ES2983271T3 - Método y dispositivo de control de un parque eólico - Google Patents

Método y dispositivo de control de un parque eólico Download PDF

Info

Publication number
ES2983271T3
ES2983271T3 ES21721850T ES21721850T ES2983271T3 ES 2983271 T3 ES2983271 T3 ES 2983271T3 ES 21721850 T ES21721850 T ES 21721850T ES 21721850 T ES21721850 T ES 21721850T ES 2983271 T3 ES2983271 T3 ES 2983271T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
wind
rotor
farm
wind farm
turbine
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES21721850T
Other languages
English (en)
Inventor
Safak Burak Altun
Pieter M O Gebraad
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens Gamesa Renewable Energy AS
Original Assignee
Siemens Gamesa Renewable Energy AS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens Gamesa Renewable Energy AS filed Critical Siemens Gamesa Renewable Energy AS
Application granted granted Critical
Publication of ES2983271T3 publication Critical patent/ES2983271T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/048—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller controlling wind farms
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/10—Purpose of the control system
    • F05B2270/20—Purpose of the control system to optimise the performance of a machine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/10—Purpose of the control system
    • F05B2270/20—Purpose of the control system to optimise the performance of a machine
    • F05B2270/204—Purpose of the control system to optimise the performance of a machine taking into account the wake effect
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/32—Wind speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/321—Wind directions
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/327—Rotor or generator speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/328—Blade pitch angle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/329—Azimuth or yaw angle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/70—Type of control algorithm
    • F05B2270/708—Type of control algorithm with comparison tables
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Método y dispositivo de control de un parque eólico Se describe un método de control de una pluralidad de aerogeneradores (3a, 3b, 3c) de un parque eólico (1). El método comprende: determinar una zona de inducción axial (48) de al menos un aerogenerador (3a, 3b, 3c) del parque eólico (1); y modificar la zona de inducción axial (48) para controlar el bloqueo del parque eólico mediante el ajuste de al menos una de las siguientes variables operativas: un ángulo de guiñada (γ) de un rotor de palas (11a, 11b, 11c) del aerogenerador (3a, 3b, 3c), un ángulo de desfase de paso de al menos una pala (11a, 11b, 11c) del rotor de palas (13a, 13b, 13c), una velocidad de giro del rotor de palas (13a, 13b, 13c). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Método y dispositivo de control de un parque eólico
Campo de la invención
La presente invención se refiere a un método y dispositivo de control para controlar la producción de energía y las cargas estructurales en un parque eólico, en donde, en particular, se debe considerar el bloqueo del parque eólico. Además, la presente invención se refiere a un parque eólico que comprende el dispositivo de control mencionado anteriormente.Antecedentes de la técnica
Un parque eólico comprende una pluralidad de turbinas eólicas que extraen energía del viento y convierten la energía en energía eléctrica. Debido a la extracción de la energía por las palas del rotor en rotación, la corriente del viento se ve afectada y modificada corriente arriba y corriente abajo de una turbina eólica considerada. En particular, corriente abajo de una turbina eólica operativa hay una región de estela generada debido a la interacción con las palas del rotor de la turbina eólica corriente arriba en la que se reduce la velocidad del viento y en la que, en general, la condición del viento se altera en comparación con una condición del viento corriente arriba de la turbina eólica considerada. En general, las turbinas eólicas corriente abajo pueden estar sometidas a una velocidad del viento inferior que las turbinas eólicas corriente arriba. Además, corriente arriba de una turbina eólica operativa hay una zona de inducción axial, es decir, el área frente al rotor de la turbina eólica donde el flujo se ralentiza. La combinación de las zonas de inducción axial de cada turbina puede provocar el bloqueo del parque eólico, que es la ralentización del flujo de viento delante del parque eólico. Esto puede reducir la producción de energía eléctrica del propio parque eólico en relación con la potencia disponible en la entrada sin corriente (muy corriente arriba). El bloqueo puede incrementarse mediante la combinación de varias zonas de inducción, lo que hace que las turbinas eólicas de un parque eólico puedan producir menos de lo que producirían de forma aislada. Esto puede combinarse con los efectos de estela, pero también puede estar presente en los casos en que las turbinas eólicas estén dispuestas en primera fila para que no se vean afectadas por las estelas de otras turbinas. Los métodos y dispositivos de control para controlar la producción de energía y las cargas estructurales en un parque eólico, que consideran los factores de inducción axial, se muestran en las patentes CN 108 708 825 A, EP 3 0471 43 A1, US-2013/300115 A1 y EP 3438448 A1. Los factores de inducción axial pueden no proporcionar una descripción completa de la zona de inducciones axiales y de los fenómenos asociados a la misma.
Por lo tanto, puede ser necesario un método y un dispositivo de control para controlar la producción de energía y las cargas estructurales en un parque eólico, en donde se pueda lograr un objetivo de rendimiento de modo fiable, en particular teniendo en cuenta adecuadamente las zonas de inducción axial entre diferentes turbinas eólicas, en particular para optimizar la producción de energía del parque eólico y/o evitar el bloqueo del parque eólico.
Resumen de la invención
Esta necesidad puede ser satisfecha por el objeto según las reivindicaciones independientes. Las realizaciones ventajosas de la presente invención se describen en las reivindicaciones dependientes.
