ES2829201T3 - Turbina eólica - Google Patents

Abstract

Un método de control de una turbina eólica que tiene un rotor y un generador para producir potencia, estando diseñada la turbina eólica para una pluralidad de cargas nominales, estando asociada cada una de la pluralidad de cargas nominales a un componente diferente de la turbina eólica, comprendiendo el método las etapas de: determinar una pluralidad de cargas actuales que actúan sobre los diferentes componentes de la turbina eólica asociados a una carga nominal; calcular un error de carga para cada de la pluralidad de cargas actuales, representando cada error de carga una diferencia entre la carga nominal y la carga actual asociada; controlar la turbina eólica basándose en la pluralidad de errores de carga para optimizar la producción de potencia garantizando al mismo tiempo que ninguna de las cargas actuales esté por encima de las cargas nominales, en el que la etapa de controlar la turbina eólica comprende alterar un parámetro seleccionado de la turbina eólica usado para controlar la turbina eólica de modo que se altere la potencia o par de fuerzas producido por el generador, y en el que el parámetro seleccionado de la turbina eólica que va a alterarse se selecciona como al menos uno de: un ángulo de paso de una pala de rotor; la velocidad de revolución del rotor; y una referencia de potencia del generador, seleccionándose el parámetro basándose en el error de carga para minimizar la pérdida de producción de potencia cuando las cargas actuales están por encima de las cargas nominales, o para maximizar la ganancia de producción de potencia cuando las cargas actuales están por debajo de las cargas nominales.

Description

DESCRIPCIÓN

Turbina eólica

La presente invención se refiere a un método de control de una turbina eólica que está diseñada para una carga nominal específica, es decir, una carga de diseño. La invención se refiere además a un sistema de control según el método y a una turbina eólica que incluye un sistema de control de este tipo.

Una turbina eólica obtiene potencia convirtiendo la fuerza del viento en par de fuerzas que actúa sobre el tren de accionamiento, es decir, sobre las palas de rotor y por tanto sobre el árbol principal y por lo tanto normalmente sobre un generador eléctrico rotado por el árbol principal directamente o a través de una caja de engranajes. La potencia que recibe la turbina eólica y que, por lo tanto, puede transferirse potencialmente al tren de accionamiento depende de varias condiciones, incluyendo la velocidad del viento y la densidad del aire, es decir, las condiciones del emplazamiento.

A pesar de que el deseo de aumentar la productividad requiere la conversión de la mayor cantidad posible de energía eólica en energía eléctrica, las limitaciones estructurales de la turbina eólica, es decir, las cargas de diseño, definen límites de seguridad para la carga permitida sobre la turbina eólica. En la práctica, la carga del viento depende de diversas condiciones climáticas, incluyendo la velocidad del viento promedio, picos del viento, la densidad del aire, la turbulencia, cizalladura del viento y el cambio del viento, y el impacto de la carga del viento sobre la turbina eólica y por lo tanto la carga sobre la turbina eólica puede ajustarse para una condición del viento actual cambiando diversos ajustes en la turbina eólica.

A pesar de que la carga de una turbina eólica se determina por un número de condiciones meteorológicas y ajustes en la turbina eólica, las turbinas eólicas de hoy en día se controlan normalmente según una estrategia de control relativamente simple y fiable según la cual la turbina se apaga completamente a velocidades del viento por encima de un determinado valor de seguridad.

El documento US2007/057517 da a conocer un método para limitar cargas en una turbina eólica usando cargas o velocidad del viento medidas para aumentar el ángulo de paso mínimo durante períodos prolongados. Se permitirá que el ángulo de paso mínimo se reduzca al valor predeterminado cuando disminuyan los desplazamientos de carga.

El documento US6619918 da a conocer una turbina con regulación de paso de pala controlada dependiendo de parámetros medidos para optimizar el funcionamiento con respecto a la energía producida en condiciones climáticas y eólicas variables. Se miden cargas mecánicas sobre las palas y el paso se controla de tal manera que las cargas mecánicas medidas se mantienen por debajo de determinados límites durante el funcionamiento.

El documento US2007/018457 describe un método de funcionamiento de una turbina eólica donde la velocidad de rotor y/o la potencia de generador se reducen en respuesta a variables que superan valores predeterminados. Las variables podrían ser la dirección del viento en relación con la dirección horizontal del árbol principal de la turbina, la turbulencia del viento o cualquier otra variable detectada por uno o más sensores montados en componentes de turbina.

Aunque representa una forma potencialmente muy segura de hacer funcionar una turbina eólica, el apagado completo representa inconvenientes, por ejemplo, debido al hecho de que cualquier cambio importante en la producción de potencia puede influir en la red de potencia suministrada de una manera negativa.

Según un primer aspecto de la presente invención se proporciona un método de control de una turbina eólica según la reivindicación 1.

