ES2945814T3

ES2945814T3 - Sistema para determinar la potencia disponible de un parque eólico

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Publication number: ES2945814T3
Application number: ES19181166T
Authority: ES
Inventors: Jens Geisler
Original assignee: Siemens Gamesa Renewable Energy Service GmbH
Current assignee: Siemens Gamesa Renewable Energy Service GmbH
Priority date: 2018-06-19
Filing date: 2019-06-19
Publication date: 2023-07-07
Anticipated expiration: 2039-06-19
Also published as: DK3587805T3; DE102018004816A1; EP3587805A1; EP3587805B1

Abstract

Un método para determinar una potencia diferencial entre la potencia de salida de un parque eólico que realmente se alimenta a una red de suministro en condiciones límite dadas y la potencia de salida máxima posible del parque eólico en condiciones límite se caracteriza por los siguientes pasos: a. Operar el parque eólico bajo las condiciones límite dadas, con al menos una instalación de energía eólica operando en un estado de estrangulación; b. Determinar una variable de rendimiento de una instalación de energía eólica seleccionada que prevalece bajo las condiciones de contorno; c. Usar un modelo de retardo para estimar una variable de rendimiento estrangulada simulada de la instalación de energía eólica seleccionada, teniendo en cuenta en el modelo de retardo las condiciones límite dadas y el estado de estrangulamiento de al menos una instalación de energía eólica; d. Usar el modelo de retardo para estimar una variable de rendimiento máximo simulado del aerogenerador seleccionado, teniendo en cuenta las condiciones de contorno dadas en el modelo de retardo y asumiendo que el parque eólico funciona en el estado sin estrangulación; e. determinando un máx. corregido. tamaño de rendimiento para la turbina eólica seleccionada, teniendo en cuenta el tamaño de rendimiento prevaleciente, el tamaño de rendimiento estrangulado simulado y el máximo simulado. tamaño de rendimiento; F. Utilizando el máx. corregido. variable de rendimiento para calcular el máximo. posible potencia de salida del aerogenerador seleccionado. La invención puede proporcionar un valor estimado significativamente más exacto para la potencia diferencial. Variable de rendimiento del aerogenerador seleccionado, por lo que las condiciones de contorno dadas se tienen en cuenta en el modelo de retardo y se supone que el parque eólico funciona en el estado sin estrangulación; e. determinando un máx. corregido. tamaño de rendimiento para la turbina eólica seleccionada, teniendo en cuenta el tamaño de rendimiento prevaleciente, el tamaño de rendimiento estrangulado simulado y el máximo simulado. tamaño de rendimiento; F. Utilizando el máx. corregido. variable de rendimiento para calcular el máximo. posible potencia de salida del aerogenerador seleccionado. La invención puede proporcionar un valor estimado significativamente más exacto para la potencia diferencial. Variable de rendimiento de la turbina eólica seleccionada, en la que se tienen en cuenta las condiciones de contorno dadas en el modelo de retardo y se supone que el parque eólico funciona en el estado sin estrangulación; e. determinando un máx. corregido. tamaño de rendimiento para la turbina eólica seleccionada, teniendo en cuenta el tamaño de rendimiento prevaleciente, el tamaño de rendimiento estrangulado simulado y el máximo simulado. tamaño de rendimiento; F. Utilizando el máx. corregido. variable de rendimiento para calcular el máximo. posible potencia de salida del aerogenerador seleccionado. La invención puede proporcionar un valor estimado significativamente más exacto para la potencia diferencial. determinando un máx. corregido. tamaño de rendimiento para la turbina eólica seleccionada, teniendo en cuenta el tamaño de rendimiento prevaleciente, el tamaño de rendimiento estrangulado simulado y el máximo simulado. tamaño de rendimiento; F. Utilizando el máx. corregido. variable de rendimiento para calcular el máximo. posible potencia de salida del aerogenerador seleccionado. La invención puede proporcionar un valor estimado significativamente más exacto para la potencia diferencial. determinando un máx. corregido. tamaño de rendimiento para la turbina eólica seleccionada, teniendo en cuenta el tamaño de rendimiento prevaleciente, el tamaño de rendimiento estrangulado simulado y el máximo simulado. tamaño de rendimiento; F. Utilizando el máx. corregido. variable de rendimiento para calcular el máximo. posible potencia de salida del aerogenerador seleccionado. La invención puede proporcionar un valor estimado significativamente más exacto para la potencia diferencial. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema para determinar la potencia disponible de un parque eólico

Descripción

Es objeto de la presente invención un procedimiento para determinar una potencia diferencial entre una potencia de salida de un parque eólico realmente alimentada a una red de suministro en unas condiciones marco dadas y una potencia de salida máxima posible del parque eólico en las condiciones marco, en donde el parque eólico presenta una pluralidad de turbinas eólicas dispuestas en proximidad espacial entre sí para convertir la energía eólica en energía eléctrica.