Según una realización de la presente invención, se proporciona un método para controlar una pluralidad de turbinas eólicas de un parque eólico, cuyo método comprende: determinar una zona de inducción axial de al menos una turbina eólica del parque eólico, en donde la zona de inducción axial se determina en función de al menos uno de los siguientes parámetros de entrada:
dirección del viento de entrada,
velocidad del viento de entrada, y
turbulencia del viento de entrada; y
modificar la zona de inducción axial para controlar el bloqueo del parque eólico ajustando al menos una de las siguientes variables operativas:
un ángulo de guiñada de un rotor de palas de la turbina eólica,
un ángulo de desfase de cabeceo de al menos una pala del rotor de palas,
una velocidad de rotor del rotor de palas.
El método puede realizarse mediante un dispositivo de control de turbina eólica individual y/o mediante un dispositivo de control de parque eólico, tal como un piloto de parque. La configuración de control puede caracterizarse en particular por una configuración de uno o más valores de uno o más de los parámetros operativos.
La configuración de control de al menos una turbina eólica o todas las configuraciones de control de todas las turbinas eólicas se pueden establecer, en particular, de modo que se logre un objetivo de rendimiento, por ejemplo, optimizando o maximizando la potencia de salida y/o manteniendo la carga estructural a la que están sometidas las turbinas eólicas individuales dentro de los límites aceptables.
Según una realización de la presente invención, la variable operativa se obtiene de modo que el rendimiento del parque eólico se optimice en términos de producción de energía y/o carga estructural en al menos una, en particular todas, las turbinas eólicas del parque eólico. El efecto de bloqueo conjunto distribuye las cargas de forma desigual entre las diferentes turbinas del parque eólico. Por ejemplo, las turbinas que se encuentran en los bordes de una primera fila pueden cargarse más que las turbinas que se encuentran en el centro de la primera fila, como resultado de un bloqueo. Por lo tanto, podría ser beneficioso manipular las variables operativas de modo que reduzcan las cargas estructurales en ciertas turbinas (redistribuyendo las cargas más equitativamente, por ejemplo) controlando el bloqueo.
Se considera que el viento sin corriente (o de entrada) comprende el viento que entra en la turbina eólica, pero que no se ve afectado (p. ej., no alterado) por ninguna otra turbina eólica, en particular no afectado por ninguna fuerza del rotor de la turbina eólica. El viento sin corriente puede entenderse como un viento que no se ve afectado por ninguna estela de ninguna turbina corriente arriba. Por lo tanto, se puede considerar que el viento sin corriente es el viento (por ejemplo, caracterizado por la velocidad del viento, la dirección del viento y/o la turbulencia del viento) que impactaría en una turbina eólica considerada cuando ninguna otra turbina eólica (corriente arriba de la misma, por ejemplo) afecte, modifique o altere las características del viento. La turbulencia del viento sin corriente puede considerarse como una turbulencia del viento sin corriente, de este modo como la turbulencia del viento que impacta en la turbina eólica considerada sin ser alterada por ninguna otra turbina eólica potencialmente corriente arriba de la turbina eólica considerada.
La presente invención considera la dirección del viento sin corriente libre y/o la velocidad del viento sin corriente y/o la turbulencia del viento sin corriente para determinar la configuración de control.
El viento sin corriente (velocidad, dirección y/o turbulencia) puede medirse y/o determinarse, por ejemplo (p. ej., que implique cálculo) a partir de los parámetros operativos de una turbina delantera en un parque eólico, es decir, una turbina que se enfrenta al viento sin verse afectada por otras turbinas eólicas, p. ej., sin estar ninguna otra turbina eólica corriente arriba de la misma. La turbulencia del viento sin corriente puede medirse (por ejemplo, indirectamente) o puede basarse en una cantidad medida y/o puede basarse en cálculos, por ejemplo, teniendo en cuenta al menos las características operativas de la turbina eólica considerada o de una o más turbinas eólicas del parque eólico. La turbulencia del viento sin corriente puede basarse en una variación de la velocidad del viento sin corriente, por ejemplo. La turbulencia del viento sin corriente también puede considerar una varianza o un cambio de la dirección del viento sin corriente y/o la velocidad del viento sin corriente.
La derivación de la configuración de control (o de todas las configuraciones de control de todas las turbinas eólicas del parque eólico) puede implicar cálculos, en particular la aplicación de un modelo físico/matemático que modele o simule todas las turbinas eólicas del parque eólico, incluidas las interacciones de estela entre diferentes turbinas eólicas. La configuración de control puede incluir una definición de un conjunto de valores de uno o más parámetros operativos de la turbina eólica considerada.
La turbulencia del flujo de entrada (es decir, la turbulencia del viento sin corriente) puede ser relevante, ya que puede determinar hasta qué punto las zonas de inducción axial (corriente arriba de una turbina eólica en particular) se mezclarán con el flujo circundante y se recuperarán con las condiciones del viento sin corriente. La turbulencia del viento sin corriente puede ser un fenómeno complejo que, en general, puede ser difícil de caracterizar. Por lo tanto, para simplificar, la turbulencia de entrada del viento puede aproximarse o tomarse como la varianza de la velocidad del viento sin corriente.
