ES2923754T3

ES2923754T3 - Sistema y método para determinar la desalineación de guiñada del viento de una turbina eólica terrestre de eje horizontal

Info

Publication number: ES2923754T3
Application number: ES20465522T
Authority: ES
Inventors: Laurentiu - Dragos Sopoglu; Liviu Cristian
Original assignee: Ovidiu Dev S A
Current assignee: Ovidiu Dev S A
Priority date: 2020-04-29
Filing date: 2020-04-29
Publication date: 2022-09-30
Anticipated expiration: 2040-04-29
Also published as: LT3763939T; DK3763939T3; EP3763939B1; HUE059767T2; HRP20220973T1; EP3763939A9; RS63498B1; EP3763939A1; AU2021202544B1; PT3763939T; SI3763939T1; PL3763939T3; MD3763939T2

Abstract

Esta invención se refiere a un sistema para determinar la desalineación de la guiñada del viento de un aerogenerador terrestre de eje horizontal que comprende el aerogenerador, un lidar, una estación topográfica, una unidad informática externa y una red de telecomunicaciones que los conecta. Dicho aerogenerador comprende además dos puntos de puntería fabricados con materiales reflectantes colocados en la superficie exterior de la góndola por su lado orientado hacia el suelo, de forma que sean detectados por la estación topográfica. El lidar está configurado para determinar el ángulo de dirección del viento con respecto al norte y la velocidad del viento, la estación topográfica está configurada para determinar la posición geográfica y la orientación del par de puntos objetivo. El lidar y la estación topográfica comunican los valores determinados a la unidad informática externa. La invención se refiere además a un método para determinar la desalineación de la guiñada del viento de un aerogenerador terrestre de eje horizontal utilizando el sistema de la invención. En el primer paso, el ángulo de dirección del viento con respecto al norte, la velocidad del viento y la posición y orientación geográficas del par de puntos objetivo se determinan y envían a la unidad informática externa. Luego, en el segundo paso, la unidad de computación externa recibe los valores determinados. En el tercer paso, la unidad de computación externa determina el ángulo de la orientación geográfica de la góndola con respecto al Norte Geográfico. En el cuarto paso, la unidad de computación externa aplica una condición de validación y una primera condición de rosa de los vientos y determina en base a ellas un ángulo ajustado del viento. Luego, en el cuarto paso, la unidad de computación externa promedia los valores instantáneos del ángulo ajustado de la dirección del viento y de la velocidad del viento dando como resultado el ángulo promedio de la dirección del viento y la velocidad del viento promedio. Los pasos 6 y 7 del método se llevan a cabo sólo mientras la velocidad media del viento vis esté comprendida dentro del intervalo predeterminado de velocidades del viento v1 - v2. En el paso 6 del método, la unidad informática externa determina la desalineación σ del guiñada del viento de la turbina T con respecto a la dirección del viento como una diferencia entre el ángulo medio de la dirección del viento y el ángulo de orientación de la góndola. En el último paso del método, al expirar la duración del método, la unidad informática externa determina la desalineación promediada de la guiñada del viento de la turbina como una media aritmética de la pluralidad de valores de desalineación de la guiñada del viento durante la duración de la misma. método. La invención comprende además un programa informático para la unidad informática externa para llevar a cabo los pasos del método, así como una unidad informática externa para llevar a cabo los pasos del método. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y método para determinar la desalineación de guiñada del viento de una turbina eólica terrestre de eje horizontal

Campo de la Invención

La invención está relacionada con el campo de las turbinas eólicas. En particular, la invención está relacionada con un sistema y un método para determinar la desalineación de guiñada del viento de una turbina eólica terrestre de eje horizontal, con un programa informático y con una unidad de computación para llevar a cabo el método.

Antecedentes de la invención y términos utilizados en la invención

Los componentes principales de una turbina eólica terrestre son los siguientes, con referencia a la figura 1.

- Una pluralidad de palas de rotor 1 capta el viento elevándose y rotando cuando el viento sopla sobre las mismas, haciendo que un rotor 3 gire.

- Un buje de rotor 2, que sujeta la pluralidad de palas de rotor 1, y el rotor 3, conectando dicho buje de rotor 2 las palas de rotor 1 a los árboles: un árbol de alta velocidad 9 y un árbol de baja velocidad 3.

- El árbol de baja velocidad 3, llamado alternativamente el árbol de rotor 3, conecta el buje de rotor 2 a una caja multiplicadora 8 mediante tubos y medios hidráulicos.

- Una góndola 4 aloja los componentes clave de la turbina, incluyendo la caja multiplicadora 8, los árboles de baja y alta velocidad 3, 9, un generador 10, una unidad de computación de turbina 7 y un freno 11. Habitualmente, es suficientemente grande para permitir que los operarios entren para las operaciones de mantenimiento e instalación de los componentes alojados.

- Una torre 5 con el fin de llevar en la parte superior de la misma la góndola 4 y el rotor 2.

- Un anemómetro 6 y una veleta se usan para medir la velocidad y la dirección del viento. Habitualmente, el anemómetro 6 mide la velocidad del viento, mientras que la veleta mide habitualmente la dirección del viento. Los datos desde el anemómetro 6 se usan para controlar las posiciones rotatorias de las palas de rotor 1, mientras que los datos desde la veleta se usan para controlar la posición rotatoria de la góndola 4 y, por consiguiente, de la turbina eólica. Las turbinas modernas usan anemómetros ultrasónicos que miden tanto la velocidad como la dirección del viento.

- Una unidad de computación de turbina 7 para hacer funcionar y controlar electrónicamente el funcionamiento de la turbina eólica, que incluye el mecanismo de guiñada 13.

- La caja multiplicadora 8 conecta el árbol de baja velocidad 3 al árbol de alta velocidad 9 aumentando las velocidades rotatorias para alcanzar las velocidades requeridas por los generadores para producir electricidad.

- El árbol de alta velocidad 9 acciona el generador eléctrico 10.

- El generador eléctrico 10 es el único que convierte la energía del viento que sopla sobre las palas de rotor 1 en electricidad.

- El freno 11 que detiene el rotor 3 en caso de emergencia.

- El o los dispositivos de control de paso 12 se usan para hacer funcionar y controlar la velocidad y el ángulo de las palas de rotor en una turbina eólica.

- Un actuador de guiñada utilizado para orientar contra el viento la turbina a fin de mantenerla mirando al viento cuando cambia la dirección del viento, impulsado por un motor de guiñada.

Dependiendo de la posición del rotor respecto al terreno, las turbinas eólicas terrestres son de dos tipos: turbinas eólicas de eje horizontal, cuando los dos árboles, a saber, el árbol de baja y de alta velocidad, son paralelos al terreno y turbinas eólicas de eje vertical, cuando los dos árboles son perpendiculares al terreno.

Para la invención son relevantes las turbinas eólicas terrestres de eje horizontal. Por lo tanto, en lo que sigue, las expresiones “turbina” o “turbina eólica”, utilizada alternativamente, hará referencia a las turbinas eólicas terrestres de eje horizontal.

La expresión “delante de la turbina” se refiere a la posición delante de las palas de rotor, es decir, la dirección desde donde sopla el viento, denominándose dicho viento “viento entrante”, mientras que la expresión “detrás de la turbina” hace referencia a la posición opuesta a las palas de rotor, es decir, la dirección desde donde sopla el viento alejándose de la turbina.

Se conoce del estado de la técnica que la turbina eólica debe estar orientada en guiñada correcta y permanentemente hacia el viento, para producir el máximo de energía.

La correcta orientación en guiñada se tiene cuando la góndola es paralela con el viento entrante.

A fin de asegurar que la góndola es paralela con el viento, las turbinas eólicas usan el denominado “mecanismo de guiñada”, llamado alternativamente “orientación en guiñada” o “alineación de guiñada”, designando todas las expresiones un proceso por el que se usa un actuador para hacer girar la góndola de la turbina eólica con el rotor hacia el viento. La expresión “realinear la turbina eólica con el viento” se usa en esta invención para definir la situación en la que la góndola está alineada de manera que es paralela con el viento.

Un actuador hace funcionar el mecanismo de guiñada, haciéndose funcionar dicho actuador, a su vez, mediante la unidad de computación de turbina o mediante el anemómetro.

A fin de permitir el mecanismo de guiñada, es muy importante proporcionar una medición tan precisa y actualizada como sea posible de la desalineación.

El término “desalineación” hace referencia al cambio relativo de la dirección de la góndola respecto a la dirección del viento. Idealmente, cuando la góndola está alineada con el viento, la desalineación es 0°.

Por toda esta invención, la expresión “dirección del viento” representa la componente horizontal del viento esencialmente a la altura del buje, mientras que la expresión “velocidad del viento” representa la componente horizontal del viento esencialmente a la altura del buje.

La expresión “esencialmente a la altura del buje” hace referencia a la altura del buje medida verticalmente desde el terreno hasta el eje horizontal del buje de rotor, con una tolerancia ± de hasta 3 metros debido a las dimensiones habituales del buje de rotor y debido a la ubicación habitual del conjunto de anemómetro y veleta opuesto al buje de rotor respecto al árbol de rotor y encima de dicho árbol de rotor. Tradicionalmente, la desalineación de guiñada del viento está determinada por el conjunto de anemómetro y veleta. Los anemómetros modernos llevan a cabo un valor medio de la desalineación durante un intervalo de guiñada predeterminado de tiempo y, si dicho valor medio está por encima de un umbral de desalineación predeterminado, envían instrucciones a la unidad de computación de turbina o directamente al actuador, para realinear la turbina eólica con el viento.

