ES2981255T3 - Disposición de control de turbina eólica - Google Patents

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Johannes Gerhardes Wardjan Alberts
Bjarne Skovmose Kallesoee
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Abstract

La invención describe un sistema de control (2) para una turbina eólica de velocidad variable (3), que comprende un módulo de análisis de carga (10) configurado para analizar una serie de valores ambientales (10_1, …, 10_n) para establecer si la carga momentánea de la turbina eólica (L) es inferior a un umbral de carga (Lmax) cuando la velocidad de rotación del rotor aerodinámico (30) ha alcanzado su valor nominal (ωrated); y un módulo de aumento de velocidad (11) configurado para determinar un incremento de velocidad (ωinc) para la velocidad de rotación del rotor aerodinámico (30) si la carga de la turbina eólica (L) es inferior al umbral de carga (Lmax). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Disposición de control de turbina eólica
La invención describe una disposición de control de turbina eólica y un método para operar una turbina eólica de velocidad variable.
Antecedentes
En general, se desea maximizar la producción anual de energía (AEP) de una turbina eólica. En efecto, esto significa que la turbina eólica debe generar tanta energía de salida como sea posible. Sin embargo, no siempre es posible que una turbina eólica funcione a su nivel de energía de salida más alto. Por ejemplo, puede ser necesario reducir la velocidad de rotación del rotor aerodinámico para evitar dañar las palas del rotor, especialmente si las palas del rotor son muy largas.
Las condiciones imperantes pueden diferir ampliamente entre los sitios de los parques eólicos. Por lo tanto, para evitar una ingeniería excesiva, una turbina eólica se diseña generalmente para una clase de viento específica. La turbina eólica de “ clase II» más frecuente puede soportar velocidades medias del viento de hasta 8,5 m/s. Una turbina eólica de “ clase III» está diseñada para velocidades medias del viento inferiores a 7,5 m/s y puede tener palas de rotor largas y una torre alta; y una turbina eólica de “ clase I” se construye para velocidades medias del viento superiores a 8,5 m/s y debe tener palas de rotor más cortas y una torre más corta para evitar una carga estructural excesiva. La intensidad de la turbulencia (una medida del grado en que el viento varía en diez minutos) también se tiene en cuenta al perfeccionar aún más las clases de viento. Por ejemplo, la “ clase de viento IIa” es para un sitio con una intensidad de turbulencia del 18 %, mientras que la “ clase de viento IIb” es para un sitio con una intensidad de turbulencia del 16 %. Estas clases se definen en el estándar IEC 61400-1. A continuación, una turbina eólica con una cierta clase de turbina es específicamente adecuada para su instalación en un sitio en el que las condiciones normales del viento se definen mediante valores específicos de velocidad media del viento, ráfagas extremas en 50 años e intensidad de turbulencia. La AEP alcanzable de una turbina eólica dependerá en gran medida de su clase de viento.
En términos generales, la velocidad de rotación del rotor aerodinámico y la energía de salida de una turbina eólica están directamente relacionadas con la velocidad del viento. La fracción de la energía del viento que puede extraerse por la turbina eólica y convertirse en energía eléctrica se denomina coeficiente de energía C<p>. El coeficiente de energía es una función de la relación entre la velocidad de la punta y el ángulo de paso de la pala del rotor, y la relación entre la velocidad de la punta de la pala del rotor es la relación entre la velocidad de la punta de la pala del rotor y la velocidad del viento. A una cierta velocidad del viento, la energía de salida de una turbina eólica de velocidad variable se define mediante una curva de energía/velocidad que tiene un máximo a una velocidad de rotación específica del rotor aerodinámico. La curva o lugar definido por los máximos de energía de salida en un rango de velocidades del viento es su trayectoria ideal Tideal, mostrada en la Figura 6. Cualquier desviación de la trayectoria ideal reduce el coeficiente de energía de esa turbina eólica.
La velocidad nominal de una turbina eólica dependerá de su “ clase de viento” y es esencialmente el límite superior para ese tipo de turbina eólica. Como se muestra en la Figura 6 , la velocidad nominal ^nominal para una turbina eólica es, por lo tanto, la velocidad de rotación correspondiente al máximo de la curva de energía/velocidad Cvmáx para una velocidad del viento límite superior específica. Mientras la velocidad del viento sea inferior a ese límite superior de velocidad del viento, el algoritmo de control ajustará las referencias de paso y torsión de modo que la velocidad de rotación siga la trayectoria ideal Tideal.
