ES2892527T3

ES2892527T3 - Sistema y procedimiento para el control de la velocidad específica variable de una turbina eólica

Info

Publication number: ES2892527T3
Application number: ES16159952T
Authority: ES
Inventors: Bernardo Adrian Movsichoff
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2015-03-13
Filing date: 2016-03-11
Publication date: 2022-02-04
Anticipated expiration: 2036-03-11
Also published as: CN106089581A; US10473088B2; CA2923294A1; CA2923294C; EP3067556B1; EP3067556A1; BR102016005375A2; BR102016005375B1; CN106089581B; DK3067556T3; US20160265509A1

Abstract

Un procedimiento (300) para operar una turbina eólica (10) para incrementar la producción de potencia, comprendiendo el procedimiento: definir (302) una primera región de operación (309) asociada con un intervalo de par de torsión insaturado; definir (304) una segunda región de operación (310) asociada con un intervalo de par de torsión saturado que determina una consigna de velocidad específica inicial para la turbina eólica (10); monitorizar (306) una salida de par de torsión de la turbina eólica (10); y ajustar continuamente (308) la consigna de velocidad específica de la turbina eólica (10) en base a la salida de par de torsión en una región de velocidad del viento variable de una curva de potencia de la turbina eólica (20) para operar la turbina eólica (10) a lo largo de un delimitador de restricción de par de torsión (312) de las primera y segunda regiones de operación (309, 310), en el que ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica (10) comprende disminuir la consigna de velocidad específica cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica (10) está dentro de la primera región de operación (309).

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento para el control de la velocidad específica variable de una turbina eólica

[0001] La presente invención se refiere en general a turbinas eólicas y, más en particular, a un sistema y procedimiento para el control de la velocidad específica variable de una turbina eólica.

[0002] La potencia eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más ecológicas disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y un rotor. El rotor incluye típicamente un buje giratorio que tiene una o más palas de rotor unidas al mismo. Un rodamiento de pitch se configura típicamente de forma operativa entre el buje y la raíz de pala de la pala de rotor para permitir la rotación alrededor de un eje de pitch. Las palas de rotor captan energía cinética del viento usando principios aerodinámicos conocidos. Las palas de rotor transmiten la energía cinética en forma de energía de rotación para hacer girar un eje que acopla las palas de rotor a una multiplicadora o, si no se usa una multiplicadora, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede distribuir en una red de suministro.

[0003] Una pluralidad de turbinas eólicas se usan comúnmente de forma conjunta entre sí para generar electricidad y se denominan comúnmente "parque eólico". Las turbinas eólicas en un parque eólico típicamente incluyen sus propios sensores meteorológicos que realizan, por ejemplo, mediciones de temperatura, velocidad del viento, dirección del viento, presión barométrica y/o densidad del aire. Además, comúnmente se proporciona un mástil o torre meteorológica separada ("mástil meteorológico") que tiene instrumentos meteorológicos de mayor calidad que pueden proporcionar mediciones más exactas en un punto en el parque. La correlación de los datos meteorológicos con la salida de potencia permite la determinación empírica de una "curva de potencia" para las turbinas eólicas individuales.

[0004] Por ejemplo, la FIG. 1 ilustra una curva de potencia de operación típica 100 para una turbina eólica. Como se muestra, una turbina eólica típica opera a lo largo de una línea de operación 102 desde un punto "1" donde la velocidad del viento es cero a través de los puntos 2-3-4-5 (también conocido como velocidad del viento variable o región de rodilla) para alcanzar un nivel de potencia nominal 104 en el punto "5". Después de alcanzar el nivel de potencia nominal 104, la velocidad del viento adicional no da como resultado una salida de potencia de turbina adicional.

[0005] En general, es importante optimizar la operación de la turbina eólica, incluyendo la captura de energía de pala, para reducir el coste de la energía producida. Con este fin, cada turbina incluye un módulo de control, que intenta maximizar la salida de potencia de la turbina frente a las condiciones variables del viento y la red, mientras que satisface restricciones como los valores del subsistema y las cargas de los componentes. Las cargas de la turbina eólica dependen de la velocidad del viento, la velocidad específica (“tip speed ratio”, TSR) y/o el ajuste de pitch de la pala. La TSR, como se entiende por los expertos en la técnica, es la tasa de la velocidad tangencial de la punta de la pala con respecto a la velocidad del viento real. Los ajustes de pitch de las palas (es decir, el ángulo de ataque de la pala con forma de perfil aerodinámico), proporciona uno de los parámetros utilizados en el control de turbinas eólicas. En base a la salida de potencia máxima determinada, el módulo de control controla la operación de diversos componentes de la turbina, tales como el generador/convertidor de potencia, el sistema de pitch, los frenos y el mecanismo de orientación (“yaw”) para alcanzar la máxima eficacia de potencia.

