BR102016016642A2 - método para operar uma primeira turbina eólica e uma segunda turbina eólica, método e sistema de controle para operar uma pluralidade de turbinas eólicas e parque eólico - Google Patents
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Abstract
trata-se de métodos para operar uma primeira e uma segunda turbinas eólicas em uma situação em que a presença da primeira turbina eólica afeta o vento de modo que seja gerado um redemoinho que afeta a segunda turbina eólica. esses métodos compreendem determinar parâmetros do vento na primeira turbina eólica e na segunda turbina eólica. esses métodos compreendem adicionalmente determinar um valor de um parâmetro de um modelo de redemoinho determinado anteriormente para determinar um modelo de redemoinho atual. esse valor é determinado com base nos parâmetros do vento na primeira turbina eólica e na segunda turbina eólica. esses métodos compreendem ainda adicionalmente otimizar a operação da primeira e segunda turbinas eólicas com base no modelo de redemoinho atual. são fornecidos também sistemas de controle que são adequados para realizar qualquer um dentre os ditos métodos para operar turbinas eólicas. são fornecidos também parques eólicos que compreende qualquer um dentre os ditos sistemas de controle.
Description
“MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, MÉTODO E SISTEMA DE CONTROLE PARA OPERAR UMA PLURALIDADE DE TURBINAS EÓLICAS E PARQUE EÓLICO” Antecedentes da Invenção [001] A presente revelação refere-se a métodos para operar uma primeira turbina eólica e uma segunda turbina eólica em uma situação em que a presença da primeira turbina eólica afeta o vento de modo que seja gerado um redemoinho que afeta a segunda turbina eólica. A presente revelação se refere adicionalmente a sistemas de controle para operar uma pluralidade de turbinas eólicas e a parques eólicos que incluem qualquer um dentre os tais sistemas de controle.
[002] As turbinas eólicas modernas são usadas comumente para suprir eletricidade à rede elétrica. As turbinas eólicas compreendem, em geral, um rotor com um cubo de rotor e uma pluralidade de pás. O rotor é colocado em rotação sob a influência do vento nas pás. A rotação de uma haste de rotor aciona um rotor de gerador tanto diretamente (“acionado diretamente”) como através do uso de uma caixa de engrenagens. A caixa de engrenagens (se houver), o gerador e outros sistemas são montados frequentemente em uma nacela no topo de uma torre de turbina eólica.
[003] Muitas vezes, as turbinas eólicas são agrupadas nos então chamados parques eólicos. Na presente revelação, um parque eólico deve ser considerado como um agrupamento de duas ou mais turbinas eólicas. Em um parque eólico pode haver uma distância relativamente curta entre as turbinas eólicas. Desse modo, a ação do vento sobre uma turbina eólica pode produzir um redemoinho que pode ser recebido por outra turbina eólica. Um redemoinho recebido por uma turbina eólica pode fazer com que as cargas (particularmente, vibrações) e/ou uma redução de produção de potência elétrica nessa turbina eólica. Essas cargas podem danificar os componentes da turbina eólica, e esses danos pode reduzir a vida útil e/ou o desempenho da turbina eólica. Portanto, em um parque eólico, o monitoramento é realizado a fim de determinar possíveis situações de redemoinho e as turbinas eólicas são operadas a fim de minimizar os efeitos negativos causados pelos redemoinhos.
[004] Atualmente, sabe-se que algumas estratégias de manipulação de redemoinho são definidas simulando-se condições operacionais (por exemplo, cargas, potência gerada, etc.) para uma disposição teórica e parâmetros do vento. Para cada turbina eólica na disposição, um conjunto de ajustes na operação da turbina eólica (por exemplo, paradas, diminuições) é definido para direções do vento predeterminadas a fim de realizar uma operação da turbina eólica da maneira mais ótimo possível. A operação ótima pode ser em termos de, por exemplo, produzir potência máxima, minimizar cargas, etc. dependendo do objetivo principal almejado em cada momento. Esses ajustes são inseridos em um sistema de controle (por exemplo, um sistema de controle SCADA) que aplica os mesmos no parque eólico, por exemplo, enviando-se sinais de controle adequados, por exemplo, aos sistemas de passo correspondentes, freios, etc.