El uso de anemómetros y/o aletas eólicas, junto con un lidar montado en góndola, es una de las soluciones conocidas en el estado de la técnica. Los autores P.A. Fleming, A K Shcholbrock, A Jeju, S Devoust, E Osler, A D Wright y A Clifton [1] concluyeron en 2014, después de un estudio en el que se usó un lidar montado en góndola para mejorar la alineación de guiñada de una turbina experimental, que “Los resultados demostraron que la corrección aprendida por el lidar mejoró significativamente la captación de potencia en comparación con la medición no corregida de la aleta de góndola”.

Los documentos US8901763 y WO2016/008500 son ejemplos de la técnica anterior que divulgan un sistema para determinar la desalineación de guiñada del viento en una turbina eólica de eje horizontal.

Desventajas de la técnica anterior

La determinación de la desalineación solamente mediante un anemómetro y una veleta resulta afectada por numerosos errores, que provienen la mayoría de ellos de la ubicación de dicho anemómetro y dicha veleta en un lugar donde el movimiento de las palas y las turbulencias del viento afectan a las mediciones correctas. Además, se sabe que existen errores intrínsecos de diseño del sistema para determinar la dirección azimutal mediante el ordenador de la turbina. Dichos errores intrínsecos perjudican la determinación correcta de la desalineación.

A pesar de la mejora de la determinación de la desalineación usando radiación láser o lidar, si se compara con las mediciones llevadas a cabo solamente mediante el anemómetro y la veleta, el uso de radiación láser o el uso de lidar para la determinación de la desalineación de la turbina eólica sigue estando sometido a muchos errores, tanto errores sistemáticos como aleatorios. Por ejemplo, en caso del lidar, la tesis doctoral “Alternative Methodologies for LiDAR System Calibration”, por el autor Ki In Bang [2] indica que: “Los errores aleatorios están causados por el hecho de que las observaciones repetidas presentan habitualmente una distribución de frecuencias normal, mientras que los errores sistemáticos siguen alguna ley física y, así, se pueden predecir (Mikhail y Ackerman, 1976; Wolf y Ghilani, 1997)" y que: “Los errores sistemáticos, por otro lado, están causados principalmente por sesgos en los ángulos en el visor y los desplazamientos de las palancas relacionados con los componentes del sistema, así como los sesgos en las mediciones del sistema, tales como los ángulos del codificador y los alcances del láser”.

Los errores principales usando el lidar para la determinación de la desalineación de la turbina eólica, como se han observado por los inventores, hacen referencia a la orientación GPS de la brújula interna del lidar y al hecho de que, en algunas ubicaciones, la señal de GPS era sistemáticamente débil.

Problema resuelto por la Invención

El problema resuelto por la invención es mejorar la precisión de la determinación de la desalineación de guiñada del viento de una turbina eólica terrestre de eje horizontal.

Compendio de la Invención

En un primer aspecto de la invención, se proporciona un sistema para determinar la desalineación de guiñada del viento de una turbina eólica T terrestre de eje horizontal, que comprende la turbina eólica T, comprendiendo dicha turbina eólica T una pluralidad de palas de rotor 1, un buje de rotor 2 situado a una altura de buje HH, un árbol de rotor 3 que tiene un eje horizontal del árbol de rotor 3, una góndola 4 y una torre 5 que tiene una base de torre: en la que dicha turbina eólica T comprende además un par de puntos objetivo X e Y en la superficie externa de la góndola 4, en su lado que mira al terreno, dispuestos de manera que sus posiciones geográficas pueden determinarse mediante una estación topográfica S y de manera que el segmento XY que conecta los puntos objetivo X e Y corresponde al eje longitudinal de dicho lado de la góndola 4 que mira al terreno, estando el punto objetivo X colocado en la extremidad de la góndola 4 opuesta a la pluralidad de palas de rotor 1 y estando el punto objetivo Y colocado en la proximidad inmediata de la torre 5;

en la que la turbina T tiene una posición de referencia de turbina, en la que el árbol de rotor 3 tiene una posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3,

en la que el sistema comprende además:

- un lidar L situado en tierra, montado con su eje orientado verticalmente, comprendiendo el lidar L una unidad de medición y computación de lidar LMCU, estando dicha unidad de medición y computación de lidar LMCU configurada:

- para determinar un ángulo 0 de la dirección del viento respecto al Norte geográfico esencialmente a la altura de buje HH;

- para determinar una velocidad del viento vat esencialmente a la altura de buje HH;

- para enviar, a través de la red de telecomunicación N a la unidad de computación externa EC, los resultados de las determinaciones;

en la que el lidar L tiene una posición de referencia de lidar B, en la que el lidar L está colocado sobre el terreno delante de la turbina T en la posición de referencia de turbina en la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3, a una distancia d1 desde la proyección en el terreno C1 de un punto extremo C del buje de rotor 2, y

en la que la góndola 4 es desplazable, dependiendo de la dirección del viento a una pluralidad de posiciones i a cada lado de la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3, formando un ángulo ai entre la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3 y la proyección en el terreno del eje horizontal del árbol de rotor 3 correspondiente a cada una de la pluralidad de posiciones i,

- la estación topográfica S situada en tierra, que comprende una unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU, estando la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU configurada:

- para determinar al menos la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y;

en la que la estación topográfica S en tierra está colocada en cualquiera de dos posiciones de referencia de estación topográfica D' y D”, detrás del buje de rotor 2 y lateralmente respecto a la proyección en el terreno del eje horizontal de posición de referencia del árbol de rotor 3, a una distancia d2 desde la base de la torre 5, de manera que, cuando la góndola 4 es desplazable, dependiendo de la dirección del viento:

• las palas de rotor 1 no interfieren con el haz láser de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU, y

• la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es capaz de determinar la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y de la góndola 4 durante el movimientos de dicha góndola 4 a la pluralidad de posiciones i,

- estando la unidad de computación externa EC configurada:

- para recibir los datos de entrada a través de la red de telecomunicación N:

- el ángulo 0 de la dirección del viento, desde la unidad de medición y computación de lidar LMCU;

- la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, desde la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU.

Y para almacenar los datos de entrada recibidos;

- para determinar un ángulo £ de la orientación de la góndola 4 respecto al Norte geográfico basándose en la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y para almacenar cada determinación;

- para determinar un ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento;

- para promediar el ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento y la velocidad del viento v, para verificar si la velocidad del viento promediada vavg está comprendida dentro de un intervalo predeterminado de velocidades del viento vi - V2 para el que puede determinarse la desalineación de guiñada del viento, y para almacenar el ángulo promediado 0avg de la dirección del viento y la velocidad del viento promediada vavg; - para determinar una desalineación de guiñada del viento o de la turbina T respecto a la dirección del viento y para almacenar cada determinación;

- para determinar una desalineación de guiñada del viento promediada oavg de la turbina T respecto a la dirección del viento correspondiente a una duración At, para almacenar la desalineación promediada oavg y para comparar dicha desalineación promediada oavg con un umbral de desalineación predeterminado,

- estando la red de telecomunicación N configurada:

- para asegurar la comunicación entre la unidad de computación externa EC y la unidad de medición y computación de lidar LMCU y la estación topográfica S,

en la que el sistema se configura de manera que la unidad de computación externa EC es capaz de determinar la desalineación de guiñada del viento oavg de la turbina T respecto a la dirección del viento basándose en las determinaciones recibidas desde la estación topográfica S situada en tierra y el lidar L situado en tierra.

En un segundo aspecto de la invención, se proporciona un método para determinar la desalineación de guiñada del viento de la turbina eólica T terrestre de eje horizontal usando el sistema según la invención, comprendiendo el método las siguientes etapas a llevar a cabo en la duración At: S1 Determinar para un número n de veces, mediante la unidad de medición y computación de lidar LMCU del lidar L situado en tierra, el ángulo 0 de la dirección del viento respecto al Norte geográfico esencialmente a la altura de buje HH,

determinar, mediante la unidad de medición y computación de lidar LMCU, la velocidad del viento v esencialmente a la altura de buje HH, y

enviar, mediante la unidad de medición y computación de lidar LMCU, los resultados de las determinaciones a la unidad de computación externa EC a través de la red de telecomunicación N,

determinar para un número m de veces, mediante la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU, al menos la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y

enviar los resultados de las determinaciones a la unidad de computación externa EC a través de la red de telecomunicación N,

52 Recibir, mediante la unidad de computación externa EC de los datos de entrada a través de la red de telecomunicación N: el ángulo 0 de la dirección del viento y dicha al menos una posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y almacenar los datos de entrada recibidos,

53 Determinar, mediante la unidad de computación externa EC, el ángulo £ de la orientación de la góndola 4 respecto al Norte geográfico basándose en la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y almacenar el resultado de esta etapa,

54 Aplicar una condición de validación verificando si el ángulo 0 de la dirección del viento tiene un valor que está comprendido dentro de los valores de un intervalo cerrado definido por el valor máximo amax predeterminado del ángulo ai, en cada uno de los lados de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3,

seleccionar solamente los valores del ángulo 0 de la dirección del viento que satisfacen dicha condición de validación,

determinar un ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento para cada uno de los valores validados usando una primera condición de la rosa de los vientos, y almacenar el resultado de este etapa,

55 Promediar, mediante la unidad de computación externa EC, para una duración promediada Att, donde Att < At, el ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento y de la velocidad del viento v, resultando el ángulo promediado 0avg de la dirección del viento y la velocidad del viento promediada vavg, verificar si la velocidad del viento promediada vavg está comprendida dentro del intervalo predeterminado de velocidades del viento vi - v2 para el que se aplican las siguientes etapas del método, y almacenar el resultado de este etapa, 56 Determinar, mediante la unidad de computación externa EC, la desalineación de guiñada del viento o de la turbina T respecto a la dirección del viento como una diferencia entre el ángulo promediado 0avg de la dirección del viento y el ángulo £ de la orientación de la góndola 4, usando la ecuación:

o = 6avg - £ [Eq.4],

y almacenar el resultado de este etapa,

S7 Determinar, mediante la unidad de computación externa EC al expirar la duración At, la desalineación de guiñada del viento promediada oavg de la turbina T respecto a la dirección del viento correspondiente a dicha duración At como una media aritmética de la pluralidad de valores de la desalineación de guiñada del viento o en la duración At, almacenar la desalineación promediada oavg de la turbina T como resultado del método y comparar dicha desalineación promediada Oavg con el umbral de desalineación predeterminado a fin de verificar si se debe llevar a cabo la realineación de la turbina T hacia el viento.

