del estimador de potencia y carga 450.
[0055] De forma alternativa o adicional, se puede medir el conjunto de cargas {N}. Las cargas {N} se consideran típicamente como una restricción en el problema de maximización que puede formularse como maximizar la potencia P de manera que las cargas {N} permanezcan por debajo de unas restricciones de carga dadas. Por ejemplo, se puede solicitar que cada una de las cargas {N} sea inferior a un umbral de carga. También pueden incluirse otras restricciones de operatividad.
[0056] En la realización de ejemplo, el módulo de evaluación 410 está conectado con las turbinas eólicas 701,702 y configurado para emitir las consignas de ángulo de orientación deseado Y1 (t+1), Y2(t+1) a las respectivos turbinas eólicas 701,702. Además, el módulo de evaluación 410 puede estar configurado para recibir las producciones de potencia actuales Pi(t), P2(t) y los valores de carga actuales Ni(t), N2(t) de las turbinas eólicas 701, 702. Las producciones de potencia actual P1 (t), P(t) y los valores de carga actual N21 (t), N2(t) suelen transferirse al predictor de viento 420, donde también pueden utilizarse como valores de entrada para determinar la condición del viento previsto. Alternativamente, las producciones de potencia actuales P1 (t), P2(t) y los valores de carga actuales N1(t), N2(t) de las turbinas eólicas 701,702 pueden introducirse directamente en el predictor de viento 420. Además, los parámetros de condición adicionales y/o las consigna, como los ángulos de pitch, suelen utilizarse como valores de entrada adicionales del predictor del viento 420.
[0057] Para determinar el conjunto de consignas de ángulo de orientación deseado {Y1(t+1), Y2(t+1)}, el módulo de evaluación 410 puede variar el conjunto de valores de entrada {iy1 (t+1), iY2(t+1)} y otras consignas como los ángulos de pitch de las turbinas eólicas 701, 702 para el predictor de viento 420 que estima las correspondientes condiciones de viento esperadas {vx1(t+1), vx2(t+1)} que se utilizan como entradas para calcular la producción total de potencia P y las cargas correspondientes {N} en el estimador de potencia y carga 450 hasta que la producción de potencia P se maximiza para la condición de viento esperada bajo la restricción de que las cargas {N} se mantienen por debajo de las restricciones de carga dadas. El algoritmo de optimización utilizado puede basarse en un descenso de gradiente del tipo búsqueda de extremos que puede no requerir un modelo del sistema a optimizar. Además, pueden optimizarse otras consignas, como las consignas de ángulo de pitch, y enviarse a las turbinas eólicas.
[0058] Según una realización, el sistema de control 400, está configurado para determinar una influencia de estela {W}, por ejemplo un conjunto de influencias de estela entre pares de turbinas eólicas, entre las turbinas eólicas 701, 702. En la realización de ejemplo, esta función la realiza el estimador de viento 420. Sin embargo, esto es sólo un ejemplo. El módulo de evaluación 420 sólo puede iniciar la búsqueda del conjunto de consignas de ángulo de orientación deseado {Y1 (t+1), Y2(t+1)} para la siguiente etapa de tiempo t+1 y emitir el conjunto de consignas del ángulo de orientación deseado a las turbinas eólicas 701, 702 cuando la influencia de la estela {W} entre al menos dos turbinas eólicas sea superior a un umbral determinado.
[0059] Normalmente, se utiliza una fluctuación relativa de la condición del viento, por ejemplo de la velocidad del viento local, como medida de la influencia de la estela {W}. Alternativa o adicionalmente, se pueden utilizar los niveles de vibración y las fluctuaciones de potencia para determinar la influencia de la estela {W}.
[0060] Según una realización, se utiliza un modelo de estela para encontrar los ángulos de orientación óptimos que maximizan la potencia de salida del grupo del parque eólico sometido a orientación con unas limitaciones de carga dadas.
[0061] En un parque eólico de mayor tamaño, el algoritmo de detección de estelas utilizado puede basarse en la comparación y clasificación de las diferentes turbinas eólicas. A continuación se explican con más detalle los métodos para el control coordinado de orientación que suele utilizar el sistema de control 400.