Sin embargo, la velocidad nominal del rotor de una turbina eólica de velocidad variable generalmente se alcanza antes que la energía nominal, es decir, la turbina eólica tiene el potencial de generar más energía incluso cuando su velocidad de rotación ha alcanzado el máximo de la curva de energía/velocidad para la velocidad del viento límite superior. En un enfoque del estado de la técnica, la energía de salida se intensifica por medio de complementos de las palas del rotor físicos, tales como dentados en los bordes posteriores, generadores de vórtices, etc. La turbina eólica se controla para mantener la velocidad de rotación nominal, mientras que la energía de salida puede aumentar. Esta región del gráfico de energía/velocidad puede denominarse “zona de velocidad constante” y se indica como la trayectoria vertical T<c s z>en la Figura 6. Cuando se opera en esta zona, el rendimiento aerodinámico de la turbina eólica es subóptimo.
Hay varios métodos de control conocidos que se pueden aplicar para mejorar la AEP de una turbina eólica. En un enfoque, la carga de la turbina eólica (las cargas que actúan sobre las palas del rotor, la torre, etc.) se monitoriza continuamente, y la velocidad de rotación y/o la energía de salida aumentan por encima de sus niveles nominales siempre que la carga permanezca por debajo de un umbral de aceptación. En otro enfoque, la turbina eólica opera en o por encima de los niveles nominales y se restringe únicamente cuando las condiciones (y por lo tanto la carga) se vuelven severas. Sin embargo, las estrategias de control conocidas generalmente se centran en cómo operar una turbina eólica para evitar el daño causado por condiciones de operación extremas y, generalmente, pueden considerarse estrategias de restricción preventiva, pero estas estrategias de control conocidas no intentan aprovechar otras condiciones de operación no extremas. El documento EP 2128437 A2 es un ejemplo del estado de la técnica.
Por lo tanto, un objeto de la invención es proporcionar una forma mejorada de controlar una turbina eólica.
Descripción
Este objetivo se consigue mediante la disposición de control de turbina eólica de la reivindicación 1; y mediante el método de la reivindicación 11 para operar una turbina eólica de velocidad variable.
Según la invención, la disposición de control de turbina eólica para una turbina eólica de velocidad variable construida para cumplir los requisitos de una clase de viento tal como se define por IEC 61400-1 comprende un módulo de análisis de carga configurado para establecer si la carga de la turbina eólica momentánea es inferior a un umbral de carga mientras que la velocidad de rotación del rotor aerodinámico está en o cerca de su valor nominal, que está asociado con un nivel de energía de salida que es inferior a la energía de salida nominal para esa clase de turbina eólica. La disposición de control comprende además un módulo de intensificación de velocidad configurado para determinar un incremento de velocidad para la velocidad de rotación del rotor aerodinámico si la carga es inferior al umbral de carga. El incremento de velocidad permitirá que la turbina eólica siga más de cerca su trayectoria ideal de energía/velocidad Tideal.
La invención se basa en la idea de que los niveles de intensidad de turbulencia usados en el estándar IEC 61400 1 son cuantiles al 90 %. Esto significa que durante el 90 % de su vida útil operativa, una turbina eólica estará expuesta a turbulencias menos severas y - durante tales momentos - estará sujeta a una carga inferior a la permitida por sus especificaciones. La invención adopta el enfoque de identificar condiciones “ suaves” durante las que la velocidad de rotor puede intensificarse de tal manera que siga la trayectoria de energía/velocidad ideal. Esto contrasta con el enfoque subóptimo de “zona de velocidad constante” conocido en el estado de la técnica, es decir, la estrategia de mantener constante la velocidad de rotación mientras se permite que la energía de salida aumente cuando la velocidad del viento aumenta por encima del nivel de especificación.
En el contexto de la invención, el propósito del módulo de análisis de carga es identificar una condición ambiental “ suave” en la que la turbina eólica funciona a su velocidad nominal, pero no está funcionando para extraer la máxima cantidad de energía del viento. Por lo tanto, el módulo de análisis de carga puede denominarse “ analizador de condiciones ambientales suaves” (MECA) en lo sucesivo.
