ES2971954T3 - Optimización de planta de energía híbrida durante inclemencias meteorológicas - Google Patents

Abstract

Las realizaciones en el presente documento describen optimizaciones para plantas de energía híbridas que incluyen generadores de turbina eólica y generadores fotovoltaicos mediante la determinación de puntos de ajuste de seguimiento solar para un campo de generadores fotovoltaicos ubicados conjuntamente con un generador de turbina eólica, en donde los puntos de ajuste de seguimiento solar orientan una cara de colector para cada generador fotovoltaico hacia el sol. ; en respuesta a la determinación, basándose en los datos recibidos del generador de turbina eólica, de que está ocurriendo un evento de impactador aéreo, ajustar los puntos de ajuste de seguimiento solar para reposicionar la cara del colector fuera de una trayectoria para impactadores aéreos; y transmitir los puntos de ajuste a los motores de seguimiento de los generadores fotovoltaicos del campo. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Optimización de planta de energía híbrida durante inclemencias meteorológicas

Antecedentes

Campo

La presente divulgación se refiere en general al control de plantas de energía híbridas que incluyen uno o más generadores de turbina eólica y uno o más generadores de energía adicionales.

Descripción de la técnica relacionada

En plantas de energía que generan electricidad a partir de fuentes renovables, tal como el viento (por ejemplo, a través de generadores de turbina eólica) o solar (por ejemplo, a través de generadores fotovoltaicos), las inclemencias meteorológicas proporcionan desafíos de funcionamiento. Por ejemplo, un generador de turbina eólica usa un rotor que incluye una o más palas para convertir la energía cinética del viento en energía eléctrica, pero la acumulación de hielo sobre las palas tiende a reducir la producción de potencia del generador de turbina eólica para condiciones de viento dadas y aumenta el riesgo de un desequilibrio entre las palas capaces de dañar el generador de turbina eólica. En otro ejemplo, un generador fotovoltaico dispone en ángulo un panel solar para recibir luz solar para producir electricidad a través del efecto fotovoltaico en un medio semiconductor, pero el ángulo particular del panel solar puede aumentar el riesgo de que un elemento de impacto (por ejemplo, granizo, hielo, cenizas, residuos) golpee el panel solar o se acumule sobre el panel solar a lo largo del tiempo, y, por lo tanto, reducir la eficiencia del generador fotovoltaico.

A modo de antecedentes, el documento DE 202012011485 da a conocer un módulo fotovoltaico que puede reposicionarse en respuesta a tormentas de granizo, por ejemplo.

Sumario

Según un primer aspecto de la presente invención, se proporciona un método según la reivindicación 1.

Los puntos de ajuste de seguimiento solar pueden ajustarse a una posición predefinida.

El evento de elemento de impacto aéreo puede determinarse basándose en la detección de condiciones propicias para, o indicativas de, formación de hielo sobre el generador de turbina eólica.

En un ejemplo útil para entender la invención, pero no cubierto por las reivindicaciones, el evento de elemento de impacto aéreo puede determinarse basándose en los datos recibidos de al menos un detector de granizo montado en una góndola del generador de turbina eólica.

Un controlador generador de turbina eólica asociado con el generador de turbina eólica puede, en respuesta a la determinación de que se está produciendo el evento de elemento de impacto aéreo, alimentar de manera anticipada determinaciones del detector de granizo relacionadas con los elementos de impacto aéreos a un controlador de campo asociado con el campo de generadores fotovoltaicos para ajustar de ese modo los puntos de ajuste de seguimiento solar.

Un controlador de planta de energía asociado con el generador de turbina eólica y el campo de generadores fotovoltaicos puede, en respuesta a la determinación de que se está produciendo el evento de elemento de impacto aéreo, alimentar de manera anticipada determinaciones desde el detector de granizo relacionado con los elementos de impacto aéreos a un controlador de campo asociado con el campo de generadores fotovoltaicos para ajustar de ese modo los puntos de ajuste de seguimiento solar.

El detector de granizo puede alimentar de manera anticipada determinaciones relacionadas con los elementos de impacto aéreos directamente a un controlador de campo asociado con el campo de generadores fotovoltaicos para ajustar de ese modo los puntos de ajuste de seguimiento solar.

El método puede comprender además: identificar un generador fotovoltaico dado ubicado a lo largo de la trayectoria para un elemento de impacto aéreo potencial desde el generador de turbina eólica. El método puede comprender además determinar si el generador fotovoltaico dado incluye una cara colectora asociada que puede reposicionarse en relación con la trayectoria. El método puede comprender además determinar un punto de ajuste optimizado para el generador fotovoltaico dado que reorienta la cara colectora asociada para reducir una fuerza de impacto esperada del elemento de impacto aéreo potencial a la cara colectora asociada; y posicionar el generador fotovoltaico dado según el punto de ajuste optimizado.

El método puede comprender además: determinar un punto de ajuste de mitigación para el generador fotovoltaico que orienta una cara trasera del generador fotovoltaico opuesta a la cara colectora en la trayectoria. El método puede comprender además determinar un punto de ajuste de evitación para el generador de turbina eólica que reposiciona una zona de lanzamiento para que no se superponga con el generador fotovoltaico dado, de modo que el generador fotovoltaico dado ya no está en la trayectoria. El método puede comprender además determinar si una primera reducción en la salida de potencia desde el generador fotovoltaico dado en el punto de ajuste de mitigación en relación con un punto de ajuste de seguimiento solar es mayor que una segunda reducción en la salida de potencia desde el generador de turbina eólica en el punto de ajuste de evitación en relación con un punto de ajuste de seguimiento del viento; en respuesta a la determinación de que la primera reducción de potencia es mayor que la segunda reducción de potencia: establecer el punto de ajuste optimizado al punto de ajuste de seguimiento solar; y posicionar el generador de turbina eólica según el punto de ajuste de evitación.

Otros generadores fotovoltaicos en el campo que no están en la zona de lanzamiento pueden no colocarse según el punto de ajuste optimizado.

El punto de ajuste optimizado puede determinarse basándose en una curva de generación de potencia y fuerza de manera que se maximice una generación de potencia esperada del campo de generadores fotovoltaicos cuando las caras colectoras se reposicionan para reducir la fuerza esperada del elemento de impacto aéreo potencial por debajo de un umbral de impacto.

Los generadores fotovoltaicos que comprenden el campo de generadores fotovoltaicos pueden posicionarse en uno de un eje o dos ejes.

Según un segundo aspecto de la presente invención, se proporciona un sistema de control que comprende una o más unidades de control configuradas para implementar cualquiera de las características o aspectos descritos en el presente documento.

Las unidades de control pueden ser uno cualquiera o más de un controlador generador de turbina eólica, un controlador de campo, y un controlador de planta de energía, o cualquier combinación de los mismos.

Según un tercer aspecto de la presente invención, se proporciona una planta de energía híbrida que comprende el sistema de control descrito en el presente documento.

En un aspecto adicional de la presente invención, se proporciona una planta de energía híbrida, que comprende: un campo de generadores fotovoltaicos; un generador de turbina eólica ubicado de manera conjunta con el campo de generadores fotovoltaicos de manera que una zona de lanzamiento del generador de turbina eólica se puede posicionar para superponerse al menos con un generador fotovoltaico de la pluralidad de generadores fotovoltaicos; y una unidad de controlador configurada para: determinar puntos de ajuste de seguimiento solar para el campo de generadores fotovoltaicos, en el que los puntos de ajuste de seguimiento solar orientan una cara colectora para cada generador fotovoltaico hacia el Sol; en respuesta a la determinación de que el generador de turbina eólica es capaz de expulsar elementos de impacto aéreos a lo largo de una trayectoria hacia al menos un generador fotovoltaico, ajustar los puntos de ajuste de seguimiento solar para reposicionar la cara colectora fuera de la trayectoria para los elementos de impacto aéreos; y transmitir los puntos de ajuste a motores de seguimiento para los generadores fotovoltaicos del campo.