En las redes modernas de suministro de energía, las turbinas eólicas y los parques eólicos representan una parte cada vez mayor de la potencia eléctrica total alimentada a la red. En el curso de esta evolución, también aumentan los requisitos para que los parques eólicos contribuyan a la estabilidad de la red de suministro. En particular, los operadores de la red suelen exigir que los parques eólicos sean capaces de suministrar energía de reserva que pueda solicitarse cuando sea necesario. Para ello, las turbinas eólicas de un parque eólico suelen funcionar en un estado denominado “de estrangulamiento” , en el que funcionan con una potencia de salida inferior a la que permitirían las condiciones de viento. Esto puede hacerse, en particular, mediante ajuste del ángulo de las palas a un rango por debajo del óptimo, lo que hace que se extraiga menos energía del viento de la que se extraería con un ángulo óptimo de las palas. A petición del operador de la red, la turbina eólica puede conmutarse al estado de funcionamiento óptimo o, al menos, a uno “ mejor” , en el que se produce una mayor potencia que se inyecta a la red de suministro.

Resulta ventajoso poder estimar con la mayor precisión posible la cantidad exacta de potencia de reserva disponible en cada momento. Si un parque eólico entrega un valor estimado exacto al operador de la red, este, por un lado, puede utilizarlo para planificar mejor. Por otro lado, a menudo se prevé bonificar a los productores de energía por el aprovisionamiento de potencia de reserva. Para el cálculo de esta bonificación, es necesario determinar cuál es la potencia de reserva que realmente podría alimentarse a la red en caso necesario.

Para determinar la potencia de salida máxima que podría generar una turbina eólica en unas condiciones marco dadas (en particular, en unas condiciones de viento dadas) si no funcionara con estrangulamiento, es conocido que hay que determinar el viento que incide en la turbina eólica y calcular la potencia de salida máxima en función del viento entrante. El viento entrante puede determinarse, por ejemplo, con ayuda de aparatos de medición del viento o estimarse a partir de los parámetros de funcionamiento de la turbina eólica. Esta determinación de la potencia máxima de salida puede realizarse para cada turbina eólica de un parque eólico. La potencia de salida máxima total del parque eólico resulta así de la suma de las potencias de salida máximas de las turbinas eólicas.

Uno de los problemas de este enfoque es que el resultado del cálculo se ve distorsionado por el llamado efecto de desfase. Este efecto se debe a que cada turbina eólica extrae cierta cantidad de energía del viento, por lo que la velocidad de este se reduce en la estela de la turbina eólica. Una vez que el viento ha pasado por una turbina eólica, se desplaza a velocidad reducida hasta la siguiente turbina eólica del parque eólico. Aunque parte de la pérdida de velocidad se compensa con el viento que entra desde arriba, el efecto estela de una turbina eólica puede seguir afectando a varias turbinas eólicas situadas a sotavento.

La intensidad de la reducción de la velocidad del viento depende de la potencia extraída al viento. Por lo tanto, el procedimiento descrito anteriormente sobreestima la potencia máxima de salida del parque eólico, ya que la velocidad real del viento para las turbinas eólicas situadas en la estela se reduce cuando se elimina el estrangulamiento.

Para resolver este problema, se conocen los llamados modelos de efecto estela, que intentan corregir el citado error en la estimación de la potencia máxima de salida. Para una visión general de los modelos de seguimiento conocidos, véase, por ejemplo, el capítulo 4 del documento “Gógmen, T., Giebel, G., Sorensen, P. E., & Poulsen, N. K. (2016). Possible Power Estimation of Down-Regulated Offshore Wind Power Plants. Universidad Técnica de Dinamarca (DTU)” . Sin embargo, el problema de los modelos conocidos es que suelen ofrecer resultados muy imprecisos, sobre todo en el caso de los grandes parques eólicos, donde pueden solaparse las estelas de un gran número de turbinas eólicas.

Por el documento WO 2018/162706 A1 se conoce un procedimiento para determinar una potencia disponible de un parque eólico, en el que se utiliza un modelo de efecto estela para crear una matriz de sombreado que, en el funcionamiento estrangulado del parque eólico, permite determinar una velocidad del viento efectiva máxima disponible (es decir, en el funcionamiento no estrangulado) para cada turbina eólica.

En este contexto, el objetivo de la presente invención es proporcionar un procedimiento, un sistema y un parque eólico con los que se pueda realizar una estimación mejorada de la diferencia de potencia entre la potencia de salida real en el momento del funcionamiento estrangulado y una potencia de salida máxima posible del parque eólico. Este objetivo se resuelve con las características de las reivindicaciones independientes. En las reivindicaciones subordinadas se indican formas de realización ventajosas.

El procedimiento según la invención comprende las siguientes etapas:

a. operar el parque eólico en las condiciones marco dadas, en donde al menos una turbina eólica es operada en un estado de estrangulamiento;

b. determinar una variable de rendimiento predominante de una turbina eólica seleccionada en las condiciones marco;

c. utilizar un modelo de efecto estela para estimar una variable de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento de la turbina eólica seleccionada, en donde las condiciones marco dadas y el estado de estrangulamiento de la al menos una turbina eólica se tienen en cuenta en el modelo de efecto estela;

d. utilizar el modelo de efecto estela para estimar una variable de rendimiento máxima simulada de la turbina eólica seleccionada, en donde las condiciones marco dadas se tienen en cuenta en el modelo de efecto estela y se supone que el parque eólico funciona en estado no estrangulado;

e. determinar una variable de rendimiento máxima corregida para la turbina eólica seleccionada teniendo en cuenta la variable de rendimiento predominante, la variable de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento y la variable de rendimiento máxima simulada;

f. utilizar la variable de rendimiento máxima corregida para calcular la potencia de salida máxima posible de la turbina eólica seleccionada.