El método inventivo para operar una turbina eólica de velocidad variable comprende las etapas de establecer si la carga es inferior a un umbral de carga cuando la velocidad de rotación es igual o cercana a la velocidad nominal; y determinar un incremento de velocidad para la velocidad de rotación del rotor aerodinámico basándose en una trayectoria de energía/velocidad de la turbina eólica si la carga observada es inferior al umbral de carga.
Realizaciones y características particularmente ventajosas de la invención se dan por las reivindicaciones dependientes, como se revela en la siguiente descripción. Las características de distintas categorías de reivindicaciones pueden combinarse según corresponda para obtener realizaciones adicionales que no se describen en la presente memoria.
A continuación, se puede suponer que la turbina eólica es una turbina eólica de accionamiento directo de velocidad variable. Una turbina eólica de este tipo generalmente comprende un módulo de suma para restar la velocidad de rotación momentánea del rotor aerodinámico de una velocidad de referencia y pasar la señal de diferencia o error a un bloque de control de velocidad. Para implementar el método inventivo, este módulo de suma (generalmente realizado en forma de software) está configurado para sumar el incremento de velocidad, de modo que la señal de error de velocidad se incremente en esa cantidad. Dependiendo de la suavidad de las condiciones ambientales, el incremento de velocidad puede ser un número entero de radianes por segundo o una fracción inferior a la unidad.
A continuación, sin restringir la invención de ninguna manera, se puede suponer que la turbina eólica está construida para cumplir los requisitos de una clase de viento tal como la clase de viento IIa o la clase de viento 11 b, tal como se define por IEC 61400-1.
Los valores del entorno pueden comprender cualquiera de: un valor de carga de la pala, un valor de intensidad de turbulencia, un valor de aceleración de la torre, un valor de posición de guiñada o cualquier otro valor relevante.
La intensidad de turbulencia observada por una turbina eólica es un factor altamente relevante para evaluar la carga momentánea en la turbina eólica. La intensidad de la turbulencia se puede estimar usando un dispositivo LIDAR, y se puede disponer un dispositivo LIDAR adecuado para proporcionar datos al módulo de análisis de carga. La intensidad de la turbulencia también se puede estimar o determinar analizando diversos otros parámetros. Por lo tanto, en una realización preferida adicional de la invención, el módulo de análisis de carga está configurado para recibir un valor de posición de paso de la pala del rotor, un valor de energía activa y un valor de velocidad de rotor, y el módulo de análisis de carga puede incluir una unidad de estimador de turbulencia que está configurada para estimar una intensidad de turbulencia local basándose en estos parámetros. Por ejemplo, la desviación estándar de la velocidad de rotor aerodinámica se puede usar para estimar la intensidad de la turbulencia.
La contribución individual de cada parámetro monitorizado se determina preferiblemente teniendo en cuenta la naturaleza de ese parámetro. Para este fin, el procesamiento de un parámetro implica preferiblemente pasarlo a través de un filtro y/o someterlo a un operador y/o compararlo con un umbral y/o multiplicarlo por un factor de ganancia, por lo que estas etapas se pueden aplicar en cualquier orden apropiado.
De esta manera, el módulo de análisis de carga calcula la contribución parcial de cada valor del entorno y estos valores se suman. El valor de la suma resultante será una indicación de si la velocidad de rotación puede aumentarse o no por encima de la velocidad nominal para esa turbina eólica. Por ejemplo, si la MECA ha llegado a la conclusión de que la carga a velocidad nominal de la turbina eólica es, de hecho, inferior a la permitida por la especificación de la turbina eólica, puede emitir un permiso para intensificar la velocidad de rotor. Como resultado, el controlador puede responder aumentando o intensificando la velocidad de rotor en un incremento predeterminado, por ejemplo, en 0,5 rad/s, en 2 rad/s, etc. El incremento del incremento de velocidad puede determinarse basándose en la clase de turbulencia de la turbina eólica y/o su clase de viento.
La magnitud del incremento de velocidad puede disminuir al aumentar la desviación de la velocidad nominal, por ejemplo, un primer incremento de velocidad puede añadir 2 rad/s a la velocidad nominal; pero si la velocidad de rotor ya es 5 rad/s mayor que la velocidad nominal, cualquier incremento de velocidad adicional puede realizarse en etapas de 0,1 rad/s.