[0062] La figura 9 es un diagrama de flujo de un método 2000 para operar un parque eólico, por ejemplo un parque eólico como el explicado anteriormente con respecto a las figuras 3 a 8.
[0063] En un bloque 1100, se seleccionan al menos dos turbinas eólicas del parque eólico. Cada una de las al menos dos turbinas eólicas incluye un sistema de orientación que funciona con una consigna de ángulo de orientación actual respectivo. Las al menos dos turbinas eólicas forman al menos un subconjunto de las turbinas eólicas del parque eólico. En el proceso de selección, puede utilizarse información de la topología del parque eólico, por ejemplo la posición de las turbinas eólicas.
[0064] Normalmente, el parque eólico se agrupa en varios subconjuntos que pueden corresponder a diferentes zonas o sectores del parque eólico. Sin embargo, el método también puede realizarse para todas las turbinas eólicas del parque eólico sin agruparlas. La agrupación, es decir, la división del parque eólico en subconjuntos, permitirá reducir el tiempo de cálculo al coordinar selectivamente los ángulos de orientación en una región específica.
[0065] Según una realización, la agrupación se lleva a cabo fuera de línea, por ejemplo en una fase de emplazamiento.
[0066] Además, la agrupación puede cambiar cuando cambia la dirección ambiental del viento. En consecuencia, el control del parque eólico puede utilizar -en función de la dirección ambiental del viento- una agrupación diferente del parque eólico que puede haber sido determinada fuera de línea, por ejemplo en una fase de emplazamiento.
[0067] En un bloque posterior 1200, se determina la condición del viento. Por ejemplo, cada turbina eólica del subconjunto (o de todo el parque eólico) envía sus valores actuales reales de velocidad del viento local, dirección del viento local y/o una intensidad de turbulencia local actual, así como los valores actuales reales de producción de potencia, posición de orientación y/o nivel de vibración a un sistema de control centralizado o a las turbinas eólicas vecinas del subconjunto cuando se utiliza una arquitectura de control distribuido. En lugar de los valores
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de corriente reales, pueden enviarse valores promediados a corto plazo, es decir, valores promediados a lo largo de unos segundos o, como máximo, de unos diez segundos. Además, pueden enviarse valores reales de corriente para los ángulos de pitch y los indicadores de carga actuales al sistema de control centralizado y a los aerogeneradores vecinos, respectivamente. Normalmente, cada turbina eólica incluye una veleta para medir la dirección local del viento y un anemómetro para medir la velocidad local del viento y/o un estimador de la velocidad del viento y/o un estimador de la intensidad de las turbulencias.
[0068] Obsérvese que las secuencias de los bloques 1100 y 1200 también pueden invertirse, por ejemplo, cuando el control del parque eólico elige una agrupación predeterminada del parque eólico en función de la dirección del viento ambiente y/o de la velocidad del viento.
[0069] En un bloque posterior 1300, se determina si el efecto de la estela es mayor que un umbral determinado. Típicamente, se utiliza un algoritmo de detección de estelas para cada subconjunto. El algoritmo de detección de estela incluye típicamente la comparación de la velocidad del viento dada por el anemómetro de la respectiva turbina eólica para determinar una intensidad de turbulencia y/o un déficit de viento como medida del efecto estela. La intensidad de la turbulencia puede calcularse como la desviación estándar del viento dividida por la velocidad media del viento. Estas cantidades pueden calcularse de forma iterativa utilizando una media móvil de la velocidad del viento y un cálculo iterativo de la desviación estándar. De este modo, la intensidad de la turbulencia puede calcularse en línea. Esto reduce los requisitos de almacenamiento de datos y puede facilitar el cálculo. Además, la intensidad de las turbulencias y/o el déficit de viento son, según la invención, objeto de una verificación mediante la producción de potencia y la actividad de pitch de la turbina eólica utilizando, por ejemplo, un modelo dinámico.