En primer lugar, se explican algunos términos utilizados en el marco de la invención.

La potencia de salida real de un parque eólico representa la potencia del parque eólico que el parque eólico alimenta realmente a una red de suministro a la que está conectado el parque eólico en las condiciones marco dadas en un determinado momento. Las condiciones marco dadas pueden ser, en particular, las condiciones de viento predominantes en ese momento, por ejemplo, la velocidad y dirección del viento, la intensidad de las turbulencias, los gradientes de altitud, la densidad del aire y la estratificación atmosférica. Otras condiciones marco pueden venir dadas por una o varias de las siguientes variables: especificaciones de potencia externas, limitaciones internas (por ejemplo, para la protección de componentes), el número de turbinas actualmente paradas (por ejemplo, para mantenimiento), el estado de las palas de rotor (influido, por ejemplo, por la suciedad o el hielo), la temperatura de la caja de engranajes y/o la tensión de red. Además, los valores característicos de las turbinas eólicas, la disposición del parque, la topografía o el terreno, así como, dado el caso, parques eólicos vecinos también representan condiciones marco en este sentido, que pueden influir en la potencia de salida real efectuada. Las condiciones marco dadas pueden ser variables fijas o pueden determinarse, por ejemplo, mediante medición o estimación.

Por “estrangulamiento” de una turbina eólica se entiende un estado en el que la turbina eólica funciona con parámetros de funcionamiento inferiores a los óptimos, por lo que la turbina eólica extrae menos energía del viento de lo que sería posible con parámetros de funcionamiento óptimos. El “estrangulamiento” puede lograrse, en particular, mediante el ajuste del ángulo de las palas. Cuando, en el marco de la invención, se refiere que el parque eólico funciona en estado de estrangulamiento, esto significa que al menos una turbina eólica del parque eólico funciona en estado de estrangulamiento. El parque eólico generalmente presenta un punto de transferencia donde la energía eléctrica generada por las turbinas eólicas se alimenta a una red de nivel superior.

En el contexto de la invención, una variable de rendimiento de una turbina eólica seleccionada se refiere a una variable asociada a la turbina eólica seleccionada que representa una medida de la potencia generada por la turbina eólica. La turbina eólica seleccionada puede ser una turbina eólica estrangulada o una turbina eólica no estrangulada, en donde la condición estrangulada se considerada dada al determinar la respectiva variable de rendimiento.

En este sentido, la variable de rendimiento predominante designa una medida de la potencia generada momentáneamente por la turbina eólica seleccionada en las condiciones marco, así como en la condición de estrangulamiento real. La variable de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento es una variable de rendimiento de la turbina eólica seleccionada que se obtiene mediante una simulación en las condiciones marco dadas con la ayuda de un modelo de efecto estela, en donde el modelo de efecto estela tiene en cuenta que el parque eólico funciona de forma estrangulada (es decir, que al menos una turbina eólica del parque eólico funciona de forma estrangulada). Por último, la variable de rendimiento máxima simulada también se obtiene a partir del modelo de efecto estela en las condiciones de contorno dadas, en donde (a diferencia de la variable de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento) se supone que el parque eólico funciona sin estrangulamiento, es decir, que todas las turbinas eólicas funcionan según su respectivo punto de funcionamiento óptimo.

Un modelo de efecto estela se entiende en el presente documento como una regla de cálculo que puede utilizarse para determinar el curso temporal de las condiciones del viento en la zona de un parque eólico. Para ello hay que tener en cuenta la velocidad y dirección del flujo libre de viento y la estela de las turbinas del parque. El viento en la estela de una turbina se caracteriza por presentar una velocidad reducida en comparación con el viento de flujo libre, ya que el rotor de la turbina extrae potencia del viento que fluye a través de él y, además, aumentan las turbulencias. Dado que el cálculo del comportamiento tridimensional de un fluido en movimiento es muy complicado y costoso desde el punto de vista computacional, a menudo se realizan simplificaciones en los modelos de efecto estela. Por ejemplo, el número de dimensiones consideradas puede reducirse a dos si se dejan a un lado los flujos verticales y las diferencias de flujo. Además, a menudo basta con mostrar la distribución espacial de las condiciones de flujo promediadas ^{g r o s s o m o d o} en zonas más amplias. Para tener en cuenta la potencia extraída del viento por las distintas turbinas, a menudo se utiliza en el cálculo de la estela el factor de empuje o inducción medido, estimado o simulado de las distintas turbinas, especialmente de las situadas a barlovento de la turbina tomada en consideración. El modelo de efecto estela utilizado según la invención puede ser básicamente cualquier modelo de efecto estela conocido.