[005] Um algoritmo de otimização pode ser usado para aprimorar o desempenho de pelo menos parte do parque eólico com base na interação entre as turbinas eólicas. Os efeitos de redemoinho podem ser detectados e avaliados com o uso de um ou mais modelos de redemoinho teóricos incluindo fatores empíricos (parâmetros, constantes, etc.) que são predefinidos com base em uma experiência anterior em parques eólicos existentes (por exemplo, a partir de dados operacionais coletados antes da instalação do parque eólico). Essa maneira de computar os redemoinhos pode produzir resultados que divergem consideravelmente do que de fato está acontecendo entre as turbinas eólicas devido a variações de características do ambiente. Por exemplo, a densidade do ar pode variar, a geografia pode mudar devido, por exemplo, às árvores em crescimento e/ou construções erigidas nas proximidades das turbinas eólicas, etc. Além disso, os próprios modelos, que se baseiam base em parques eólicos existentes, podem não ser apropriados para o parque eólico sob a consideração uma vez que as condições particulares dos parques eólicos existentes podem não ser aplicáveis. A divergência pode causar uma operação falha das turbinas eólicas e do parque eólico como um todo.
[006] Um objetivo da presente revelação é fornecer métodos e sistemas para operar as turbinas eólicas que reduzem pelo menos uma dentre as desvantagens supracitadas, o que leva a um desempenho aprimorado das turbinas eólicas como um todo.
Descrição Resumida da Invenção [007] Em um primeiro aspecto, é fornecido um método para operar uma primeira turbina eólica e uma segunda turbina eólica em uma situação em que a presença da primeira turbina eólica afeta o vento de modo que seja gerado um redemoinho que afeta a segunda turbina eólica. O método compreende determinar um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica e determinar um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica.
[008] O método compreende adicionalmente determinar um valor de um parâmetro de um modelo de redemoinho teórico para determinar um modelo de redemoinho atual. Esse valor é determinado com base nos um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica e nos um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica. O método compreende ainda adicionalmente otimizar a operação da primeira e segunda turbinas eólicas com base no modelo de redemoinho atual.
[009] Em alguns exemplos, o método pode compreender adicionalmente determinar uma divergência entre um modelo de redemoinho determinado anteriormente e o modelo de redemoinho atual e verificar se a dita divergência excede um limiar predefinido. Em caso de resultado negativo da dita verificação, o modelo de redemoinho determinado anteriormente pode ser considerado como o modelo de redemoinho atual.
[010] O modelo de redemoinho determinado anteriormente pode ser tanto um modelo de redemoinho determinado em uma execução anterior (ou iteração) do método (isto é, com base em parâmetros reais do vento na primeira e segunda turbinas eólicas) como um modelo de redemoinho de linha de base. Por exemplo, o modelo de redemoinho determinado anteriormente pode ser o modelo de redemoinho que foi determinado mais recentemente em uma execução anterior (ou iteração) do método.
[011] O modelo de redemoinho de linha de base pode se referir a um modelo de redemoinho que foi predeterminado com base nos dados diferentes dos parâmetros reais do vento (na primeira e segunda turbinas eólicas) devido ao fato de que, por exemplo, nenhuma execução do método foi realizada ainda. O modelo de redemoinho de linha de base pode ter sido determinado com base, por exemplo, nos dados de outros parques eólicos. Uma vez que uma primeira execução (ou iteração) do método foi realizada, o modelo de redemoinho de linha de base pode não ser mais usado. Nesse caso, um modelo de redemoinho determinado em uma iteração ou execução anterior do método pode ser usado em vez do modelo de redemoinho de linha de base.
[012] A determinação dos parâmetros do vento na primeira e segunda turbinas eólicas pode compreender determinar a velocidade de vento e/ou turbulência de vento e/ou direção de vento na primeira e segunda turbinas eólicas. Outros parâmetros também são possíveis.
[013] As velocidades do vento obtidas podem ser usadas para calcular um valor de déficit de velocidade de vento que pode ser comparado a um déficit de velocidade de vento obtido a partir de um modelo de redemoinho, tal como, por exemplo, o modelo de Jensen Semelhantemente, as turbulências de vento obtidas podem ser usadas para calcular um valor de turbulência de vento adicionada que pode ser comparado a uma turbulência adicionada obtida a partir de um modelo de redemoinho, tal como, por exemplo, o modelo de Frandsen.