La magnitud del incremento de velocidad puede ser proporcional a la diferencia entre la carga real y el umbral de carga, p. ej., un incremento de velocidad puede añadir 2 rad/s a la velocidad nominal si la carga real es únicamente el 80 % del umbral de carga; pero si la carga real es el 95 % del umbral de carga, cualquier incremento de velocidad adicional puede limitarse a un valor menor, tal como 0,1 rad/s.
En una realización particularmente preferida de la invención, también se tiene en cuenta preferiblemente la exposición a la estela de la turbina eólica. Para este fin, el módulo de análisis de carga está configurado para determinar la exposición a la estela de la turbina eólica. La exposición a la estela se puede determinar a partir de una tabla de consulta usando el conocimiento de la posición de la turbina eólica en un parque eólico, su actitud de guiñada y diversos otros parámetros relevantes. Basándose en la exposición a la estela determinada, el módulo de análisis de carga puede anular el permiso de intensificación de velocidad descrito anteriormente si la exposición a la estela se considera crítica, o aprobar el permiso de intensificación de velocidad si la exposición a la estela no se considera crítica.
Otros objetivos y características de la presente invención serán evidentes a partir de las siguientes descripciones detalladas consideradas en conjunto con los dibujos adjuntos. Sin embargo, debe entenderse que los dibujos están diseñados únicamente con fines ilustrativos y no como una definición de los límites de la invención.
La Figura 1 muestra un diagrama en bloque de una realización de la disposición de control de la invención;
La Figura 2 muestra un diagrama en bloque de una realización del módulo de análisis de carga de la Figura 1;
La Figura 3 muestra un gráfico de velocidad/energía de una turbina eólica controlada usando el método de la invención;
La Figura 4 ilustra la intensificación de velocidad incremental del método de la invención;
La Figura 5 muestra un parque eólico ilustrativo;
La Figura 6 muestra un gráfico de velocidad/energía de una turbina eólica controlada usando un enfoque del estado de la técnica.
En los diagramas, números similares se refieren a objetos similares en todas partes. Los objetos en los diagramas no están necesariamente dibujados a escala.
La Figura 1 muestra un diagrama en bloque de una realización de la disposición 2 de control de la invención. El rotor aerodinámico y el generador se consideran colectivamente como una unidad 21 de producción de energía, y la salida de energía del generador está determinada en gran medida por una referencia 21 paso de paso (con respecto a las palas del rotor) y una referencia 21torsión de torsión (o referencia de energía) (al generador).
La disposición 1 de control de la invención comprende un módulo 10 de análisis de carga o “analizador de condiciones ambientales suaves” (MECA) 10 que recibe diversas entradas que le proporcionan datos 10_1,..., 10_n relevantes, tales como los datos 10_1 del momento de flexión de la aleta (p. ej., de los sensores de un módulo 22 de limitador de carga de la pala), los datos de intensidad de turbulencia (p. ej., de una unidad LIDAR), los datos de carga de la torre, los datos de posición de guiñada, etc. Según esta información, el MECA 10 puede evaluar la condición ambiental actual de la turbina eólica y puede decidir si permite o no una intensificación de velocidad. Esta decisión se envía como una señal de aprobación de incremento de velocidad SB<o k>a un módulo 11 de intensificación de velocidad. Se proporciona un nivel 11_in de intensificación, es decir, el grado en el que se puede aumentar la velocidad de rotor, al módulo 11 de intensificación de velocidad. El nivel 11_in de intensificación puede ser un parámetro o ajuste predeterminado y puede poner un límite a la intensificación máxima permitida. Dentro de la restricción de esta intensificación máxima permitida, el módulo 11 de intensificación de velocidad puede establecer, a continuación, uno o más incrementos de velocidad u>¡nc para acercarse a este máximo de 11_in. Por ejemplo, los incrementos de velocidad sucesivos um pueden acercarse gradualmente al máximo de 11_in en varios pasos pequeños. El incremento de velocidad previsto w n se añade a continuación a una referencia 20w de velocidad. La referencia 20w de velocidad puede originarse en un controlador de parque (no mostrado).