Según la invención, las cargas de viento que actúan sobre la turbina, o diferentes componentes de la turbina se monitorizan y la turbina se controla en dependencia de esas cargas de viento actuales. Esto permite que la turbina eólica maximice su producción de potencia y reduzca las cargas a las que se somete, aumentando de ese modo la vida útil de la turbina eólica. Cuando se altera la potencia o par de fuerzas producido por el generador, esto significa que se altera la potencia instantánea o par de fuerzas producido por el generador.

Por carga nominal o carga de diseño, se entiende la carga para la que están diseñadas la turbina eólica, o las partes de componentes individuales. Una turbina individual puede tener una carga nominal para un primer emplazamiento y una segunda carga nominal para un segundo emplazamiento; por ejemplo, la turbina en el primer emplazamiento puede tener una vida útil de diseño de 20 años y en el segundo emplazamiento una vida útil de diseño de 25 años. La turbina en la segunda ubicación es la misma que la turbina en la primera ubicación, pero como se espera que tenga una vida útil de 5 años más, la carga nominal de la segunda turbina será diferente a la carga nominal de la primera turbina.

La determinación de una carga actual que actúa sobre al menos una parte de la turbina eólica puede comprender el cálculo de un recuento de flujo de lluvia o una desviación estándar de una carga o señal medida desde un sensor durante un período de tiempo predeterminado, al controlar la turbina eólica para tener en cuenta las cargas de funcionamiento.

Por “representar” en el presente documento se entiende que el error de carga es la diferencia o al menos representa la diferencia de una u otra manera.

Si la carga actual es mayor que la carga nominal, la potencia o par de fuerzas producido por el generador puede disminuirse de manera que la carga actual es igual o inferior a la carga nominal. Esta es la potencia o par de fuerzas instantánea producida por el generador que se reduce. La turbina eólica se hace funcionar de manera menos agresiva de modo que la potencia de salida es menor y las cargas son consecuentemente inferiores a todas las velocidades del viento, prolongando de ese modo la vida útil de la turbina eólica garantizando que las cargas que actúan sobre la turbina eólica estén siempre dentro de las cargas de diseño.

Si la carga actual es menor que la carga nominal, la potencia producida por el generador puede aumentarse. Esta es la potencia o par de fuerzas instantánea producida por el generador que se aumenta. Esto podría hacerse permitiendo que la turbina eólica funcione de manera menos agresiva, es decir, producir más potencia a todas las velocidades del viento cuando las condiciones del viento son favorables, ya que las cargas que actúan sobre la turbina eólica durante condiciones de viento favorables son menores que las cargas de diseño. La potencia producida por el generador puede aumentarse hasta que la carga actual sea igual a la carga nominal.

El parámetro de la turbina eólica que va a alterarse es al menos uno de: un ángulo de paso de al menos una de las palas de rotor; la velocidad de revolución del rotor; o una referencia de potencia del generador.

El parámetro de la turbina eólica que va a alterarse se selecciona basándose en el error de carga. Cada parámetro que va a alterarse tendrá un efecto diferente sobre la producción de potencia y el aumento/reducción de las cargas a las que está sometida la turbina eólica. Al seleccionar el parámetro que va a alterarse basándose en el error de carga real, cualquier pérdida de producción puede minimizarse cuando las cargas están por encima de las cargas nominales; o la ganancia de producción se maximiza cuando las cargas están por debajo de las cargas nominales.

La turbina eólica se diseña para una pluralidad de cargas nominales, estando asociada cada una de la pluralidad de cargas nominales con un componente diferente de la turbina eólica; y el método puede comprender además las etapas de:

determinar una pluralidad de cargas actuales, cada una de la pluralidad de cargas actuales que actúan sobre los diferentes componentes de la turbina eólica que están asociados con al menos una de las cargas nominales;

calcular una pluralidad de errores de carga para cada una de la pluralidad de cargas actuales, representando cada error de carga la diferencia entre la carga nominal y la carga actual asociada;

controlar la turbina eólica basándose en la pluralidad de errores de carga;

en el que la etapa de controlar la turbina eólica comprende alterar un parámetro de la turbina eólica de modo que se altera la potencia o par de fuerzas producido por el generador.

Preferiblemente, la turbina eólica se erige sobre una ubicación, y el método puede comprender además las etapas de: definir una pluralidad de sectores que especifican cada uno un intervalo de direcciones del viento hacia la turbina eólica, definir, para cada sector, una carga de viento esperada a partir de las direcciones especificadas y una estrategia de control por sector que se basa en una comparación predeterminada entre la carga de viento esperada y la carga nominal; determinar una dirección del viento actual; antes de controlar la turbina eólica basándose en el error de carga, controlar la turbina eólica según la estrategia de control por sector definida para el sector al que corresponde la dirección del viento actual; y entonces controlar la turbina eólica basándose en el error de carga.