[014] O modelo de redemoinho atual pode ser determinado a partir de um modelo de redemoinho teórico com base em dados operacionais reais (parâmetros do vento) determinados na primeira e segunda turbinas eólicas que participam do redemoinho. Os ditos dados operacionais reais podem compreender, por exemplo, a velocidade de vento na primeira e segunda turbinas eólicas a partir da qual um déficit de velocidade real pode ser calculado. Um modelo de redemoinho teórico pode compreender uma função analítica que expressa o déficit de velocidade que depende de um fator (ou constante). A determinação do modelo de redemoinho atual pode compreender calcular um valor para o dito fator/constante que faz com que a função analítica (do modelo de redemoinho teórico) produza um déficit de velocidade substancialmente igual ao déficit de velocidade real "medido" Por conseguinte, o modelo de redemoinho atual pode ser visto com uma versão particular do modelo de redemoinho teórico que inclui o fator/constante recalculado. Qual parâmetro ou propriedade do vento deve ser levado em contato depende do modelo teórico usado para descrever o comportamento do redemoinho.
[015] Por exemplo, o modelo de Jensen compreende uma função analítica que expressa matematicamente o déficit de velocidade que depende de variáveis, tais como, por exemplo, o diâmetro de rotor e o coeficiente de impulso e de uma constante de decaimento predefinida. Pode ser calculado um novo valor para a constante de decaimento do modelo de Jensen que produz o déficit de velocidade real calculado a partir das reais velocidades do vento medidas na primeira e segunda turbinas eólicas. Outros modelos de redemoinho teóricos podem compreender outras funções analíticas incluindo outros fatores ou constantes empíricos que podem ser recalculados também com base nos reais parâmetros do vento. Por exemplo, o modelo de turbulência de Frandsen compreende uma função analítica que expressa matematicamente a turbulência de vento adicionada. Outros modelos de redemoinho que podem ser usados no contexto do método sugerido são, por exemplo, o modelo de Larsen e o modelo de Ainslie.
[016] Esses modelos de redemoinho teóricos (Jensen, Frandsen, Larsen, Ainslie, etc.) são bem conhecidos no campo da técnica da presente revelação, portanto, não serão fornecidos muitos detalhes adicionais sobre os mesmos no presente documento.
[017] O método para operar primeira e segunda turbinas eólicas proposto se baseia na determinação de um modelo de redemoinho atual que depende dos parâmetros reais do vento medidos na primeira e segunda turbinas eólicas. Em seguida, o modelo de redemoinho atual pode ser inserido em um processo de otimização para otimizar a operação das turbinas eólicas. Um aspecto do método pode ser, então, o fato de que as turbinas eólicas são operadas de maneira mais ótima devido ao fato de que redemoinho é modelado dependendo dos dados operacionais reais (parâmetros do vento) e não dos dados predefinidos. Em alguns exemplos, a determinação de um modelo de redemoinho atual que descreve o comportamento de um redemoinho em um determinado parque eólico pode ser feita em tempo real.
[018] Pelo menos alguns dos parâmetros do vento em qualquer uma dentre a primeira e segunda turbinas eólicas podem ser determinados dependendo das uma ou mais medições de um LIDAR associados à turbina eólica. O LIDAR pode estar disposto nas proximidades da turbina eólica, por exemplo, em uma posição frontal, de modo que os parâmetros do vento recebidos pela turbina eólica possam ser medidos de maneira confiável.
[019] Pelo menos alguns dos parâmetros do vento em qualquer uma dentre a primeira e segunda turbinas eólicas podem ser determinados também dependendo de uma ou mais características operacionais da turbina eólica. Essas características operacionais podem compreender pelo menos um dentre: ângulo de passo, ângulo de guinada, velocidade de rotor, torque de rotor e potência gerada. As turbinas eólicas podem compreender sensores configurados para obter medidas que permitem determinar tais características operacionais quando exigidas.
[020] Pelo menos alguns dos parâmetros do vento em qualquer uma da primeira e segunda turbinas eólicas podem ser determinados dependendo das uma ou mais cargas medidas na turbina eólica. As turbinas eólicas podem compreender sensores de carga através dos quais as ditas medições de carga são obtidas.
[021] Um parâmetro de vento particular pode ser determinado através de qualquer uma dentre as maneiras descritas anteriormente ou através de uma combinação das mesmas. Nesse último caso, os valores diferentes obtidos para o parâmetro de vento podem ser calculados em média de modo que um valor mais confiável do parâmetro seja obtido. Os valores diferentes do parâmetro podem ser ponderados adequadamente no dito cálculo de média em uma confiabilidade estimada do algoritmo usado para determinar cada valor do parâmetro de vento.