El error 20err delta o de referencia de velocidad entre la velocidad objetivo y la velocidad real 21w se introduce en un módulo 20 de control de velocidad, que, a continuación, calcula una referencia de paso objetivo y una referencia 21torsión de torsión.
En esta realización ilustrativa, la referencia de paso objetivo se modifica mediante un desplazamiento de limitación de carga proporcionado por un limitador 22 de carga de pala. La referencia 21paso de paso corregido y la referencia 21torsión de torsión se usan a continuación para controlar el rotor aerodinámico y el generador para lograr la velocidad de rotación objetivo (referencia 20w de velocidad más el incremento de velocidad w¡nc) y la energía de salida objetivo.
La Figura 2 muestra un diagrama en bloque de una realización del módulo de MECA 10 de la Figura 1; En este punto, cada señal 10_1,..., 10_n de entrada se procesa en varias etapas SF, SO, ST, SG para determinar su contribución a la decisión final de “ intensificar velocidad” SB<o k>. Dependiendo del tipo de señal 10_1,..., 10_n de entrada, puede procesarse mediante una etapa de filtro SF y/o una etapa de operador SO y/o una etapa de umbral ST y/o una etapa de ganancia SG. Dependiendo de la naturaleza de la señal 10_1,..., 10_n de entrada, el tipo de filtro de una etapa de filtro SF puede ser cualquiera de paso bajo, paso de banda, paso alto, etc.; el operador de una etapa de operador SO puede ser cualquiera de los cálculos de la desviación estándar, el valor absoluto, el valor máximo, etc.; la etapa umbral ST puede determinar si su entrada alcanza o no el umbral requerido para que se incluya en la decisión final; la etapa de ganancia puede determinar la ponderación de una contribución parcial C1,..., C5. Estas consideraciones se aplican a las señales de entrada, tales como una entrada 10_2 LIDAR, una entrada 10_1 de sensor de carga de pala, una entrada 10_3 de sensor, tal como un sensor de velocidad del viento, etc.
La posición 10_5 de paso, la energía 10_6 activa y el valor 21w de velocidad real del rotor se envían a una tabla 100 de consulta que devuelve una estimación de la velocidad del viento que, a continuación, se usa por un módulo 101 de estimador de turbulencia para obtener una estimación de la intensidad de turbulencia local. La tabla 100 de consulta también puede entregar una estimación de empuje, que se procesa junto con una entrada 10_4 de aceleración de torre.
Las contribuciones C1,..., C5 parciales que resultan de las etapas de procesamiento se suman para obtener un valor para la carga total 10total, que, a continuación, se compara con un umbral de suma SBthold. Si la carga total 10total es inferior al umbral SBthold, la velocidad de rotación puede, en principio, intensificarse, y esta posibilidad se indica mediante la señal de intensificación de velocidad preliminar SBpre.
En esta realización ilustrativa, la decisión de aumentar o intensificar la velocidad de rotación también depende de la “ posición de estela” de la turbina eólica, es decir, de si la turbina eólica está o no en la estela de otra turbina eólica, ya que la probabilidad de una carga excesiva aumenta significativamente cuando una turbina eólica está en la estela de otra turbina eólica. Para este fin, la actitud 10_7 de guiñada de la turbina eólica se alimenta a un módulo 102 de estela, que puede disponer de una tabla de consulta de la distribución del parque. El módulo 102 de estela también puede ser informado de las posiciones de guiñada de otras turbinas eólicas relevantes en el parque eólico. Con esta información, el módulo 102 de estela puede establecer si la turbina eólica está en estela o fuera de estela. El estado de estela WS puede ser “verdadero” (la turbina eólica está en estela) o “ falso” (la turbina eólica está fuera de estela), por ejemplo. Un módulo 103 de aprobación de intensificación recibe la señal de estado de estela WS y la de intensificación de velocidad inicial SBpre, y decide si se aprueba o no la intensificación de velocidad. Este módulo 103 de aprobación de intensificación evita la intensificación de velocidad cuando la turbina eólica está “ en estela” , y permite la intensificación de velocidad tan pronto como la turbina eólica está “ fuera de estela” . Efectivamente, una señal de intensificación de velocidad positiva SB<o k>para permitir la intensificación de velocidad de rotor se emite únicamente cuando una turbina eólica está fuera de estela, es decir, esta turbina eólica no se ve afectada actualmente por la estela de una turbina eólica aguas arriba.