[0006] Por ejemplo, los controladores de turbinas eólicas están configurados para ajustar la velocidad de rotación del buje alrededor del que giran las palas, es decir, la velocidad de rotación, ajustando el pitch de pala de manera que proporcione una transferencia de energía incrementada o disminuida del viento, que en consecuencia se espera que ajuste la velocidad del rotor. Como tales, las turbinas eólicas se diseñan típicamente para una velocidad del viento nominal a la que se produce el máximo empuje y la máxima generación de potencia.

[0007] El documento EP 0 223 729 A1 describe el control de la velocidad de punta del rotor por debajo del par de torsión limitante de la turbina eólica a una proporción de velocidad constante seleccionada con respecto a la velocidad del viento y el control de la velocidad de punta del rotor por encima del par de torsión limitante a velocidades mayores que las dictadas por la proporción de velocidad constante hasta un límite de velocidad o potencia. En general, el controlador del parque envía una consigna de TSR fija a cada una de las turbinas del parque eólico para controlar la velocidad del rotor. Como se muestra en la FIG. 2, existe una relación entre la velocidad del rotor y el par de torsión como se ilustra por la curva de par de torsión-velocidad 200. La curva de par de torsión-velocidad 200 ilustra diferentes curvas de operación donde la curva 202 que se extiende a lo largo de los puntos 1 -2-5-6 representa un diseño de demanda de par de torsión bajo mientras que la curva 204 que se extiende a lo largo de los puntos 1-3-4-5-6 representa un diseño de demanda de par de torsión alto. Como se muestra, la curva 202 de demanda de par de torsión bajo alcanzará una velocidad de rotor nominal 206 en el punto "2" donde se observará un recorte de velocidad antes de que dicha turbina alcance su potencia nominal en el punto "6". La curva 204 de demanda de par de torsión alto, por otra por otra parte, alcanzará su par de torsión nominal en el punto "4" (es decir, el punto de saturación del par de torsión) y experimentará un recorte de par de torsión antes de alcanzar su potencia nominal en el punto "5". Por tanto, algunas turbinas eólicas experimentan una pérdida de potencia en la región de velocidad del viento variable debido a la saturación del par de torsión que se produce antes de la máxima velocidad del rotor.

[0008] En consecuencia, en la técnica se desean sistemas y procedimientos mejorados para controlar turbinas eólicas que aborden los problemas mencionados anteriormente. En particular, serían ventajosos los sistemas y procedimientos para controlar turbinas eólicas que usen un control de velocidad específica variable.

[0009] Diversos aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden resultar evidentes a partir de la descripción o se pueden descubrir llevando a la práctica la invención.

[0010] En un aspecto, la presente materia objeto está dirigida a un procedimiento para operar una turbina eólica para incrementar la producción de potencia de una turbina eólica. El procedimiento incluye definir una primera región de operación asociada con un intervalo de par de torsión insaturado y una segunda región de operación asociada con un intervalo de par de torsión saturado. Además, los primer y segundo intervalos de par de torsión son diferentes. El procedimiento también incluye ajustar continuamente una consigna de velocidad específica de la turbina eólica para operar la turbina eólica a lo largo de un delimitador de restricción de par de torsión de las primera y segunda regiones de operación.

[0011] En un modo de realización, la etapa de ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica incluye además incrementar la consigna de velocidad específica cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica está dentro de la segunda región de operación. De acuerdo con la invención, la etapa de ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica también incluye disminuir la consigna de velocidad específica cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica está dentro de la primera región de operación.

[0012] En otro modo de realización, el procedimiento también puede incluir determinar el delimitador de restricción de par de torsión de las primera y segunda regiones de operación basándose en cuándo la turbina eólica conmuta modos de operación. Por ejemplo, en determinados modos de realización, la conmutación de modos de operación puede incluir el pitcheo de una o más palas de rotor de la turbina eólica.

[0013] En otros modos de realización, el intervalo de par de torsión saturado se produce cuando un par de torsión de la turbina eólica alcanza un par de torsión nominal.

[0014] En modos de realización adicionales, el intervalo de par de torsión saturado puede incluir valores de par de torsión menores que el delimitador de restricción de par de torsión de la turbina eólica, mientras que el intervalo de par de torsión insaturado puede incluir valores de par de torsión iguales a o mayores que el delimitador de restricción de par de torsión de la turbina eólica. En otros modos de realización, la etapa de ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica se produce en una región de velocidad del viento variable de una curva de potencia de la turbina eólica.

[0015] En otro modo de realización, el procedimiento también puede incluir filtrar (por ejemplo, por medio de un filtro o de otro modo) la consigna de velocidad específica. En otros modos de realización, la etapa de ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica puede incluir utilizar un control de modo deslizante.