[022] De acordo com os exemplos, a primeira e segunda turbinas eólicas podem ser operadas controlando-se um ou mais parâmetros operacionais da turbina eólica. Os valores ótimos dos parâmetros operacionais (a serem controlados) podem ser obtidos a partir de uma ou mais matrizes (ou tabelas de consulta) ou a partir de uma ou mais funções ou a partir de uma combinação das mesmas. Os valores ótimos dos parâmetros operacionais podem ser aqueles que maximizam os parâmetros de um objetivo de otimização dependendo dos parâmetros do modelo de redemoinho atual. Por exemplo, os valores ótimos dos parâmetros operacionais podem ser aqueles que maximizam, por exemplo, a geração de potência ou a redução de cargas dependendo do modelo de redemoinho atual.
[023] Em alguns exemplos, os métodos para operar uma pluralidade de turbinas eólicas podem ser fornecidos. Esses métodos podem compreender detectar um ou mais pares das turbinas eólicas que têm uma primeira turbina eólica e uma segunda turbina eólica em uma situação em que a presença da primeira turbina eólica afeta o vento de modo que seja gerado um redemoinho que afeta a segunda turbina eólica. Esses métodos podem compreender adicionalmente operar, para pelo menos alguns dos pares detectados de turbinas eólicas, a primeira e segunda turbinas eólicas do par de turbinas eólicas realizando-se qualquer um dentre os métodos para operar a primeira e segunda turbinas eólicas descritas anteriormente. Pelo menos uma dentre os pares de turbinas eólicas pode ser detectada dependendo de um modelo de redemoinho determinado anteriormente para a primeira e segunda turbinas eólicas do par de turbinas eólicas, de modo que a dita detecção possa ser basear em dados mais reais e, portanto, mais confiáveis. O modelo de redemoinho determinado anteriormente pode ser o modelo de redemoinho determinado em uma execução (ou iteração) mais recente do método.
[024] Em um segundo aspecto, os sistemas de controle são fornecidos para operar uma pluralidade de turbinas eólicas que podem ser compreendidas, por exemplo, em um parque eólico. Esses sistemas de controle compreendem um processador e uma memória. A memória armazena as instruções executáveis por computador que, quando executadas, fazem com que o processador realize qualquer um dentre os métodos anteriores para operar uma pluralidade de turbinas eólicas.
[025] Em um terceiro aspecto, são fornecidos parques eólicos que compreendem uma pluralidade de turbinas eólicas e qualquer um dentre os sistemas de controle descritos anteriormente.
Breve Descrição das Figuras [026] Os exemplos não limitativos da presente descrição serão descritos a seguir com referência aos desenhos anexos, em que: A Figura 1a é uma representação esquemática de um exemplo de um parque eólico; A Figura 2a é uma representação esquemática de uma situação de redemoinho entre a primeira e segunda turbinas eólicas em que o déficit de velocidade de vento é causado na segunda turbina eólica; A Figura 2b é uma representação esquemática de uma situação de redemoinho entre a primeira e segunda turbinas eólicas em que a turbulência de vento adicionada é causada na segunda turbina eólica; e A Figura 3 é um fluxograma de um exemplo de um método para operar uma pluralidade de turbinas eólicas.
Descrição Detalhada dos Exemplos [027] A Figura 1 é uma representação esquemática de um parque eólico, de acordo com um exemplo. Esse parque eólico pode compreender uma pluralidade de turbinas eólicas T1 a T8 que são representadas conceitualmente nas Figuras como círculos. Algumas dessas turbinas eólicas, ou cada uma dentre as mesmas, podem ter diferentes tipos de sensores (não mostrados), tais como, por exemplo, sensores de carga, LIDARs, sensores de guinada, etc. O parque eólico pode compreender também um exemplo de um sistema de controle 10 para operar todas ou parte das turbinas eólicas T1 a T8 como um todo. As turbinas eólicas T1 a T8 podem ser distribuídas teoricamente dentro do parque eólico, de acordo com uma disposição teórica. Em alguns exemplos, um polo meteorológico pode ser incluído no parque eólico para medir as condições do vento e ambientes (por exemplo, temperatura, direção de vento, turbulência, velocidade de vento, umidade etc.).
[028] O sistema de controle 10 pode ser conectado 12 às turbinas eólicas T1 a T8, de modo que o sistema de controle 10 possa receber medições (por exemplo, medições de carga, medições do vento, medições de guinada, etc.) dos sensores associados a algumas ou a todas as turbinas eólicas T1 a T8. O sistema de controle 10 também pode enviar, através da conexão 12, sinais apropriados (por exemplo, pontos de definição) às turbinas eólicas T1 a T8 para ajustar a operação das mesmas como um todo. O sistema de controle 10 pode compreender uma memória e um processador. A memória pode armazenar instruções de programa de computador executáveis pelo processador. As ditas instruções podem compreender funcionalidade para executar um ou mais exemplos de um método para operar uma pluralidade de turbinas eólicas, que são descritas em outras partes da descrição. O sistema de controle 10 pode compreender adicionalmente um repositório 11 para obter e armazenar dados relacionadas às turbinas eólicas T1 a T8, tais como, por exemplo, a disposição do parque eólico, as distâncias entre as turbinas eólicas, dimensões das turbinas eólicas, modelos de redemoinho teóricos, estratégias de controle, etc.