La Figura 3 muestra varias curvas de velocidad/energía de un tipo de turbina eólica, con una energía P (en vatios) a lo largo del eje Y y una velocidad de rotación u> (en radianes por segundo) a lo largo del eje X. Debe entenderse que hay un número infinito de curvas de velocidad/energía y que el diagrama únicamente muestra unas pocas por motivos de claridad.
Cada una de las curvas que se muestran en el diagrama está asociada a una velocidad del viento entera específica v y tiene un valor de salida de energía máximo a una velocidad de rotación específica. La curva Cvmáx corresponde a la velocidad del viento vmáx a la que la turbina eólica puede alcanzar su velocidad nominal nôminal. El diagrama también muestra la trayectoria ideal Tideal para ese tipo de turbina eólica. Cada punto a lo largo de la trayectoria ideal Tideal es el máximo de la curva de velocidad/energía. Para la curva Cnvmáx, la velocidad nominal nôminal está asociada a la energía de salida P0. La energía de salida P0 que se puede alcanzar cuando la turbina eólica está operando a su velocidad nominal nôminal es menor que la energía de salida nominal Pnominal alcanzable para esa clase de turbina eólica.
Cuando la turbina eólica opera a su velocidad nominal ^nominal, el módulo de análisis de carga monitoriza continuamente la carga para evaluar si es seguro aumentar la velocidad de rotor. Si se aprueba un incremento de velocidad, la velocidad de rotor puede aumentarse tentativamente, lo que permite que la turbina eólica se mantenga en la trayectoria Tideal. Partiendo del máximo de la curva Cnvmáx, la energía de salida puede aumentar desde el nivel inicial P 0 hasta su energía de salida nominal Pnominal, mientras se mantiene en la trayectoria ideal Tideal. De esta manera, la turbina eólica puede controlarse para extraer la máxima cantidad posible de energía del viento cuando esta haya aumentado (dentro de un nivel seguro) más allá de la velocidad nominal del viento para esa clase de turbina eólica. Como resultado, la AEP de la turbina eólica se puede aumentar significativamente.
Con el enfoque de control inventivo, es posible maximizar el coeficiente de energía de un tipo de turbina eólica identificando las condiciones ambientales suaves que permiten un aumento cuidadoso de la velocidad de rotación. En lugar de emitir referencias para mantener la velocidad de rotación en el valor nominal w<nominal>, incluso si la velocidad del viento es superior a la velocidad del viento nominal V<máx>, se permite que la velocidad de rotación aumente gradualmente de modo que la relación energía/velocidad T<s b>pueda seguir la trayectoria ideal T<ideal>. Por supuesto, tan pronto como se considera que la carga es excesiva, la velocidad de rotación se reduce nuevamente hacia su velocidad nominal (o por debajo de la velocidad nominal, según sea el caso), nuevamente siguiendo la trayectoria de energía/velocidad óptima T<s b>.
La Figura 4 ilustra la intensificación de velocidad incremental realizado por el método de la invención durante la operación de una turbina eólica. El diagrama muestra la carga de viento acumulada L<anterior>en una turbina eólica controlada mediante una técnica de control del estado de la técnica para operar a o cerca de su velocidad nominal. La carga eólica acumulada L<anterior>fluctúa según los cambios colectivos en las condiciones ambientales, p. ej., los cambios en la turbulencia, la carga de la torre, la velocidad del viento, etc. Un umbral de carga L<máx>para esa turbina eólica se indica como un valor constante.
La invención se basa en la premisa de que la carga en la turbina eólica es con frecuencia inferior a un umbral de carga L<máx>especificado. La invención tiene como objetivo remediar la pérdida de eficiencia que surge de las “ brechas” G<anterior>entre el umbral de carga y la carga real, ya que estas “ brechas” G<anterior>indican que la turbina eólica no está extrayendo la máxima energía del viento. En el método de la invención, la carga total se estima como se explica en la Figura 2 y se compara con un umbral de carga (p. ej., la carga total 10<total>se compara con el umbral SB<thold>de la Figura 2). Si la turbina eólica no está en estela, la velocidad de rotor se puede aumentar para seguir la trayectoria ideal, como se ha explicado anteriormente.