[0016] En otro aspecto, la presente divulgación puede estar dirigida a un sistema para incrementar la producción de potencia de una turbina eólica. El sistema incluye uno o más sensores configurados para monitorizar una salida de par de torsión de la turbina eólica y un controlador acoplado de forma comunicativa a un procesador. Además, el procesador está configurado para realizar una o más operaciones. Las operaciones incluyen definir una primera región de operación asociada con un intervalo de par de torsión insaturado, definir una segunda región de operación asociada con un intervalo de par de torsión saturado y ajustar continuamente una consigna de velocidad específica de la turbina eólica para operar la turbina eólica a lo largo de un delimitador de restricción de par de torsión de las primera y segunda regiones de operación, por ejemplo, en la región de velocidad del viento variable de la curva de potencia.

[0017] Aún en otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento para operar una turbina eólica en base a una velocidad específica variable. El procedimiento incluye determinar, por medio de un procesador, una consigna de velocidad específica inicial para la turbina eólica. Otra etapa incluye monitorizar, por medio de uno o más sensores, una salida de par de torsión de la turbina eólica. El procedimiento también incluye ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica en base a la salida de par de torsión para maximizar la salida de potencia de la turbina eólica.

[0018] En un modo de realización, la etapa de monitorizar la salida de par de torsión de la turbina eólica puede incluir monitorizar la salida de par de torsión durante una primera región de operación asociada con un intervalo de par de torsión insaturado y monitorizar la salida de par de torsión durante una segunda región de operación asociada con un intervalo de par de torsión saturado. Como tal, en otros modos de realización, la etapa de ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica en base a la salida de par de torsión puede incluir ajustar continuamente la consigna de velocidad específica para operar la turbina eólica a lo largo de un delimitador de restricción de par de torsión de las primera y segunda regiones de operación. Se debe entender que el procedimiento también puede incluir cualquiera de las etapas y/o características adicionales descritos en el presente documento.

[0019] Diversos características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y a las reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos que se incorporan en, y constituyen una parte de, esta memoria descriptiva, ilustran los modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención. En los dibujos:

la FIG. 1 ilustra una curva de potencia de operación típica para una turbina eólica;

la FIG. 2 ilustra curvas de par de torsión-velocidad que ilustran diferentes curvas de operación entre la demanda de par de torsión bajo y la demanda de par de torsión alto;

la FIG. 3 es una vista en perspectiva de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 4 ilustra una vista interna en perspectiva de una góndola de una turbina eólica de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación;

la FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro de un controlador de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 6 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para incrementar la producción de potencia de una turbina eólica en la región de velocidad del viento variable de la curva de potencia de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 7 ilustra un gráfico de un modo de realización de par de torsión (eje y) frente a TSR (eje x) de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 8 ilustra múltiples gráficos de velocidad del viento, modo y objetivo de TSR frente al tiempo de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 9 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para operar una turbina eólica en base a una velocidad específica variable de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 10 ilustra un gráfico de velocidad del viento y TSR real frente al tiempo, que ilustra en particular diversos beneficios de operar la turbina eólica con una TSR variable, de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 11 ilustra un gráfico de la velocidad del viento y el par de torsión del generador frente al tiempo, que ilustra en particular diversos beneficios de operar la turbina eólica con un valor de par de torsión con TSR variable, de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 12 ilustra un gráfico de la velocidad del viento y la potencia frente al tiempo, que ilustra en particular diversos beneficios de operar la turbina eólica con un nivel de potencia con TSR variable, de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 13 ilustra un gráfico de la velocidad del viento y el ángulo de pitch frente al tiempo, que ilustra en particular diversos beneficios de operar la turbina eólica con un ángulo de pitch con TSR variable, de acuerdo con la presente divulgación; y

la FIG. 14 ilustra un gráfico de la velocidad del viento y la velocidad del generador frente al tiempo, que ilustra en particular diversos beneficios de operar la turbina eólica con una velocidad del generador con TSR variable, de acuerdo con la presente divulgación.

[0020] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, de los que uno o más ejemplos se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención.

[0021] En general, la presente materia objeto está dirigida a un sistema y procedimiento para operar una turbina eólica para incrementar la producción de potencia utilizando un control de velocidad específica variable. Típicamente, un controlador de turbina eólica usa un objetivo de velocidad específica (TSR) fija para calcular la velocidad deseada de la turbina. En algunos casos, sin embargo, una turbina puede alcanzar la saturación de par de torsión antes de la saturación de velocidad y, por ende, comenzar a pitchear para controlar la velocidad. De esta manera, la turbina eólica puede perder potencia en la región de velocidad del viento variable de la curva de potencia. Además, para algunos esquemas de control de activación, el controlador puede recibir un objetivo de TSR externa menor que la TSR para la operación normal. La TSR menor da lugar a una actividad de pitcheo y a una pérdida de potencia (y también puede dar lugar a una saturación de par de torsión temprana que previamente no existía) incluso más temprano.