Las zonas de inducción axial pueden ser una zona corriente arriba de una turbina eólica considerada en cuya región el flujo de viento puede verse afectado por las fuerzas del rotor o puede verse afectado por el funcionamiento de la turbina eólica corriente arriba.
Determinar o derivar la configuración de control puede implicar una optimización basada en modelos fuera de línea. En particular, se puede generar previamente un conjunto de configuraciones de control optimizadas para cada condición de viento utilizando un modelo que describa el comportamiento del sistema en cada condición (viento sin corriente), antes de que se lleve a cabo la operación en directo con estas configuraciones optimizadas. El modelo puede usarse para probar diferentes configuraciones de control y predecir el comportamiento del sistema. Por ejemplo, mediante la iteración y otros tipos de algoritmos de optimización, se pueden encontrar las configuraciones optimizadas que proporcionan el comportamiento optimizado del sistema (por ejemplo, que proporcionan una potencia de salida optimizada). Las configuraciones optimizadas para cada condición pueden almacenarse en una tabla o en cualquier otra estructura de datos en un almacenamiento electrónico, por ejemplo. En una operación en vivo, la estructura de datos que tiene el conjunto pregenerado de configuraciones de control optimizadas asociadas con diferentes condiciones de viento puede buscarse para determinar si esa configuración de control está asociada con la condición de viento actual. Posiblemente se puede realizar una interpolación entre las configuraciones o condiciones almacenadas en la tabla para derivar las configuraciones de control para la condición actual (viento).
Las realizaciones de la presente invención pueden programar óptimamente la señal de control para mejorar el rendimiento del parque eólico (por ejemplo, una producción de energía aumentada, optimizada o maximizada) controlando las zonas de inducción axiales, en particular la orientación de las zonas de inducción axial. El cronograma óptimo puede determinarse con un modelo de zona de inducción axial paramétrico que describe o tiene en cuenta la interacción de diferentes turbinas eólicas.
El modelo de zona de inducción axial puede adaptarse (por ejemplo, usando uno o más parámetros del modelo) a la condición actual del viento. Para la adaptación del modelo de zona de inducción axial (en particular, la definición de los parámetros del modelo), puede ser necesaria una caracterización del flujo de entrada (es decir, el viento sin corriente). En particular, la turbulencia del viento sin corriente se puede tener en cuenta además de la velocidad del viento sin corriente y/o la dirección del viento sin corriente. En particular, una mayor turbulencia ambiental o de entrada puede aumentar la mezcla de la zona de inducción axial con el flujo sin corriente circundante.
Según una realización de la presente invención, la turbulencia del viento se estima mediante el uso de la media durante un cierto período de tiempo y la desviación estándar de la velocidad estimada del viento sin corriente. P. ej., la intensidad estimada de la turbina se calcula del siguiente modo:
TurbEst = ( (Par1 • a) / VelocidadMediaViento) Par2
dondeaes la desviación estándar de la velocidad del viento sin corriente, definida como la raíz cuadrada de la varianza, y Par1 y Par2 son dos parámetros de configuración; VelocidadMediaViento es la media de la velocidad del viento sin corriente.
Según una realización de la presente invención, la velocidad del viento sin corriente se determina en función de una condición operativa y/o una medición del viento de al menos una turbina eólica delantera orientada hacia el viento que prácticamente no es perturbada por ninguna otra turbina eólica, en particular utilizando una tabla de datos 3D.
La medición de la velocidad del viento sin corriente puede ser difícil de realizar directamente en la turbina eólica, porque las mediciones en la turbina eólica pueden verse afectadas por el funcionamiento del rotor. Por lo tanto, puede ser ventajoso derivar la velocidad del viento sin corriente basándose en las condiciones operativas de la turbina eólica.
Una estimación de la velocidad efectiva del viento en la entrada (es decir, la velocidad del viento sin corriente) puede basarse en una tabla de datos aerodinámicos del rotor tridimensional específica de la turbina (o cualquier otra estructura de datos) con entradas de potencia eléctrica y empuje en función del ángulo de cabeceo de las palas y/o la velocidad de rotación del rotor y/o la velocidad del viento de entrada. Por ejemplo, el nivel de potencia actual (por ejemplo, la producción de energía) y el ángulo de cabeceo de las palas y la velocidad del rotor se pueden usar para derivar la velocidad efectiva del viento (es decir, la velocidad del viento sin corriente) a partir de la tabla o estructura de datos.
Mediante el uso de la condición operativa de la turbina como un sensor en lugar de una medición de la velocidad del viento con un anemómetro local, la determinación de la velocidad del viento puede ser menos sensible a los efectos de turbulencia y bloqueo del flujo a pequeña escala de partes de la turbina eólica. En particular, la velocidad efectiva del viento obtenida de este modo puede filtrarse por trayectoria baja con una constante de tiempo de filtro grande (por ejemplo, 600 s). En otras realizaciones, la velocidad del viento sin corriente puede medirse mediante una turbina eólica corriente arriba o delantera. Además, los valores de la velocidad del viento sin corriente obtenidos por varias turbinas eólicas delanteras pueden combinarse, por ejemplo, promediarse.