En un tercer aspecto de la invención, se proporciona un programa informático que comprende instrucciones que, cuando la unidad de computación externa EC del sistema ejecuta el programa, hace que el ordenador lleve a cabo las etapas del método, desde la etapa 2 hasta la etapa 7 inclusive.

En un cuarto aspecto de la invención, se proporciona la unidad de computación externa EC del sistema que tiene almacenado en la misma el programa informático del tercer aspecto de la invención.

Ventajas de la Invención

- Mejorar la precisión de la determinación de la desalineación de guiñada del viento de la turbina eólica terrestre de eje horizontal;

- Como consecuencia de la precisión mejorada de la determinación, mejorar la corrección de la posición de la góndola respecto al viento, lo que conduce a un rendimiento creciente de la producción de energía por la turbina.

Breve descripción de los dibujos

Figura 1 componentes de una turbina terrestre de eje horizontal según la técnica anterior

Figura 2 componentes del sistema según la invención en una vista desde arriba

Figura 3 detalle del marcado de los puntos objetivo X e Y en la superficie de la góndola

Figura 4 detalle del posicionamiento del lidar L con su eje verticalmente

Figura 5 detalle del montaje del lidar L respecto a la turbina en una vista vertical

Figura 6 vista esquemática de los ángulos según la invención

Lista de referencias en los dibujos:

Componentes de la turbina eólica según la técnica anterior:

1 palas de rotor

2 buje de rotor

3 árbol de rotor

4 góndola

5 torre

6 anemómetro

7 unidad de computación de turbina

8 caja multiplicadora

9 árbol de alta velocidad

10 generador eléctrico

11 freno

12 dispositivo de control de paso

13 mecanismo de guiñada

Componentes del sistema según la invención:

T turbina eólica

L lidar situado en tierra que tiene un eje vertical

S estación topográfica

EC unidad de computación externa

N red de comunicación

Componentes de la turbina eólica T que son relevantes para la invención:

1 palas de rotor, llamadas alternativamente palas

2 buje de rotor, llamado alternativamente buje

3 árbol de rotor que tiene un eje horizontal del árbol de rotor 3

4 góndola

X, Y par de puntos objetivo y en la superficie externa de la góndola 4

TCU unidad de computación de turbina que incluye un componente para aplicar marcas horarias de turbina Componentes del lidar L situado en tierra que son relevantes para la invención:

LMCU unidad de medición y computación de lidar

B posición de referencia de lidar

A punto donde el eje vertical del lidar L corresponde a la altura de buje HH

AB eje vertical AB del lidar L

A ángulo de emisión del haz láser girando alrededor del eje vertical AB del lidar L

C punto extremo del buje de rotor 2

C1 proyección en el terreno del punto extremo C del buje de rotor 2

a¡ ángulo formado entre la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3 y la proyección en el terreno del eje horizontal del árbol de rotor 3 cuando este último corresponde a los movimientos de la góndola 4 dependiendo de la dirección del viento a una pluralidad de posiciones i a cada lado de la proyección en el terreno del eje horizontal de posición de referencia del árbol de rotor 3 amax valor predeterminado máximo del ángulo ai

d1 distancia entre la proyección en el terreno C1 de un punto extremo C del buje de rotor 2 y la unidad de medición y computación de lidar LMCU

Componentes de la estación topográfica S que son relevantes para la invención:

SMCU unidad de medición y computación de estación topográfica

D, D' posiciones de referencia de estación topográfica

d2 distancia de la estación topográfica S desde la base de la torre 5

Ángulos, número de determinaciones y velocidades:

At duración del método

v la velocidad del viento esencialmente a la altura de buje HH determinada por la LMCU;

v1 - v2 intervalo predeterminado de velocidades del viento para el que puede determinarse la desalineación de guiñada del viento, correspondiente a las etapas 8-12 del método;

Wavg ángulo promediado de la posición de la góndola 4 respecto al Norte geográfico;

0 ángulo de la dirección del viento respecto al Norte geográfico;

0adj ángulo ajustado de la dirección del viento respecto al Norte geográfico esencialmente a la altura de buje HH;

0avg ángulo promediado de la dirección del viento respecto al Norte geográfico esencialmente a la altura de buje HH, determinado por la unidad de computación externa EC basándose en los ángulos ajustados 0adj de la dirección del viento en la duración promediada Att;

n número de determinaciones del ángulo 0 de la dirección del viento,

£ ángulo de la orientación de la góndola 4 respecto al Norte geográfico basándose en la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y;

£k ángulo corregido de la posición de la góndola 4 respecto al Norte geográfico, determinado por la unidad de computación externa EC;

£adj un ángulo ajustado £adj de la orientación de la góndola 4 respecto al Norte geográfico, determinado por la unidad de computación externa EC;

m número de determinaciones del ángulo £

Att duración promediada para el ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento y para la velocidad del viento promediada vavg;

vavg la velocidad del viento promediada esencialmente a la altura de buje HH en una duración promediada Att determinada por la unidad de computación externa EC;

k ángulo de corrección de la góndola, calculado como una diferencia entre el valor del ángulo promediado Wavg de la posición de la góndola 4 y el ángulo £ de la orientación de la góndola 4;

kavg ángulo de corrección promediado de la góndola, correspondiente al promedio de hasta m determinaciones del ángulo de corrección k de la góndola;

a desalineación de la turbina T respecto a la dirección del viento, calculada por la unidad de computación externa EC;

aavg desalineación promediada aavg de la turbina T respecto a la dirección del viento calculada por la unidad de computación externa EC correspondiente a la duración At del método;

Norte Norte geográfico

Descripción detallada y ejemplo de realización

El sistema según la invención comprende los siguientes componentes, con referencia a la figura 2: una turbina eólica T de eje horizontal, un lidar L situado en tierra, una estación topográfica S, una unidad de computación externa EC y una red de comunicación N.

El lidar L situado en tierra y la estación topográfica S se denominan colectivamente aparato de entrada.

La turbina T puede ser cualquier turbina eólica terrestre de eje horizontal, siempre que esté especialmente configurada para la invención como se detallará en lo que sigue.

La turbina eólica T comprende una pluralidad de palas de rotor 1, un buje de rotor 2 situado a una altura de buje HH, un árbol de rotor 3, una góndola 4 y una torre 5 que tiene una base de torre.

Por toda la invención, los términos “valor” y “determinación” se usan de modo intercambiable para definir en general el resultado de las determinaciones del aparato de entrada. El término “medición” hace referencia al signifi cado corriente de la palabra, mientras que el término “determinación” hace referencia a alguna computación basándose en la medición. Las expresiones “valor instantáneo” o “determinación instantánea” hacen referencia a un valor determinado en un momento específico de tiempo.

A fin de que se use como un componente del sistema según la invención, la turbina T tiene configuraciones especiales.

Para una mejor comprensión de las enseñanzas de la invención, la turbina T tiene una posición de referencia antes de que tengan lugar las mediciones y determinaciones, en la que el árbol de rotor 3 tiene una posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3.

El lidar L y la estación topográfica S están colocados en posiciones de referencia correspondientes usando como referencia la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3.

Con referencia a la figura 3, la turbina eólica T está configurada para comprender un par de puntos objetivo X e Y en la superficie externa de la góndola 4, en su lado que mira al terreno, dispuestos de manera que sus posiciones geográficas pueden determinarse mediante la estación topográfica S y de manera que el segmento XY que conecta los puntos objetivo X e Y corresponde al eje longitudinal de dicho lado que mira al terreno de la góndola 4, estando el punto objetivo X colocado en la extremidad de la góndola 4 opuesta a la pluralidad de palas de rotor 1 y estando el punto objetivo Y colocado en la proximidad inmediata de la torre 5.

La expresión “proximidad inmediata” hace referencia a una tolerancia de hasta 1 metro desde el punto de contacto entre la góndola 4 y la torre 5, debido a las dimensiones habituales de dicha torre 5.

El lidar L está configurado en la invención para la medición de la velocidad del viento v esencialmente a la altura de buje HH, denominada en lo que sigue por simplicidad la velocidad del viento v, y para determinar la dirección del viento respecto al Norte. Usar el lidar L como un componente del sistema según la invención tiene la ventaja de una medición precisa de la velocidad del viento v, respectivamente, una determinación de la dirección del viento y la ventaja de una instalación fácil y rápida.

El lidar L situado en tierra del sistema según la invención, denominado en lo que sigue el lidar L, está montado en el terreno con su eje orientado verticalmente como se muestra en la figura 4.

Colocar el lidar L sobre el terreno, en vez de colocarlo en la parte superior de la góndola 4, como es habitual en el estado de la técnica, tiene la ventaja de limitar el impacto de las perturbaciones a las mediciones realizadas por el lidar L debido a la interferencia con la rotación permanente de las palas 1.

Con referencia a la figura 2, en una posición de referencia de lidar B, el lidar L está colocado sobre el terreno delante de la posición de referencia de la turbina T en la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3, a una distancia d1 desde la proyección en el terreno C1 de un punto extremo C del buje de rotor 2, de manera que forma un ángulo ai entre la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3 y la proyección en el terreno del eje horizontal del árbol de rotor 3 correspondiente a cada una de la pluralidad de posiciones i, cuando la góndola 4 se mueve dependiendo de la dirección del viento a una pluralidad de posiciones i a cada lado de la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3.