[0070] Cuando el efecto de estela es inferior o igual al umbral, el método vuelve en la siguiente etapa temporal al bloque 1100 o al bloque 1200 cuando el parque eólico se opera con una agrupación fija. De lo contrario, en un bloque 1400 se determinan las consignas de ángulo de orientación deseados para cada una de las turbinas eólicas del subconjunto, de modo que se espera que la producción total de potencia del subconjunto aumente en comparación con la operación de los sistemas de orientación de cada una de las al menos dos turbinas eólicas con la respectiva consigna de ángulo de orientación actual en las condiciones de viento. En el bloque 1400 puede utilizarse un algoritmo que calcule una solución a un problema de optimización en línea en el que las variables de control sean las consignas de ángulo de orientación de todas las turbinas eólicas del subconjunto. Esto puede hacerse de forma similar a lo explicado anteriormente con respecto a la figura 8.
[0071] Para determinar las consignas de ángulo de guiñada deseados, las condiciones locales del viento, es decir, las velocidades y direcciones del viento en la ubicación respectiva de las turbinas eólicas, suelen predecirse para una etapa de tiempo próxima durante, por ejemplo, el uso de un modelo aerodinámico o una simulación teniendo en cuenta además los vectores locales del viento, los ángulos de orientación, las consignas de potencia y/o las consignas de pitch de las turbinas eólicas medidos previamente. A continuación, las consignas de ángulo de orientación deseadas se emiten a las turbinas eólicas del subconjunto en un bloque 1500. De este modo, se puede aumentar la producción de potencia de al menos el subconjunto.
[0072] En una etapa siguiente, el método vuelve al bloque 1100 para garantizar un control en bucle cerrado del parque eólico.
[0073] En lugar de determinar en el bloque 1300 si el efecto de la estela es inferior o igual al umbral, se puede determinar si se espera que el efecto de la estela sea inferior o igual al umbral. Este puede ser el caso, por ejemplo, cuando la dirección del viento se desvía de una dirección del viento principal o dominante, que se produce con más frecuencia que otra, mediante un ángulo dependiente de la velocidad del viento.
[0074] Según una realización, el método 100 se lleva a cabo de forma independiente para diferentes subconjuntos de turbinas eólicas del parque eólico, por ejemplo en paralelo. De este modo se garantiza el aumento de la producción anual de potencia del parque eólico en operación.
[0075] Obsérvese que el método 1000 también puede utilizarse, en una realización no reivindicada, en estudios de emplazamiento para planificar la colocación de turbinas eólicas en el parque eólico. En esta realización, las condiciones de viento que se determinan en el bloque 1200 pueden corresponder a las condiciones de viento típicas de la zona en la que se va a construir el parque eólico. De este modo, la superficie utilizada del parque eólico puede reducirse, ya que las turbinas eólicas pueden colocarse más cerca unas de otras y en posiciones diferentes, en comparación con si sólo se consideran las turbinas eólicas de operación independiente. Esto se aplica también al método explicado con respecto a la figura 10.
[0076] La figura 10 es un diagrama de flujo de un método 2000 para operar un parque eólico, por ejemplo un parque eólico como el explicado anteriormente con respecto a las figuras 3 a 7.
[0077] De forma similar a lo explicado anteriormente con respecto a la figura 9, en un bloque 2210 se determina una condición de viento y en un bloque posterior 2300 se determina si un efecto de estela entre al menos dos turbinas eólicas es mayor que un umbral.
[0078] Por ejemplo, las fluctuaciones del viento que se miden en las ubicaciones de las turbinas eólicas y/o se estiman a partir de las producciones de potencia de las turbinas eólicas individuales pueden utilizarse como medida del efecto estela.
[0079] Si el efecto de la estela no supera el umbral, el método 2000 vuelve en la siguiente etapa temporal al bloque 2210, como indica la flecha.
[0080] De lo contrario, el método 2000 pasa a un bucle secundario 2400 para determinar una consigna de ángulo de orientación deseado para las turbinas eólicas, de modo que se espera que la producción total de potencia de las turbinas eólicas aumente en comparación con la operación independiente de los sistemas de orientación de las turbinas eólicas.