[029] Algumas das turbinas eólicas T1 a T8, ou cada uma dentre as mesmas, podem ter um controlador individual configurado para operar a turbina eólica dependendo dos parâmetros e sinais de controle individuais (pontos de definição) recebidos no sistema de controle 10. Esses controladores individuais podem controlar parâmetros operacionais (ângulo de passo, velocidade de rotor, torque de rotor, etc.) da turbina eólica de maneira que os pontos de definição do sistema de controle 10 e as exigências individuais sejam satisfeitos.
[030] A Figura 2a é uma representação esquemática de um parque eólico semelhante ao da Figura 1, em que é ilustrada uma situação/hipótese de redemoinho entre a primeira e segunda turbinas eólicas que resulta em um déficit de velocidade de vento. Nessa Figura, é mostrado que a presença da turbina eólica T8 pode afetar o vento 200 de modo que seja gerado um redemoinho 205 que afeta a turbina eólica 11. Desse modo, o vento que passa através do rotor da turbina eólica T8 é mostrado sofrendo uma redução em sua velocidade 202. O vento que passa ao redor do rotor da turbina eólica T8 é mostrado mantendo sua velocidade de vento substancialmente inalterada 201, porém, esse não é necessariamente o caso.
[031] O vento com velocidade substancialmente inalterada 203 é mostrado passando ao redor do rotor da turbina eólica 11. O vento com velocidade reduzida 204 é mostrado influenciando o rotor da turbina eólica 11 de modo que, por exemplo, menos potência seja gerada pela turbina eólica 11. Uma velocidade de vento reduzida excessivamente 204 pode causar a parada da turbina eólica 11. Um objetivo de um exemplo de um método para operar a primeira e segunda turbinas eólicas 11, T8 pode ser a minimização da geração de potência pelas turbinas eólicas 11, T8 como um todo e isso pode ser alcançado, por exemplo, evitando-se a parada das turbinas eólicas 11, T8. Levando em conta esse objetivo, o dito método pode variar adequadamente a operação da turbina eólica T8 de maneira que a velocidade de vento 204 seja reduzida em menor quantidade de modo que a parada da turbina eólica 11 seja evitada. As turbinas 11, T8 podem ser então operadas pelo método proposto de maneira que o desempenho das mesmas seja aprimorado como um todo.
[032] O modelo de Jensen é um exemplo do modelo de redemoinho teórico que descreve o déficit de velocidade de vento ilustrado esquematicamente pela Figura 2a.
[033] A Figura 2b é uma representação esquemática de um parque eólico semelhante ao da Figura 1, em que um aumento de turbulência (turbulência adicionada) é ilustrado entre a primeira e segunda turbinas eólicas como resultado do efeito de redemoinho. Mostra-se que a presença da turbina eólica T8 pode afetar o vento 206 de modo que seja gerado um redemoinho 211 que afeta a turbina eólica T7. O vento 206 é representado com um determinado nível de turbulência através de setas ligeiramente onduladas. O vento que passa através do rotor da turbina eólica T8 é mostrado com uma turbulência aumentada 208. O vento que passa ao redor o rotor da turbina eólica T8 é mostrado mantendo seu nível de turbulência substancialmente inalterado 207, porém, esse não é necessariamente o caso.
[034] O vento sem turbulência adicionada 209 é mostrado passando ao redor do rotor da turbina eólica 17. O vento sem turbulência adicionada 210 é mostrado influenciando o rotor da turbina eólica 17, de modo que, por exemplo, cargas maiores sejam sofridas pela turbina eólica 17. A turbulência de vento excessivamente aumentada 210 pode causar cargas muito altas na turbina eólica 17 e a operação individual da mesma pode ser variada em conformidade com o objetivo de reduzir tais cargas. Essa variação da operação individual pode causar uma redução de geração de potência ou até mesmo a parada da turbina eólica T7. Um objetivo de um exemplo de um método para operar primeira e segunda turbinas eólicas 17, T8 pode ser maximizar a geração de potência pelas turbinas eólicas 17, T8 como um todo. Esse objetivo pode ser alcançado evitando-se a redução da geração de potência pela turbina eólica T7 e/ou a parada da turbina eólica T7. Levando em consideração esse objetivo, o dito método pode causar a operação da turbina eólica T8 de maneira que, por exemplo, a turbulência adicionada 208 a atuação da mesma sobre a turbina eólica 17 sejam atenuadas. As turbinas T7, T8 podem ser, então, operadas pelo método proposto de maneira que o desempenho das mesmas seja aprimorado como um todo. Alternativamente, um objetivo de um exemplo de um método para operar a primeira e segunda turbinas eólicas 17, T8 pode ser limitar as cargas sofridas pela 17.