[0022] En consecuencia, el controlador de turbina eólica de la presente divulgación se configura para ignorar un objetivo de TSR externa y mantener el objetivo de TSR normal cuando se alcanza esta área de saturación de par de torsión. Además, el controlador de la presente divulgación aborda cualquier caso de actividad de pitcheo temprana debido a la saturación de par de torsión antes de la velocidad cuando se usa el objetivo de TSR normal y fija permitiendo que el objetivo de TSR se incremente por encima de los valores normales cuando se alcanza la saturación de par de torsión. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador define primera y segunda regiones de operación, estando cada región asociada con intervalos de par de torsión saturado e insaturado. Como tal, el controlador se configura para operar la turbina eólica a lo largo de un delimitador de restricción de par de torsión de las primera y segunda regiones de operación ajustando continuamente una consigna de velocidad específica de la turbina eólica.

[0023] Los diversos modos de realización del sistema y procedimiento descritos en el presente documento proporcionan numerosas ventajas que no están presentes en la técnica anterior. Por ejemplo, como se mencionó, la presente divulgación proporciona una producción de potencia mejorada en la región de velocidad del viento variable de la curva de potencia. Como tales, los parques eólicos y/o las turbinas eólicas que operan de acuerdo con la presente divulgación proporcionan un incremento global en la producción anual de energía (AEP) en comparación con los sistemas de la técnica anterior.

[0024] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 3 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje giratorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia fuera desde el buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 puede estar espaciada alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para posibilitar que la energía cinética del viento se convierta en energía mecánica útil y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 puede estar acoplado de forma giratoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 4) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.

[0025] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10. Como se muestra, un generador 24 puede estar dispuesto dentro de la góndola 16. En general, el generador 24 puede estar acoplado al rotor 18 de la turbina eólica 10 para generar potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, el rotor 18 puede incluir un eje de rotor principal 40 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. A continuación, el generador 24 se puede acoplar al eje de rotor 40 de modo que la rotación del eje de rotor 40 accione el generador 24. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el generador 24 incluye un eje de generador 42 acoplado de forma giratoria al eje de rotor 40 a través de una multiplicadora 44. Sin embargo, en otros modos de realización, se debe apreciar que el eje de generador 42 se puede acoplar de forma giratoria directamente al eje de rotor 40. De forma alternativa, el generador 24 se puede acoplar de forma giratoria directamente al eje de rotor 40 (a menudo denominado "turbina eólica de accionamiento directo"). Se debe apreciar que el eje de rotor 40 puede estar soportado en general dentro de la góndola por un bastidor de soporte o bancada 46 situada encima de la torre 12 de la turbina eólica.

[0026] Como se muestra en las FIGS. 3 y 4, la turbina eólica 10 también puede incluir un sistema de control de turbina o un controlador de turbina 26 centralizado dentro de la góndola 16. Por ejemplo, como se muestra, el controlador de turbina 26 está dispuesto dentro de un armario de control 52 montado en una parte de la góndola 16. Sin embargo, se debe apreciar que el controlador de turbina 26 puede estar dispuesto en cualquier ubicación sobre o dentro de la turbina eólica 10, en cualquier ubicación de la superficie de soporte 14 o en general en cualquier otra ubicación.

[0027] El controlador de turbina 26 se puede configurar en general para controlar los diversos modos de operación (por ejemplo, secuencias de arranque o parada) y/o componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el controlador 26 se puede configurar para controlar el pitch de pala o el ángulo de pitch de cada una de las palas de rotor 22 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección 28 del viento) para finalmente controlar la salida de potencia de la turbina eólica 10. Más específicamente, el controlador 26 puede controlar el ángulo de pitch de las palas de rotor 22, individual o bien simultáneamente, transmitiendo señales/consignas de control adecuadas a diversos accionamientos de pitch o mecanismos de ajuste de pitch 32 (FIG. 4) de la turbina eólica 10. Específicamente, las palas de rotor 22 se pueden montar de forma giratoria en el buje 20 por uno o más rodamientos de pitch (no ilustrados) de modo que el ángulo de pitch se pueda ajustar girando las palas de rotor 22 alrededor de sus ejes de pitch 34 usando los mecanismos de ajuste de pitch 32. El controlador 26 también puede estar acoplado de forma comunicativa al/los mecanismo(s) de accionamiento de orientación 38 de la turbina eólica 10 para controlar y/o alterar la dirección de orientación de la góndola 16 en relación con la dirección 28 (FIG. 3) del viento.

[0028] Todavía además, el controlador de turbina 26 se puede configurar para controlar el par de torsión del generador 24. Por ejemplo, el controlador 26 se puede configurar para transmitir señales/consignas de control al generador 24 para modular el flujo magnético producido dentro del generador 24, ajustando por tanto la demanda de par de torsión en el generador 24. Se debe entender adicionalmente que el controlador 26 puede ser un controlador único o incluir diversos componentes, tales como controladores de pitch y/o controladores de orientación, que se comunican con un controlador central para controlar específicamente el pitch y la orientación como se analiza.