Utilizando el modelo de efecto estela según la invención para estimar las dos variables de rendimiento simuladas, puede determinarse una variable de rendimiento máxima corregida, que proporciona una base mejorada para calcular la potencia de salida máxima posible de la turbina eólica seleccionada.

En el marco de la invención, se ha reconocido que los modelos de efecto estela conocidos no proporcionan resultados precisos para estimar la potencia de salida máxima posible del parque eólico, especialmente en el caso de grandes parques eólicos. Además, se ha reconocido que un modelo de efecto estela puede utilizarse no solo para simular la potencia máxima de salida, sino también para determinar la variable de rendimiento en funcionamiento estrangulado (es decir, para determinar la variable de rendimiento estrangulado simulada). La variable de rendimiento estrangulado simulada puede compararse así con la variable de rendimiento real predominante y puede obtenerse a partir de ello una medida de la calidad de simulación del modelo de efecto estela en las condiciones marco dadas. Los conocimientos sobre la calidad de la simulación pueden utilizarse a continuación para corregir la variable de rendimiento máxima simulada y obtener así la variable de rendimiento máxima corregida y, por último, calcular a partir de ella la potencia de salida máxima posible de la turbina eólica seleccionada. En cambio, con los modelos de efecto estela conocidos por el estado de la técnica, solo se determina una variable de rendimiento simulada, a saber, la variable de rendimiento máxima que debe determinarse, y se utiliza para determinar la potencia diferencial. En el estado de la técnica, por lo tanto, se lleva a cabo una simulación pura hacia adelante, mientras que la presente invención prevé una mejora mediante una comparación adicional con la realidad.

En una forma de realización preferida, el cociente de la variable ^{Xi,i¡m,reai)} de rendimiento real predominante y la variable ^{(X ijim ,sim)} de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento puede formarse para determinar la variable de rendimiento máxima corregida (también designada ^X,máx,est en el marco de la invención), en donde este cociente se multiplica por la variable de rendimiento máxima simulada ^{(X¡,máx,sim)} para obtener la variable ^(X,máx,est) de rendimiento máxima corregida. En este caso, la variable de rendimiento máxima corregida de la turbina eólica seleccionada se

calcula según la fórmula:

en donde el respectivo índice i indica que el respectivo valor está asociado a una turbina eólica i seleccionada.

La variable de rendimiento real predominante, que tiene en cuenta las condiciones marco momentáneas y el estrangulamiento del parque eólico, se establece, pues, en relación con la variable de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento, que también tiene en cuenta las condiciones marco actuales y el estrangulamiento del parque eólico. En el caso de una simulación perfecta, la variable de rendimiento estrangulada simulada coincidiría con la variable de rendimiento real predominante y el cociente daría como resultado 1, y la variable de rendimiento máxima corregida coincidiría con la variable de rendimiento máxima simulada. Sin embargo, dado que la variable de rendimiento máxima simulada suele desviarse considerablemente de la variable de rendimiento máxima real, especialmente en el caso de grandes parques eólicos, el cociente arroja una medida del error de simulación predominante en las condiciones marco dadas. Multiplicar la variable de rendimiento máxima simulada por este cociente conduce, por tanto, a una estimación significativamente mejorada de la variable de rendimiento máxima.

Preferiblemente, las etapas b. a f. se llevan a cabo para una pluralidad de turbinas eólicas y, aún más preferiblemente, para todas las turbinas eólicas del parque eólico. En la etapa f., preferiblemente la mayoría o todas las potencias de salida máximas de las turbinas eólicas se suman para determinar la potencia de salida máxima posible del parque eólico. A este respecto, también pueden tenerse en cuenta pérdidas debidas a la transmisión en la red del parque. En particular, se puede determinar la diferencia de potencia entre la potencia de salida real inyectada a la red de suministro y la potencia de salida máxima calculada del parque eólico.

En una forma de realización preferida, las variables de rendimiento están formadas en cada caso por la velocidad del viento que llega a la turbina eólica seleccionada. Esto significa, en particular, que la variable de rendimiento predominante está formada por la velocidad real predominante del viento que fluye hacia la turbina eólica seleccionada. Esta velocidad del viento puede medirse, por ejemplo, mediante aparatos de medición adecuados (que pueden estar dispuestos directamente en la turbina eólica seleccionada o también en una estación de medición independiente) o estimarse a partir de las condiciones de funcionamiento imperantes (por ejemplo, a partir de la velocidad de rotación, el ángulo de ataque, la potencia realmente generada, la densidad del aire, las pérdidas internas de la turbina o el consumo propio). Además, las dos variables de rendimiento simuladas pueden estar formadas por velocidades del viento obtenidas a partir de la respectiva simulación (es decir, a partir de la simulación suponiendo un funcionamiento estrangulado o suponiendo un funcionamiento no estrangulado del parque eólico). A este respecto, la velocidad del viento formada en la simulación tiene en cuenta, en particular, la velocidad del viento que fluye libremente hacia el parque y el déficit de velocidad resultante de la extracción de energía de las turbinas situadas aguas arriba.