Por simplicidad, la figura 2 muestra solamente una de las posiciones i de la pluralidad.

El lidar L comprende una unidad de medición y computación de lidar LMCU que incluye un reloj de alta precisión de lidar.

La unidad de medición y computación de lidar LMCU está configurada para determinar una velocidad del viento v y un ángulo 0 de la dirección del viento respecto al Norte geográfico esencialmente a la altura de buje HH.

La unidad de medición y computación de lidar LMCU está configurada para enviar, a través de la red de telecomunicación N a la unidad de computación externa EC, los resultados de las determinaciones, junto con una marca horaria de lidar correspondiente a cada determinación.

La aplicación de la marca horaria de lidar a cada determinación es según la técnica anterior. El intervalo entre dos determinaciones sucesivas se denomina granularidad. Típicamente, la granularidad de las determinaciones del lidar L está entre 3 s y 15 s, ambos inclusive, no limitando su valor el alcance de la invención, dado que se proporciona solamente con fines ilustrativos.

La ventaja de colocar el lidar L como se ha detallado anteriormente es que asegura la optimización de la capacidad del lidar L para determinar el ángulo 0 de la dirección del viento y la velocidad del viento v.

La estación topográfica S comprende una unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU, que tiene dos configuraciones.

La primera configuración es para determinar al menos la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y. Algunas unidades de medición y computación de estación topográfica SMCU son capaces de determinar, basándose en la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, un ángulo £ de la orientación de la góndola 4 formada por el segmento XY con el Norte.

La segunda configuración es para enviar los resultados de las determinaciones, junto con una marca horaria de estación topográfica correspondiente a cada determinación.

La estación topográfica S puede ser manual o estar automatizada. La unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU incluye un teodolito que incorpora un dispositivo de medición de distancias electrónico y un sistema de posicionamiento global de estación topográfica para la orientación de la estación topográfica S hacia el Norte antes de su uso, utilizando el sistema de referencia nacional actual. La orientación de la estación topográfica S hacia el Norte se lleva a cabo según la técnica anterior.

Las características de mínima precisión de la estación topográfica S a fin de que las use la invención son las siguientes:

- precisión para la medición de las distancias de 2 mm 2 ppm cada 3 s;

- precisión para medir la distancia llegando al par de puntos objetivo X e Y hasta 500 m sin prisma de reflexión;

- en caso de que la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU sea capaz de determinar ángulos, la precisión para la medición del ángulo formado por el segmento XY con el Norte entre 1” y 5”, ambos inclusive, es decir, de 0,3 mgon a 1,5 mgon, ambos inclusive.

Como se muestra en la figura 2, la estación topográfica S en tierra está colocada en cualquiera de dos posiciones de referencia de estación topográfica D' y D”, detrás del buje de rotor 2 y lateralmente respecto a la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3, a una distancia d2 desde la base de la torre 5, de manera que, cuando la góndola 4 es desplazable, dependiendo de la dirección del viento:

- las palas de rotor 1 no interfieren con el haz láser de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU, y

- la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es capaz de determinar la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y de la góndola 4 durante el movimiento de dicha góndola 4 a la pluralidad de posiciones i.

Las posiciones D' y D” posibles están situadas en dos sectores circulares imaginarios que tienen el radio d 2, siendo el centro la base de la torre 5. Cuando se llega a la medición de la distancia d2, se acepta una tolerancia de hasta 2 m.

La determinación de la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y de la góndola 4 se realiza según la técnica anterior.

La granularidad de las determinaciones, es decir, el intervalo entre dos determinaciones sucesivas m mediante la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU depende del tipo de la estación topográfica S. Según la técnica anterior, si la estación topográfica S es manual, la granularidad de interés para la invención varía típicamente entre 8 y 15 minutos, mientras que si la estación topográfica S está automatizada, la granularidad varía típicamente entre 10 y 20 s. Los valores antes mencionados de granularidad se proporcionan solamente con fines ilustrativos, y no limitan el alcance de la invención.

La unidad de computación externa EC es una máquina de computación, tal como un ordenador o una pluralidad de ordenadores ubicados a distancia entre sí, que se comunican dentro de un sistema informático de comunicación. La primera configuración de la unidad de computación externa EC es para recibir datos de entrada a través de la red de telecomunicación N:

La unidad de computación externa EC pueden unificar, si es necesario, las unidades de medición de los ángulos a partir de los datos de entrada y puede clasificar las mismas sobre un fundamento de marca horaria. Por ejemplo, la unidad de computación externa EC puede usar como referencia para la clasificación de los datos de entrada las marcas horarias de lidar, basadas en el nivel conocido de precisión del reloj de alta precisión de lidar.

La unificación de las unidades de medición de los ángulos puede ser necesaria puesto que los aparatos de entrada pueden tener modos diferentes de expresar la medida de los ángulos: algunos de ellos pueden medir ángulos en grados, otros en radianes, el número de dígitos puede ser diferente, la dirección de medición de los ángulos puede ser diferente, etc.

Otra configuración de la unidad de computación externa EC es para determinar un ángulo £ de la orientación de la góndola 4 respecto al Norte geográfico basándose en la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y para almacenar cada determinación. El ángulo £ de la orientación de la góndola 4 está formado por el segmento XY, cuya posición geográfica está determinada por la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU y el Norte geográfico. A partir del modo en el que se definen los puntos X e Y, resulta que la orientación del segmento XY respecto al Norte corresponde a la orientación de la góndola 4 hacia el Norte. Esta configuración de la unidad de computación externa EC depende de la capacidad de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU para determinar el ángulo £, a saber:

- si la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es capaz de determinar dicho ángulo £ de la orientación de la góndola 4, que es habitualmente el caso en el que la estación topográfica S está automatizada, por ejemplo, la unidad de computación externa EC está configurada para recuperar el mismo ángulo £ de la orientación de la góndola 4, como se recibe;

- si la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU no es capaz de determinar dicho ángulo £ de la orientación de la góndola 4, por ejemplo en caso de muchas estaciones topográficas S manuales, la unidad de computación externa EC está configurada para determinar el ángulo £ de la orientación de la góndola 4 usando la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y recibidos desde la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU.

Otra configuración de la unidad de computación externa EC es para aplicar una condición de validación al ángulo 0 de la dirección del viento y para determinar un ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento para cada uno de los valores validados del ángulo 0 usando una primera condición de la rosa de los vientos, y para almacenar el resultado de esta etapa.

Otra configuración de la unidad de computación externa EC es para promediar el ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento y la velocidad del viento v, para verificar si la velocidad del viento promediada vavg está comprendida dentro de un intervalo predeterminado de velocidades del viento v1 - v2 para el que puede determinarse la desalineación de guiñada del viento, y para almacenar el ángulo promediado 0avg de la dirección del viento y la velocidad del viento promediada vavg.

Otra configuración de la unidad de computación externa EC es para determinar una desalineación de guiñada del viento a de la turbina T respecto a la dirección del viento y para almacenar cada determinación.

La última configuración de la unidad de computación externa EC es para determinar, al expirar una duración At, una desalineación de guiñada del viento promediada aavg de la turbina T respecto a la dirección del viento correspondiente a dicha duración At, para almacenar la desalineación promediada aavg y para comparar dicha desalineación promediada aavg con un umbral de desalineación predeterminado.

La red de telecomunicación N está configurada para asegurar la comunicación entre la unidad de computación externa EC y la unidad de medición y computación de lidar LMCU y la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU.

En una realización preferida, la granularidad de las determinaciones de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es mayor que un umbral predeterminado de intervalo temporal. En particular, este es el caso en el que se usa una estación topográfica S manual. El umbral predeterminado de intervalo temporal depende de la granularidad de las determinaciones del lidar L. Por ejemplo, la granularidad de las determinaciones de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU no debería ser mayor que el 150% de la granularidad de las determinaciones del lidar L. Por ejemplo: si el lidar L determina el ángulo 0 de la dirección del viento cada 10 s, el umbral predeterminado de intervalo temporal para las determinaci ones del ángulo £ de la orientación de la góndola 4 es 150% x 10 s, es decir, 15 s.

Si la granularidad de determinaciones de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es mayor que el umbral predeterminado de intervalo temporal, el sistema comprende además un tercer aparato de entrada, a saber, una unidad de computación de turbina TCU de la turbina T, estando dicha unidad de computación de turbina TCU configurada para determinar un ángulo promediado Wavg de la posición de la góndola 4 respecto al Norte geográfico y configurada para enviar el resultado de las determinaciones a la unidad de computación externa EC.

La determinación del ángulo promediado Wavg de la posición de la góndola 4 es según la técnica anterior. La unidad de computación de turbina TCU existe en ausencia de la invención, pero es parte del sistema solamente si se cumple la condición anterior con relación al umbral predeterminado de intervalo temporal.

Típicamente, la granularidad de las determinaciones de la unidad de medición de turbina TMU está entre 8 s y 15 s, ambos inclusive, su valor no limita el alcance de la invención.

La unidad de medición de turbina TMU puede ser, por ejemplo, un anemómetro ultrasónico.

Cuando se usa la unidad de computación de turbina TCU como aparato de entrada, la unidad de computación externa EC tiene configuraciones adicionales:

- para recibir, a través de la red de telecomunicación (N), el ángulo promediado Wavg de la posición de la góndola (4);

- para determinar un ángulo de corrección promediado kavg de la góndola (4), para corregir la posición de dicha góndola (4) y para almacenar cada determinación;

- para determinar un ángulo corregido £k de la posición de la góndola (4) respecto al Norte geográfico y para almacenar cada determinación,

- para determinar un ángulo ajustado £adj de la orientación de la góndola (4) respecto al Norte geográfico y para almacenar cada determinación.