Según una realización de la presente invención, la condición operativa comprende: el nivel de potencia actual; y/o el ángulo de cabeceo actual de la pala de al menos una pala de rotor; y/o la velocidad de rotación de un rotor de la turbina eólica delantera. De este modo, por ejemplo, se pueden utilizar ecuaciones o modelos disponibles convencionalmente para derivar la velocidad del viento sin corriente. El nivel de potencia actual puede estar relacionado o puede ser igual a la producción de energía actual o la salida de potencia actual de la turbina eólica.
La dirección del viento sin corriente se puede determinar usando o realizando una medición de la dirección del viento en la góndola. En particular, un valor de medición de la dirección del viento puede filtrarse en paso bajo con una constante de tiempo de filtro bajo (por ejemplo, 600 s).
Debe entenderse que las características, individualmente o en cualquier combinación, divulgadas, descritas o explicadas en el contexto de un método para controlar la producción de energía en una pluralidad de turbinas eólicas también pueden aplicarse, individualmente o en cualquier combinación, a un dispositivo de control para controlar la producción de energía en una pluralidad de turbinas eólicas según una realización de la presente invención y viceversa.
Según una realización de la presente invención, se proporciona un dispositivo de control para controlar la producción de energía en una pluralidad de turbinas eólicas de un parque eólico. El dispositivo de control comprende un procesador adaptado para determinar una zona de inducción axial de al menos una turbina eólica del parque eólico, determinándose la zona de inducción axial en función de la dirección del viento de entrada o una velocidad del viento de entrada o una turbulencia del viento de entrada, y generar una configuración de control de al menos una turbina eólica de un parque eólico para modificar la zona de inducción axial ajustando al menos una de las siguientes variables operativas para controlar el bloqueo del parque eólico:
un ángulo de guiñada de un rotor de palas de la turbina eólica,
un ángulo de desfase de cabeceo de al menos una pala del rotor de palas,
una velocidad de rotor del rotor de palas.
Además, se proporciona un parque eólico, que comprende una pluralidad de turbinas eólicas y el dispositivo de control descrito anteriormente, conectados comunicativamente a las turbinas eólicas para suministrar la configuración de control respectiva a cada turbina eólica.
Hay que señalar que las realizaciones de la invención se han descrito con referencia a diferentes materias objeto. En particular, algunas realizaciones se han descrito con referencia a reivindicaciones de tipo de método mientras que otras realizaciones se han descrito con referencia a reivindicaciones de tipo de aparato. Sin embargo, un experto en la técnica deducirá a partir de lo anterior y de la siguiente descripción, que, a menos que se indique lo contrario, además de cualquier combinación de características que pertenezcan a un tipo de materia objeto, también se considera descrita con esta solicitud cualquier combinación entre características relativas a diferentes materias objeto, en concreto, entre características de las reivindicaciones de tipo aparato y características de las reivindicaciones de tipo método.
Los aspectos definidos anteriormente y otros aspectos de la presente invención se infieren de los ejemplos de realización que se describirán a continuación y se explican con referencia a los ejemplos de realización. La invención se describirá con más detalle a continuación en la memoria haciendo referencia a ejemplos de realización, no estando la invención limitada a los mismos.
Breve descripción de los dibujos
Las realizaciones de la presente invención se describen ahora con respecto a los dibujos adjuntos. La invención no está limitada a las realizaciones ilustradas o descritas.
La Figura 1 ilustra esquemáticamente un parque eólico según una realización de la presente invención;
la Figura 2 ilustra esquemáticamente las características del flujo del viento corriente arriba y corriente abajo de una turbina eólica que crean una zona de inducción axial;
la Figura 3 ilustra esquemáticamente un dispositivo de control para controlar la producción de energía en una pluralidad de turbinas eólicas según una realización de la presente invención que puede estar comprendido en el parque eólico ilustrado en la Figura 1; y
las Figuras 4 a 6 ilustran esquemáticamente los efectos de la ejecución de las etapas de un método según una realización de la presente invención.
Descripción detallada
La ilustración en los dibujos está en forma esquemática.
El parque eólico 1 ilustrado esquemáticamente en laFigura 1comprende una pluralidad de turbinas eólicas 3a, 3b, 3c y un dispositivo 5 de control para determinar una configuración de control de al menos una turbina eólica del parque eólico 1 según una realización de la presente invención. Cada turbina eólica 3a, 3b, 3c comprende una torre 7a, 7b, 7c de turbina eólica respectiva que tiene montada en la parte superior una góndola respectiva 9a, 9b, 9c que alberga un generador eléctrico que tiene un eje de rotación acoplado con un rotor eólico 11a, 11b, 11c. En el rotor eólico 11a, 11b, 11c se conectan varias palas 13a, 13b, 13c de rotor respectivas que accionan el generador para producir energía eléctrica. Cada una de las turbinas eólicas 3a, 3b, 3c puede comprender además un convertidor, en particular un convertidor AC-DC-AC para convertir un flujo de potencia de frecuencia variable emitido por el generador eléctrico en un flujo de potencia de frecuencia fija que tiene, por ejemplo, una frecuencia de 50 Hz o 60 Hz. Cada turbina eólica puede comprender además un transformador de turbina eólica para transformar una tensión de salida en una media tensión más alta.