En una forma de realización alternativa, la respectiva variable de rendimiento también puede estar formada directamente por la respectiva potencia de salida de la turbina eólica seleccionada. Al igual que la velocidad del viento, la potencia de salida real predominante también puede determinarse a partir de las condiciones de funcionamiento imperantes. Además, tanto la potencia máxima como la estrangulada pueden simularse utilizando el modelo de efecto estela. En esta forma de realización, la variable de rendimiento máxima corregida de la turbina eólica seleccionada obtenida según la etapa procedimiento 1e se corresponde directamente con la potencia de salida máxima posible calculada de la turbina eólica seleccionada.

En otra forma de realización alternativa, las variables de rendimiento pueden estar formadas por déficits de velocidad del viento. El déficit de velocidad del viento se refiere a la diferencia entre la velocidad del aire que fluye libremente hacia el parque eólico (o su “entrada” ) y la velocidad del aire que incide en la turbina eólica seleccionada. El déficit de velocidad del viento es, en este sentido, una medida de la velocidad que pierde el viento desde la entrada (es decir, desde una turbina eólica del parque eólico situada en la parte delantera en la dirección del viento) hasta la turbina eólica seleccionada. Los correspondientes valores simulados de los déficits de velocidad del viento pueden obtenerse a partir de los modelos de efecto estela. El déficit real de velocidad del viento predominante en una turbina eólica seleccionada puede medirse, por ejemplo, con ayuda de correspondientes dispositivos de medición en la “entrada” del parque eólico (es decir, en la zona de una turbina eólica situada delante en la dirección del viento), así como directamente delante de la turbina eólica seleccionada, o también puede estimarse a partir de los parámetros de funcionamiento de la turbina eólica seleccionada. A este respecto, debe tenerse en cuenta que el viento que incide en la entrada del parque eólico en un momento fo incidiría en la turbina eólica seleccionada con un retardo ^{A t} en el momento t¹= t⁰+ At, suponiendo propagación libre. El retardo resulta de la velocidad del aire ^{U n t} que fluye hacia la entrada del parque eólico y del recorrido ^L a lo largo de la dirección del viento entre el punto de entrada del parque eólico (es decir, la ubicación de la turbina eólica situada delante en la dirección del viento) y la ubicación de la turbina

eólica seleccionada, es decir, según la fórmula:

. En el momento ^{t i} considerado, la turbina eólica seleccionada, situada a una distancia ^L de la entrada del parque e iólico, tiene, por tanto, un déficit de velocidad del

viento de

Es objeto de la invención, además, un sistema para determinar una potencia diferencial entre una potencia de salida de un parque eólico operado con estrangulamiento realmente alimentada a una red de suministro en unas condiciones marco dadas y una potencia de salida máxima posible del parque eólico en las mismas condiciones marco, que comprende:

a. un detector de rendimiento para determinar una variable de rendimiento realmente imperante en las condiciones marco de una turbina eólica seleccionada;

b. un módulo de simulación configurado para simular un modelo de efecto estela para calcular una

i. variable de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento de la turbina eólica seleccionada, en donde las condiciones marco dadas y el estado de estrangulamiento de la al menos una turbina eólica se tienen en cuenta, así como una

ii. variable de rendimiento máxima simulada de la turbina eólica seleccionada, en donde las condiciones marco dadas se tienen en cuenta en el modelo de seguimiento y se supone que el parque eólico funciona en estado no estrangulado;

c. un módulo de corrección configurado para determinar una variable de rendimiento máxima corregida para la turbina eólica seleccionada teniendo en cuenta la variable de rendimiento predominante, la variable de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento y la variable de rendimiento máxima simulada; y un

d. módulo de cálculo configurado para calcular la potencia de salida máxima posible de la turbina eólica seleccionada utilizando la variable ^{(Xi,máx,est)} de rendimiento máxima corregida.

El sistema según la invención puede perfeccionarse mediante características que ya se han descrito en relación con el procedimiento según la invención.

Es además un objeto de la invención proporcionar un parque eólico que comprenda una pluralidad de turbinas eólicas dispuestas en proximidad espacial entre sí para convertir la energía eólica en energía eléctrica, en donde el parque eólico comprende el sistema según la invención. El parque eólico según la invención también puede ser perfeccionado mediante otras características descritas en relación con el procedimiento según la invención. Una forma de realización preferida de la invención se explica a continuación a modo de ejemplo con referencia a los dibujos adjuntos. Muestran:

la Figura 1: un parque eólico según la invención con un sistema según la invención para determinar una potencia diferencial;

la Figura 2: una vista esquemática del sistema según la invención para determinar una potencia diferencial;

la Figura 3: un esquema del funcionamiento de un módulo de corrección.