Al controlar en primer lugar la turbina eólica en dependencia de a qué sector está orientándose la turbina eólica, antes de que el control basado en el error de carga, permite que se maximice la producción de potencia y que se minimicen las cargas. Esto se debe a que la turbina eólica tiene conocimiento de las cargas de viento esperadas desde cada sector por lo que puede reaccionar rápidamente, si el control basado en el error de carga no es lo suficientemente rápido como para reaccionar. Las cargas de viento esperadas pueden conocerse a partir de un estudio del emplazamiento, como un mástil meteorológico, o pueden haberse acumulado durante un período de tiempo por la propia turbina eólica.

Sin embargo, el método puede comprender además las etapas de definir una pluralidad de sectores que especifican cada uno un intervalo de direcciones del viento hacia la turbina eólica; definir, para cada sector, una carga de viento esperada desde las direcciones especificadas y una estrategia de control por sector que se basa en una comparación predeterminada entre la carga de viento esperada y la carga nominal; determinar una dirección del viento actual; y después de la etapa de controlar la turbina eólica basándose en el error de carga, controlar la turbina eólica según la estrategia de control por sector definida para el sector al que corresponde la dirección del viento actual.

Al controlar en primer lugar la turbina eólica basándose en el error de carga y luego controlar la turbina eólica basándose en la estrategia de control por sector permite más control de la turbina. Por ejemplo, el control basado en el error de carga puede alterar las cargas de modo que estén dentro de una determinada cantidad de las cargas de diseño, y luego el control basado en la estrategia de control por sector puede alterar las cargas de modo que estén aún más cerca de las cargas de diseño.

La etapa de definir para cada sector una carga de viento esperada puede comprenden la etapa de: determinar las cargas actuales que actúan sobre al menos una parte de la turbina eólica durante un período de tiempo para cada sector, y calcular la carga de viento esperada para cada sector basándose en valores acumulados de las cargas actuales durante el período de tiempo. De esta manera, las cargas de viento esperadas se calculan realmente en la turbina durante un período de tiempo, en lugar de estar almacenadas previamente en el controlador de turbina. La etapa de controlar la turbina eólica según la estrategia de control por sector definida para el sector al que corresponde la dirección del viento actual puede comprender la etapa de: seleccionar una estrategia de control a partir de una pluralidad de estrategias de control definidas para cada sector, en el que la selección se basa en la carga de viento esperada. En efecto, la selección de la estrategia de control por sector se realiza en la turbina eólica durante el funcionamiento, en lugar de estar almacenadas previamente en el controlador de turbina.

Cada estrategia de control por sector puede definirse basándose en una carga de viento esperada a partir del viento del sector correspondiente de direcciones del viento hacia la turbina para una ubicación geográfica específica.

Una salida de potencia dada de la turbina eólica en función de la velocidad del viento puede definirse para un intervalo de velocidades del viento, siendo la salida de potencia dada en función de la velocidad del viento la misma para todos los sectores; y la estrategia de control por sector para cada sector controla la turbina eólica de manera que la salida de potencia de la turbina eólica está o bien: debajo de la salida de potencia dada para una velocidad de viento dada; o bien igual a la salida de potencia dada para una velocidad de viento dada; o bien por encima de la salida de potencia dada para una velocidad de viento dada. Por “salida de potencia dada de la turbina eólica en función de la velocidad del viento” se entiende la curva de potencia de la turbina eólica.

Según un segundo aspecto de la presente invención, se proporciona un sistema de control para una turbina eólica que tiene un rotor y un generador para producir potencia, estando diseñada la turbina eólica para una carga nominal, el sistema de control que tiene una estructura de control adaptada para:

determinar una carga actual que actúa sobre al menos una parte de la turbina eólica;

calcular un error de carga, representando el error de carga la diferencia entre la carga nominal y la carga actual; controlar la turbina eólica basándose en el error de carga alterando un parámetro de la turbina eólica de modo que se altera la potencia o par de fuerzas producido por el generador.

El sistema de control puede adaptarse para llevar a cabo las actividades tal como se describe anteriormente en relación con el primer aspecto de la invención.

Según un tercer aspecto de la invención, se proporciona una turbina eólica, en particular una turbina eólica de tipo horizontal, que incluye un sistema de control según el segundo aspecto de la invención o que se controla de cualquier manera según el método del primer aspecto de la invención.

La invención se describirá ahora a modo de ejemplo con referencia a las siguientes figuras en las que:

la figura 1 ilustra de manera esquemática un rotor de turbina eólica y un controlador;

la figura 2 ilustra una curva de potencia típica de una turbina eólica de la técnica anterior;

la figura 3 ilustra una curva de potencia de una turbina eólica según la invención; y

la figura 4 ilustra un esquema del control de la turbina eólica.