Cuando se usa la unidad de computación de turbina TCU como aparato de entrada, la red de telecomunicación N está configurada además para asegurar la comunicación entre la unidad de computación externa EC y la unidad de computación de turbina t Cu .

Con referencia a la figura 5, en otra realización preferida, la distancia d1 depende de dos parámetros: un ángulo A de emisión del haz láser girando alrededor del eje vertical AB del lidar L, por un lado, y la altura de buje HH, por otro lado. Como el haz láser se emite a través espejo(s) de giro que giran permanentemente alrededor del eje vertical AB del lidar L, la emisión de dicho haz láser se realiza con un ángulo A. El proceso de escaneo determina un cono que tiene un ángulo de 2A y el origen del cono en el punto B donde el lidar L está colocado en la posición de referencia de lidar B. Así, la determinación del valor mínimo de d1 se realiza usando trigonometría en el rectángulo recto ABC, donde el segmento AB es igual a la altura de buje HH, mientras que el segmento AC = BC1 = d1 por la siguiente ecuación:

dlmin = tg(X) * HH

[Eq.1 ]

La determinación del valor máximo de d1 se realiza usando la siguiente ecuación:

dlmax = tg ( i) * 2 * ^hh

[Eq2]

El valor de 2 utilizado en la segunda ecuación es una constante que depende de las características del lidar L. En caso de que A = 30°, que es frecuente para muchos lidars:

V3 _ AC

3 ~ AB

Así, en un ejemplo no limitativo, cuando HH = 100 m y A = 30°, el valor mínimo de la distancia d1 es:

57.73

Mientras que el valor máximo de la distancia d1 es:

Se pueden redondear ambos valores mínimo y máximo de la distancia d1. Se acepta una tolerancia de hasta el 5%. En el ejemplo anterior, d1min se puede redondear hasta 60 m, mientras que d1max se puede redondear hasta 115 m.

En otra realización preferida, la distancia d2 depende de la altura de buje HH y de la capacidad de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU para determinar la posición geográfica de los puntos X e Y, usando la ecuación:

chmin = 2 * HH [Eq.3]

La distancia máxima d2max depende de la posibilidad de que la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU determine la posición geográfica de los puntos X e Y. Típicamente, la distancia máxima d2max es alrededor de 500 m para la configuración mínima requerida para la estación topográfica S, sin embargo, su valor no limita la invención.

La ventaja de colocar la estación topográfica S como se ha descrito anteriormente es que asegura la optimización de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU para determinar al menos la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y.

Tanto el lidar L como la estación topográfica S se mantienen en su posición fija correspondiente respectiva durante las mediciones y determinaciones.

Es posible combinar la colocación del lidar L, como se ha descrito anteriormente, con la colocación de la estación topográfica S descrita anteriormente. Al combinar las realizaciones preferidas, se asegura la optimización de las capacidades de cada uno de los aparatos de entrada para determinar, respectivamente, la dirección y velocidad del viento y, al menos, la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y.

La unidad de computación externa EC se puede colocar donde se quiera respecto a la turbina T, el lidar L y la estación topográfica S, siempre que esté conectada a través de la red de telecomunicación N al lidar L y a la estación topográfica S y, respectivamente, en la realización preferida, que usa la unidad de computación de turbina TCU, a dicha unidad de computación de turbina TCU.

El sistema según la invención está configurado de manera que la unidad de computación externa EC es capaz de determinar la desalineación de guiñada del viento Cavg de la turbina T respecto a la dirección del viento basándose en las determinaciones recibidas desde la estación topográfica S situada en tierra y el lidar L situado en tierra.

En un segundo aspecto de la invención, se proporciona un método para determinar la desalineación de guiñada del viento de la turbina eólica T terrestre de eje horizontal usando el sistema según la invención. El método comprende siete etapas a llevar a cabo en la duración At.

La determinación de la desalineación de guiñada del viento según la invención se finaliza cuando se cumplen simultáneamente las siguientes condiciones:

- la velocidad del viento está comprendida en el intervalo entre v1 - v2, ambos inclusive,

- la turbina eólica T no tiene limitaciones internas o externas, tales como limitaciones de potencia, errores aerodinámicos o cualquier otro error que pueda afectar al trabajo de la turbina T. El razonamiento de la primera condición se explica en lo que sigue:

- en caso de que la velocidad del viento v esté por debajo de v1, la unidad de medición y computación de lidar LMCU no puede determinar con precisión su dirección;

- en caso de que la velocidad del viento v esté por encima de v2, la unidad de medición y computación de lidar LMCU sigue siendo capaz de medir con precisión la velocidad y determinar la dirección, sin embargo, la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU no puede medir con precisión las distancias al par de puntos objetivo X e Y, siendo dicha distancia necesaria para la determinación de la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, puesto que la oscilación hacia delante y hacia atrás de la góndola 4 se amplifica demasiado por el viento 4 y el hecho de que el conjunto de torre 5 y góndola 4 es una estructura flexible.

Tanto v1 como v2 dependen de las características de la turbina T, tales como, pero sin estar limitadas al tamaño y el peso de la turbina T, la altura de buje HH y el grado de flexibilidad de la góndola 4.

El razonamiento de la segunda condición se explica en lo que sigue:

- las limitaciones internas hacen referencia a cualquier fallo o avería que puede afectar al funcionamiento de la turbina T en sus parámetros predeterminados correspondientes;

- las limitaciones externas hacen referencia a cualquier tipo de limitación de la cantidad de energía que la turbina T tiene que proporcionar como consecuencia de los requisitos de la compañía energética que compra y/o transporta la energía generada por la pluralidad de turbinas T;

- los errores aerodinámicos o cualquier otro error que pueden afectar al trabajo de la turbina hacen referencia en general a errores de medición debido a las condiciones atmosféricas que perjudican al funcionamiento de la turbina T: niebla, hielo sobre las palas de rotor, lluvia intensa.

El método se aplica para cada turbina T en la duración At, cuando tanto el lidar L como la estación topográfica S están montados, cada uno en su posición de referencia correspondiente al principio de la duración At, y cuando el lidar L y la estación topográfica S están conectados a través de la red de telecomunicación N al ordenador externo EC. Durante el método, tanto el lidar L como la estación topográfica S permanecen fijos, mientras que la góndola 4 se mueve dependiendo de la dirección del viento a una pluralidad de posiciones i a cada lado de la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3.

En la etapa 1 del método, la unidad de medición y computación de lidar LMCU del lidar L situado en tierra determina, para un número n de veces en la duración At, el ángulo 0 de la dirección del viento respecto al Norte geográfico esencialmente a la altura de buje HH.

Al mismo tiempo, la unidad de medición y computación de lidar LMCU determina la velocidad del viento v esencialmente a la altura de buje HH y envía los resultados de las determinaciones a la unidad de computación externa EC a través de la red de telecomunicación N.

Al mismo tiempo, la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU determina, para un número m de veces en la duración At, incluyendo el comienzo de dicha duración At, dicha al menos una posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y envía juntos los resultados de las determinaciones a la unidad de computación externa EC, a través de la red de telecomunicación N. Para estaciones topográficas S automatizadas, el número m de determinaciones del ángulo £ de la orientación de la góndola 4 tienen lugar uniformemente extendiéndose por toda la duración At. Para estaciones topográficas S manuales, el número m de determinaciones del ángulo £ de la orientación de la góndola 4 se pueden agrupar juntas, caso en el que las determinaciones tienen lugar al principio del método o se pueden agrupar en grupos más pequeños de determinaciones ith, m2, mn, donde Im¡ = m, en este último caso, teniendo lugar uno de los grupos mi al principio del método.

En la etapa 2 del método, la unidad de computación externa EC recibe los datos de entrada a través de la red de telecomunicación N: el ángulo 0 de la dirección del viento y dicha al menos una posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y.

La unidad de computación externa EC unifica, si es necesario, las unidades de medición de los ángulos, almacena entonces dichos datos de entrada y clasifica los mismos sobre un fundamento de marca horaria usando como referencia, por ejemplo, las marcas horarias de lidar.

En la etapa 3 del método, la unidad de computación externa EC determina el ángulo £ de la orientación de la góndola 4 respecto al Norte geográfico basándose en la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y almacena el resultado de esta etapa.

Si la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es capaz de determinar dicho ángulo £ de la orientación de la góndola 4, la unidad de computación externa EC recupera en esta etapa el mismo ángulo £ de la orientación de la góndola 4 que el recibido desde la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU.

Si la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU no es capaz de determinar dicho ángulo £ de la orientación de la góndola 4, la unidad de computación externa EC determina en esta etapa el ángulo £ de la orientación de la góndola 4 usando la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y recibidos desde la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU.

El ángulo £ determinado de la orientación de la góndola 4 representa una determinación precisa de la orientación real de la góndola 4 respecto al Norte, basándose en la precisión conocida de determinaciones realizadas por las estaciones topográficas en general.

En la etapa 4 del método, la unidad de computación externa EC aplica una condición de validación verificando si el ángulo 0 de la dirección del viento tiene un valor que está comprendido dentro de los valores de un intervalo cerrado definido por el valor máximo amax predeterminado del ángulo ai en cada uno de los lados de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3, selecciona solamente los valores del ángulo 0 de la dirección del viento que satisfacen dicha condición de validación y determina un ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento para cada uno de los valores validados usando una primera condición de la rosa de los vientos, y almacena el resultado de esta etapa.

La aplicación de la condición de validación es necesaria para limitar el intervalo de los valores pico instantáneos absolutos utilizados para la determinación de la desalineación de guiñada del viento promediada Oavg en S7 y limitar los errores de determinación del ángulo 0 de la dirección del viento.