En un aspecto adicional de la presente invención, se proporciona una unidad de controlador, que comprende: un procesador; y una memoria, que incluye instrucciones que, cuando se realizan por el procesador, hacen que la unidad de controlador: determine los puntos de ajuste de seguimiento solar para un campo de generadores fotovoltaicos ubicados de manera conjunta con un generador de turbina eólica, en el que los puntos de ajuste de seguimiento solar orientan una cara colectora para cada generador fotovoltaico hacia el Sol; en respuesta a la determinación de que el generador de turbina eólica es capaz de expulsar elementos de impacto aéreos a lo largo de una trayectoria hacia al menos un generador fotovoltaico, ajustar los puntos de ajuste de seguimiento solar para reposicionar la cara colectora fuera de la trayectoria para los elementos de impacto aéreos; y transmitir los puntos de ajuste a motores de seguimiento para los generadores fotovoltaicos del campo.

Las características descritas anteriormente o a continuación pueden aplicarse o combinarse con cualquier aspecto de la presente invención.

Breve descripción de los dibujos

Para que la manera en la que las características mencionadas anteriormente de la presente divulgación puedan entenderse en detalle, una descripción más particular de la divulgación, brevemente resumida anteriormente, puede tenerse por referencia a realizaciones, algunas de las cuales se ilustran en los dibujos adjuntos. Debe observarse, sin embargo, que los dibujos adjuntos ilustran solo realizaciones a modo de ejemplo y, por lo tanto, no deben considerarse limitantes de su alcance, pueden admitir otras realizaciones igualmente efectivas.

La figura 1 ilustra una vista esquemática de un generador de turbina eólica a modo de ejemplo, según una o más realizaciones de la presente invención.

La figura 2 ilustra una vista esquemática de componentes típicos internos a un generador de turbina eólica, según una o más realizaciones de la presente invención.

Las figuras 3A-3C ilustran una vista esquemática de un generador fotovoltaico a modo de ejemplo, según una o más realizaciones de la presente invención.

La figura 4 es un diagrama de bloques de una unidad de controlador que puede usarse como controlador de generador o controlador de planta de energía, según una o más realizaciones de la presente invención.

La figura 5 es una vista esquemática de una planta de energía híbrida y un sistema de control a modo de ejemplo, según un ejemplo no cubierto por las reivindicaciones, pero útil para comprender la presente invención.

Las figuras 6A y 6B proporcionan visualizaciones para una zona de lanzamiento para un generador de turbina eólica, según una o más realizaciones de la presente invención.

La figura 7 es un esquema lógico para un controlador de campo para generadores fotovoltaicos, según una o más realizaciones de la presente invención.

La figura 8 es un diagrama de flujo de un método para ajustar puntos de ajuste fotovoltaicos para eventos de inclemencias meteorológicas, según una o más realizaciones de la presente invención.

La figura 9 es un diagrama de flujo de un método para optimizar puntos de ajuste fotovoltaicos y puntos de ajuste de turbina eólica para eventos de inclemencias meteorológicas, según una o más realizaciones de la presente invención.

Para facilitar la comprensión, se han usado números de referencia idénticos, donde sea posible, para designar elementos idénticos que son comunes a las figuras. Se contempla que los elementos y características de una realización pueden incorporarse beneficiosamente en otras realizaciones sin mención adicional.

Descripción detallada

La presente divulgación proporciona estrategias para optimización de salida de energía de una planta de energía solar/eólica híbrida durante inclemencias meteorológicas, que puede materializarse en sistemas, métodos, y productos de programas informáticos. Las estrategias de optimización discutidas pueden implementarse en uno o más de los generadores de turbina eólica (WTG), controladores de campo fotovoltaico (PV), o un controlador de planta de energía (PPC).

La figura 1 ilustra una vista esquemática de un WTG a modo de ejemplo 100. Aunque el WTG 100 se ilustra como una turbina eólica de eje horizontal, los principios y técnicas descritos en el presente documento pueden aplicarse a otras implementaciones de turbina eólica, tales como turbinas eólicas de eje vertical. El WTG 100 típicamente comprende una torre 102 y una góndola 104 ubicada en la parte superior de la torre 102. Un rotor 106 puede conectarse con la góndola 104 a través de un árbol de baja velocidad que se extiende fuera de la góndola 104. Como se muestra, el rotor 106 comprende tres palas de rotor 108 montadas en un buje común 110 que rotan en un plano de rotor, pero el rotor 106 puede comprender cualquier número adecuado de palas 108, tal como una, dos, cuatro, cinco, o más palas 108. Las palas 108 (o perfil(es) aerodinámico(s)) típicamente tienen cada una una forma aerodinámica con un borde de ataque 112 para orientarse hacia el viento, un borde de salida 114 en el extremo opuesto de una cuerda para las palas 108, una punta 116, y una raíz 118 para unirse al buje 110 de cualquier manera adecuada.

Para algunas realizaciones, las palas 108 pueden conectarse al buje 110 usando cojinetes de cabeceo 120, de tal manera que cada pala 108 puede hacerse rotar alrededor de un eje longitudinal respectivo para ajustar el cabeceo de la pala. El ángulo de cabeceo de una pala 108 con respecto al plano del rotor puede controlarse mediante actuadores lineales, actuadores hidráulicos, o motores paso a paso, por ejemplo, conectados entre el buje 110 y las palas 108.

La figura 2 ilustra una vista esquemática de componentes típicos internos a la góndola 104 y la torre 102 del WTG 100. Cuando el viento 200 incide sobre las palas 108, el rotor 106 rota y hace rotar un árbol de baja velocidad 202. Los engranajes en una caja de engranajes 204 convierten mecánicamente la baja velocidad de rotación del árbol de baja velocidad 202 en una velocidad de rotación relativamente alta de un árbol de alta velocidad 208 adecuado para generar electricidad usando un generador 206.

Un controlador 210 puede detectar la velocidad de rotación de uno o ambos del árbol de baja velocidad 202 y el árbol de alta velocidad 208. Si el controlador 210 determina que el/los árbol(es) están rotando demasiado rápido, el controlador 210 puede regular en cabeceo las palas fuera del viento o aumentando el par de fuerzas del generador 206 que ralentiza la rotación del rotor 106 (es decir, reduce las revoluciones por minuto (RPM)). Un sistema de frenado 212 puede evitar daños a los componentes del WTG 100 evitando que el buje 100 rote cuando el buje ya está en, o muy cerca, de parada. El controlador 210 también puede recibir entradas de un anemómetro 214 (proporcionando velocidad del viento) y/o una veleta 216 (que proporciona la dirección del viento). Basándose en la información recibida, el controlador 210 puede enviar una señal de control a una o más de las palas 108 para ajustar el cabeceo 218 de las palas 108. Ajustando el cabeceo 218 de las palas 108, la velocidad de rotación del rotor 106 (y, por lo tanto, los árboles 202, 208) puede aumentarse o disminuirse. Basado en la dirección del viento, por ejemplo, el controlador 210 puede enviar una señal de control a un conjunto que comprende un motor de guiñada 220 y un accionamiento de guiñada 222 para hacer rotar la góndola 104 con respecto a la torre 102, de tal manera que el rotor 106 puede posicionarse para estar más orientado (o, en ciertas circunstancias, menos) contra el viento.

Las figuras 3A-3C ilustran vistas esquemáticas de un generador fotovoltaico (PVG) a modo de ejemplo 300 (generador fotovoltaico), según realizaciones de la presente divulgación. El PVG 300 incluye una base 310 que posiciona un panel solar 320 lejos del suelo u otra superficie de montaje. Como se muestra en la figura 3A, el panel solar 320 incluye seis células solares rectangulares 330a-e (generalmente, células solares 330) definidas en una cara colectora 340 en una disposición rectangular. La cara colectora 340 se representa como sustancialmente plana, pero también son posibles otras configuraciones de la cara colectora 340. Además, el panel solar 320 puede incluir cualquier número alternativo adecuado de células solares 330, tal como una, dos, tres, cuatro, cinco, o más células solares 330 de diversas formas (por ejemplo, hexagonal, circular, triangular) en diversas disposiciones, ya sea repetitivas o no repetitivas.

Las células solares 330 generan electricidad a partir de luz incidente, ya sea en un lado de la superficie o en ambos lados, a través del efecto fotovoltaico. En algunas realizaciones, las células solares 330 absorben la luz incidente, que excita un portador de carga en una matriz de material de la célula solar 330 a un estado de energía más alto para producir así un diferencial de voltaje y, de ese modo, electricidad.