El parque eólico puede comprender más de tres turbinas eólicas, por ejemplo, de 20 a 100 turbinas eólicas o incluso más turbinas eólicas. El método y el dispositivo de la presente invención pueden aplicarse solo a una parte de las turbinas eólicas de un parque eólico. Los terminales de salida de potencia de la turbina eólica pueden conectarse comúnmente en un punto de acoplamiento común que puede suministrar energía eléctrica (opcionalmente a través de un transformador de parque eólico) a una red eléctrica no ilustrada. Cada turbina eólica 3a, 3b, 3c puede comprender un controlador de turbina eólica. El dispositivo 5 de control para determinar las configuraciones de control de al menos una turbina eólica 3a, 3b, 3c recibe señales 15a, 15b, 15c de medición y/o parámetros operativos de las turbinas eólicas respectivas 3a, 3b y 3c y suministra señales 17a, 17b, 17c de control a las turbinas eólicas respectivas 3a, 3b, 3c para controlar el funcionamiento de las turbinas eólicas 3a, 3b, 3c respectivas. En particular, las señales 17a, 17b, 17c de control comprenden o codifican una o más configuraciones de control que modifican una zona de inducción axial (como se define mejor a continuación) de las turbinas eólicas 3a, 3b, 3c. Las señales 17a, 17b, 17c de control permiten ajustar al menos una de las siguientes variables operativas de las turbinas eólicas 3a, 3b, 3c:
un ángulo de guiñada y del rotor 11a, 11b, 11c de palas,
un ángulo de desfase de cabeceo de la pala 11a, 11b, 11c,
una velocidad de rotor del rotor 13a, 13b, 13c de palas. La modificación de la zona de inducción axial permite controlar el bloqueo del parque eólico.
El ángulo de guiñada y es un ángulo entre la dirección del viento sin corriente y la dirección del eje de rotación de la turbina eólica considerada 3a, 3b, 3c. El ángulo de desfase de cabeceo es un ángulo de la pala 11a, 11b, 11c alrededor de su eje longitudinal respectivo, orientado radialmente con respecto al eje de rotación del rotor 13a, 13b, 13c de palas.
El dispositivo 5 de control obtiene las configuraciones de control respectivas (suministradas a través de las señales 17a, 17b, 17c de control) en función de la dirección del viento de entrada y/o la velocidad del viento de entrada y/o la turbulencia del viento de entrada. El dispositivo 5 de control puede determinar la turbulencia del viento de entrada, por ejemplo, basándose en una varianza de la velocidad del viento de entrada. La velocidad del viento de entrada puede determinarse, por ejemplo, en función de una condición operativa y/o una medición del viento de al menos una turbina eólica delantera, tal como la turbina eólica 3a que está orientada al viento indicado con el signo 19 de referencia (p. e., que tiene una velocidad, dirección y turbulencia del viento de entrada particulares).
La condición operativa y/o la medición del viento de la turbina delantera 3a pueden suministrarse, por ejemplo, a través de la señal 15a al dispositivo 5 de control. La condición operativa puede comprender, en particular, el nivel de potencia actual, el ángulo de cabeceo de las palas actual y la velocidad de rotación actual del rotor de la turbina delantera 3a. Basándose en estos valores, el dispositivo 5 de control puede entonces (usando una o más tablas o relaciones o módulos de programa, por ejemplo) derivar la velocidad del viento de entrada para varios puntos de tiempo o intervalos de tiempo sucesivos. El dispositivo 5 de control puede entonces calcular la varianza de la velocidad del viento de entrada para obtener la (estimación de) la turbulencia del viento de entrada.
El dispositivo 5 de control proporciona además una implementación de un modelo de zona de inducción axial que tiene parámetros de modelo que pueden definirse basándose, por ejemplo, en una dirección medida del viento de entrada, la velocidad del viento sin corriente y la turbulencia del viento de entrada. El modelo de zona de inducción axial se puede utilizar para derivar las señales 17a, 17b, 17c de control de la turbina eólica (individualmente para la turbina eólica correspondiente) para derivar y suministrar las señales 17a, 17 b, 17c de control de la turbina eólica, para cumplir un objetivo de rendimiento, tal como optimizar la producción de energía de todo el parque eólico 1.
LaFigura 2ilustra esquemáticamente el flujo de viento corriente arriba y corriente abajo de una turbina eólica que tiene palas de rotor que giran en un disco 43 de rotor. Aguas arriba del disco rotor 43, el viento 19 tiene una velocidad U del viento sin corriente que luego varía en función de una posición lateral x según una primera curva 45 para una primera turbulencia y según una segunda curva 46 para una segunda turbulencia en un sistema de coordenadas que tiene una velocidad del viento en la ordenada 20 y que tiene una extensión lateral x en abscisa.
Inmediatamente corriente arriba del disco de rotor 43 se define una zona de inducción axial 48. La zona 48 de inducción axial debe describirse como la región donde la velocidad del viento de entrada se desacelera debido a la extracción de energía cinética del flujo de viento sin corriente.