El alcance de aplicabilidad adicional de la presente invención se volverá evidente a partir de la siguiente descripción detallada y ejemplos específicos. Sin embargo, debe entenderse que la descripción detallada y ejemplos específicos, a la vez que indican realizaciones preferidas de la invención, se dan solo a modo de ilustración, dado que diversos cambios y modificaciones dentro del alcance de la invención se volverán evidentes para aquellos expertos en la técnica a partir de esta descripción detallada.

La figura 1 ilustra de manera esquemática un rotor de turbina eólica 10 conectado a un controlador 11. En una turbina eólica de eje horizontal típica, un rotor de turbina eólica comprende tres palas de rotor y un buje. El buje está conectado a una góndola que se encuentra en la parte superior de una torre. La góndola aloja el tren de accionamiento (es decir, los árboles rotatorios, la caja de engranajes y el generador) y los sistemas de control para hacer funcionar la turbina eólica.

El controlador 11 recibe datos de diversos sensores en la turbina eólica y estos sensores se ilustran de manera esquemática como 12.

La figura 2 ilustra una curva de potencia de una turbina eólica convencional que representa gráficamente la velocidad del viento en el eje x frente a potencia en el eje y. La curva 20 es la curva de potencia nominal para la turbina eólica y define la salida de potencia por el generador de turbina eólica en función de la velocidad del viento. Como bien se conoce en la técnica, la turbina eólica comienza a generar potencia a una velocidad del viento de conexión Vmín. La turbina entonces se hace funcionar bajo condiciones de parte de carga (también conocida como carga parcial) hasta que se alcanza la velocidad nominal del viento en el punto Vr. A la velocidad nominal del viento en el punto Vr se alcanza la potencia de generador nominal. La velocidad del viento de conexión en una turbina eólica típica es de 3 m/s y la velocidad del viento nominal es de 12 m/s. El punto Vmáx es la velocidad del viento de corte, esta es la velocidad del viento más alta a la que la turbina eólica puede hacerse funcionar mientras entrega potencia. A velocidades de viento iguales a y por encima de la velocidad del viento de corte la turbina eólica se apaga por razones de seguridad, en particular, para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica.

La figura 3 ilustra una curva de potencia de una turbina eólica que se hace funcionar según la presente invención. Como se mencionó anteriormente, la curva de potencia 20 es la curva de potencia nominal. Una turbina eólica está diseñada convencionalmente para soportar determinadas cargas, como el momento de flexión de pestaña de raíz de pala de rotor, el momento de flexión de base de torre y la carga de diseño de árbol principal. Estas son las “cargas de diseño o nominales” que no deben superarse, por lo que la turbina tiene una curva de potencia nominal, en la que se hará funcionar la turbina cuando se experimenten condiciones de viento de diseño.

Como se muestra en la figura 3, la turbina está controlada de manera que puede producir más o menos potencia que la curva de potencia normal tanto en las regiones de carga parcial como en las regiones de carga completa. Se entiende que el término “hacer funcionar por encima del régimen nominal” significa producir más de la potencia nominal durante el funcionamiento a carga completa. Se entiende que el término “hacer funcionar por debajo del régimen nominal” significa producir menos de la potencia nominal durante el funcionamiento a carga completa. En la invención, la turbina puede producir más o menos potencia tanto en las regiones de carga completa como en las regiones de carga parcial. Por tanto, el término “sobreproducción” se usa para referirse a un aumento en la producción de potencia tanto en la región de carga parcial como en la región de carga completa en comparación con la curva de potencia normal; y el término “subproducción” se usa para referirse a una disminución en la producción de potencia tanto en la región de carga parcial como en la región de carga completa en comparación con la curva de potencia normal. Cuando la turbina está sobreproduciendo, la turbina se hace funcionar de manera más agresiva de lo normal y el generador tiene una salida de potencia que es superior a la potencia nominal para una velocidad de viento dada. La sobreproducción se muestra en la figura 3 como el área 21. Cuando la turbina está sobreproduciendo, la turbina se hace funcionar de forma menos agresiva de lo normal y el generador de turbina tiene una salida de potencia inferior a la potencia nominal para una velocidad de viento dada. La subproducción se muestra en la figura 3 como el área 22. Debe indicarse que las áreas 21 y 22 se extienden en la región de carga parcial, así como a la región de carga completa. Cuando la turbina está sobreproduciendo, se incrementan las cargas que actúan sobre la turbina y cuando la turbina está subproduciendo, disminuyen las cargas que actúan sobre la turbina.

El método de control y cómo se altera la potencia de la turbina se explican detalladamente con referencia a la figura 4. La figura 4 muestra una turbina eólica 1 que tiene un rotor 10. El controlador 11 incluye un estimador de carga 30, una unidad de cálculo de error de carga 31, una unidad de control de carga y potencia 32 y un elemento de supervisión de carga 33.