[0029] En referencia ahora a la FIG. 5, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro del controlador de turbina 26 de acuerdo con aspectos de la presente materia objeto. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir uno o más procesadores 60 que contienen un estimador de parámetros de turbina eólica 68 y/o dispositivo(s) de memoria asociado(s) 62 configurado(s) para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 26 puede incluir también un módulo de comunicaciones 64 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el módulo de comunicaciones 64 puede servir como interfaz para permitir que el controlador de turbina 26 transmita señales de control a cada mecanismo de ajuste de pitch 32 para controlar el ángulo de pitch de las palas de rotor 22. Además, el módulo de comunicaciones 64 puede incluir una interfaz de sensor 66 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales de entrada transmitidas desde, por ejemplo, diversos sensores 80, 82, 84, 86, 88 de la turbina eólica 10, se conviertan en señales que se pueden entender y procesar por los procesadores 60. Se debe apreciar que los sensores 80, 82, 84, 86, 88 se pueden acoplar de forma comunicativa al módulo de comunicaciones 64 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, los sensores 80, 82, 84, 86, 88 están acoplados a la interfaz de sensor 66 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 80, 82, 84, 86, 88 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 66 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.

[0030] En determinados modos de realización, el estimador de parámetros de turbina eólica 68 se configura para recibir las señales desde uno o más sensores 80, 82, 84, 86, 88 que son representativos de diversas condiciones de operación de la turbina eólica 10. Las condiciones de operación pueden consistir en cualquier combinación de los siguientes: velocidad del viento, ángulo de pitch, velocidad del generador, salida de potencia, salida de par de torsión, temperatura, presión, velocidad específica, densidad del aire, velocidad del rotor, coeficiente de potencia, coeficiente de par de torsión, coeficiente de empuje, empuje, respuesta de empuje, momento de flexión de la pala, momento de flexión del eje, momento de flexión de la torre, respuesta de velocidad o similares. Además, el estimador de parámetros de turbina eólica 68 se puede considerar un software que utiliza las condiciones de operación para calcular, en tiempo real, diversos parámetros de la turbina eólica 10. Además, el estimador de parámetros de turbina eólica 68 puede incluir firmware que incluye el software, que se puede ejecutar por el procesador 60.

[0031] En consecuencia, en un modo de realización, el estimador de parámetros de turbina eólica 68 se configura para implementar un algoritmo de control que tiene una serie de ecuaciones para determinar diversos parámetros. Como tal, las ecuaciones se resuelven usando las una o más condiciones de operación, uno o más mapas de rendimiento aerodinámico, una o más tablas de consulta (LUT) o cualquier combinación de los mismos. En un modo de realización, por ejemplo, los mapas de rendimiento aerodinámico son tablas dimensionales o adimensionales que describen la carga y el rendimiento del rotor (por ejemplo, potencia, empuje, par de torsión o momento de flexión o similares) en condiciones dadas (por ejemplo, densidad, velocidad del viento, velocidad del rotor, ángulos de pitch o similares). Como tales, los mapas de rendimiento aerodinámico pueden incluir: un coeficiente de potencia, un coeficiente de empuje, un coeficiente de par de torsión y/o derivadas parciales con respecto al ángulo de pitch, la velocidad del rotor o la velocidad específica. De forma alternativa, los mapas de rendimiento aerodinámico pueden ser valores de potencia, empuje y/o par de torsión dimensionales en lugar de coeficientes. En diversos modos de realización, las LUT pueden incluir: parámetros de rendimiento aerodinámico, carga de flexión de la pala, carga de flexión de la torre, carga de flexión del eje o cualquier otra carga de componentes de la turbina.

[0032] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" se refiere no solo a los circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como que están incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación, una unidad de procesamiento de gráficos (GPU) y/u otros circuitos programables ahora conocidos o desarrollados posteriormente. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 62 pueden comprender en general elemento(s) de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disco flexible, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 62 en general se puede(n) configurar para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 60, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones como se describe en el presente documento.

[0033] En referencia de nuevo a la FIG. 4, los sensores 80, 82, 84, 86, 88 como se describe en el presente documento pueden incluir sensores de pala 88, por ejemplo, para medir un ángulo de pitch de una de las palas de rotor 22; sensores de generador 84 para monitorizar el generador 24 (por ejemplo, par de torsión, velocidad, aceleración y/o la salida de potencia); sensores de eje 86, por ejemplo, para medir la velocidad del rotor; sensores de torre 82; y/o diversos sensores de viento 80 para medir diversos parámetros del viento, tales como velocidad del viento, ráfagas de viento, turbulencia del viento, cizalladura del viento, cambios en la dirección del viento, densidad del aire o similares. Además, los sensores 80, 82, 84, 86, 88 se pueden ubicar cerca del suelo de la turbina eólica 10, en la góndola 16 o en un mástil meteorológico de la turbina eólica 10. Además, también se debe entender que se puede emplear cualquier otro número o tipo de sensores y en cualquier ubicación. Por ejemplo, los sensores pueden ser micro unidades de medición inercial (MIMU), galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de presión, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de detección y alcance de luz (LIDAR), sistemas de cámaras, sistemas de fibra óptica, anemómetros, veletas, barómetros, sensores de detección y alcance sónicos (SODAR), infra láseres, radiómetros, tubos de Pitot, radiovientosondas, otros sensores ópticos y/o cualquier otro sensor adecuado.