Se proporciona un motor de seguimiento 350 para ajustar cómo se orienta la cara colectora 340 en relación con el Sol y otros objetos en el entorno. En diversas realizaciones, el motor de seguimiento 350 ajusta el plano en el que la cara colectora 340 está orientada por uno o más de: subir/bajar la célula solar 330 en relación con la superficie de montaje, y regular en guiñada, regular en cabeceo, o regular en alabeo la cara colectora 340 en uno o más ejes de rotación. En algunas realizaciones, puede omitirse la posición del PVG 300 es estáticamente fija, y el motor de seguimiento 350. El motor de seguimiento 350 ajusta el plano en el que la cara colectora 340 está orientada con respecto al Sol según diversos puntos de ajuste. En varias realizaciones, los puntos de ajuste cambian con el transcurso del día de modo que el motor de seguimiento 350 hace que la cara colectora 340 siga el Sol en el cielo y presente tanta área de superficie de la cara colectora 340 como sea posible libre de sombras y perpendicular al Sol para optimizar de ese modo el área de superficie disponible para recoger luz.

La figura 3B ilustra una segunda vista del PVG 300 en la que es visible una cara trasera 390 del panel solar 320. A diferencia de la cara colectora 340, que es opuesta a la cara trasera 390, la cara trasera 390 carece de células solares 330. En su lugar, la cara trasera 390 puede incluir varios actuadores, elementos hidráulicos, articulaciones, y otras características de control 360 que el motor de seguimiento 350 usa para impartir orientación al panel solar 320 según los puntos de ajuste. La cara trasera 390, debido a la falta de células solares 330 sobre la misma, es menos susceptible al daño por los elementos de impacto 370 que golpean la cara trasera 390 que la cara colectora 340. Además, parte o la totalidad de la cara trasera 390 puede estar construida de materiales que son más resistentes que los de la cara colectora 340.

Como se ilustra en la figura 3B, el elemento de impacto 370 es una bola que sigue una trayectoria inicial 380 y rebota en la cara trasera 390. En diversas realizaciones, los puntos de ajuste aplicados al PVG 300 posicionan la cara trasera 390 para recibir los elementos de impacto 370 para evitar o reducir las posibilidades de que los elementos de impacto 370 golpeen la cara colectora 340. En otras realizaciones, los puntos de ajuste aplicados al PVG 300 posicionan la cara colectora 340 para optimizar la cantidad de luz solar recogida por las células solares 330 mientras se reduce la fuerza esperada de los elementos de impacto 370 que golpean la cara colectora 340.

Por ejemplo, la figura 3C ilustra la cara colectora 340 posicionada en relación con la trayectoria 380 para reducir la fuerza impartida por el elemento de impacto 370 a las células solares 330 en el caso de que el elemento de impacto 370 golpee la cara colectora 340. En diversas realizaciones, el motor de seguimiento 350 puede no ser capaz de posicionar la cara trasera 390 para desviar los elementos de impacto 370 (por ejemplo, en un eje fijo o un PVG ajustable de un solo eje 300), o la fuerza esperada de los elementos de impacto 370 cae por debajo de un umbral de impacto que las células solares 330 pueden recibir la fuerza impartida sin sufrir daños. En tales realizaciones, el motor de seguimiento 350 posiciona la cara colectora 340 en un ángulo oblicuo o paralelo con respecto a la trayectoria 380 de modo que si el elemento de impacto 370 golpea la cara colectora 340, se transfiere menos energía cinética desde el elemento de impacto 370 al PVG 300 que si el elemento de impacto 370 golpeara directamente la cara colectora 340 (por ejemplo, cuando la trayectoria es perpendicular a la cara colectora 340). En algunas realizaciones, el motor de seguimiento 350 mueve la cara colectora 340 a una posición optimizada que garantiza que la fuerza esperada impartida por los elementos de impacto potenciales 370 cae por debajo del umbral de impacto para las células solares 330 (o un margen de seguridad de las mismas), pero de otro modo maximiza la cantidad de luz solar recogida por las células solares 330 que funcionan en un evento meteorológico que produce elementos de impacto aéreos 370.

Aunque los elementos de impacto 370 se ilustran como una bola en la figura 3B y la figura 3C, los elementos de impacto 370 también pueden incluir hielo (expulsado desde las estructuras por encima del PVG 300), y otros residuos capaces de golpear el PVG 300.

La figura 4 es un diagrama de bloques de una unidad de controlador 400 que puede usarse en uno o más de un WTG 100, un PVG 300 (para uno o más PVG 300), o un PPC para controlar varias unidades de generador en una planta de energía, según una o más realizaciones. La unidad de controlador 400 incluye uno o más procesadores informáticos 410 y una memoria 420. El uno o más procesadores 410 representan cualquier número de elementos de procesamiento que cada uno puede incluir cualquier número de núcleos de procesamiento. La memoria 420 puede incluir elementos de memoria volátiles (tales como memoria de acceso aleatorio), elementos de memoria no volátiles (tales como almacenamiento de estado sólido, magnético, óptica, o basado en memoriaflash),y combinaciones de los mismos. Además, la memoria 420 se puede distribuir a través de diferentes medios (por ejemplo, almacenamiento en red o discos duros externos).

Como se muestra, el uno o más procesadores 410 están acoplados comunicativamente con un sistema de comunicación 430 para enviar/recibir comunicación a través de cables de fibra óptica, cables eléctricos, y/o señales de radio con diversos sensores 450, motores 460, y otras unidades de control 400. En algunas realizaciones, los diversos sensores 450 y motores 460 están conectados a las unidades de generador bajo el control de la unidad de controlador 400. En otras realizaciones, los diversos sensores 450 son independientes de las unidades de generador bajo el control de la unidad de controlador 400. Por ejemplo, una unidad de controlador 400 en control de varios PVG 300 puede enviar puntos de ajuste a los diversos motores 460 de esos PVG 300 (por ejemplo, un motor de seguimiento 350) y recibir datos de sensor a partir de varios sensores de nivel de luz, nivel de voltaje/corriente, temperatura y posicionales asociados con esos PVG 300, pero también puede recibir datos de sensor a partir de sensores 450 asociados con WTG 100 y otros PVG 300 que no están bajo el control de la unidad de controlador 400 y sensores no asociados con una unidad de generador.

La memoria 420 puede incluir una pluralidad de “módulos” para realizar diversas funciones descritas en el presente documento. En una realización, cada módulo incluye código de programa que es ejecutable por uno o más de los procesadores 410. Sin embargo, otras realizaciones pueden incluir módulos que se implementan parcial o totalmente en hardware (es decir, circuitería) o firmware. La memoria 420 incluye un módulo de puntos de ajuste 440 que permite que la unidad de controlador 400 optimice los puntos de ajuste en los que las diversas unidades de generador en comunicación con la unidad de controlador 400 se hacen funcionar durante inclemencias meteorológicas como se describe en la presente divulgación. En algunas realizaciones, el módulo de puntos de ajuste 440 está precargado con puntos de ajuste para las unidades de generador asociadas (es decir, los WTG 100 y los PVG 300) para su uso en respuesta a la determinación de que uno o más PVG 300 están en riesgo de ser golpeados por residuos potenciales expulsados desde un WTG 100. En algunas realizaciones, el módulo de puntos de ajuste 440 calcula, basándose en datos recibidos de sensores de viento, sensores de temperatura, y los sensores meteorológicos, puntos de ajuste para las unidades de generador basándose en las condiciones meteorológicas actuales. Por ejemplo, en respuesta a la detección de granizos que se desplazan del oeste a este, el módulo de puntos de ajuste 440 identifica puntos de ajuste que posicionan los PVG 300 para tener las caras colectoras 340 orientadas hacia el este (es decir, para posicionar la cara trasera 390 para bloquear los elementos de impacto 370), mientras que en respuesta a la detección de granizos que se desplazan de este a oeste, el módulo de puntos de ajuste 440 posiciona los PVG 300 para tener las caras colectoras 340 orientadas hacia el oeste.