La figura 1 muestra un parque eólico 13 según la invención, que dispone de un sistema 21 según la invención para determinar una potencia diferencial AP entre una potencia de salida realmente alimentada a una red 18 de suministro por el parque eólico 13 en unas condiciones marco dadas y una potencia ^Pmáx de salida máxima posible en las condiciones marco. El parque eólico 13 comprende doce turbinas eólicas WEA_1 a WEA_12 que presentan en cada caso un rotor para convertir la energía eólica en energía rotacional y un generador conectado al rotor para convertir la energía rotacional en energía eléctrica. En el marco de la invención, las turbinas eólicas también se designan WEA_i, en donde el índice i representa una turbina eólica seleccionada y puede adoptar los valores de 1 a 12. Si, en lo sucesivo, deben designarse todas las turbinas eólicas al mismo tiempo, el índice i se omite en aras de una mayor sencillez. Las turbinas eólicas están conectadas entre sí mediante líneas 19 de conexión, a través de las cuales se conduce la energía eléctrica a un punto 20 de transferencia. La energía eléctrica se alimenta a la red 18 de suministro en forma de potencia eléctrica por unidad de tiempo a través del punto 20 de transferencia.

Las turbinas eólicas WEA presentan en cada caso una unidad 15 de control y un aparato 17 de medición del viento conectado a ella. Los aparatos 17 de medición del viento están configurados para detectar una velocidad ^Ui,nm,mess del viento medida, asociada a la respectiva turbina eólica i. Las unidades 15 de control están conectadas al sistema 21 según la invención a través de líneas 16 de señal. El sistema 21 según la invención puede estar dispuesto, por ejemplo, en una central de control del parque eólico. Los turbinas eólicas pueden ser controladas por la unidad de control central a través de las líneas de 16 de señal.

En un momento dado, todas las turbinas eólicas WEA funcionan en un estado de estrangulamiento, de modo que las turbinas eólicas WEA extraen del viento menos energía de la que sería posible con un funcionamiento óptimo de las turbinas eólicas WEA. En el presente caso, esto sucede ajustando el ángulo de las palas del rotor a un rango por debajo del óptimo. La potencia ^Preai alimentada momentáneamente a la red 18 de suministro por el parque eólico 13 estrangulado resulta de la suma de las potencias predominantes P¡j¡m,reai realmente generadas por las turbinas eólicas

WEA_i en ese momento, es decir, según

en ^onde e| fnc|¡ce i también en este caso sirve para asociar la respectiva potencia a una de las 12 turbinas eólicas WEA_i.

El modo de funcionamiento del sistema según la invención, así como el procedimiento según la invención se explican con más detalle con referencia a las figuras 2 y 3 siguientes.

La figura 2 muestra una vista esquemática del sistema 21 según la invención. El sistema 21 comprende un detector 22 de rendimiento, una unidad 30 de cálculo del coeficiente de empuje, un módulo 23 de simulación, un módulo de corrección 24 y un módulo 25 de cálculo. Las unidades 15 de control de las turbinas eólicas WEA transmiten a los elementos del sistema 21 una pluralidad de parámetros de funcionamiento de las turbinas eólicas WEA a través de las líneas 16 de señal, en particular los ángulos 0 de las palas y las velocidades n, así como la velocidad medida ^Uiim,mess del viento. Además, se alimentan al sistema 21 una intensidad de turbulencia I y una dirección 0 del viento especificadas en un sistema de coordenadas absoluto para cada turbina eólica WEA. Los parámetros mencionados están asociados en cada caso a las turbinas eólicas WEA_i, en donde el índice i se ha omitido en la figura 2 para simplificar. El sistema puede estar configurado para recibir otras variables de entrada e incluirlas en las simulaciones y cálculos que se describen a continuación, por ejemplo, valores medidos de estaciones de medición de viento independientes. El detector 22 de rendimiento determina una variable ^Xi,nm,reai de rendimiento predominante a partir de los parámetros de funcionamiento, que en la forma de realización mostrada es una velocidad predominante ^Ui,nm,reai. En formas de realización alternativas (no mostradas), la variable de rendimiento predominante también puede estar formada por una potencia ^Pi,nm,reai de salida predominante o por un déficit A ^Ui,nm,reai de velocidad predominante.

La velocidad predominante ^Ui,nm,reai , puede corresponderse con la velocidad medida ^Unm,mess o calcularse utilizando otros parámetros de funcionamiento de la respectiva turbina eólica. La velocidad predominante ^Uij¡m,reai, así como los demás parámetros de funcionamiento, se transmiten a una unidad 30 de cálculo del coeficiente de empuje que calcula un coeficiente ^ÜTjim,reai de empuje predominante para cada turbina eólica WEA. A continuación, los parámetros de funcionamiento mencionados, la velocidad predominante y el coeficiente de empuje se transmiten al módulo 23 de simulación.

El módulo 23 de simulación está configurado para simular un modelo de efecto estela y calcular la velocidad del viento que se aproxima a una turbina eólica WEA_i seleccionada en el marco del modelo de efecto estela. Para ello, el módulo 23 de simulación comprende dos submódulos 31, 32. El submódulo 31 tiene en cuenta el estado de estrangulación momentáneo del parque eólico en la simulación y calcula como variable ^X¡,nm,sim. de rendimiento estrangulado simulado una velocidad ^üijim,s¡m estrangulada simulada. En cambio, el submódulo 32 supone que el parque eólico funciona sin estrangulamiento. De este modo, el submódulo 32 determina una velocidad máxima simulada ^üi,máx,sim de la turbina eólica WEA_i seleccionada como variable ^{X¡,máx,s¡m} de rendimiento máxima simulada.