[035] O modelo de Frandsen é um exemplo de um modelo de redemoinho teórico que modela o efeito de turbulência adicionada ilustrada esquematicamente pela Figura 2b.
[036] A Figura 3 é um fluxograma de um exemplo de um método para operar um parque eólico de acordo com uma implantação. O método pode ser iniciado em um bloco inicial 300 que pode ser disparado mediante uma solicitação de usuário, como resultado de um disparo automático mediante a detecção de uma condição de disparo, etc.
[037] No bloco 301, os parâmetros representativos de condições meteorológicas no local de parque eólico podem ser obtidos a partir de um mastro de referência ou semelhante disposto no nível do parque eólico. Os parâmetros do vento (velocidade e direção) podem ser medidos e obtidos sistematicamente, ao passo que outros parâmetros (turbulência de vento, temperatura ou densidade) podem ser obtidos também opcionalmente.
[038] Esses dados podem ser armazenados em um Banco de Dados (DB) 315 para uso posterior, tal como, por exemplo, para análise empírica dos dados do parque eólico. Caso pouco tempo tenha decorrido desde a última execução do bloco 301, os dados recentes nos parâmetros do vento e possivelmente outros aspectos podem ser obtidos a partir do DB 315 em vez do mastro de referência.
[039] No bloco 302, as situações de redemoinho no parque eólico podem ser identificadas a partir dos dados ambientes obtidos no bloco 301 e um ou mais modelos substituídos associados ao parque eólico do DB 315. As situações em que as condições de vento (isto é, velocidade de vento e direção de vento) são de modo que uma primeira turbina eólica cause um redemoinho que afeta uma segunda turbina eólica podem ser detectadas processando-se os dados do bloco 301 e os dados do DB 315. O modelo substituído pode incluir dados geométricos, isto é, a disposição do parque eólico incluindo a distribuição de turbinas eólicas, a distância entre as turbinas eólicas, as dimensões das turbinas eólicas, etc. O modelo substituído pode compreender adicionalmente o(s) modelo(s) de redemoinho que pode(m) ser usado(s) para modelar e estimar a presença e relevância das situações de redemoinho substancialmente em tempo real.
[040] Conforme comentado em outras partes da descrição, um modelo de redemoinho teórico pode incluir parâmetros que distinguem, por exemplo, turbinas eólicas e a distribuição das mesmas e os fatores que condicionam teoricamente a ocorrência e a magnitude de redemoinhos. Os ditos fatores empíricos podem ser predefinidos com base na experiência anterior (dados empíricos) dos parques eólicos conhecidos, resultando assim em um modelo de redemoinho de linha de base. O bloco 302 pode produzir um conjunto de pares de turbinas eólicas com um redemoinho entre os mesmos que pode distorcer a operação e a geração de potência do parque eólico como um todo.
[041] Alternativamente ao uso do modelo de redemoinho de linha de base, um modelo de redemoinho determinado em uma execução anterior do método pode ser recuperado do DB 315 e usado em vez do modelo de redemoinho de linha de base para identificar situações de redemoinho. Uma execução (ou iteração) anterior do método proposto pode ter produzido um modelo de redemoinho a partir dos dados de vento reais atuais determinados na primeira e segunda turbinas eólicas e pode ter armazenado o dito modelo de redemoinho determinado anteriormente no DB 315 para uso anterior. O modelo de redemoinho recuperado a partir do DB 315 pode ser o modelo gerado mais recentemente para a primeira e segunda turbinas eólicas que estão sendo propostas. Nesse sentido, verifica-se que as diferentes áreas de um parque eólico podem ter características variantes, portanto, diferentes modelos de redemoinho podem ser aplicáveis a cada uma dentre essas áreas diferenciadas.
[042] No bloco 303, um dentre os pares de turbinas eólicas detectadas em um bloco anterior 302 pode ser selecionado para ser processado em blocos subsequentes.