La figura 5 es una vista esquemática de una planta de energía híbrida y un sistema de control 500 a modo de ejemplo, según una o más realizaciones de la presente invención. La planta de energía híbrida 500 ilustrada incluye un primer WTG 100a, un segundo WTG 100b, y nueve PVG 300a-i. Como se ilustra, el primer WTG 100a se controla por un primer controlador de WTG 510a (generalmente, el controlador de WTG 510) y el segundo WTG se controla por un segundo controlador de WTG 510b. Un primer controlador de campo 520a (generalmente, el controlador de campo 520) controla los PVG 300a-c, un segundo controlador de campo 520b controla los PVG 300d-f, y un tercer controlador de campo 520c controla los PVG 300g-i. Aunque dos WTG 100 y nueve PVG 300 (organizados en tres campos de tres PVG 300 cada uno) se muestran en la figura 5, una planta de energía híbrida 500 puede incluir más o menos de cada elemento y puede organizarse en agrupaciones diferentes de las ilustradas.

Cada uno de los controladores de WTG 510, controladores de campo 520, y PPC 530 son implementaciones de unidades de control 400 usadas para gestionar y controlar diferentes porciones de la planta de energía híbrida 500 y formar el sistema de control general para la planta de energía híbrida. Los controladores de WTG 510 gestionan los puntos de ajuste de los WTG 100 asociados; estableciendo los ángulos de las góndolas 104 y las palas 180, velocidades de rotación, tiempos de cambio, niveles de salida de potencia (por ejemplo, equilibrio activo/reactivo), si los sistemas suplementarios tales como los sistemas de descongelación están activos, etc. Los controladores de campo 520 gestionan los puntos de ajuste de los PVG asociados 300, estableciendo las alturas y ángulos de los paneles solares 320, y si los sistemas suplementarios están activos. En diversas realizaciones, el PPC 530 gestiona los controladores de WTG 510 y los controladores de campo 520 basándose en la demanda de potencia de una red eléctrica, condiciones meteorológicas, y entrada de usuario. En algunas realizaciones, el PPC 530 usa una arquitectura de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) para gestionar entradas recibidas de los otros diversos controladores, entradas de un operador de red o gestor de planta de energía, y los datos recibidos de fuentes externas (por ejemplo, datos de pronóstico) y sensores asociados con la planta de energía.

Como se ilustra en la figura 5, el primer WTG 100a incluye un primer sensor de granizo 540a (generalmente, el sensor de granizo 540) y el segundo WTG 100b incluye un segundo sensor de granizo 540b. Los sensores de granizo 540 están instalados en la parte superior de los respectivos WTG 100 a una primera altura 560 por encima del suelo. En comparación, los PVG 300 se extienden una segunda altura 570 por encima del suelo, y una distancia entre generadores 580 se define como la diferencia entre la primera altura<5 6 0>y la segunda altura 570. En realizaciones en las que el nivel del suelo es irregular, o los PVG 300 son otro modo variables en altura, la segunda altura 570 puede calcularse como la altura disponible más alta dentro de un campo de los PVG 300 o como una altura promedio dentro de un campo de los PVG 300.

Usando datos recopilados de los sensores de granizo 540, la planta de energía híbrida 500 es capaz de detectar eventos de inclemencias meteorológicas que incluyen o producen posibles elementos de impacto 370. La distancia entre generadores 580 permite tiempo suficiente para reaccionar a la detección de elementos de impacto 370 y proteger los PVG 300 de los elementos de impacto. Por ejemplo, la velocidad de un granizo que cae está típicamente entre 9 metros por segundo (m/s) y 48 m/s (basándose al menos en parte en el diámetro del granizo), y un sensor de granizo 540 ubicado a una primera altura 560 de 90 m o más por encima del suelo, tal como en la parte superior de un WTG 100, puede proporcionar un aviso de anticipación de aproximadamente dos segundos (o más), durante el cual la posición de los<p>V<g>300 puede ajustarse para reorientar los paneles solares 320 para evitar o mitigar el daño a las células solares 330 de los elementos de impacto aéreos entrantes 370. En diversas realizaciones, el aviso de anticipación para ajustar la posición de un PVG 300 se denomina tiempo de alerta, que indica el tiempo entre la detección del elemento de impacto aéreo 370 y cuando el elemento de impacto aéreo 370 se calcula para alcanzar el PVG 300.

Dependiendo de la disposición de la planta de energía híbrida 500 y las distancias entre los WTG 100, los PVG 300, los controladores de WTG 510, los controladores de campo 520, y el PPC 530, un operador puede emplear uno de los tres esquemas de control para usar la advertencia de anticipación proporcionada por los sensores de granizo 540 para proteger los PVG 300. En diversas realizaciones, los sensores de granizo 540 pueden aumentarse o reemplazarse por otros tipos de sensores (por ejemplo, LIDAR, termómetros, barómetros) o datos de pronóstico meteorológico avanzados.

En un primer esquema, un controlador de WTG 510 recibe los datos del sensor de granizo 540 asociados con el WTG 100 y alimenta de manera anticipada las determinaciones relacionadas con los elementos de impacto aéreos 370 (por ejemplo, tamaño, velocidad, dirección) a uno o más de los controladores de campo 520 para proteger los PVG asociados 300. Debido a la proximidad de los sensores de granizo 540 con respecto a los controladores de WTG 510, el primer esquema ofrece un tiempo de respuesta más rápido para campos que están cerca del WTG asociado 100, pero comparativamente más lejos del PPC 530.

En un segundo esquema, un PPC 530 recibe los datos de uno o más de los sensores de granizo asociados 540 con los WTG 100 y alimenta de manera anticipada las determinaciones relacionadas con los elementos de impacto aéreos 370 (por ejemplo, tamaño, velocidad, dirección) a uno o más de los controladores de campo 520 para proteger los PVG asociados 300. Debido a que el PPC 530 recibe datos de varios controladores de WTG 510, el segundo esquema ofrece ventajas en plantas de energía híbridas 500 que incluyen relativamente pocos WTG 100 o sensores de granizo 540 (o relativamente pocos WTG 100 que están cerca de los PVG 300) o campos más grandes de los PVG 300. Por ejemplo, una planta de energía híbrida 500 extendida sobre un área grande puede usar determinaciones de sensores de granizo 540 en un primer lado de la planta de energía híbrida 500 para proporcionar tiempo adicional para reposicionar los PVG 300 en un segundo lado de la planta de energía híbrida 500; potencialmente antes de que los sensores de granizo 540 en el segundo lado detecten elementos de impacto aéreos 370.

En un tercer esquema, los sensores de granizo 540 alimentan las determinaciones relacionadas con los elementos de impacto aéreos 370 (por ejemplo, tamaño, velocidad, dirección) directamente a uno o más de los controladores de campo 520 para proteger los PVG asociados 300. En algunas realizaciones, un controlador de campo 520 recibe entradas de múltiples sensores de granizo 540, y pondera las determinaciones relacionadas con los elementos de impacto aéreos 370 basándose en la proximidad de cada sensor de granizo 540 al campo de los PVG 300 asociados con el controlador de campo 520. Por ejemplo, un primer controlador de campo 520a que recibe datos de sensor de un primer sensor de granizo 540a y un segundo sensor de granizo 520b que está más alejado del campo de los PBG 300 que el primer sensor de granizo 540a (como se muestra en la figura 5) hace mayor énfasis en los datos del primer sensor de granizo 540a. Por el contrario, un segundo controlador de campo 520b que recibe datos de sensor de un primer sensor de granizo 540a y un segundo sensor de granizo 540b que son sustancialmente equidistantes del campo de los PVG 300 (como se muestra en la figura 5) pone igual énfasis en los datos del primer sensor de granizo 540a y el segundo sensor de granizo 540b.

En diversas realizaciones, una planta de energía híbrida 500 emplea uno o más de uno de los esquemas de control descritos en el presente documento para diferentes sectores de la planta de energía híbrida 500 dependiendo del número y la disposición de las unidades de generador en la planta de energía híbrida 500.