Cuando la turbina está en funcionamiento, los sensores 12 monitorizan las cargas a las que están sometidos los diferentes componentes de la turbina. Estas cargas monitorizadas son cargas que no deben superarse cuando la turbina está en funcionamiento e incluyen el momento de flexión de pestaña de raíz de pala, el momento de flexión de base de torre y la carga de árbol principal. Los sensores 12, como indicadores de tensión, acelerómetros y mediciones de velocidad, registran datos sobre el rotor, la torre y el árbol principal, como bien se conoce en la técnica, en particular mediante la medición de variables importantes en la turbina (velocidad, paso de pala de rotor, velocidad del viento, momento de pestaña de pala, acelerómetro de torre, etc.). Los datos de los sensores se introducen en el estimador de carga 30 que deriva la carga actual a la que está sometido cada componente.

Una memoria 34, como una tabla de consulta, contiene datos relacionados con la carga de diseño de cada componente. Esta es la carga nominal que cada componente está diseñado para soportar durante el funcionamiento normal de la turbina eólica y normalmente no debe superarse.

La unidad de cálculo de error de carga 31 calcula una diferencia entre la carga de diseño y la carga actual de cada componente. Este cálculo se basa en la salida de carga del estimador de carga 30 y las cargas de diseño almacenadas en la memoria 34.

Los errores de carga se introducen entonces en la unidad de control de carga y potencia 32, que contiene algoritmos para la optimización de la producción de potencia, al tiempo que garantiza que ninguna de las cargas esté por encima de las cargas de diseño. La unidad de control de carga y potencia 32 controla un número de parámetros que, cuando se alteran, tienen el efecto de cambiar la potencia o par de fuerzas del generador. Esto afecta en consecuencia a las cargas bajo las que se hace funcionar la turbina. Estos parámetros pueden incluir:

• control de paso de las palas de rotor sobre un punto de ajuste de paso, en funcionamiento de carga parcial y carga completa; o

• control de velocidad del rotor sobre un punto de ajuste de velocidad, que es controlar la velocidad de rotor sobre una velocidad de rotor de referencia. Por ejemplo, en el funcionamiento de carga parcial se calcula una relación de velocidad de punta de las palas de rotor. La relación de velocidad de punta es la relación de la velocidad de la punta de las palas en relación con la velocidad del viento que se aproxima. En la región de carga parcial, la potencia generada por la turbina puede regularse mediante la relación de velocidad de punta, por lo que si el rotor se acelera abajo se frena, la potencia de salida cambia; o

• establecer una referencia de potencia sobre un punto de ajuste de potencia en un convertidor de la turbina eólica que la turbina eólica puede seguir, y establecer un ángulo de paso de las palas de rotor; es decir, la salida de potencia puede cambiarse dinámicamente cambiando la referencia de potencia cuando hay un convertidor.

Los parámetros ajustados que se controlan por la unidad de control de carga y potencia 32 se aplican a la turbina eólica 1 que tiene el efecto de que la turbina se someterá a cargas nuevas y diferentes. En uso, las señales de la unidad de control de carga y potencia se envían a un controlador de turbina eólica convencional (no mostrado en la figura 4) que contiene los algoritmos de control convencionales para controlar la turbina eólica. Estas nuevas cargas se miden entonces por los sensores 12 y el estimador de carga 30 y el proceso se repite por sí mismo.

El controlador de carga y potencia 32 controla la turbina de manera que si la carga actual es mayor que la carga de diseño para un componente particular, la potencia producida por el generador se disminuye de manera que la carga actual sea igual o inferior a la carga de diseño para ese componente. Además, si la carga actual es menor que la carga de diseño para un componente particular, se aumenta la potencia producida por el generador. Esto permite la optimización de la producción de potencia porque cuando la turbina está sometida a cargas por debajo de las cargas de diseño, por ejemplo en condiciones de viento favorables, la turbina puede sobreproducir para aumentar la producción de potencia. A pesar de que la turbina sobreproduce, las cargas de diseño no pueden superarse porque las cargas a las que actualmente está sometida la turbina se monitorizan constantemente. Del mismo modo, cuando las cargas actuales superan las cargas de diseño, la turbina subproduce de modo que el generador produce menos potencia, aunque la turbina subproduce, las cargas a las que está sometida la turbina son menores de modo que la turbina puede continuar produciendo potencia sin apagarse completamente. Por consiguiente, la turbina se controla dependiendo de las cargas que actúan sobre la turbina. El controlador 11 controla el funcionamiento basándose en las cargas medidas, en lugar de la velocidad del viento.