El disco 43 de rotor, que incluye las palas de rotor giratorias, ejerce una fuerza 47 sobre el viento 19, lo que resulta en una disminución de la velocidad del viento 45 corriente abajo del disco 43 de rotor. La velocidad 45, 46 del viento alcanza corriente abajo del disco rotor 43 un U<mín>. mínimo y aumenta entonces dentro de una región 49 de estela sustancialmente hacia la velocidad U del viento corriente arriba. La región 51 define una forma 49 de estela. Dentro de una región 53 de mezcla, radialmente hacia fuera de un tubo de corriente 55 de rotor, se produce la mezcla del viento sin entrada con el viento afectado por el disco 43 de rotor.
La forma de la velocidad 45, 46 del viento corriente abajo de una turbina eólica es diferente para diferentes turbulencias de viento sin corriente del viento 19. En particular, la velocidad del viento (segunda curva 46) puede recuperarse al valor U corriente arriba para una turbulencia de viento sin corriente más alta (segunda) más cerca del disco 43 del rotor que para una turbulencia (primera) inferior (primera curva 45). La velocidad del viento para la segunda turbulencia más alta se indica con el signo 46 de referencia. La velocidad del viento para la segunda turbulencia inferior se indica con el signo 45 de referencia. De este modo, tener en cuenta la turbulencia del viento sin corriente puede permitir obtener configuraciones de control optimizadas para todas las turbinas eólicas del parque eólico.
LaFigura 3ilustra esquemáticamente una realización del dispositivo 5 de control como una implementación ejemplar. Como entrada, el dispositivo 5 de control comprende una velocidad 21 del viento sin corriente que puede basarse, por ejemplo, en la condición operativa de una turbina eólica corriente arriba, tal como la turbina eólica corriente arriba 3a ilustrada en la Figura 1. El dispositivo 5 de control comprende un módulo de determinación de varianza 23 que determina la varianza de la velocidad del viento sin corriente 21 y realiza un escalado para generar una intensidad de turbulencia en flujo libre 25 que se suministra a un módulo de agrupamiento 27 de turbulencias. Un módulo de definición de intervalos de depósitos 29 de turbulencia suministra intervalos de depósitos turbulentos al módulo de depósitos 27 de turbulencia que emite índices de depósitos turbulentos 29 que se suministran a un módulo 31 de selección de tablas. Dentro de un almacenamiento electrónico, el dispositivo 5 de control comprende tablas 33 de consulta de configuraciones de control (u otras estructuras de datos) que asocian las configuraciones de control con condiciones particulares del viento sin corriente. Las tablas 33 de consulta de configuraciones de control pueden haberse determinado usando un algoritmo de zona de inducción axial o un modelo 35 de determinación que puede realizar una optimización basada en el modelo de zona de inducción axial para cada condición de viento (en particular fuera de línea). El módulo de selección de tablas 31 selecciona de entre las diversas tablas 33 de consulta de configuraciones de control la tabla correspondiente a la intensidad 25 actual de turbulencia sin corriente y proporciona a partir de ella las configuraciones de control respectivas (en particular para cada turbina eólica 3a, 3b, 3c del parque eólico 1). La salida del módulo 31 de selección de tablas puede ser una tabla de consulta con las configuraciones de control optimizadas para cada dirección del viento y velocidad del viento sin corriente.
El dispositivo 5 de control recibe además como entrada la dirección 36 del viento sin corriente y la velocidad 37 del viento sin corriente, por ejemplo, medidas o determinadas desde una turbina delantera 3a. La configuración de control optimizada puede tomarse de la tabla 39 de consulta emitida por el modelo de selección de tablas 31 o puede interpolarse (usando el módulo 40 de interpolación) entre dos o más tablas que proporcionan configuraciones de control cercanas a la dirección y velocidad 37 actuales del viento sin corriente. Finalmente, el dispositivo 5 de control emite las configuraciones de control optimizadas de la turbina eólica 41 que luego pueden suministrarse, mediante las señales 17a, 17b, 17c de control individualmente a todas las turbinas eólicas 3a, 3b, 3c.
Alternativamente a tener para cada contenedor de turbulencia una tabla de datos asociada con configuraciones de control, se puede definir un modelo completamente parametrizado con la turbulencia de flujo libre, la velocidad del viento sin corriente y la dirección del viento sin corriente como entrada. Por lo tanto, se puede predefinir una única tabla de consulta 3D para las configuraciones de control optimizadas de cada turbina eólica con los tres parámetros de entrada mencionados anteriormente como selección.
En lugar de utilizar un modelo fuera de línea precalculado, el modelo y la tabla de consulta también podrían adaptarse mediante un controlador de aprendizaje (por ejemplo, la tabla de consulta de configuraciones del modelo y el control actualizada en línea usando el ajuste de parámetros en línea basado en las mediciones y la optimización en línea).
LasFiguras 4a6ilustran esquemáticamente los resultados obtenidos mediante el método y el dispositivo de control de la presente invención. Tres gráficos 61, 62, 63 muestran las formas respectivas de la zona 48 de inducción axial delante del rotor 13a de palas. El flujo de viento entrante proviene de la izquierda de cada figura. En el primer gráfico 61, un ángulo de guiñada negativo y=-25° con respecto a la dirección del flujo del viento entrante dirige la zona 48 de inducción axial hacia la derecha (como se ve desde corriente arriba de la turbina) con respecto a un ángulo de guiñada y=0° (segundo gráfico 62). Un ángulo de guiñada positivo y=25° dirige la zona 48 de inducción axial hacia la izquierda como se ve en el tercer gráfico 63 con respecto a un ángulo de guiñada y=0° (segundo gráfico 62). La forma de la zona 48 de inducción axial puede modificarse aún más controlando el déficit de velocidad del viento en la zona 48 de inducción axial a través del paso y la velocidad del rotor.