Las figuras 6A y 6B proporcionan visualizaciones para una zona de lanzamiento 610 para un WTG 100, según realizaciones de la presente divulgación. Como se ilustra en las figuras 6A y 6B, a medida que el WTG 100 se reorienta en relación con el viento para generar potencia, la zona de lanzamiento 610 también se reorienta. En la figura 6A, la zona de lanzamiento 610 no interseca con un PVG 300, mientras que en la figura 6B, la zona de lanzamiento 610 interseca con un PVG 300 cuando el WTG 100 se reorienta.

Una zona de lanzamiento 610 define una región en la que se espera que hielo u otros residuos que se acumulan sobre las palas 108 y otras superficies del WTG 100 o golpean cinéticamente el WTG 100 (por ejemplo, una pala 108 “que batea” un granizo) aterricen cuando se expulsan o rebotan desde el WTG 100. Cualquier residuo expulsado desde el WTG 100 puede retirar varias trayectorias del WTG 100. La distancia que la zona de lanzamiento 610 se extiende desde el WTG 100, y el área que cubre la zona de lanzamiento 610 varía basándose en el estado de funcionamiento del WTG 100. Por ejemplo, la distancia máxima que pueden lanzarse residuos cuando el WTG 100 está en funcionamiento puede ser mayor que cuando el WTG 100 está inactivo o no está funcionando. Por ejemplo, la distancia que los residuos desplazados pueden expulsarse cuando el WTG 100 está funcionando puede definirse según la fórmula 1, mientras que la distancia que los residuos expulsados pueden desplazarse cuando el WTG 100 no está funcionando puede definirse según la fórmula 2. En las fórmulas 1 y 2, d representa la distancia de desplazamiento máxima de residuos, D el diámetro del rotor, H la altura del buje desde el cual se extienden las palas 108, y v la velocidad del viento a la altura del buje.

d = 1,5 * (D+H) [Fórmula 1] ;;d = v * (H D/2) /15 [Fórmula 2]

Una zona de lanzamiento 610 puede dividirse adicionalmente en varias regiones basándose en la probabilidad de que los residuos aterricen en esa región o la fuerza de impacto esperada de residuos expulsados sobre objetos dentro de esa región, y el límite que define la zona de lanzamiento 610 puede constituir una probabilidad predefinida de que los residuos expulsados desde el WTG 100 caigan dentro de la zona de lanzamiento 610 con una certeza den%. En las figuras 6A y 6B, la zona de lanzamiento 610 define una región generalmente paralela a las palas 108, pero la forma y el tamaño de la zona de lanzamiento 610 pueden cambiar basándose en la velocidad del viento, dirección del viento, tamaño de residuo, velocidad de turbina, y tipo de residuo.

La figura 7 es un esquema lógico para un controlador de campo 520 para uno o más PVG 300, según realizaciones de la presente divulgación. El controlador de campo 520 usa datos proporcionados por uno o más sensores o controladores para señalizar al motor(es) de seguimiento 350 de los PVG asociados 300 los puntos de ajuste con respecto a cómo se deben orientar los PVG 300 en el entorno. Un controlador de seguimiento 710 recibe puntos de ajuste de seguimiento para optimizar la posición de los PVG 300 para recoger la luz solar en una hora dada del día/año para generar de ese modo tanta energía como sea posible para la posición dada del Sol. En diversas realizaciones, un bloque de cálculo de incidencia 720 y un controlador de alimentación de manera anticipada de elemento de impacto 730 afectan a los puntos de ajuste utilizados para los PVG 300 para proteger los PVG 300 de elementos de impacto potencialmente dañinos durante inclemencias meteorológicas mientras se optimiza la salida de potencia de esos PVG 300 en vista de las inclemencias meteorológicas.

El bloque de cálculo de incidencia 720 recibe los puntos de ajuste de uno o más WTG 100 que tienen zonas de lanzamiento 610 que potencialmente se superponen o interceptan uno o más PVG 300 que controla el controlador de campo 520. Dependiendo de las posiciones de los WTG 100 con respecto a los PVG 300, el ángulo/orientación/velocidad de los WTG 100, y condiciones meteorológicas, el bloque de cálculo 720 puede no tener salida, o puede producir puntos de ajuste que anulen los puntos de ajuste de maximización de generación de potencia usados generalmente por los PVG 300. Durante condiciones en las que pueden acumularse residuos en los WTG 100, el bloque de cálculo de incidencia 720 usa los puntos de ajuste de los WTG 100 para determinar puntos de ajuste para aquellos PVG 300 que mitigan la posibilidad de dañar los PVG 300 si los residuos se expulsaron de aquellos WTG 100. Por ejemplo, cuando se detecta acumulación de hielo sobre las palas 108 de un WTG 100 y un sistema de descongelación está activo (o la temperatura/velocidad angular es suficiente para expulsar el hielo acumulado), el bloque de cálculo de incidencia 720 puede anular los puntos de ajuste de maximización de generación de potencia para los PVG 300 con puntos de ajuste calculados para optimizar el ángulo de incidencia para la cara colectora 340 para evitar daños por los posibles residuos. Por ejemplo, la cara colectora 340 de los PVG 300 puede hacerse rotar lejos del WTG 100, independientemente de la posición del Sol, para presentar elementos de los PVG 300 que son más resistentes o más robustos a impactos que las células solares 330 hacia el WTG 100 de modo que cualquier residuo potencial del WTG 100 no dañe las células solares 330.

En algunas realizaciones, el controlador de campo 520 incluye un controlador de alimentación de manera anticipada de elemento de impacto 730, mientras que en otras realizaciones, el controlador de campo 520 recibe la entrada desde un controlador de alimentación de manera anticipada de elemento de impacto 730 implementado en un controlador de WTG 510 o un PPC 530. El controlador de alimentación de manera anticipada de elemento de impacto 730 recibe datos de elemento de impacto aéreos, tal como del sensor de granizo 540, y determina si y cómo ajustar los puntos de ajuste de los PVG 300 para recoger luz solar durante un evento meteorológico que produce elementos de impacto aéreos (por ejemplo, granizos, cenizas, ramas volantes). Por ejemplo, cuando el granizo se detecta por un sensor de granizo 540 en la parte superior de un WTG 100, el controlador de alimentación de manera anticipada de elemento de impacto puede ajustar las señales de control enviadas desde el controlador de seguimiento 710 al motor de seguimiento 350 para optimizar el ángulo de incidencia para la cara colectora 340 para evitar daños de los elementos de impacto detectados. Por ejemplo, la cara colectora 340 de los PVG 300 se hace rotar en sentido contrario de la dirección de desplazamiento de granizos, están presentes elementos de los PVG 300 que son más resistentes o más robustos a impactos que las células solares 330 hacia el WTG 100 de modo que ningún elemento de impacto aéreo dañe las células solares 330. En otro ejemplo, las caras colectoras 340 de los PVG 300 se disponen en ángulo de manera que ningún impacto del detector se acumule sobre las células solares 330; preservando la capacidad de las células solares 330 para recoger luz solar.

El motor de seguimiento 350 proporciona retroalimentación sobre la posición impartida al PVG asociado 300 y la velocidad a la que el PVG 300 está moviéndose a los puntos de ajuste designados por el controlador de campo 520. A medida que cambian las condiciones, (por ejemplo, ya no se detecta hielo sobre el WTG 100, el granizo ha cesado, el granizo ha cambiado de tamaño/velocidad/intensidad), el controlador de campo 520 puede ajustar las posiciones actuales de los PVG 300 en consecuencia.

La figura 8 es un diagrama de flujo de un método 800 para ajustar puntos de ajuste fotovoltaicos para eventos de inclemencias meteorológicas, según realizaciones de la presente divulgación. Los eventos de inclemencias meteorológicas incluyen condiciones en las que se puede formar hielo sobre los WTG 100 o elementos de impacto aéreos (por ejemplo, granizos, cenizas volcánicas, hojas sopladas/ramas pequeñas/troncos) se han detectado por varios sensores. El método 800 se encuentra en el bloque 810, donde el controlador de campo 520 para un campo de los PVG 300 determina los puntos de ajuste de seguimiento solar para ese campo de los PVG 300. En diversas realizaciones, los puntos de ajuste de seguimiento solar especifican los ángulos en los que las caras colectoras 340 de los PVG 300 en un campo se posicionan en varios momentos para orientarse hacia el Sol y, por lo tanto, seguir el Sol y producir la salida de potencia potencial máxima durante un tiempo dado durante condiciones óptimas (por ejemplo, no durante inclemencias meteorológicas, cobertura de nubes por debajo de un umbral dado). En diversas realizaciones, cada PVG 300 en un campo particular se establece en el mismo ángulo que los otros PVG 300 en ese campo basándose en los puntos de ajuste de seguimiento solar. En diversas realizaciones, los puntos de ajuste de seguimiento solar ajustan los PVG 300 para que sean perpendiculares (o lo más perpendiculares posible para los grados de libertad disponibles para los pVg 300) a los rayos de luz solar basándose en la posición del Sol en el cielo en un momento particular.