[0034] Se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variaciones del mismo indica que los diversos sensores 80, 82, 84, 86, 88 se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se supervisan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, los sensores 80, 82, 84, 86, 88 se pueden usar, por ejemplo, para generar señales relacionadas con el parámetro que se monitoriza, que a continuación se pueden utilizar por el controlador 26 para determinar el parámetro real.

[0035] En referencia ahora a la FIG. 6, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 300 para mejorar la producción de potencia de una turbina eólica 10. Como se muestra en 302, el procedimiento 300 incluye definir una primera región de operación asociada con un intervalo de par de torsión insaturado. En 304, el procedimiento 300 incluye definir una segunda región de operación asociada con un intervalo de par de torsión saturado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 7, el intervalo de par de torsión insaturado de la primera región de operación 309 incluye valores de par de torsión menores que un delimitador de restricción de par de torsión 312 de la turbina eólica 10, mientras que el intervalo de par de torsión saturado de la segunda región de operación 310 incluye valores de par de torsión iguales a o mayores que el delimitador de restricción de par de torsión 312 de la turbina eólica 10. Más específicamente, el delimitador de restricción de par de torsión 312 de la FIG. 7 ilustra una superficie de modo deslizante genérica (por ejemplo, s(x) = 0), en la que los ejes son x1, x2,... xn, donde x = [x1, x2,... xn] es un vector. Como tal, la segunda región de operación 310 incluye x valores para los que la derivada de TSR, es decir, TSR', con respecto al tiempo es mayor que cero (es decir, TSR'>0) y la primera región de operación 309 incluye x valores para los que TSR' es menor que cero (es decir, TSR'<0). Además, las flechas a lo largo del delimitador de restricción de par de torsión 312 indican el movimiento debido a la TSR' elegida, representando la trayectoria 314 resultante el movimiento real logrado al conmutar los valores de TSR'.

[0036] En 306, el procedimiento 300 incluye monitorizar una salida de par de torsión de la turbina eólica 10, por ejemplo, por medio de uno o más sensores 80, 82, 84, 86, 88. Además, en 308, el procedimiento 300 incluye ajustar continuamente una consigna de velocidad específica de la turbina eólica 10 para operar la turbina eólica 10 a lo largo de un delimitador de restricción de par de torsión 312 de las primera y segunda regiones de operación 309, 310. Más específicamente, en determinados modos de realización, el procedimiento 300 puede incluir incrementar la consigna de velocidad específica cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica 10 está dentro de la segunda región de operación 310 (es decir, el par de torsión está saturado) y disminuir la consigna de velocidad específica cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica 10 está dentro de la primera región de operación 309 (es decir, el par de torsión está insaturado). Por ejemplo, el delimitador de restricción de par de torsión 312 se puede elegir en base a cuándo la turbina eólica 10 comienza a pitchear una o más de las palas de rotor 22. En modos de realización adicionales, el delimitador de restricción de par de torsión 312 se puede determinar midiendo el par de torsión y comparándolo con un límite de par de torsión máximo. Como se usa en el presente documento, el punto de saturación del par de torsión se produce cuando una salida de par de torsión de la turbina eólica 10 alcanza un par de torsión nominal sin ninguna otra condición (por ejemplo, el punto 4 de la FIG. 2).

[0037] Como tal, en determinados modos de realización, el controlador 26 se configura para operar la turbina eólica 10 de acuerdo con una consigna de TSR menor mientras la salida de par de torsión no está saturada. De forma similar, mientras la salida de par de torsión está saturada, el controlador 26 se configura para usar una consigna de TSR mayor. Por ejemplo, en determinados modos de realización, el controlador 26 detecta si es necesario mover una o más palas a una posición de bandera y a continuación permite que la velocidad del generador de la turbina eólica 10 se incremente incrementando el objetivo de TSR, lo que incrementa la consigna de potencia. A continuación, el controlador 26 mantiene las palas 22 en un pitch fino (en lugar de pitchear como lo haría sin el incremento de TSR). En este momento, el controlador 26 conmuta los modos y disminuye la TSR para reducir la consigna de potencia. El controlador 26 detecta de nuevo que es necesario mover una o más palas 22 a bandera y continúa operando de esta manera moviéndose a lo largo u oscilando sobre el delimitador de restricción de par de torsión 312 de saturación/no saturación.