Los valores ^{ü¡jim,sim,üi,máx,sim} calculados por el módulo 23 de simulación y el valor ^ü¡,nm,reai determinado por el detector 22 de rendimiento se envían al módulo 24 de corrección.

La figura 3 muestra un esquema del funcionamiento del módulo 24 de corrección. El módulo 24 de corrección comprende tres entradas para recibir los valores ^üijim,s¡m,

comprende un formador 26 de cociente, que forma un cociente a partir de los valores ^{ü ijim s im} y ^{ü ,máx,s m} . El cociente se remite a un limitador 29 de velocidad que evita fluctuaciones no realistas de los valores obtenidos. Del limitador 29 de velocidad, el cociente pasa a un multiplicador 28. El multiplicador 28 multiplica el cociente por la velocidad predominante ^Ui,nm,reaiy emite la velocidad máxima corregida ^Ui,máx,est de la turbina eólica WEA_i seleccionada según

la fórmula

^{, ,}

La velocidad máxima corregida ^ü,máx,est de la turbina eólica WEA_i seleccionada se envía a continuación al módulo 25 de cálculo, que calcula la potencia ^Pi,máx,est de salida máxima posible corregida de la turbina eólica WEA_i seleccionada (véase la figura 2).

El procedimiento descrito para la turbina eólica WEA_i se realiza preferiblemente de forma simultánea o en tiempo real para todas las turbinas eólicas WEA_i (con i = 1 a 12) del parque eólico, de forma que se disponga de la correspondiente potencia ^Pi,máx,est de salida máxima posible corregida para cada turbina eólica WEA_i. El módulo 25 de cálculo también está configurado para calcular la potencia de salida máxima posible corregida del parque eólico

a partir de las potencias de salida máximas posibles corregidas ^{P¡,máx,est.} Además, el

módulo de cálculo puede configurarse para calcular la potencia de salida del parque eólico ^Preai realmente alimentada a la red 18 de suministro en ese momento sumando las potencias de salida predominantes de las turbinas eólicas

WEA_i según la fórmula ^{r e a l}= n ¿ iP í_{i , l im , r e a l} _{y ca|cu|anc|o finalmente la potencia diferencial A P = Pmáx - Preai a}partir de ella.

Como se ha explicado anteriormente, en el presente ejemplo de realización, las variables ^{X i, lim, real, X i , lim, sim} , ^{X i, máx, sim, X¡,máx,est} de rendimiento están formadas por las respectivas velocidades ^{üi,lim,real, üi,lim,sim, üi,máx,sim, ü¡,máx,est} con que llega el viento a la turbina eólica WEA_i seleccionada. En otros ejemplos de realización (no mostrados), las variables de rendimiento también pueden estar formadas por las correspondientes potencias ^{Pi, lim, real, Pi,lim,sim,Pi, máx, sim} , ^P¡,máx,est de salida o por los correspondientes déficits ento de la turbina eólica WEA_i seleccionada.

Claims

REIVINDICACIONES

i. Procedimiento para determinar una potencia diferencial (AP) entre una potencia ( ^Preaz ) de salida de un parque eólico (13) realmente alimentada a una red (18) de suministro en unas condiciones marco dadas y una potencia ^(Pmáx) de salida máxima posible del parque eólico (13) en las condiciones marco, en donde el parque eólico (13) presenta una pluralidad de turbinas eólicas (WEA) dispuestas en proximidad espacial entre sí para convertir la energía eólica en energía eléctrica, caracterizado por que comprende las siguientes etapas:

a. operar el parque eólico (13) en las condiciones marco dadas, en donde al menos una de las turbinas eólicas (WEA) es operada en un estado de estrangulamiento;

b. determinar una variable ^{(Xum .reai)} de rendimiento predominante de una turbina eólica (WEA_i) seleccionada en las condiciones marco;

c. utilizar un modelo de efecto estela para estimar una variable ^{(X¡,¡¡m,s¡m)} simulada de rendimiento en estado de estrangulamiento de la turbina eólica (WEA_i) seleccionada, en donde las condiciones marco dadas y el estado de estrangulamiento de la al menos una turbina eólica (WEA) se tienen en cuenta en el modelo de efecto estela;

d. utilizar el modelo de efecto estela para estimar una variable ^{(X¡,máx,s¡m)} máxima simulada de rendimiento de la turbina eólica (WEA_i) seleccionada, en donde las condiciones marco dadas se tienen en cuenta en el modelo de efecto estela y se supone que el parque eólico (13) funciona en estado no estrangulado;