[0081] En la realización de ejemplo, el bucle secundario 2400 se implementa como un bucle de repetición-hasta (“repeat-until loop”). En primer lugar, se modifica un conjunto consignas de ángulo de orientación deseado en un bloque 2410. A continuación, en un bloque 2420 se determinan las condiciones locales de viento esperadas, típicamente los vectores locales de viento esperados, que corresponden al flujo de aire cuando las turbinas eólicas operan con el conjunto consignas de ángulo de orientación deseados. Las condiciones locales de viento esperadas pueden estimarse mediante una simulación del flujo de aire al menos a sotavento de las turbinas eólicas más a barlovento (“upwind”) del parque eólico.
[0082] A continuación, se calcula una producción de potencia esperada resultante en un bloque 2430.
[0083] El bucle secundario 2400 se lleva a cabo típicamente hasta que la producción de potencia esperada se maximiza sustancialmente a determinadas cargas máximas aceptables para las turbinas eólicas.
[0084] A continuación, las consignas de ángulo de orientación deseados se emiten a las turbinas eólicas y se utilizan para controlar los sistemas de orientación de las turbinas eólicas en un bloque 2500.
[0085] El método 2000 también suele controlar el parque eólico en bucle cerrado. En consecuencia, el método 2000 suele volver al bloque 2210 en la siguiente etapa temporal.
[0086] Según una realización, el método 2000 se lleva a cabo de forma independiente para diferentes subconjuntos de turbinas eólicas del parque eólico que pueden estar agrupadas como se ha explicado anteriormente con respecto a la figura 9.
[0087] Varios de los sistemas y métodos descritos anteriormente facilitan el aumento de la producción anual de energía de los parques eólicos y/o de la superficie utilizada de un parque eólico mediante el control coordinado de orientación. Más concretamente, el control de orientación se coordina al menos para un subconjunto de turbinas eólicas del parque eólico. En consecuencia, puede reducirse la interacción de la estela entre las turbinas eólicas de al menos el subconjunto, de manera que se aumenta la producción global de energía de al menos el subconjunto.
[0088] Según una realización no reivindicada, un método para operar un parque eólico incluye la determinación de una condición de viento, la determinación de un efecto de estela entre al menos dos turbinas eólicas que forman al menos un subconjunto del parque eólico, cada una de las cuales tiene un sistema de orientación, y la determinación de una consigna de ángulo de orientación deseado para cada una de las al menos dos turbinas eólicas, de modo que se aumente o se espere que se aumente una producción total de potencia de al menos el subconjunto en comparación con la operación de manera independiente de los sistemas de orientación de cada una de las al menos dos turbinas eólicas.
[0089] Según una realización no reivindicada, un método para operar un parque eólico incluye seleccionar al menos dos turbinas eólicas del parque eólico, cada una de las al menos dos turbinas eólicas que comprende un sistema de orientación que opera en una consigna de ángulo de orientación actual respectivo, las al menos dos turbinas eólicas que forman al menos un subconjunto de las turbinas eólicas del parque eólico, determinando una condición de viento, y determinando una consigna de ángulo de orientación deseado para cada una de las al menos dos turbinas eólicas, de modo que la producción total de potencia del subconjunto aumente o al menos se espere que aumente en comparación con la operación de los sistemas de orientación de cada una de las al menos dos turbinas eólicas con la respectiva consigna de ángulo de orientación actual en la condición de viento.
[0090] Las realizaciones de ejemplo de sistemas y métodos para la operación de una turbina eólica y un parque eólico se han descrito anteriormente en detalle.
[0091] Aunque características específicas de varias realizaciones de la invención pueden mostrarse en algunos dibujos y no en otros, esto es sólo por conveniencia.
[0092] Esta descripción escrita utiliza ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para permitir a cualquier persona experta en la materia practicar la invención. En lo que antecede se han divulgado diversas realizaciones específicas. El alcance de la invención está definido por las reivindicaciones.