[043] No bloco 304, um ou mais parâmetros de vento podem ser determinados na primeira turbina eólica que está criando o redemoinho. No bloco 305, um ou mais parâmetros de vento podem ser determinados na segunda turbina eólica que está recebendo o redemoinho. Em ambos os blocos 304, 305, os um ou mais parâmetros de vento podem compreender uma dentre velocidade de vento, turbulência de vento e direção de vento.
[044] A velocidade de vento e/ou a turbulência de vento em uma turbina eólica podem ser determinadas dependendo das medições de um LIDAR associado à turbina eólica. O controlador individual de uma turbina eólica pode operar a turbina eólica controlando-se os parâmetros operacionais, tais como, por exemplo, ângulo de passo, ângulo de guinada, velocidade de rotor, torque e potência gerada com base nas medições obtidas na turbina eólica. A velocidade de vento e/ou a turbulência de vento podem ser determinadas em uma turbina eólica a partir de pelo menos alguns dos ditos parâmetros operacionais controlados pelo controlador individual da turbina eólica. Uma turbina eólica pode compreender também sensores de carga para determinar cargas na turbina eólica. A velocidade de vento e/ou turbulência de vento podem ser determinadas indiretamente em uma turbina eólica a partir das medições de carga fornecidas pelos ditos sensores de carga.
[045] No bloco 306, um modelo de redemoinho determinado anteriormente que tem um parâmetro com um valor predeterminado para a primeira e segunda turbinas eólicas pode ser recuperado a partir do DB 315. O modelo de redemoinho determinado anteriormente pode ser tanto um modelo de redemoinho de linha de base como um modelo de redemoinho determinado em uma execução anterior ou iteração do método.
[046] No bloco 307, um modelo de redemoinho atual pode ser determinado calculando-se um valor do parâmetro do modelo de redemoinho teórico com base no(s) parâmetro(s) de vento obtido(s) na primeira e segunda turbinas eólicas.
[047] Com base no(s) parâmetro(s) de vento real(reais) determinado(s) na primeira e segunda turbinas eólicas, uma magnitude real (experimental) pode ser obtida. Na maioria dos casos, essa magnitude real pode se referir ao déficit de velocidade de vento na segunda turbina eólica. Conforme conectado em relação à Figura 2a, o déficit de velocidade de vento é obtenível a partir do modelo de redemoinho de Jensen. Em outros casos, a magnitude real obtida pode se referir à turbulência de vento adicionada na segunda turbina eólica, isto é, uma quantidade de turbulência adicionada recebida pela (segunda) turbina eólica a favor do vento a partir da (primeira) turbina eólica contra o vento. Conforme comentado em relação à Figura 2b, a turbulência de vento adicionada pode ser determinada com o uso do modelo de redemoinho de Frandsen.
[048] Um valor de uma constante ou fator do modelo de redemoinho teórico podem ser calculados. O dito cálculo da constante ou do fator pode ser realizado com base na magnitude real (experimental) obtida a partir do(s) parâmetro(s) real(reais) de vento determinado(s) na primeira e segunda turbinas eólicas. No caso de usar o modelo de Jensen, a constante a ser calculada pode ser a “constante de decaimento” que depende dos dados predefinidos (aspereza da superfície de solo e altura da torre de turbina eólica) na função analítica do modelo. O modelo de Jensen pode ser usado, então, para calcular a constante de decaimento de maneira que a função analítica produza um déficit de velocidade de vento substancialmente igual à magnitude real obtida do déficit de velocidade de vento (dependendo da real velocidade de vento na primeira e segunda turbinas eólicas). Essa constante de decaimento calculada pode ser usada em cálculos subsequentes do método proposto, tal como, por exemplo, aqueles com o objetivo de otimizar a operação da primeira e segunda turbinas eólicas.
[049] No bloco 308, o modelo de redemoinho determinado anteriormente (obtido a partir do DB 315) e o modelo de redemoinho atual (determinado a partir dos dados de vento reais atuais) podem ser comparados.
[050] No bloco 309, pode ser realizada uma verificação da possibilidade de a comparação realizada no bloco 308 produzir uma divergência que excede um limiar predefinido. No caso de resultado positivo da dita verificação, o método pode continuar no bloco 311 no qual o modelo de redemoinho atual (determinado a partir dos dados de vento reais atuais) é fornecido ao bloco 312 de otimização da operação da primeira e segunda turbinas eólicas. Em caso de resultado negativo da dita verificação, o método pode continuar no bloco 310 no qual o modelo de redemoinho determinado anteriormente é considerado como o modelo de redemoinho atual e, portanto, fornecido ao bloco 312 de otimização da operação da primeira e segunda turbinas eólicas.