Una de las fuentes de valores pico es el modo de expresar los ángulos. Considerando que la rosa de los vientos tiene 360° y dos puntos arbitrarios en su circunferencia, uno colocado a 30° y el otro a 350°, la diferencia de ángulos entre los dos puntos arbitrarios se puede calcular como 350°-30° = 320° o como (360°-350°) 30° = 40°. Cuando se calculan los valores medios, para eliminar los valores pico, es preferible usar el ángulo de 40°, en lugar del ángulo de 320°, esto es por lo que es necesario el ajuste de los ángulos 0 de la dirección del viento.

Los errores de determinación de los valores del ángulo 0 de la dirección del viento, como se reciben en S2, pueden ocurrir debido al cambio de la posición relativa de la góndola 4 respecto a la posición del lidar L por la duración At, por ejemplo, el lidar L puede estar detrás de la góndola 4.

Las determinaciones del ángulo 0 de la dirección del viento mediante la unidad de medición y computación de lidar LMCU están influidas por la posición del lidar L respecto a la góndola 4 durante las mediciones en las que están basadas las determinaciones del ángulo 0 de la dirección del viento. Los inventores llegaron a la conclusión de que se obtenían los mínimos errores de medición y determinación si el ángulo ai por ambos lados del eje horizontal del árbol de rotor 3 no excede el valor predeterminado máximo amax. Para limitar los errores de medición y determinación, se validan solamente esos valores instantáneos del ángulo 0 de la dirección del viento determinados mientras el lidar L está delante de la turbina T.

En un ejemplo no limitativo, amax = 30°, así, la posición relativa de la góndola 4 durante las mediciones no debe exceder los 30° en ambos lados del eje horizontal del árbol de rotor 3 a fin de validar los valores del ángulo 0 de la dirección del viento. El descubrimiento de los inventores está basado en el hecho de que, durante las mediciones, si el eje del árbol de rotor 3 de la góndola 4 se coloca fuera de un intervalo de validación de 2 x amax = 60°, hay más probabilidades de que las palas 1 produzcan perturbaciones que alteren el resultado de las determinaciones del ángulo 0 de la dirección del viento.

La posición relativa del lidar L respecto a la góndola 4 por la duración At puede determinarse conociendo la posición de referencia de lidar B y la orientación de la góndola 4, como el ángulo £ determinado. Por ejemplo, por simplicidad, en la posición de referencia de lidar B, el lidar L está orientado hacia el Norte (0°). Así, el intervalo de validación de 2 x amax = 60° es en este caso de 330° a 30° o se puede expresar alternativamente como que es de -30° a 30°. Si durante las mediciones, la orientación de la góndola 4 forma un ángulo £ = 300° con el Norte geográfico, esto es exterior al intervalo de 330° a 30°.

Se pueden establecer diferentes condiciones de la rosa de los vientos para adaptarse a condiciones específicas relacionadas con las características de la turbina T, tales como, pero sin estar limitadas al tamaño y el peso de la turbina T, la altura de buje HH, el grado de flexibilidad de la góndola 4 y del lidar L.

Un ejemplo no limitativo, con referencia al ejemplo anterior, es cuando en la posición de referencia de lidar B, el lidar L está orientado hacia el Norte, es decir, 0° y el intervalo de validación 2 x amax = 60°, es el siguiente:

- la condición de validación: los valores instantáneos del ángulo 0 de la dirección del viento se validan solamente si 330° < ai < 360° o 0° < ai < 30°.

Para los valores instantáneos del ángulo 0 de la dirección del viento que satisfacen la condición de validación anterior, la primera condición de la rosa de los vientos para determinar el ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento para cada uno de los valores validados es como sigue: si 0° < 0 < 180°, entonces, 0adj = 0 y si 180° < 0 < 360°, entonces, 0adj = 0 - 360°. La primera condición de la rosa de los vientos tiene por objetivo seleccionar solamente esos valores que tienen valores absolutos, que es el módulo de los valores entre 0° y 180°.

En la etapa 5 del método, la unidad de computación externa EC promedia la duración promediada Att, donde Att < At, el ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento, usando los valores determinados en S4, así como la velocidad del viento v, resultando el ángulo promediado 0avg de la dirección del viento y la velocidad del viento promediada vavg. La duración promediada Att varía típicamente entre 2 y 5 min, ambos inclusive.

En esta etapa, después de promediar, la unidad de computación externa EC verifica si la velocidad del viento promediada vavg está comprendida dentro del intervalo predeterminado de velocidades del viento v1 - v2 para el que se aplican las etapas 8 a 12 del método. Si la velocidad del viento promediada vavg está fuera del intervalo predeterminado de velocidades del viento v1 - v2, la etapa 6 del método no se aplica en tanto que la velocidad del viento promediada vavg esté fuera del intervalo predeterminado de velocidades del viento v1 - v2. Sin embargo, las primeras cuatro etapas del método se siguen llevando a cabo hasta que la velocidad del viento promediada vavg esté comprendida de nuevo dentro del intervalo predeterminado de velocidades del viento v1 - v2.

A continuación, la unidad de computación externa EC almacena el resultado de esta etapa.

En la etapa 6 del método, con referencia a la figura 6, la unidad de computación externa EC determina la desalineación de guiñada del viento c de la turbina T respecto a la dirección del viento como una diferencia entre el ángulo promediado 0avg de la dirección del viento y el ángulo £ de la orientación de la góndola 4. La determinación se realiza usando la ecuación:

En la etapa 7 del método, la unidad de computación externa EC determina, al expirar la duración At, la desalineación de guiñada del viento promediada Cavg de la turbina T respecto a la dirección del viento correspondiente a dicha duración At. Dicha desalineación de guiñada del viento promediada Cavg de la turbina T se calcula como una media aritmética de la pluralidad de desalineaciones de guiñada del viento C en la duración At.

La desalineación de guiñada del viento promediada Cavg se almacena y se compara con el umbral de desalineación predeterminado a fin de verificar si se debe llevar a cabo la realineación de la turbina T hacia el viento. Si la desalineación de guiñada del viento promediada Cavg de la turbina T es mayor que dicho umbral de desalineación predeterminado, se debe realizar una acción para realinear la turbina T hacia el viento, estando dicha acción fuera del alcance de esta invención.

La desalineación de guiñada del viento promediada Cavg de la turbina T, como resultado del método según la invención, tiene la ventaja de representar una determinación más precisa de la desalineación de guiñada del viento de la turbina T, si se compara con la técnica anterior, puesto que se determina como media de una pluralidad de valores de la desalineación de guiñada del viento C de la turbina T, y determinándose cada uno de los valores de las desalineaciones de guiñada del viento c basándose en los valores del ángulo 0 de la dirección del viento que se ajustan ambos para aplanar los valores instantáneos pico y se promedian.

Considerando la determinación más precisa de la desalineación de guiñada del viento de la turbina T, otra ventaja es que mejora la corrección de la posición de la góndola respecto al viento y, de este modo, aumenta el rendimiento de la producción de energía de la turbina T.

Si la granularidad de las determinaciones de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es menor o igual que el umbral predeterminado de intervalo temporal que depende de la granularidad de las determinaciones del lidar L, es preciso usar la pluralidad de valores instantáneos del ángulo £ de la orientación de la góndola 4 para la determinación de la desalineación de guiñada del viento promediada Cavg de la turbina T, puesto que el movimiento constante de la góndola 4 no se espera que cambie radicalmente en intervalos de tiempo de subminuto, así, no se esperan ni picos ni errores significativos.

Sin embargo, si la granularidad de las determinaciones de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es mayor que el umbral predeterminado de intervalo temporal, la unidad de computación externa EC recibe datos desde la unidad de medición y computación de lidar LMCU correspondientes a las determinaciones instantáneas del ángulo 0 de la dirección del viento con una granularidad de subminuto, mientras que los datos recibidos por la unidad de computación externa EC desde la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU tienen una granularidad significativamente mayor. Este es el caso en el que se usan estaciones topográficas S manuales. El problema es qué valores del ángulo £ de la orientación de la góndola 4 usar entre dos determinaciones m sucesivas, cuando dichas determinaciones m sucesivas ocurren típicamente entre 8 y 15 minutos.

Por esta razón, con el fin de mejorar la precisión de la determinación de la desalineación de guiñada C de la turbina T, si la granularidad de las determinaciones de la unidad de medición y computación de estación topográfica SMCU es mayor que el umbral predeterminado de intervalo temporal, se usa un ángulo ajustado £adj de la orientación de la góndola 4 en S6 en vez del ángulo £ de la orientación de la góndola 4. Esto significa que, en una realización preferida, se modifican S1, S2 y S6 del método y se añaden tres nuevas etapas entre S5 y ^s6.

En esta realización preferida, el método incluye una etapa secundaria adicional en la etapa 1 y una etapa secundaria adicional en la etapa 2:

En la etapa secundaria 1A, la unidad de computación de turbina TCU determina los ángulos promediados Wavg de la posición de la góndola 4 respecto al Norte geográfico y envía los mismos a la unidad de computación externa EC a través de la red de telecomunicación N.

En la etapa secundaria 2A, la unidad de computación externa EC recibe desde la unidad de computación de turbina TCU el ángulo promediado Wavg de la posición de la góndola 4 a través de la red de telecomunicación N.

En esta realización preferida, el método incluye tres nuevas etapas entre S5 y S6.

En la etapa 5.1, la unidad de computación externa EC determina un ángulo de corrección promediado kavg de la góndola 4, para corregir la posición de dicha góndola 4 respecto al Norte geográfico, como media de una pluralidad de ángulos de corrección k de la góndola, determinándose cada uno de los ángulos de corrección k de la góndola usando la ecuación:

^{k =} ^{£ - Wavg}[Eq.5]

y almacena el resultado de esta etapa.