e. determinar una variable ^{(X¡,máx,est)} de rendimiento máxima corregida para la turbina eólica (WEA_i) seleccionada teniendo en cuenta la variable ^{(Xi,¡¡m,reai)} de rendimiento predominante, la variable ^{(X¡,l¡m,s¡m} ) simulada de rendimiento en estado de estrangulamiento y la variable ^{(X¡,máx,s¡m)} máxima simulada de rendimiento;

f. utilizar la variable ^{(X¡,máx,est)} máxima corregida de rendimiento para calcular la potencia ^{(P¡,máx,est)} de salida máxima posible de la turbina eólica (WEA_i) seleccionada.
2. Procedimiento según la reivindicación 1, en donde, en la etapa a., todas las turbinas eólicas (WEA) funcionan en estado de estrangulamiento.
3. Procedimiento según la reivindicación 1 o 2, en donde, en la etapa e., para determinar la variable ^{(X¡,máx,est)} máxima corregida de rendimiento se forma un cociente a partir de la variable ^(Xi,nm,reai) de rendimiento predominante y la variable ^{(X¡,¡¡m,s¡m)} de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento, en donde este cociente se multiplica por la variable ^{(X¡,máx,s¡m)} máxima simulada de rendimiento de modo que la variable de rendimiento máxima corregida se obtiene mediante fórmulas.
4. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 3, en donde las etapas b. a f. se llevan a cabo para una pluralidad de turbinas eólicas (WEA_i) y preferiblemente para todas las turbinas eólicas (WEA_i) del parque eólico (13), en donde en la etapa f. se suman la pluralidad o todas las potencias ^{(P¡,máx,est)} de salida máximas de las turbinas eólicas (WEA_i) para determinar la potencia ^(Pmáx) de salida máxima posible del parque eólico.
5. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 4, en donde las variables ^{( X , ¡im, real, X ¡} , ^{¡ im,sim, X ¡} , máx, ^{s im,X¡, máx} , ^{es t} ) de rendimiento están formadas por las respectivas velocidades ( ^{Ui,¡¡m,rea¡} , ^{U¡,¡¡m,sim, Ui,máx,sim, Ui,} máx, ^es ia eólica (WEA_i) seleccionada.
6. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 4, en donde las variables de rendimiento (X¡, ^{¡ ¡m, rea¡, X ¡} , ^{¡¡m,s ¡m, X ¡} , ^máx , ^{s ¡m,X¡, máx} , ^es va potencia ^{(Pi,¡im,real,Pi,¡im,s¡m, P¡, máx} , ^{s im, P¡, máx} , ^est) entregada por la turbina eólica (WEA_i) seleccionada.
7. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 4, en donde las variables ^{(X¡, ¡im, rea¡, X¡, ¡im,sim, X¡, máx, sim,X¡, máx, es t} ) de rendimiento están formadas por el respectivo déficit (A ^{Ui,¡im,rea¡,A Ui,¡im,sim,A Ui,máx,sim, AU¡,máx,est)} de velocidad de viento de la turbina eólica (WEA_i) seleccionada, en donde el déficit de velocidad de viento es la diferencia entre la velocidad del aire que fluye libremente en el parque eólico (13) y el aire que incide en la turbina eólica (WEA_i) seleccionada.
8. Sistema para determinar una potencia diferencial (AP) entre una potencia ^{(P reaz)} de salida de un parque eólico (13) operado con estrangulamiento realmente alimentada a una red de suministro en unas condiciones marco dadas y una potencia ^(Pmáx) de salida máxima posible del parque eólico (13) en las condiciones marco, que comprende:

a. un detector (22) de rendimiento para determinar una variable ^{(X¡,nm,reai)} de rendimiento realmente imperante en las condiciones marco de una turbina eólica (WEA_i) seleccionada;

b. un módulo (23) de simulación configurado para simular un modelo de efecto estela para calcular una

i. variable ^{(X¡j¡m,s¡m)} de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento de la turbina eólica (WEA_i) seleccionada, en donde las condiciones marco dadas y el estado de estrangulamiento de la al menos una turbina eólica (WEA) se tienen en cuenta, así como una

ii. variable ^{(Xi,máx,sim)} de rendimiento máxima simulada de la turbina eólica (WEA_i) seleccionada, en donde las condiciones marco dadas se tienen en cuenta y se supone que el parque eólico (13) funciona en estado no estrangulado;

c. un módulo (24) de corrección configurado para determinar una variable ^(X,m¿x,est) de rendimiento máxima corregida para la turbina eólica (WEA_i) seleccionada teniendo en cuenta la variable ^{(Xijim .reai)} de rendimiento predominante, la variable ^{(Xijim .sim )} de rendimiento simulada en estado de estrangulamiento y la variable ^(X.máx.sim) de rendimiento máxima simulada; y un

d. módulo de cálculo (25) configurado para calcular la potencia ^{(Pi,máx,est)} de salida máxima posible de la turbina eólica (WEA_i) seleccionada utilizando la variable ^{(X m x .e s t)} de rendimiento máxima corregida.

Parque eólico (13) que comprende una pluralidad de turbinas eólicas (WEA_i) dispuestas en proximidad espacial entre sí para convertir la energía eólica en energía eléctrica, caracterizado por un sistema según la reivindicación 8.