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Claims (6)

REIVINDICACIONES
1. Un método para operar un parque eólico (500, 600, 700), que comprende
seleccionar al menos dos turbinas eólicas (501 - 512) del parque eólico (500), cada una de las al menos dos turbinas eólicas (501 - 512) comprende un sistema de orientación (56) que opera con una consigna de ángulo de orientación actual respectivo, formando las al menos dos turbinas eólicas al menos un subconjunto de las turbinas eólicas del parque;
determinar una condición de viento basada, al menos en parte, en una o más mediciones de viento; determinar un efecto de estela entre las al menos dos turbinas eólicas (501 - 512) basándose al menos en parte en la condición del viento, en el que determinar el efecto de estela incluye comparar la velocidad del viento dada por un anemómetro de la respectiva turbina eólica (501 - 512) para determinar una intensidad de turbulencia y/o un déficit de viento como medida del efecto de estela, y en el que la intensidad de turbulencia y/o el déficit de viento se verifican utilizando la producción de potencia y la actividad de pitch de la turbina eólica (501 - 512),
en el que la verificación incluye el uso, por ejemplo, de un modelo dinámico de la turbina eólica (501 -512);
determinar una consigna de ángulo de orientación deseado para cada una de las al menos dos turbinas eólicas (501 - 512) de manera que la producción total de potencia de al menos el subconjunto sea mayor en comparación con la operación independiente de los sistemas de orientación de cada una de las al menos dos turbinas eólicas (501 - 512) con dicha consigna de ángulo de orientación actual respectivo, en el que las consignas de ángulo de orientación deseados sólo se determinan cuando el efecto de estela es superior a un umbral predefinido,
en el que determinar la consigna de ángulo de orientación deseado comprende
estimar un vector de viento local esperado para al menos una de las al menos dos turbinas eólicas (501 - 512) utilizando al menos la condición del viento como entrada y limitando una carga esperada para al menos una de las al menos dos turbinas eólicas; y
utilizar las consignas de ángulo de orientación deseado para controlar los sistemas de orientación de las al menos dos turbinas eólicas (501 - 512).
2. El método de la reivindicación 1, en el que la estimación del vector de viento local esperado comprende la simulación de un flujo de viento a sotavento de al menos uno de las dos turbinas eólicas.
3. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que determinar el efecto estela comprende determinar un aumento de la vibración de al menos una de las dos turbinas eólicas.
4. Un parque eólico (500, 600, 700), que comprende:
al menos dos turbinas eólicas (701 - 704), cada una de las cuales comprende un rotor con un eje de rotor (7019 - 7049), un generador conectado al rotor y un sistema de orientación (56) que está configurado para ajustar un ángulo de orientación entre el eje del rotor y una dirección local del viento (28) de acuerdo con una consigna de ángulo de orientación (y1, y2);
un sistema de detección de viento (301, 302) que está configurado para determinar una condición de viento que comprende la dirección local de viento y una velocidad local de viento para cada una de las al menos dos turbinas eólicas (701 - 704); y
un sistema de control (400) configurado para aplicar el método de cualquier reivindicación anterior.
5. El parque eólico (500, 600, 700) de la reivindicación 4, en el que el sistema de control (400) comprende al menos uno de:
un predictor de viento (420) configurado para recibir la condición de viento y predecir, en función de un conjunto de valores de entrada (íy1 (t+1), iY2(t+1)) para las consignas de ángulo de orientación (y1, y2), una condición de viento esperada (vx1, vx2) que comprende un vector de viento local esperado para cada una de las al menos dos turbinas eólicas (701 - 704); y
un estimador de potencia y carga (450) configurado para recibir la condición de viento esperada (vx1, vx2) y el conjunto de valores de entrada (íy1 (t+1), iY2(t+1)), y configurado para estimar una producción de potencia total (P) de los generadores de las al menos dos turbinas eólicas (701 - 704),
en el que el sistema de control (400) está configurado para determinar un conjunto de consignas de ángulo de orientación deseados de manera que el valor total de la producción de potencia (P) estimada por el estimador de potencia (450) sea mayor cuando se utiliza el conjunto consignas de ángulo de orientación deseados como conjunto de valores de entrada (íy1 (t+1) iY2(t+1)) en comparación con la utilización de un conjunto de valores actuales de las consignas de ángulo de orientación (y1, y2) de los sistemas de orientación de las al menos dos turbinas eólicas (701 - 704) como conjunto de valores de entrada (íy1 (t+1), iY2(t+1))
6. El parque eólico (500, 600, 700) de la reivindicación 4 o 5, en el que el sistema de detección de viento comprende para cada una de las al menos dos turbinas eólicas (701 - 704) al menos una de una veleta de viento, un anemómetro y un estimador de viento.
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