En el bloque 820, el controlador de campo 520 determina si al menos un PVG 300 en el campo asociado está dentro de una zona de lanzamiento 610 para al menos un WTG 100. El método 800 avance al bloque 830 en respuesta a la determinación de que un PVG 300 está dentro de la zona de lanzamiento 610, y al bloque 840 en respuesta a la determinación de que no hay PVG 300 dentro de la zona de lanzamiento 610. En diversas realizaciones, el controlador de campo 520 determina que no hay PVG 300 en la zona de lanzamiento 610 hasta que el WTG 100 detecte la acumulación de hielo u otros residuos.

En el bloque 830, el controlador de campo 520 determina si y cómo ajustar los puntos de ajuste de seguimiento solar a partir de los puntos de ajuste de maximización de generación de potencia para reposicionar la cara colectora 340 para mitigar el riesgo de que residuos potenciales expulsados desde el WTG 100 dañen las células solares 330. En algunas realizaciones, cuando el controlador de campo 520 determina que el rango de movimiento para los PVG 300 es insuficiente o incapaz de reposicionar la cara colectora 340 para mitigar el daño potencial, el controlador de campo 520 determina que se dejen los puntos de ajuste de seguimiento solar como se determina en el bloque 810. En algunas realizaciones, el controlador de campo 520 establece los puntos de ajuste de seguimiento solar para mover la cara colectora 340 de tal manera que las células solares 330 se orienten lejos del WTG 100 u oblicuas a la trayectoria esperada que los residuos potenciales pueden desplazarse desde el WTG 100 para evitar daños a las células solares 330.

En diversas realizaciones, el controlador de campo 520 ajusta los puntos de ajuste para cada PVG 300 en el campo asociado, mientras que en otras realizaciones, el controlador de campo 520 ajusta los puntos de ajuste para un subconjunto de los PVG 300 en el campo asociado. Por ejemplo, en respuesta a la determinación de que un primer PVG 300a está en la zona de lanzamiento 610 de un WTG 100 y un segundo PVG 300b no está en la zona de lanzamiento 610, un controlador de campo 520 para el campo que incluye el primer PVG 300a y el segundo PVG 300b puede ajustar los puntos de ajuste para el primer PVG 300a y dejar el segundo PVG 300b establecido en los puntos de ajuste originales para seguir el Sol. En otro ejemplo, en respuesta a la determinación de que un primer PVG 300a está en una zona de lanzamiento 610 de un primer WTG 100a y un segundo PVG 300b está en la zona de lanzamiento 610 para un segundo WTG 100b, un controlador de campo 520 para el campo que incluye el primer PVG 300a y el segundo PVG 300b puede ajustar individualmente los puntos de ajuste para el primer pVg 300a y el segundo PVG 300b para evitar daños por posibles residuos de los respectivos WTG 100 cuyas zonas de lanzamiento 610 están ocupadas por los PVG individuales 300.

En el bloque 840, el controlador de campo 520 determina si se ha detectado un evento de elemento de impacto aéreo. Un evento de elemento de impacto aéreo incluye eventos meteorológicos que producen elementos de impacto aéreos 370 (por ejemplo, tormentas de granizo, tormentas de arena, tornados) así como eventos meteorológicos que producen condiciones de formación de hielo sobre los WTG 100 (por ejemplo, condiciones de lluvia escarchada, tormentas de nieve, congelación en entornos húmedos). En diversas realizaciones, el controlador de campo 520 determina que se produce un evento de elemento de impacto aéreo cuando se producen diversas condiciones propicias para, o indicativas de, formación de elementos de impacto se notifican (por ejemplo, a través de sensores de entorno que proporcionan datos relacionados con la humedad, temperatura, precipitación, etc.; un pronóstico meteorológico), sensores de detección de hielo asociados con un WTG 100 que indican la formación de hielo sobre el WTG 100 (midiendo la masa de las palas 108, frecuencia de rotación, rendimiento del generador), o se detectan elementos de impacto reales 370 (por ejemplo, a través de un sensor de granizo 540). El método 800 avanza al bloque 850 en respuesta a la detección de un evento de elemento de impacto aéreo, y puede avanzar al bloque 860 en respuesta a no detectar un evento de elemento de impacto aéreo.

En el bloque 850, el controlador de campo 520 determina si y cómo ajustar los puntos de ajuste de seguimiento solar a partir de los puntos de ajuste de maximización de generación de potencia (del bloque 810) o los puntos de ajuste de minimización de residuos (del bloque 830) para reposicionar la cara colectora 340 para mitigar el riesgo de que los elementos de impacto aéreos 370 dañen las células solares 330. En algunas realizaciones, cuando el controlador de campo 520 determina que el rango de movimiento para los PVG 300 es insuficiente o incapaz de reposicionar la cara colectora 340 para mitigar el daño potencial, el controlador de campo 520 determina que se dejen los puntos de ajuste de seguimiento solar como se determina en el bloque 810 o el bloque 830. En algunas realizaciones, el controlador de campo 520 establece los puntos de ajuste de seguimiento solar para mover la cara colectora 340 de tal manera que las células solares 330 se orienten fuera de la trayectoria esperada 380 que están recorriendo los elementos de impacto aéreos 370 detectados. En algunas realizaciones, la cara colectora 340 se orienta fuera de la trayectoria 380 reorientando la cara colectora 340 a sotavento con respecto a la trayectoria 380; colocando la cara trasera 390 en la trayectoria 380. En algunas realizaciones, la cara colectora 340 se orienta fuera de la trayectoria 380 reorientando la cara colectora 340 para que sea oblicua con respecto a la trayectoria 380; dejando la cara colectora 340 potencialmente expuesta a los elementos de impacto aéreos 370, pero reduciendo la fuerza potencial de impacto de los elementos de impacto aéreos 370 en comparación con dejar la cara colectora 340 perpendicular a la trayectoria 380.

En el bloque 860, el controlador de campo 520 transmite los puntos de ajuste a los motores de seguimiento 350 de los PVG 300 en el campo asociado. Al recibir los puntos de ajuste, los motores de seguimiento 350 ajustan la posición de los diversos componentes de los PVG asociados 300. En diversas realizaciones, los puntos de ajuste son los puntos de ajuste de seguimiento solar determinados por el bloque 810, mientras que en otras realizaciones las determinaciones de un PVG 300 que está en la zona de lanzamiento 610 o un evento de elemento de impacto aéreo detectado hacen que el controlador de campo 520 ajuste los puntos de ajuste de uno o más PVG 300 a nuevas posiciones para mitigar el potencial de que elementos de impacto dañen las células solares 330 del uno o más PVG 300. Entonces el método 800 puede concluir.

La figura 9 es un diagrama de flujo de un método 900 para optimizar los puntos de ajuste fotovoltaicos y los puntos de ajuste de turbina eólica para eventos de inclemencias meteorológicas, según realizaciones de la presente divulgación. Cada WTG 100 y cada PVG 300 que usan puntos de ajuste ajustados según el método 900 comienza con puntos de ajuste de seguimiento del viento y puntos de ajuste de seguimiento del Sol (respectivamente) establecidos para generar una cantidad máxima de energía para las condiciones actuales para la planta de energía híbrida 500. Por ejemplo, un WTG 100 usa puntos de ajuste de seguimiento de viento establecidos para posicionar las palas 108 para generar hasta la potencia nominal para el WTG 100 basándose en la velocidad y dirección actuales del viento, y un PVG 300 usa puntos de ajuste de seguimiento del Sol establecidos para posicionar la cara colectora 340 del PVG 300 lo más perpendicular posible al Sol para recoger tanta luz solar como sea posible para una posición dada del Sol en el cielo.