Una turbina eólica convencional tendrá normalmente una velocidad del viento de corte Vmáx de 25 m/s (con referencia a la figura 2). Sin embargo, con el controlador 11, las cargas pueden monitorizarse y si se determina que a 25 m/s las cargas que actúan sobre la turbina no están por encima de las cargas de diseño, no es necesario apagar la turbina. En cambio, la turbina puede continuar produciendo potencia hasta que las cargas actuales alcancen las cargas de diseño. El elemento de supervisión de carga 33 garantiza que si un error de carga es demasiado alto durante demasiado tiempo, la turbina eólica se apaga completamente para mitigar las cargas que actúan sobre la turbina.

El estimador de carga 30 también estima cargas extremas y de fatiga que actúan sobre los componentes de turbina eólica. Estas deben compararse con las cargas de diseño 34 para calcular el error de carga en la unidad de cálculo de error de carga 31.

En una implementación, el estimador de carga 30 calcula un recuento de flujo de lluvia o una desviación estándar de una carga o señal medida desde un sensor durante un período de tiempo predeterminado, al controlar la turbina eólica para tener en cuenta las cargas de fatiga. El estimador de carga 30 también puede calcular el riesgo de que ocurra una carga extrema en el futuro. Las cargas de fatiga y el “riesgo de cargas extremas” se incluyen en las cargas actuales enviadas a la unidad de cálculo de error de carga 31. Un ejemplo de los riesgos de cargas extremas es el siguiente: se mide una carga de inclinación de 100 (cantidad adimensional) y el estimador de carga 30 calcula (basándose en el comportamiento/estadísticas de la señal de carga o las condiciones del viento) por seguridad de que es el 99% seguro que la carga de inclinación no superará 150. No tiene valor conocer lo que ha sucedido en el pasado para una carga extrema, por ejemplo, no tiene valor conocer que hace 10 segundos se superó una carga extrema de diseño. No es posible estimar las cargas extremas, ya que pueden ocurrir repentinamente, por ejemplo, si un pala de rotor choca con la torre es demasiado tarde para alterar el control de la turbina eólica; en cambio, es necesario conocer el riesgo de que una pala de rotor golpee la torre.

Las cargas de fatiga y las cargas extremas forman parte de la entrada de cargas actuales a la unidad de cálculo de error de carga.

Como se mencionó anteriormente, los parámetros que pueden usarse para controlar la turbina eólica son el punto de ajuste de velocidad del rotor, el punto de ajuste de potencia del generador y el punto de ajuste de paso de las palas de rotor. La unidad de control de carga y potencia 32 necesita conocer qué parámetro debe cambiarse para una condición de carga actual dada.

Todos los parámetros que pueden cambiarse para controlar la turbina tienen una firma asociada a los mismos que identifica exactamente cómo y cuándo se cambia el parámetro, cuál será el efecto sobre la potencia generada por la turbina eólica, y las cargas que actúan sobre la turbina eólica. Por ejemplo, la unidad de control de carga y potencia 32 conocerá que si las palas de rotor experimentan regulación de paso en cierta cantidad, cuál será el efecto consecuente sobre la potencia generada y las cargas que actúan sobre los componentes de la turbina eólica. Por consiguiente, si las cargas que actúan sobre la turbina eólica son altas y es deseable hacer funcionar por debajo del régimen nominal a la turbina eólica para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica, el parámetro seleccionado por la unidad de control de carga y potencia 32 para hacer funcionar por debajo del régimen nominal a la turbina se elige basándose en ese parámetro que reducirá las cargas con el menor coste; donde coste se refiere a la pérdida en la producción de potencia.

Por ejemplo, si la turbina eólica experimenta una carga de inclinación alta de la cizalladura del viento sobre el rotor, indicando un 15% por encima de la carga de diseño, y se conoce que la reducción de velocidad (cambiando la velocidad del rotor) cambiará esta carga de inclinación en un 10% por cada 100 rpm de reducción de velocidad de generador (hay una razón de engranaje fija entre las rpm de rotor y las rpm de generador); la unidad de control de carga y potencia seleccionaría este valor ajustable y ajustaría la referencia de velocidad de generador en 150 rpm.

También puede usarse una combinación de parámetros que van a cambiarse. Por ejemplo, si la reducción de potencia (cambiando el punto de ajuste de potencia) disminuye la carga de inclinación sobre la turbina en un 10% y disminuye la producción de potencia en un 5% y hay otro parámetro (tal como cambiar la velocidad de rotor) que puede cambiarse que también disminuye la carga de inclinación en un 10% pero solo disminuye la producción de potencia en un 4%, el parámetro que va a seleccionarse para controlar la turbina será el que disminuya la producción de potencia en un 4% porque la carga relevante se disminuye por debajo de las cargas de diseño manteniendo al mismo tiempo la menor pérdida de producción.