Al desviar óptimamente la zona 48 de inducción axial de cada turbina eólica mediante ángulos de compensación de guiñada, y/o al ajustar (reducir o aumentar) el déficit de velocidad del viento en la zona de inducción axial mediante el paso y la velocidad del rotor, se puede reducir el bloqueo del flujo hacia la propia turbina o hacia las turbinas corriente abajo, y se puede hacer un uso más óptimo de la potencia disponible en la entrada sin corriente para aumentar la producción total del parque eólico.
Cabe señalar que el término “ que comprende” no excluye otros elementos o etapas y los artículos “ un” o “ una” no excluyen una pluralidad. También pueden combinarse elementos descritos asociados a distintas realizaciones. También hay que señalar que los signos de referencia de las reivindicaciones no deben interpretarse como una limitación del alcance de las mismas.

Claims (7)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Método para controlar una pluralidad de turbinas eólicas (3a, 3b, 3c) de un parque eólico (1), comprendiendo el método:
    determinar una zona (48) de inducción axial de al menos una turbina eólica (3a, 3b, 3c) del parque eólico (1), en donde la zona (48) de inducción axial se determina en función de al menos uno de los siguientes parámetros de entrada:
    dirección del viento de entrada,
    velocidad del viento de entrada, y
    turbulencia del viento de entrada; y
    modificar la zona (48) de inducción axial para controlar el bloqueo del parque eólico ajustando al menos una de las siguientes variables operativas:
    un ángulo de guiñada (y) de un rotor (11a, 11b, 11c) de palas de la turbina eólica (3a, 3b, 3c),
    un ángulo de desfase de cabeceo de al menos una pala (11a, 11b, 11c) del rotor (13a, 13b, 13c) de palas,
    una velocidad de rotor del rotor (13a, 13b, 13c) de palas.
  2. 2. Método según la reivindicación 1, en donde al menos una tabla o función se genera para correlacionar los parámetros de entrada con las variables operativas.
  3. 3. Método según la reivindicación 2, en donde al menos una tabla o función optimiza la producción de energía del parque eólico (1) al determinar un conjunto de variables operativas para cada conjunto de parámetros de entrada.
  4. 4. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en donde se deriva la variable operativa de modo que se optimiza la producción de energía del parque eólico (1).
  5. 5. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en donde se deriva la variable operativa de modo que las cargas estructurales se optimizan en al menos una, en particular en todas, las turbinas eólicas (3a, 3b, 3c) del parque eólico (1).
  6. 6. Dispositivo (5) de control para controlar una pluralidad de turbinas eólicas (3a, 3b, 3c) de un parque eólico (1), comprendiendo el dispositivo (5) de control un procesador adaptado para determinar una zona (48) de inducción axial de al menos una turbina eólica (3a, 3b, 3c) del parque eólico (1), determinándose la zona (48) de inducción axial basándose en la dirección del viento de entrada o una velocidad del viento de entrada o una turbulencia del viento de entrada, y generar una configuración de control de al menos una turbina eólica (3) de un parque eólico (1) para modificar la zona (48) de inducción axial ajustando al menos una de las siguientes variables operativas para controlar el bloqueo del parque eólico:
    un ángulo de guiñada (y) de un rotor (11a, 11b, 11c) de palas de la turbina eólica (3a, 3b, 3c), un ángulo de desfase de cabeceo de al menos una pala (11a, 11b, 11c) del rotor (13a, 13b, 13c) de palas,
    una velocidad de rotor del rotor (13a, 13b, 13c) de palas.
  7. 7. Parque eólico (1), que comprende:
    una pluralidad de turbinas eólicas (3a, 3b, 3c); y
    un dispositivo (5) de control según la reivindicación anterior conectado a las turbinas eólicas para suministrar la configuración de control respectiva a cada turbina eólica.
ES21721850T 2020-04-15 2021-04-09 Método y dispositivo de control de un parque eólico Active ES2983271T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP20169576.4A EP3896277A1 (en) 2020-04-15 2020-04-15 Control method and device of a wind park
PCT/EP2021/059269 WO2021209330A1 (en) 2020-04-15 2021-04-09 Control method and device of a wind park

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2983271T3 true ES2983271T3 (es) 2024-10-22

Family

ID=70289661

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES21721850T Active ES2983271T3 (es) 2020-04-15 2021-04-09 Método y dispositivo de control de un parque eólico

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11846270B2 (es)
EP (2) EP3896277A1 (es)
CN (1) CN115362315B (es)
DK (1) DK4115079T3 (es)
ES (1) ES2983271T3 (es)
WO (1) WO2021209330A1 (es)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP4141253A1 (en) * 2021-08-31 2023-03-01 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Control of a wind park with floating turbines
US12051906B2 (en) * 2022-03-02 2024-07-30 National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc Wind turbine power phase control with DC collection bus for onshore/offshore windfarms
CN119755022B (zh) * 2023-09-28 2025-12-12 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组风参数据的修正方法、装置、设备及介质

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL1023666C2 (nl) * 2003-06-14 2004-12-20 Energieonderzoek Ct Petten Ecn Werkwijze of inrichting om energie aan een stromend fluïdum te onttrekken.