En el bloque 910, una unidad de controlador 400 identifica un PVG 300 en la trayectoria 380 de un potencial o elemento de impacto detectado 370. En una realización, la trayectoria 380 se determina basándose en una zona de lanzamiento 610 que se superpone con el PVG 300. En una realización, la trayectoria 380 se basa en una velocidad del viento, dirección del viento, y el tamaño de los elementos de impacto aéreos 370 producidos por un evento meteorológico (por ejemplo, tormenta de granizo, tormenta de arena, tornado, huracán).

En el bloque 920, la unidad de controlador 400 determina si el PVG 300 se puede reposicionar de modo que la cara colectora 340 del PVG 300 se pueda reorientar para mover la cara colectora 340 para reducir una fuerza de impacto esperada del elemento de impacto aéreo 370 a la cara colectora. Dependiendo de los grados de libertad de movimiento para el PVG 300 y la trayectoria 380 de los elementos de impacto potenciales o detectados 370, el PVG 300 puede ser incapaz de mover la cara colectora 340 de modo que se pueda reducir la fuerza de impacto. Por ejemplo, si el PVG 300 tiene una posición fija, la unidad de controlador 400 determina que el PVG 300 no puede reposicionarse. En otro ejemplo, si el PVG 300 es ajustable en un eje, la unidad de controlador 400 determina que el PVG 300 puede reposicionarse si el eje permite que el PVG 300 pivote en relación con la trayectoria 380, y determina que el PVG 300 no puede reposicionarse si el eje no permite que el PVG 300 pivote en relación con la trayectoria 380.

En el bloque 930, la unidad de controlador 400 determina un punto de ajuste optimizado para el PVG 300 que orienta la cara colectora 340 del PVG 300 de tal manera que se maximiza una generación de potencia esperada del PVG 300 cuando la cara colectora 340 se reposiciona para reducir la fuerza esperada del elemento de impacto aéreo 370 por debajo de un umbral de impacto. Cuando la unidad de controlador 400 determina que el PVG 300 puede reposicionarse en el bloque 920, el bloque 930 comienza con el bloque secundario 931, donde la unidad de controlador determina un punto de ajuste de mitigación para el PVG 300. Dicho de otra manera, del punto de ajuste de mitigación indica la posición a la que se puede mover el PVG 300, que permite que el PVG 300 genere la mayor potencia, pero también garantiza que el PVG 300 esté protegido simultáneamente de los elementos de impacto 370 que golpean la cara colectora 340 con una fuerza potencialmente dañina. Por ejemplo, para dos o más puntos de ajuste de mitigación candidatos que se determinan para proteger la cara colectora 340 de impactos por encima de una fuerza dada, la unidad de controlador 400 selecciona el candidato en el que se calcula que el pVg 300 produce la mayor potencia. En otro ejemplo, para dos o más puntos de ajuste de mitigación candidatos que se determinan para producir la misma potencia, la unidad de controlador 400 selecciona el candidato en el que se calcula que el PVG 300 está sometido a impactos en el nivel de fuerza más bajo.

Cuando la unidad de controlador 400 determina que el PVG 300 puede reposicionarse en el bloque 920 o después de determinar el punto de ajuste de mitigación por bloque secundario 931, en el bloque secundario 932, la unidad de controlador 400 determina si el PVG 300 está en la trayectoria 380 de los elementos de impacto 370 debido a estar en una zona de lanzamiento 610 de un WTG 100.

Cuando se determina que el PVG 300 no está en una zona de lanzamiento 610, el método 900 avanza al bloque secundario 943 del bloque 940. Cuando se determina que el PVG 300 está en una zona de lanzamiento 610, el bloque 930 avanza al bloque secundario 933, donde la unidad de controlador 400 determina un punto de ajuste de evitación para el WTG 100 que mueve la zona de lanzamiento 610 para que no se superponga con el PVG 300. En diversas realizaciones, el punto de ajuste de evitación mueve la zona de lanzamiento<6 1 0>ajustando uno o más de: un ángulo de cabeceo del WTG 100, un ángulo de guiñada del WTG 100, una velocidad de rotación de las palas 108 de WTG 100, etc. En realizaciones donde no es posible mover la zona de lanzamiento 610 para evitar superponer el PVG 300 (por ejemplo, WTG de posición fija 100, PVG 300 posicionado en una zona de lanzamiento constante 610), el punto de ajuste de evitación puede permanecer como el punto de ajuste de seguimiento del viento o establecerse en otro punto de ajuste que minimice la fuerza o la probabilidad de expulsar residuos desde el WTG 100.

El método 900 avanza del bloque secundario 933 al bloque secundario 934, donde la unidad de controlador 400 determina si ajustar los puntos de ajuste del WTG 100 o los puntos de ajuste del PVG 300 da como resultado una mayor reducción en la producción de potencia.

En el bloque 940, la unidad de controlador 400 señaliza al motor de seguimiento 350 que posicione el generador fotovoltaico 300 según el punto de ajuste optimizado determinado en el bloque 930. En diversas realizaciones, la unidad de controlador 400 señaliza al WTG 100 y/o al PVG 300 que ajuste la posición de las diversas palas 108 o caras colectoras 340 a un punto de ajuste optimizado que protege los PVG 300 de daños, maximizando al mismo tiempo el punto de potencia para una planta de energía híbrida 500.

El bloque 940 comienza con el bloque secundario 941 cuando la unidad de controlador 400 determina que ajustar el PVG 300 daría como resultado una mayor reducción en la potencia que ajustar el WTG 100 (por bloque secundario 934). En el bloque secundario 941, la unidad de controlador 400 determina que el punto de ajuste optimizado para el PVG 300 es el punto de ajuste de seguimiento solar, y posiciona el PVG 300 (por ejemplo, a través de una señal a un motor de seguimiento 350) en consecuencia. En el bloque secundario 942, la unidad de controlador 400 determina que el punto de ajuste optimizado para el WTG 100 es el punto de ajuste de evitación, y posiciona (o controla la velocidad de) la góndola 103 y/o las palas 108 del WTG 100 en consecuencia.

El bloque 940 comienza con el bloque secundario 943 cuando la unidad de controlador 400 determina que ajustar el WTG 100 daría como resultado una mayor reducción en la potencia que ajustar el PVG 300 (por bloque secundario 934) o determina que el PVG 300 no está en una zona de lanzamiento 610 (por bloque secundario 932). En el bloque secundario 943, la unidad de controlador 400 determina que el punto de ajuste optimizado para el WTG 100 es el punto de ajuste de seguimiento del viento, y posiciona la góndola 104 y/o las palas 108 del WTG 100 en consecuencia. En el bloque secundario 944, la unidad de controlador 400 determina que el punto de ajuste optimizado para el PVG 300 es el punto de ajuste de mitigación, y posiciona el PVG 300 (por ejemplo, a través de una señal a un motor de seguimiento 350) en consecuencia.

Entonces el método 900 puede concluir.

A lo largo de la presente divulgación, se hace referencia a realizaciones presentadas. Sin embargo, el alcance de la presente divulgación no se limita a realizaciones descritas específicas. En su lugar, cualquier combinación de las características y elementos proporcionados anteriormente, ya sea relacionados con diferentes realizaciones o no, se contempla implementar y poner en práctica realizaciones contempladas. Además, aunque las realizaciones dadas a conocer en el presente documento pueden lograr ventajas sobre otras posibles soluciones o sobre la técnica anterior, si se logra o no una ventaja particular mediante una realización dada no es limitante del alcance de la presente divulgación. Por lo tanto, los aspectos, características, realizaciones, y ventajas descritos en el presente documento son meramente ilustrativas y no se consideran elementos o limitaciones de las reivindicaciones adjuntas, excepto cuando se mencionan explícitamente en una(s) reivindicación/reivindicaciones.