Además, si la turbina experimenta cargas de diseño que se superan sobre varios componentes principales, el controlador 11 puede necesitar hacer varias cosas (es decir, reducción de velocidad y reducción de potencia), pero el concepto básico sigue siendo seleccionar el/los parámetro(s) que resuelva(n) el problema de la carga con el coste total más bajo (pérdida de producción). Siempre que la turbina esté experimentando cargas por debajo de las cargas de diseño sobre varios componentes, el controlador 11 puede hacer varias cosas (por ejemplo, aumento de potencia y aumento de velocidad) para maximizar la producción manteniendo al mismo tiempo las cargas dentro de las cargas de diseño.

Estas firmas se definen antes de que la turbina eólica se erija y se almacenan en la unidad de control de carga y potencia 32. Se calculan usando simulaciones informáticas de una turbina eólica sobreproduciendo y subproduciendo y observando lo que sucede con las cargas a las que está sometida la turbina eólica.

Sin embargo, también es posible que se asigne una firma genérica a cada parámetro y durante el transcurso del funcionamiento de la turbina, las firmas pueden adaptarse por inteligencia artificial.

En una implementación adicional, el controlador de carga y potencia 32 puede determinar cómo se controla la turbina basándose en la dirección a la que se orienta la turbina. El área alrededor de la turbina se divide en un número de sectores, por ejemplo, doce sectores cada uno de 30 grados. El controlador de carga y potencia 32 puede almacenar conocimientos sobre cada sector en relación con las anteriores cargas actuales que la turbina ha experimentado en ese sector. Por ejemplo, debido a las condiciones geográficas locales, cuando el viento proviene de un primer sector, A, las cargas sobre la turbina son generalmente bajas, ya que las cargas de viento son favorables porque la turbulencia es baja. Sin embargo, cuando los vientos provienen de un segundo sector, B, las cargas sobre la turbina son generalmente altas ya que las cargas de viento son altas porque la turbulencia es alta o ese sector es propenso a ráfagas.

Un ejemplo específico del control de sector es tal como sigue: el controlador 11 se hace funcionar durante un mes y durante este tiempo el controlador 11 identifica que el sector A es un sector muy favorable y por lo tanto la salida de potencia del generador se hace funcionar por encima del régimen nominal al 110% de la salida de potencia nominal a una velocidad del viento dada. El controlador 11 también identifica que en el sector B las cargas de viento son altas debido a ráfagas regulares y el generador de turbina se hace funcionar por debajo del régimen nominal al 50% de la salida de potencia nominal para una velocidad del viento dada para evitar aumentar las cargas que actúan sobre la turbina. Los algoritmos de control en el controlador de carga y potencia 32 pueden ser muy lentos porque necesitan una gran cantidad de datos a lo largo del tiempo a partir de los sensores 12 para poder controlar la turbina, por lo que moverse de un sector a otro llevará mucho tiempo para que la turbina eólica se adapte al nuevo sector con el resultado de que la turbina eólica puede exponerse a cargas críticas si se mueve al sector B o la producción de potencia no se optimizará si se mueve al sector A. Pero, para evitar este problema de retardo temporal, si el viento cambia del sector A al sector B, la unidad de control de carga y potencia 32 reanudará los algoritmos desde donde dejó la última vez que la turbina estuviese funcionando en el sector B, es decir, a un 50% de funcionamiento por debajo del régimen nominal; y cuando el viento cambia del sector B al sector A, los algoritmos “se reanudarán” desde el último ajuste cuando la turbina eólica estuvo funcionando en el sector A, es decir, un 110% de funcionamiento por encima del régimen nominal. Esta dependencia de sector también puede incluir la posibilidad de dependencia de “estación”, es decir, el controlador 11 sabe qué hora del día o qué momento del año es, y cuáles serán las cargas de viento esperadas de cada sector en función del tiempo. En una implementación adicional, se conectan una pluralidad de turbinas eólicas adyacentes en un parque eólico. Los controladores 11 de cada turbina eólica están conectados entre sí y reciben datos sobre cuáles de las cargas de viento esperadas están en cada sector. Con una pluralidad de turbinas eólicas, el conocimiento de la carga de viento esperada de cada sector se generará más rápido que con una turbina eólica que funciona sola; por ejemplo, en lugar de tardar un mes en identificar que el sector A es un sector favorable, solo llevará uno o dos días identificar que es un sector favorable.

Claims (12)

1. REIVINDICACIONES

   i. Un método de control de una turbina eólica que tiene un rotor y un generador para producir potencia, estando diseñada la turbina eólica para una pluralidad de cargas nominales, estando asociada cada una de la pluralidad de cargas nominales a un componente diferente de la turbina eólica, comprendiendo el método las etapas de:

   determinar una pluralidad de cargas actuales que actúan sobre los diferentes componentes de la turbina eólica asociados a una carga nominal;

   calcular un error de carga para cada de la pluralidad de cargas actuales, representando cada error de carga una diferencia entre la carga nominal y la carga actual asociada;