[0038] Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 8, se ilustran múltiples gráficos de un modo de realización de velocidad del viento, conmutación de modos y objetivo de TSR variable frente al tiempo, respectivamente. Como se muestra, el gráfico ilustra cuándo la turbina eólica 10 está detectando saturación (es decir, cuándo el controlador 26 conmuta modos a un modo de pitcheo y de nuevo a un modo de pitch fino). Más específicamente, la línea 350 ilustra el objetivo de TSR que el controlador 26 está tratando de lograr, ilustrando en particular cómo el objetivo sube y baja cuando la turbina 10 está saturada/desaturada (es decir, conmutando modos). Además, la línea 352 ilustra la conmutación de modos de la turbina eólica 10 y la línea 354 ilustra la velocidad del viento, que se puede medir por medio de uno o más sensores o calcular por medio del controlador 26.

[0039] En determinados modos de realización, si la turbina eólica 10 ya está funcionando a una velocidad del rotor o del generador máxima con saturación de par de torsión, un incremento en la TSR tendrá poco o ningún efecto. En dichos modos de realización, el controlador 26 se configura para limitar el incremento en TSR como función de la velocidad máxima y el par de torsión máximo.

[0040] En modos de realización adicionales, el controlador 26 puede determinar el delimitador 312 de las primera y segunda regiones de operación 309, 310 basándose en cuándo la turbina eólica 10 conmuta modos de operación. Por ejemplo, en determinados modos de realización, los modos de operación de conmutación se pueden definir pitcheando una o más palas de rotor 22 de la turbina eólica 10. Como tal, en determinados modos de realización, cuando la turbina eólica 10 alcanza el delimitador de restricción de par de torsión 312 y comienza a pitchear, el controlador 26 se configura para ajustar continuamente la consigna de velocidad específica siempre que cambie el modo.

[0041] Como tal, el controlador 26 se configura para operar la turbina eólica 10 deslizándose a lo largo del delimitador de par de torsión saturado 312. Más específicamente, en determinados modos de realización, el controlador 26 se configura para operar la turbina eólica 10 utilizando un control de modo deslizante. Como se usa en el presente documento, el control de modo deslizante es un procedimiento de control no lineal que altera la dinámica del sistema de turbina eólica por la aplicación de un sistema de control discontinuo que obliga al sistema a deslizarse a lo largo de una sección transversal del comportamiento normal del sistema. Como tal, el controlador 26 se configura para incrementar la TSR cuando la turbina eólica 10 funciona por encima del par de torsión nominal y disminuir la TSR cuando la turbina eólica 10 funciona por debajo del par de torsión nominal.

[0042] En referencia ahora a la FIG. 9, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 400 para operar la turbina eólica 10 en base a una velocidad específica variable. Como se muestra en 402, el procedimiento 400 incluye determinar, por medio del procesador 60, una consigna de velocidad específica inicial para la turbina eólica 10. En 404, el procedimiento 400 incluye monitorizar, por medio de uno o más sensores 80, 82, 84, 86, 88, una salida de par de torsión de la turbina eólica 10. En 406, el procedimiento 400 incluye ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica 10 en base a la salida de par de torsión para maximizar una salida de potencia de la turbina eólica 10.

[0043] En referencia ahora a las FIGS. 10-14, se ilustran diversos gráficos que ilustran las ventajas de operar la turbina eólica en base al control de TSR variable de acuerdo con la presente divulgación. Más específicamente, los gráficos ilustran la velocidad del viento frente al tiempo representados frente a una pluralidad de condiciones de operación de la turbina eólica frente al tiempo, a saber, TSR (FIG. 10), salida de par de torsión (FIG. 11), salida de potencia (FIG. 12), ángulo de pitch (FIG. 13) y velocidad del generador (FIG.

14). Como se muestra en general en las FIGS. 10-14, la línea 500 ilustra la velocidad del viento para la turbina eólica 10.

[0044] Más específicamente, como se muestra en la FIG. 10, para bajas velocidades del viento, la TSR variable 506 coincide con la TSR 510 menor. Además, para altas velocidades del viento, la TSR variable 506 coincide con la TSR 508 mayor con una región de transición 502 donde la TSR se incrementa (es decir, se desliza) a lo largo del delimitador de par de torsión saturado. Como se muestra en la FIG. 11, para velocidades del viento menores, el valor de par de torsión con TSR variable 606 coincide con el valor de par de torsión con TSR menor 610 (es decir, el par de torsión se satura antes). Para altas velocidades del viento, el valor de par de torsión con TSR variable 606 coincide con el valor de par de torsión con TSR mayor 608 con una región de transición 602 donde el valor de par de torsión con TSR se incrementa.