Como apreciará un experto en la técnica, las realizaciones dadas a conocer en el presente documento pueden materializarse como un sistema, método, o producto de programa informático. Por consiguiente, las realizaciones pueden tomar la forma de una realización completamente de hardware, una realización completamente de software (incluyendo firmware, software residente, microcódigo, etc.) o una realización que combina aspectos de software y hardware que generalmente pueden denominarse en el presente documento “circuito”, “módulo” o “sistema”. Adicionalmente, las realizaciones pueden tomar la forma de un producto de programa informático incorporado en un medio(s) legible(s) por ordenador que tiene(n) código de programa legible por ordenador incorporado en el mismo.

La presente divulgación se puede poner en práctica como un sistema, un método, y/o un producto de programa informático. El producto de programa informático puede incluir un medio (o medios) de almacenamiento legible por ordenador (por ejemplo, un disquete de ordenador portátil, un disco duro, una memoria de acceso aleatorio (RAM), una memoria de solo lectura (ROM), una memoria de solo lectura programable borrable (EPROM o memoria Flash), una fibra óptica, un disco compacto portátil de memoria de solo lectura (CD-ROM), un dispositivo de almacenamiento óptico, un dispositivo de almacenamiento magnético, o cualquier combinación adecuada de lo anterior) que tenga instrucciones de programa legibles por ordenador para hacer que un procesador lleve a cabo aspectos de la presente invención.

Realizaciones de la presente divulgación se describen con referencia a ilustraciones de diagrama de flujo y/o diagramas de bloques de métodos, aparatos (sistemas) y productos de programa informático según las realizaciones presentadas en esta divulgación. Se entenderá que cada bloque de las ilustraciones de diagrama de flujo y/o diagramas de bloques, y combinaciones de bloques en las ilustraciones del diagrama de flujo y/o diagramas de bloques, pueden implementarse mediante instrucciones de programa informático. Estas instrucciones de programa informático pueden proporcionarse a un procesador de un ordenador de propósito general, ordenador de propósito especial, u otro aparato de procesamiento de datos programable para producir una máquina, de modo que las instrucciones, que se ejecutan a través del procesador del ordenador u otro aparato de procesamiento de datos programable, crear medios para implementar las funciones/actos especificados en el/los bloque(s) de las ilustraciones del diagrama de flujo y/o diagramas de bloques.

Las ilustraciones del diagrama de flujo y los diagramas de bloques en las figuras ilustran la arquitectura, funcionalidad y operación de posibles implementaciones de sistemas, métodos y productos de programa informático según diversas realizaciones. A este respecto, cada bloque en las ilustraciones de diagrama de flujo o diagramas de bloques puede representar un módulo, un segmento, o una porción de código, que comprende una o más instrucciones ejecutables para implementar la(s) función/funciones lógica(s) especificada(s). También debe tenerse en cuenta que, en algunas implementaciones alternativas, las funciones indicadas en el/los bloque(s) pueden ocurrir fuera del orden indicado en las figuras. Por ejemplo, dos bloques mostrados en sucesión pueden, de hecho, ejecutarse sustancialmente de manera concurrente, o los bloques a veces pueden ejecutarse en el orden inverso, dependiendo de la funcionalidad involucrada. También se observará que cada bloque de los diagramas de bloques y/o ilustraciones de diagrama de flujo, y combinaciones de bloques en los diagramas de bloques y/o ilustraciones de diagramas de flujo, pueden implementarse mediante sistemas basados en hardware de propósito especial que realizan las funciones o actos especificados, o combinaciones de hardware de propósito especial e instrucciones informáticas.

En vista de lo anterior, el alcance de la presente divulgación está determinado por las reivindicaciones que siguen.

Claims (14)

REIVINDICACIONES

1. Método, que comprende:

determinar (810) puntos de ajuste de seguimiento solar para un campo de generadores fotovoltaicos (300) ubicados de manera conjunta con un generador de turbina eólica (100), en el que los puntos de ajuste de seguimiento solar orientan una cara colectora (340) para cada generador fotovoltaico (300) hacia el Sol; determinar (840), basándose en los datos recibidos del generador de turbina eólica (100) que está ocurriendo un evento de elemento de impacto aéreo, en el que el evento de elemento de impacto aéreo se determina detectando si uno o más de los generadores fotovoltaicos (300) están en riesgo de ser golpeados por residuos expulsados desde el generador de turbina eólica (100);

en respuesta a la determinación (840) de que está ocurriendo un evento de elemento de impacto aéreo, ajustar (850) los puntos de ajuste de seguimiento solar para reposicionar la cara colectora (340) al menos parcialmente fuera de una trayectoria (380) para elementos de impacto aéreos (370); y

transmitir (860) los puntos de ajuste a motores de seguimiento (350) para los generadores fotovoltaicos (300) del campo.

2. Método según la reivindicación 1, en el que los puntos de ajuste de seguimiento solar se ajustan a una posición predefinida.

3. Método según cualquier reivindicación anterior, en el que el evento de elemento de impacto aéreo se determina basándose en la detección de condiciones propicias para, o indicativas de, formación de hielo sobre el generador de turbina eólica (100).

4. Método según la reivindicación 3, que comprende además:

identificar (910) un generador fotovoltaico dado (300) ubicado a lo largo de la trayectoria (380) para un elemento de impacto aéreo potencial (370) desde el generador de turbina eólica (100).

5. Método según la reivindicación 4, que comprende además:

determinar (920) si el generador fotovoltaico dado (300) incluye una cara colectora asociada (340) que puede reposicionarse en relación con la trayectoria (380).

6. Método según la reivindicación 4 o 5, que comprende además:

determinar (930) un punto de ajuste optimizado para el generador fotovoltaico dado (300) que reorienta la cara colectora asociada (340) para reducir una fuerza de impacto esperada del elemento de impacto aéreo potencial (370) a la cara colectora asociada (340); y

posicionar (940) el generador fotovoltaico dado (300) según el punto de ajuste optimizado.

7. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:

determinar (931) un punto de ajuste de mitigación para el generador fotovoltaico (300) que orienta una cara trasera (390) del generador fotovoltaico (300) opuesta a la cara colectora (340) en la trayectoria (380).

8. Método según una cualquiera de las reivindicaciones 4 a 7, que comprende además:

determinar (933) un punto de ajuste de evitación para el generador de turbina eólica (100) que reposiciona una zona de lanzamiento (610) para que no se superponga con el generador fotovoltaico dado (300).

9. Método según la reivindicación 8 cuando depende de la reivindicación 7, que comprende además:

determinar (934) si una primera reducción en la salida de potencia desde el generador fotovoltaico dado (300) en el punto de ajuste de mitigación en relación con un punto de ajuste de seguimiento solar es mayor que una segunda reducción en la salida de potencia desde el generador de turbina eólica (100) en el punto de ajuste de evitación en relación con un punto de ajuste de seguimiento del viento;

en respuesta a la determinación (943) de que la primera reducción de potencia es mayor que la segunda reducción de potencia:

establecer el punto de ajuste optimizado al punto de ajuste de seguimiento solar; y

posicionar (942) el generador de turbina eólica (100) según el punto de ajuste de evitación.

10. Método según una cualquiera de las reivindicaciones 4 a 9, en el que otros generadores fotovoltaicos (300) en el campo que no están ubicados a lo largo de la trayectoria no se posicionan según el punto de ajuste optimizado.

11. Método según una cualquiera de las reivindicaciones 6 a 10, en el que el punto de ajuste optimizado se determina basándose en una curva de generación de potencia y fuerza de manera que una generación de potencia esperada del campo de generadores fotovoltaicos (300) se maximiza cuando las caras colectoras (340) se reposicionan para reducir la fuerza de impacto esperada del elemento de impacto aéreo potencial (370) por debajo de un umbral de impacto.

12. Sistema de control que comprende una o más unidades de control caracterizadas porque están configuradas para implementar una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11 del método.

13. Sistema de control según la reivindicación 12 en el que la una o más unidades de control son al menos uno de un controlador de generador de turbina eólica (510), un controlador de campo (520), y un controlador de planta de energía (530).

14. Planta de energía híbrida (500), que comprende:

un campo de generadores fotovoltaicos (300);

al menos un generador de turbina eólica (100) ubicado de manera conjunta con el campo de generadores fotovoltaicos (300); y

un sistema de control según la reivindicación 12 o 13.