   controlar la turbina eólica basándose en la pluralidad de errores de carga para optimizar la producción de potencia garantizando al mismo tiempo que ninguna de las cargas actuales esté por encima de las cargas nominales, en el que la etapa de controlar la turbina eólica comprende alterar un parámetro seleccionado de la turbina eólica usado para controlar la turbina eólica de modo que se altere la potencia o par de fuerzas producido por el generador, y

   en el que el parámetro seleccionado de la turbina eólica que va a alterarse se selecciona como al menos uno de:

   un ángulo de paso de una pala de rotor;

   la velocidad de revolución del rotor; y

   una referencia de potencia del generador,

   seleccionándose el parámetro basándose en el error de carga para minimizar la pérdida de producción de potencia cuando las cargas actuales están por encima de las cargas nominales, o para maximizar la ganancia de producción de potencia cuando las cargas actuales están por debajo de las cargas nominales.
2. 2. Un método de control de una turbina eólica según la reivindicación 1, en el que si la carga actual es superior a la carga nominal, la potencia producida por el generador se reduce de manera que la carga actual es igual o inferior a la carga nominal.
3. 3. Un método de control de una turbina eólica según la reivindicación 1 o 2, en el que si la carga actual es inferior a la carga nominal, se aumenta la potencia producida por el generador.
4. 4. Un método según la reivindicación 3, en el que la potencia producida por el generador se aumenta hasta que la carga actual es igual a la carga nominal.
5. 5. Un método de control de una turbina eólica según cualquier reivindicación anterior, en el que la turbina eólica se erige en una ubicación, comprendiendo además el método las etapas de:

   definir una pluralidad de sectores que especifican cada uno un intervalo de direcciones del viento hacia la turbina eólica;

   definir, para cada sector, una carga de viento esperada desde las direcciones especificadas y una estrategia de control por sector que se basa en una comparación predeterminada entre la carga de viento esperada y la carga nominal;

   determinar una dirección del viento actual;

   antes de controlar la turbina eólica basándose en el error de carga, controlar la turbina eólica según la estrategia de control por sector definida para el sector al que corresponde la dirección actual del viento; y entonces

   controlar la turbina eólica basándose en el error de carga.
6. 6. Un método de control de una turbina eólica según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que la turbina eólica se erige sobre una ubicación, comprendiendo además el método las etapas de:

   definir una pluralidad de sectores que especifican cada uno un intervalo de direcciones del viento hacia la turbina eólica;

   definir, para cada sector, una carga de viento esperada desde las direcciones especificadas y una estrategia de control por sector que se basa en una comparación predeterminada entre la carga de viento esperada y la carga nominal;

   determinar una dirección del viento actual; y

   después de la etapa de controlar la turbina eólica basándose en el error de carga, controlar la turbina eólica según la estrategia de control por sector definida para el sector al que corresponde la dirección actual del viento.
7. 7 Un método según la reivindicación 5 o la reivindicación 6, en el que la etapa de definir para cada sector una carga de viento esperada comprende la etapa de:

   determinar las cargas actuales que actúan sobre al menos una parte de la turbina eólica durante un período de tiempo para cada sector, y calcular la carga de viento esperada para cada sector basándose en valores acumulados de las cargas actuales durante el período de tiempo.
8. 8 Un método según la reivindicación 5 a 7, en el que la etapa de control de la turbina eólica según la estrategia de control por sector definida para el sector al que corresponde la dirección del viento actual comprende la etapa de:

   seleccionar una estrategia de control a partir de una pluralidad de estrategias de control definidas para cada sector, en el que la selección se basa en la carga de viento esperada.
9. 9. Un método según una cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8, en el que cada estrategia de control por sector se define basándose en una carga de viento esperada desde el sector correspondiente de direcciones del viento hacia la turbina para una ubicación geográfica específica.
10. 10. Un método según una cualquiera de las reivindicaciones 5 a 9, en el que se define una salida de potencia nominal de la turbina eólica en función de la velocidad del viento para un intervalo de velocidades del viento, siendo la salida de potencia nominal en función de la velocidad del viento la misma para todos los sectores; y la estrategia de control por sector para cada sector controla la turbina eólica de manera que la salida de potencia de la turbina eólica o bien:

    está por debajo de la salida de potencia nominal para una velocidad del viento dada; o bien

    es igual a la salida de potencia nominal para una velocidad de viento dada; o bien

    está por encima de la salida de potencia nominal para una velocidad de viento dada.
11. 11. Un sistema de control para una turbina eólica que tiene un rotor y un generador para producir potencia, estando diseñada la turbina eólica para una pluralidad de cargas nominales, estando asociada cada una de la pluralidad de cargas nominales a un componente diferente de la turbina eólica, teniendo el sistema de control una estructura de control adaptada para llevar a cabo el método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10.
12. 12. Una turbina eólica para la conversión entre energía eólica y energía eléctrica, comprendiendo la turbina eólica un sistema de control según la reivindicación 11.