El ángulo de corrección k de la góndola es la diferencia entre el ángulo e de la orientación de la góndola 4 determinada por la estación topográfica S y, respectivamente, el ángulo promediado wavg de la posición de la góndola 4 mediante la unidad de computación de turbina TCU, reflejando la diferencia de precisión cuando se hacen determinaciones mediante los dos aparatos de entrada, la estación topográfica S y la unidad de computación de turbina TCU.

Dado que las determinaciones del ángulo promediado wavg de la posición de la góndola 4 se hacen con una granularidad menor que las determinaciones del ángulo e, entre dos determinaciones sucesivas de dicho ángulo e, se usa el valor instantáneo previo del ángulo e de la orientación de la góndola 4. Así, por ejemplo, la determinación mi del ángulo e de la orientación de la góndola 4 tiene lugar a las 9.00 y la determinación posterior mi+1 del ángulo e de la orientación de la góndola 4 tiene lugar a las 9.15, en este intervalo temporal de 15 minutos, el ángulo promediado wavg de la posición de la góndola 4 tiene una pluralidad de valores instantáneos, mientras que el ángulo e de la orientación de la góndola 4 tiene un único valor, es decir, el valor determinado a las 9.00. Esto es por lo que se promedian los ángulos de corrección k de la góndola.

La determinación del ángulo de corrección promediado kavg de la góndola 4 se puede llevar a cabo de diferentes modos, teniendo en cuenta diversos factores tales como, pero sin estar limitados a:

- las características de la turbina T, tales como, pero sin estar limitadas al tamaño y el peso de la turbina T, la altura de buje HH, el grado de flexibilidad de la góndola 4,

- las características del viento, en lo que se refiere a la estabilidad relativa de su dirección y su velocidad.

En una realización preferida, el ángulo de corrección promediado kavg de la góndola 4 se calcula como una media aritmética de la pluralidad de ángulos de corrección k de la góndola desde el comienzo del método y hasta e incluyendo la determinación instantánea del ángulo de corrección k de la góndola.

En la etapa 5.2, la unidad de computación externa EC determina un ángulo corregido ek de la posición de la góndola 4, representando dicho ángulo corregido ek el resultado de la corrección del ángulo promediado wavg de la posición de la góndola 4 con el ángulo de corrección promediado kavg de la góndola, y almacena el resultado de esta etapa. La determinación se realiza usando la ecuación:

£k — kavg+ Wavg [E(Z|.6]

En la etapa 5.3, la unidad de computación externa EC aplica una condición de validación verificando si el ángulo corregido ek de la posición de la góndola 4 tiene un valor que está comprendido dentro de los valores de un intervalo cerrado definido por el valor máximo amax predeterminado del ángulo ai, en cada uno de los lados de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor 3, para seleccionar solamente los valores del ángulo corregido ek de la posición de la góndola 4 que satisfacen dicha condición de validación, y determina un ángulo ajustado eadj de la posición de la góndola 4 usando una segunda condición de la rosa de los vientos, y almacena el resultado de esta etapa.

El ajuste se realiza aplicando la segunda condición de la rosa de los vientos, que puede ser diferente de la primera condición de la rosa de los vientos. Por lo tanto, usando el mismo ejemplo que en S5.1.2, la aplicación de la segunda condición de la rosa de los vientos se ilustra en lo que sigue:

- si Wavg kavg > 360°, entonces ek = Wavg kavg - 360° Ejemplo: Wavg = 180°, kavg = 190°, ek = 370° - 360° = 10°

- si Wavg kavg á 360°, entonces ek = Wavg kavg Ejemplo: Wavg = 180°, kavg = 170°, ek = 350°

El ángulo ajustado eadj de la posición de la góndola 4 se usa en la etapa 6 modificada, en vez del valor instantáneo del ángulo e de la orientación de la góndola 4, para determinar la desalineación de guiñada del viento a usando la ecuación:

*3 ^{- Qavg " £adj}[Eq.4A]

La desalineación de guiñada del viento promediada Oavg de la turbina T, como se divulga en la realización preferida, tiene la ventaja de hacer mejor uso de las capacidades de cada uno de los tres aparatos de entrada: el lidar L, la estación topográfica S y la turbina T, reduciendo de este modo el impacto de los errores intrínsecos de diseño del sistema para determinar la dirección azimutal mediante el ordenador de la turbina T.

El hecho de que es posible determinar, en la etapa 5.1, el ángulo de corrección promediado kavg representa otra ventaja de la invención, puesto que permite adaptar el método y el sistema de la invención a las características de cada uno de los tres aparatos de entrada a fin de obtener el rendimiento más alto de la producción de energía de dicha turbina T.

En un cuarto aspecto de la invención, se proporciona la unidad de computación externa EC del sistema que tiene almacenado en la misma el programa informático para llevar a cabo las etapas del método, desde la etapa 4 hasta la etapa 7 inclusive.

Es posible, en otra realización preferida de la invención, configurar la unidad de computación de turbina TCU, mediante el programa informático, de manera que dicha unidad de computación de turbina TCU sea la unidad de computación externa EC. Esta posibilidad es una ventaja puesto que mejora el funcionamiento de un aparato de entrada existente sin necesidad de otra máquina de computación.

Aunque la descripción de la invención se divulgó con detalle en relación con las realizaciones preferidas, los expertos en la técnica apreciarán que todas las realizaciones preferidas sirven solamente para una mejor comprensión de la invención y no limitan dicha invención a la misma y que se pueden hacer cambios para adaptarse a una situación particular sin salirse del alcance esencial de la invención.

Referencias:

[1] P A Fleming et al.: "Field-test results using a nacelle-mounted lidar for improving wind turbine power capture by reducing yaw misalignment", publicado en Journal of Physics: Conference Series 524 (2014) 012002, doi: 10.188/1742-6596/524/1/012002.

[2] Ki In Bang: "Alternative Methodologies for LiDAR System Calibration", 2010, publicado por Research Gate en la siguiente dirección https://www.research-gate.net/publication/258435577 Alternative Methodologies for L DAR System Calibration

[3] US8901763

[4] WO2016/008500

Claims

REIVINDICACIONES

1. Sistema para determinar la desalineación de guiñada del viento de una turbina eólica (T) terrestre de eje horizontal, que comprende la turbina eólica (T), comprendiendo dicha turbina eólica (T) una pluralidad de palas de rotor (1), un buje de rotor (2) situado a una altura de buje (HH), un árbol de rotor (3) que tiene un eje horizontal del árbol de rotor (3), una góndola (4), una torre (5) que tiene una base de torre, caracterizado por que:

- dicha turbina eólica (T) comprende además un par de puntos objetivo X e Y en la superficie externa de la góndola (4), en su lado que mira al terreno, dispuestos de manera que sus posiciones geográficas pueden determinarse mediante una estación topográfica (S) y de manera que el segmento XY, que conecta los puntos objetivo X e Y, corresponde al eje longitudinal de dicho lado de la góndola (4) que mira al terreno, estando el punto objetivo X colocado en la extremidad de la góndola (4) opuesta a la pluralidad de palas de rotor (1) y estando el punto objetivo Y colocado en la proximidad inmediata de la torre (5); en el que la turbina (T) tiene una posición de referencia de turbina, en el que el árbol de rotor (3) tiene una posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor (3),

en el que el sistema comprende además:

- un lidar (L) situado en tierra, montado con su eje orientado verticalmente, comprendiendo el lidar (L) una unidad de medición y computación de lidar (LMCU), estando dicha unidad de medición y computación de lidar (LMCU) configurada:

- para determinar un ángulo 0 de la dirección del viento respecto al Norte geográfico esencialmente a la altura de buje (HH);

- para determinar una velocidad del viento vat esencialmente a la altura de buje (HH);

- para enviar, a través de la red de telecomunicación (N) a la unidad de computación externa (EC), los resultados de las determinaciones;

en el que el lidar (L) tiene una posición de referencia de lidar (B), en el que el lidar (L) está colocado sobre el terreno delante de la turbina (T) en la posición de referencia de turbina, en la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor (3), a una distancia d1 de la proyección en el terreno (C1) de un punto extremo (C) del buje de rotor (2), y

en el que la góndola (4) es desplazable, dependiendo de la dirección del viento a una pluralidad de posiciones i a cada lado de la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor (3), formando un ángulo ai entre la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor (3) y la proyección en el terreno del eje horizontal del árbol de rotor (3) correspondiente a cada una de la pluralidad de posiciones i,

- la estación topográfica (S) situada en tierra, que comprende una unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU), estando la unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU) configurada:

en el que la estación topográfica (S) en tierra está colocada en cualquiera de dos posiciones de referencia de estación topográfica (D)' y (D)”, detrás del buje de rotor (2) y lateralmente respecto a la proyección en el terreno de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor (3), a una distancia d2 de la base de la torre (5), de manera que, cuando la góndola (4) es desplazable, dependiendo de la dirección del viento:

- las palas de rotor (1) no interfieren con el haz láser de la unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU), y

- la unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU) es capaz de determinar la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y de la góndola (4) durante el movimiento de dicha góndola (4) a la pluralidad de posiciones i,

- estando la unidad de computación externa (EC) configurada:

- para recibir los datos de entrada a través de la red de telecomunicación (N):

- el ángulo 0 de la dirección del viento, desde la unidad de medición y computación de lidar (LMCU);

- la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, desde la unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU);

y para almacenar los datos de entrada recibidos;

- para determinar un ángulo £ de la orientación de la góndola (4) respecto al Norte geográfico basándose en la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y para almacenar cada determinación;

- para determinar un ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento;

- para promediar el ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento y la velocidad del viento v, para verificar si la velocidad del viento promediada vavg está comprendida dentro de un intervalo predeterminado de velocidades v1 - v2 del viento para el que puede determinarse la desalineación de guiñada del viento, y para almacenar el ángulo promediado 0avg de la dirección del viento y la velocidad del viento vag promediada; - para determinar una desalineación de guiñada del viento a de la turbina T respecto a la dirección del viento y para almacenar cada determinación;

- para determinar una desalineación de guiñada del viento promediada aavg de la turbina (T) respecto a la dirección del viento correspondiente a una duración At, para almacenar la desalineación promediada aavg y para comparar dicha desalineación promediada aavg con un umbral de desalineación predeterminado,

- estando la red de telecomunicación N configurada:

- para asegurar la comunicación entre la unidad de computación externa (EC) y la unidad de medición y computación de lidar (LMCU) y la estación topográfica (S), en el que el sistema se configura de manera que la unidad de computación externa (EC) es capaz de determinar la desalineación de guiñada del viento aavg de la turbina (T) respecto a la dirección del viento basándose en las determinaciones recibidas desde la estación topográfica (S) situada en tierra y el lidar (L) situado en tierra.