[0045] Como se muestra en la FIG. 12, para velocidades del viento menores, el nivel de potencia con TSR variable 706 coincide tanto con el nivel de potencia con TSR menor 710 como con el nivel de potencia con TSR mayor 708. Sin embargo, para altas velocidades del viento, el nivel de potencia con TSR variable 706 coincide con el nivel de potencia con TSR mayor 708 con una región de transición 602, donde el nivel de potencia con TSR se incrementa. Además, como se muestra para altas velocidades del viento, el nivel de potencia con TSR variable es mayor que el nivel de potencia con TSR menor 710. Como tal, ajustando la TSR de acuerdo con la presente divulgación, se mejora la producción de potencia en la región de velocidad del viento variable de la curva de potencia.

[0046] En referencia a la FIG. 13, para bajas velocidades del viento, el ángulo de pitch variable 806 coincide con los ángulos de pitch con TSR menor y mayor 808, 810 y todos los ángulos están en un pitch fino. Para altas velocidades del viento, el ángulo de pitch con TSR menor 810 tiene un ángulo de pitch mayor que es lo que la presente invención intenta evitar. Como tal, el ángulo de pitch con TSR variable 806 coincide con el ángulo de pitch con TSR mayor 808 durante altas velocidades del viento. Como se muestra en la FIG. 14, se ilustra la velocidad del generador con TSR variable 906 en comparación con la velocidad del generador con TSR menor 910 y la velocidad del generador con TSR mayor 908.

[0047] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento (300) para operar una turbina eólica (10) para incrementar la producción de potencia, comprendiendo el procedimiento:

definir (302) una primera región de operación (309) asociada con un intervalo de par de torsión insaturado;

definir (304) una segunda región de operación (310) asociada con un intervalo de par de torsión saturado que determina una consigna de velocidad específica inicial para la turbina eólica (10); monitorizar (306) una salida de par de torsión de la turbina eólica (10); y

ajustar continuamente (308) la consigna de velocidad específica de la turbina eólica (10) en base a la salida de par de torsión en una región de velocidad del viento variable de una curva de potencia de la turbina eólica (20) para operar la turbina eólica (10) a lo largo de un delimitador de restricción de par de torsión (312) de las primera y segunda regiones de operación (309, 310), en el que ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica (10) comprende disminuir la consigna de velocidad específica cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica (10) está dentro de la primera región de operación (309).

2. El procedimiento (300) de la reivindicación 1, en el que ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica (10) comprende además incrementar la consigna de velocidad específica cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica (10) está dentro de la segunda región de operación (310).

3. El procedimiento (300) de cualquier reivindicación precedente, que comprende además determinar el delimitador de restricción de par de torsión (312) de las primera y segunda regiones de operación (309, 310) basándose en cuándo la turbina eólica (10) conmuta modos de operación.

4. El procedimiento (300) de cualquier reivindicación precedente, en el que conmutar modos de operación comprende además pitchear una o más palas de rotor (22) de la turbina eólica (10).

5. El procedimiento (300) de cualquier reivindicación precedente, en el que el intervalo de par de torsión saturado se produce cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica (10) alcanza un par de torsión nominal de la turbina eólica (10).

6. El procedimiento (300) de cualquier reivindicación precedente, en el que el intervalo de par de torsión insaturado comprende valores de par de torsión menores que el delimitador de restricción de par de torsión (312) de la turbina eólica (10).

7. El procedimiento (300) de cualquier reivindicación precedente, en el que el intervalo de par de torsión saturado comprende valores de par de torsión iguales a o mayores que el delimitador de restricción de par de torsión (312) de la turbina eólica (10).

8. El procedimiento (300) de cualquier reivindicación precedente, que comprende además filtrar la consigna de velocidad específica.

9. El procedimiento (300) de cualquier reivindicación precedente, en el que ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica (10) comprende además utilizar un control de modo deslizante.

10. Un sistema para incrementar la producción de potencia de una turbina eólica (10), comprendiendo el sistema:

uno o más sensores (80, 82, 84, 86, 88) configurados para monitorizar una salida de par de torsión de la turbina eólica (10);

un controlador (26) acoplado de forma comunicativa a un procesador (60), el procesador (60) configurado para realizar una o más operaciones, comprendiendo las operaciones:

definir una primera región de operación (309) asociada con un intervalo de par de torsión insaturado;

definir una segunda región de operación (310) asociada con un intervalo de par de torsión saturado que determina una consigna de velocidad específica inicial para la turbina eólica (10); ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica (10) en base a la salida de par de torsión en una región de velocidad del viento variable de una curva de potencia de la turbina eólica (10) para operar la turbina eólica (10) a lo largo de un delimitador de restricción de par de torsión (312) de las primera y segunda regiones de operación (309, 310), en el que ajustar continuamente la consigna de velocidad específica de la turbina eólica (10) comprende disminuir la consigna de velocidad específica cuando la salida de par de torsión de la turbina eólica (10) está dentro de la primera región de operación (309).