El diagrama muestra unos incrementos de intensificación de velocidad ilustrativos w<inc>(en rad/s) que se suman a la referencia 20w de velocidad como se explica en la Figura 1. El MECA 10 y el módulo 11 de intensificación de velocidad determinan un incremento de intensificación de velocidad w<n>según la carga observada en la turbina eólica, como se ha explicado anteriormente. Siempre que la carga real no supere el umbral de carga, la velocidad de rotor aerodinámico puede aumentarse cuidadosamente. El diagrama muestra el resultado del método de control de la invención en forma de la carga acumulativa más óptima L<s b>, lo que indica que la turbina eólica siempre puede extraer la máxima energía del viento.
La Figura 5 muestra un parque eólico ilustrativo, con una pluralidad de turbinas eólicas 3 dispuestas en una formación adecuada. Un controlador 5 de parque emite las referencias 20w_1,..., 20w_n de velocidad a las turbinas eólicas 3 basándose en los datos 50_1,..., 50_n de entrada, tales como la entrada de demanda de energía, la capacidad de la turbina, los datos meteorológicos, etc. Una turbina eólica aguas arriba no está expuesta a la estela de ninguna otra turbina eólica y se le puede dar una referencia de alta velocidad para su rotor 30 aerodinámico.
Como se ha explicado en la introducción, la Figura 6 muestra varias curvas de velocidad/energía de un tipo de turbina eólica, con una energía P (en vatios) a lo largo del eje Y y una velocidad de rotación w (en radianes por segundo) a lo largo del eje X. Debe entenderse que hay un número infinito de curvas de velocidad/energía y que el diagrama únicamente muestra tres por motivos de claridad. La curva C<vmáx>corresponde a la velocidad del viento V<máx>a la que la turbina eólica puede alcanzar su velocidad nominal w<nominal>. El diagrama también muestra la trayectoria ideal T<ideal>para ese tipo de turbina eólica. Cada punto a lo largo de la trayectoria ideal T<ideal>es el máximo de la curva de velocidad/energía. Para la curva C<nvmáx>, la velocidad nominal w<nominal>está asociada a la energía de salida P<o>.
Usando las técnicas de control del estado de la técnica, la trayectoria ideal T<ideal>únicamente se puede seguir para una velocidad del viento que no supere V<máx>. Si la velocidad del viento aumenta más allá de V<m áx>, la velocidad de rotación se mantiene en el valor nominal w<nominal>, y cualquier aumento en la energía de salida debe seguir la trayectoria vertical T<c s z>, y únicamente se puede lograr equipando las palas del rotor con complementos físicos tales como estrías, generadores de vórtices, etc. Partiendo del máximo de la curva C<vm áx>, la energía de salida puede aumentar teóricamente desde el nivel inicial P<o>hasta su energía de salida nominal P<nominal>. En esta “zona de velocidad constante” definida por los límites P<o>- P<nominal>, la energía de salida sigue la trayectoria vertical subóptima T<c s z>. Si la turbina eólica no se construye para lograr esta intensificación de energía, la diferencia entre la energía de salida real y la alcanzable da como resultado una reducción innecesaria de la AEP.
Aunque la presente invención se ha descrito en forma de realizaciones preferidas y variaciones sobre las mismas, se entenderá que podrían realizarse numerosas modificaciones y variaciones adicionales a las mismas sin apartarse del alcance de la invención tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.
En aras de la claridad, debe entenderse que el uso de “ un” o “ una” a lo largo de esta solicitud no excluye una pluralidad, y “ que comprende” no excluye otras etapas o elementos. La mención de una “ unidad” o un “ módulo” no excluye el uso de más de una unidad o módulo.

Claims (14)

  1. REIVINDICACIONES
    i.Una disposición (2) de control para una turbina eólica (3) de velocidad variable construida para cumplir los requisitos de una clase de viento según se define por la norma IEC 61400-1, que comprende
    -un módulo (10) de análisis de carga configurado para analizar un número de valores (10_ 1,..., 10_n) ambientales para establecer si la carga momentánea de la turbina eólica (L) es inferior a un umbral de carga (Lmáx) cuando la velocidad de rotación del rotor aerodinámico (30) ha alcanzado su valor nominal (wnominal), velocidad nominal (wnominal) que está asociada a un nivel de energía de salida (P0) que es menor que la energía de salida nominal (Pnominal) para esa clase de turbina eólica; y
    -un módulo (11) de intensificación de velocidad configurado para determinar un incremento de velocidad (winc) para la velocidad de rotación del rotor aerodinámico (30) basándose en una trayectoria de energía/velocidad ideal (Tideal) para ese tipo de turbina eólica si la carga de la turbina eólica (L) es inferior al umbral de carga (Lmáx) y para aplicar el incremento de velocidad (winc) a la velocidad de rotación del rotor aerodinámico (30).