US9404479B2 (en) * 2011-03-22 2016-08-02 Tufts University Systems, devices and methods for improving efficiency of wind power generation systems
US20130300115A1 (en) * 2012-05-08 2013-11-14 Johnson Controls Technology Company Systems and methods for optimizing power generation in a wind farm turbine array
EP2706231B1 (en) * 2012-09-07 2015-04-08 ALSTOM Renewable Technologies Method of operating a wind turbine
WO2015039665A1 (en) * 2013-09-17 2015-03-26 Vestas Wind Systems A/S Control method for a wind turbine
EP3189231B1 (en) * 2014-09-01 2020-01-01 Vestas Wind Systems A/S Improvements relating to the determination of rotor imbalances in a wind turbine
US10100813B2 (en) * 2014-11-24 2018-10-16 General Electric Company Systems and methods for optimizing operation of a wind farm
US20160215759A1 (en) * 2015-01-28 2016-07-28 Alliance For Sustainable Energy, Llc Methods and systems for wind plant power optimization
US10539116B2 (en) * 2016-07-13 2020-01-21 General Electric Company Systems and methods to correct induction for LIDAR-assisted wind turbine control
FR3069663B1 (fr) * 2017-07-31 2019-08-30 Electricite De France Pilotage d'un parc eolien
DE102017009838A1 (de) * 2017-10-23 2019-04-25 Senvion Gmbh Steuerungssystem und Verfahren zum Betreiben mehrerer Windenergieanlagen
EP3536948A1 (en) * 2018-03-08 2019-09-11 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Determining control settings for a wind turbine
US10774811B2 (en) * 2018-05-01 2020-09-15 General Electric Company Induction controlled wind turbine
CN108708825B (zh) * 2018-05-15 2019-11-26 浙江运达风电股份有限公司 一种考虑机组尾流的风电场偏航控制方法
FR3088434B1 (fr) * 2018-11-12 2020-11-13 Ifp Energies Now Procede de determination d’un facteur d’induction pour une eolienne equipee d’un capteur de teledetection par laser

Also Published As

Publication number Publication date
EP3896277A1 (en) 2021-10-20
US11846270B2 (en) 2023-12-19
US20230175490A1 (en) 2023-06-08
WO2021209330A1 (en) 2021-10-21
EP4115079B1 (en) 2024-03-20
CN115362315B (zh) 2025-11-18
CN115362315A (zh) 2022-11-18
DK4115079T3 (da) 2024-05-13
EP4115079A1 (en) 2023-01-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2939136T3 (es) Determinación de ajustes de control para una turbina eólica
ES2983271T3 (es) Método y dispositivo de control de un parque eólico
ES2411355T3 (es) Restricción de potencia en turbinas eólicas
CN102797629B (zh) 一种风电机组的控制方法、控制器及其控制系统
US8853877B1 (en) System and method for controlling a wind farm
US8803352B1 (en) Wind turbines and methods for controlling wind turbine loading
ES2924234T3 (es) Control de orientación de turbina eólica en parque eólico
CN102606396B (zh) 风电场内多机组间偏航扇区管理和优化控制方法及其系统
WO2023040141A1 (zh) 用于大湍流工况的风力发电机防超速组控制方法及系统
ES2984978T3 (es) Controlador y método para la compensación de reactancia de línea
US11136961B2 (en) System and method for optimizing power output of a wind turbine during an operational constraint
ES2887575T3 (es) Cambios de salida de potencia mediante variación de salida de potencia por debajo del régimen nominal y velocidad de rotor por debajo del régimen nominal
TWI737793B (zh) 風力發電廠或風力發電廠之控制方法
CN105673322B (zh) 实现风力机mppt控制的变参数非线性反馈控制方法
CN103807096A (zh) 风力涡轮机及其控制方法
Tu et al. Aerodynamic characterization of two tandem wind turbines under yaw misalignment control using actuator line model
US10808681B2 (en) Twist correction factor for aerodynamic performance map used in wind turbine control
CN108412690A (zh) 一种三段式高风能捕获率的风力发电机组偏航方法及系统
WO2016184470A1 (en) Method and system for controlling a wind turbine generator
CN108825434A (zh) 基于风轮动能平滑功率控制的风机变桨优化方法
CN105909469B (zh) 一种减小变桨动作的变速恒频风电机组的限功率控制方法
CN202768249U (zh) 一种基于气动转矩计算模型的风电机组控制系统
ES2967884T3 (es) Sistema y procedimiento para coordinar sistemas de control de estela y ruido de un parque eólico
CN206530440U (zh) 一种基于振动速度反馈的风机独立变桨控制装置
BR112020016981B1 (pt) Método e arranjo para determinar de configurações de controle para uma turbina eólica, método de controlar um parque eólico, e parque eólico