2. El sistema de la reivindicación 1, en el que, si la granularidad de las determinaciones de la unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU) es mayor que un umbral predeterminado de intervalo temporal, el sistema comprende además una unidad de computación de turbina (TCU) de la turbina (T), estando dicha unidad de computación de turbina (TCU) configurada para determinar un ángulo promediado wavg de la posición de la góndola (4) respecto al Norte geográfico y configurada para enviar el resultado de las determinaciones a la red de telecomunicación N,

- estando la unidad de computación externa (EC) configurada además:

- para recibir, a través de la red de telecomunicación (N), el ángulo promediado w avg de la posición de la góndola (4);

- para determinar un ángulo de corrección promediado kavg de la góndola (4), para corregir la posición de dicha góndola (4), y para almacenar cada determinación;

- para determinar un ángulo corregido £k de la posición de la góndola (4) respecto al Norte geográfico, y para almacenar cada determinación,

- para determinar un ángulo ajustado £adj de la orientación de la góndola (4) respecto al Norte geográfico, y para almacenar cada determinación,

- estando la red de telecomunicación N configurada además:

- para asegurar la comunicación entre la unidad de computación externa (EC) y la unidad de computación de turbina (TCU).

3. El sistema de la reivindicación 2, en el que la unidad de medición de turbina (TMU) es un anemómetro ultrasónico.

4. El sistema de la reivindicación 1 ó 2 ó 3, en el que la distancia d1 depende del valor de un ángulo A de emisión del haz láser girando alrededor del eje vertical (AB) del lidar (L) y del valor de la altura de buje (HH), usando las ecuaciones:

d i = tg(X) * HH

[Eq.1]

d lm a x = *9O) * 2 * HH

[Eq.2]

5. El sistema de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que la distancia d2 depende de la altura de buje (HH) y de la capacidad de la unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU) para determinar la posición geográfica de los puntos X e Y, usando la ecuación:

^{d 2m¡n}= 2 * HH [Eq.3],

donde 2 es una constante.

6. Método para determinar la desalineación de guiñada del viento de la turbina eólica (T) terrestre de eje horizontal usando el sistema según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado por que comprende las siguientes etapas a llevar a cabo en la duración At:

51 Determinar para un número n de veces, mediante la unidad de medición y computación de lidar (LMCU) del lidar (L) situado en tierra, el ángulo 0 de la dirección del viento respecto al Norte geográfico esencialmente a la altura de buje (HH),

determinar, mediante la unidad de medición y computación de lidar (LMCU), la velocidad del viento v esencialmente a la altura de buje (HH), y

enviar, mediante la unidad de medición y computación de lidar (LMCU), los resultados de las determinaciones a la unidad de computación externa (EC) a través de la red de telecomunicación (N);

determinar, para un número m de veces, mediante la unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU), al menos la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y,

y enviar los resultados de las determinaciones a la unidad de computación externa (EC) a través de la red de telecomunicación (N),

52 Recibir, mediante la unidad de computación externa (EC), los datos de entrada a través de la red de telecomunicación (N): el ángulo 0 de la dirección del viento y dicha al menos una posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y almacenar los datos de entrada recibidos,

53 Determinar, mediante la unidad de computación externa (EC), el ángulo £ de la orientación de la góndola (4) respecto al Norte geográfico basándose en la posición geográfica del par de puntos objetivo X e Y, y almacenar el resultado de esta etapa,

54 Aplicar una condición de validación verificando si el ángulo 0 de la dirección del viento tiene un valor que está comprendido dentro de los valores de un intervalo cerrado definido por el valor máximo amax predeterminado del ángulo ai, en cada uno de los lados de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor (3),

determinar un ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento para cada uno de los valores validados usando una primera condición de la rosa de los vientos, y almacenar el resultado de esta etapa,

55 Promediar, mediante la unidad de computación externa (EC), una duración promediada Att, donde Att < At, del ángulo ajustado 0adj de la dirección del viento y de la velocidad del viento v, resultando el ángulo promediado 0avg de la dirección del viento y la velocidad del viento promediada vavg;

verificar si la velocidad del viento promediada vavg está comprendida dentro del intervalo predeterminado de velocidades del viento v1 - v2 para el que se aplican las siguientes etapas del método, y almacenar el resultado de esta etapa,

56 Determinar, mediante la unidad de computación externa (EC), la desalineación de guiñada del viento a de la turbina (T) respecto a la dirección del viento como una diferencia entre el ángulo promediado 0 avg de la dirección del viento y el ángulo £ de la orientación de la góndola (4), usando la ecuación:

(J = eavg - £ [Eq.4],

y almacenar el resultado de esta etapa,

S7 Determinar, mediante la unidad de computación externa (EC), al expirar la duración At, la desalineación de guiñada del viento promediada aavg de la turbina (T) respecto a la dirección del viento correspondiente a dicha duración At como una media aritmética de la pluralidad de valores de la desalineación de guiñada del viento a en la duración At, almacenar la desalineación promediada aavg de la turbina (T) como resultado del método y comparar dicha desalineación promediada a avg con el umbral de desalineación predeterminado a fin de verificar si se debe llevar a cabo la realineación de la turbina (T) hacia el viento.

7. El método según la reivindicación 6, en el que, si la granularidad de las determinaciones de la unidad de medición y computación de estación topográfica (SMCU) es mayor que un umbral predeterminado de intervalo temporal, con el fin de mejorar la precisión de la determinación de la desalineación de guiñada a de la turbina (T), se usa un ángulo ajustado £adj de la orientación de la góndola (4) en S6 en vez del ángulo £ de la orientación de la góndola (4), incluyendo el método:

i. Una etapa secundaria adicional en la etapa 1:

S1A Determinar los ángulos promediados Wavg de la posición de la góndola 4 respecto al Norte geográfico mediante la unidad de computación de turbina TCU y enviar los mismos a la unidad de computación externa EC a través de la red de telecomunicación N,

ii. Una etapa secundaria adicional en la etapa 2:

S2A Recibir, mediante la unidad de computación externa (EC), desde la unidad de computación de turbina (TCU), el ángulo promediado Wavg de la posición de la góndola (4) a través de la red de telecomunicación (N); iii. Tres etapas adicionales, entre la etapa 5 y la etapa 6, para determinar el ángulo ajustado eadji

S5.1 Determinar, mediante la unidad de computación externa (EC), un ángulo de corrección promediado kavg de la góndola (4), para corregir la posición de dicha góndola (4) respecto al Norte geográfico, como media de una pluralidad de ángulos de corrección k de la góndola, determinándose cada uno de los ángulos de corrección k de la góndola usando la ecuación:

^{k =} £ - wavg [Eq.5]

y almacenar el resultado de este etapa,

S5.2 Determinar, mediante la unidad de computación externa (EC), un ángulo corregido £k de la posición de la góndola (4), representando dicho ángulo corregido £k el resultado de la corrección del ángulo promediado Wavg de la posición de la góndola (4) con el ángulo de corrección promediado kavg de la góndola, usando la ecuación:

£k — kavg+ Wavg [Eq.6]

y almacenar el resultado de este etapa,

S5.3 Aplicar una condición de validación verificando si el ángulo corregido £k de la posición de la góndola (4) tiene un valor que está comprendido dentro de los valores de un intervalo cerrado definido por el valor máximo amax predeterminado del ángulo ai, en cada uno de los lados de la posición de referencia de eje horizontal del árbol de rotor (3),

seleccionar solamente los valores del ángulo corregido £k de la posición de la góndola (4) que satisfacen dicha condición de validación,

determinar un ángulo ajustado £adj de la posición de la góndola (4) usando una segunda condición de la rosa de los vientos, y almacenar el resultado de este etapa,

iv. Usar el ángulo ajustado £adj en vez del ángulo £ de la orientación de la góndola (4) en S6 para determinar la desalineación de guiñada del viento a usando la ecuación:

O ^{- 6 avg " £ad]}[Eq.4A],

y almacenar el resultado de este etapa.

8. El método de la reivindicación 6, en el que para cada determinación instantánea del ángulo de corrección k de la góndola, el ángulo de corrección promediado kavg de la góndola (4) se calcula como una media aritmética de la pluralidad de ángulos de corrección k de la góndola desde el comienzo del método hasta e incluyendo dicha determinación instantánea respectiva del ángulo de corrección k de la góndola.

9. Programa informático que comprende instrucciones que, cuando la unidad de computación externa (EC) del sistema ejecuta el programa según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, hace que el ordenador lleve a cabo las etapas del método, desde la etapa 2 hasta la etapa 7 inclusive, según cualquiera de las reivindicaciones 6 a 8.

10. La unidad de computación externa (EC) del sistema según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, que tiene almacenado en la misma el programa informático de la reivindicación 9.

11. La unidad de computación externa (EC), según la reivindicación 10, en la que dicha unidad de computación externa (EC) es la unidad de computación de turbina (TCU).