  2. 2. Una disposición de control según la reivindicación 1, en donde los valores ambientales (10_1,..., 10_n) comprenden cualquiera de: un valor de carga de la pala, un valor de intensidad de turbulencia, un valor de aceleración de la torre o un valor de posición de guiñada.
  3. 3. Una disposición de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el módulo (10) de análisis de carga está configurado para recibir un valor (10_5) de posición de paso, un valor (10_6) de energía activa y un valor (10_7) de velocidad de rotor.
  4. 4. Una disposición de control según la reivindicación 3, en donde el módulo (10) de análisis de carga comprende una unidad (101) de estimador de turbulencia configurada para estimar una intensidad de turbulencia local basándose en el valor (10_5) de posición de paso, el valor (10_6) de energía activa y el valor (10_7) de velocidad de rotor.
  5. 5. Una disposición de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el módulo (10) de análisis de carga está configurado para procesar un valor ambiental (10_1,..., 10_n) según un umbral relevante (ST).
  6. 6. Una disposición de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el módulo (10) de análisis de carga está configurado para calcular la contribución parcial (C1,..., C5) de cada valor ambiental (10_1,..., 10_n) y para permitir, basándose en la suma de las contribuciones parciales (10total), el aumento de la velocidad de rotación mediante el incremento de velocidad (winc).
  7. 7. Una disposición de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el módulo (10) de análisis de carga está configurado para determinar la exposición a la estela (10<w e>) de la turbina eólica (3) y para permitir, basándose en la exposición a la estela (10<w e>), el aumento de la velocidad de rotación mediante el incremento de velocidad (winc).
  8. 8. Una disposición de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el módulo (11) de intensificación de velocidad está configurado para determinar la magnitud de un incremento de velocidad (winc) basándose en un nivel de turbulencia estimado y/o un nivel de carga estimado.
  9. 9. Una turbina eólica (3) de velocidad variable que comprende una disposición (2) de control según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, y un módulo (20S) de suma configurado para aumentar una referencia (20w) de velocidad mediante el incremento de velocidad (winc).
  10. 10. Una turbina eólica (3) de velocidad variable según la reivindicación 9, construida para cumplir los requisitos de una clase de turbulencia y/o una clase de viento según se define en la norma IEC 61400-1.
  11. 11. Un método para operar una turbina eólica (3) de velocidad variable construida para cumplir los requisitos de una clase de viento según se define por la norma IEC 61400-1, cuyo método comprende las etapas de
    -establecer si la carga momentánea de la turbina eólica (L) es inferior a un umbral de carga (Lmáx) cuando la velocidad de rotación del rotor aerodinámico (30) ha alcanzado su velocidad nominal (^nominal), velocidad nominal (wnominal) que está asociada a un nivel de energía de salida (P0) que es menor que la energía de salida nominal (Pnominal) para esa clase de turbina eólica; y -determinar un incremento de velocidad (w inc) para la velocidad de rotación del rotor aerodinámico (30) basándose en una trayectoria de energía/velocidad ideal (Tideal) de la turbina eólica (3) si la carga de la turbina eólica (L) es inferior al umbral de carga (Lmáx); y
    -aumentar la velocidad de rotor basándose en el incremento de velocidad (w inc).
  12. 12. Un método según la reivindicación 11, que comprende una etapa de aumentar una referencia (20w) de velocidad mediante el incremento de velocidad (w¡nc).
  13. 13. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 11 a 12, que comprende una etapa de identificación de la exposición a la estela (10<w e>) de la turbina eólica (3).
  14. 14. Un método según la reivindicación 13, en donde la velocidad de rotación del rotor aerodinámico (30) se incrementa únicamente si la turbina eólica (3) no está en la estela de otra turbina eólica.
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