[051] No bloco 311, o modelo de redemoinho atual (determinado a partir dos dados de vento reais atuais) pode ser fornecido também no DB 315 para armazenamento do mesmo, de modo que execuções ou iterações posteriores do método possam reutilizar o dito modelo de redemoinho no bloco 306. Um aspecto dessa reutilização de modelos de redemoinho determinados em execuções ou iterações anteriores do método é que os redemoinhos podem ser estimados com base em condições mais reais.
[052] No caso em que o modelo de redemoinho determinado anteriormente e o modelo de redemoinho atual (obtidos a partir dos dados de vento reais atuais) diferente ligeiramente um do outro, p modelo de redemoinho determinado anteriormente pode ser considerado como o modelo de redemoinho atual e, portanto, pode ser usado em cálculos subsequentes. Visto que o modelo de redemoinho determinado anteriormente já foi usado (em execuções anteriores do método) a seleção do mesmo para cálculos subsequentes pode exigir um esforço computacional relativamente menor.
[053] No bloco 312, a operação da primeira e segunda turbinas eólicas pode ser otimizada levando em conta o modelo de redemoinho atual que pode ter sido obtido a partir dos dados de vento reais atuais (na primeira e segunda turbinas eólicas) ou pode ser o modelo de redemoinho determinado anteriormente, dependendo do resultado da verificação realizada no bloco 309. Os parâmetros de operação ideais, tais como, por exemplo, passo, torque, rpms, guinada, etc. podem ser gerados tanto para a primeira quanto a segunda turbinas eólicas dependendo do modelo de redemoinho atual. A dita otimização pode ser realizada dependendo de um objetivo, tal como, por exemplo, maximizar a geração de potência, maximizar a redução de cargas, etc. Essa otimização pode ser realizada com o uso de matrizes ou tabelas de consulta que têm parâmetros de entrada e saída. Os parâmetros de entrada podem compreender aqueles parâmetros que distinguem o atual estado operacional de turbinas eólicas, o objetivo operacional a ser alcançado, etc. Os parâmetros de saída podem compreender aqueles parâmetros de operação (passo, torque, rpms, etc.) a serem controlados para operar a turbina eólica.
[054] No caso de usar o modelo de redemoinho de Jensen, a constante de decaimento do modelo de redemoinho atual pode ser um dentre os parâmetros de entrada de modo que os parâmetros de saída possam ser determinados dependendo da dita constante de decaimento. Qualquer algoritmo de otimização conhecido pode ser usado para selecionar os parâmetros de saída mais ideais de acordo com o objetivo a ser alcançado que é representado nas matrizes (ou tabelas de consulta) na forma de parâmetros de entrada.
[055] Alternativamente ao uso das matrizes com os parâmetros de entrada e saída, a(s) função(ões) analítica(s) adequada(s) pode(m) ser usada(s) para otimizar a operação da primeira e segunda turbinas eólicas. Nesse sentido, os parâmetros de saída a serem controlados (para operar a turbina eólica) podem ser expressos como uma função de parâmetros de entrada, tais como, por exemplo, fator ou constante do modelo de redemoinho correspondente. Por exemplo, no caso de usar o modelo de Jensen, um parâmetro de saída (passo, rpms, torque...) pode ser expresso como uma função da constante de decaimento e outros parâmetros, tais como, por exemplo, variáveis que distinguem o objetivo a ser alcançado (potência máxima, redução máxima de carga...). Qualquer algoritmo de otimização conhecido pode ser usado para otimizar tais funções analíticas.
[056] Uma vez que os parâmetros de operação ideais tenham sido obtidos, os sinais de controle correspondentes (ou pontos de definição) podem ser enviados aos atuadores de turbina eólica para operar a primeira e segunda turbinas eólicas de acordo com os parâmetros de operação ideais obtidos.
[057] No bloco 313, uma verificação da possibilidade de todos os pares de turbinas eólicas detectados no bloco 302 terem sido processados (nos blocos 303 a 312) pode ser realizada. Em caso de resultado negativo da dita verificação, o método pode autorretornar para o bloco 303 a fim de selecionar o próximo par de turbinas eólicas a serem processadas. No caso de resultado positivo da dita verificação, o método pode continuar até o bloco final 314.
[058] No bloco 314, o método pode terminar sua execução. A partir desse ponto, o bloco inicial 300 pode ser disparado novamente a fim de realizar uma nova iteração ou exclusão do método, de modo que o método possa iterar continuamente sob uma determinada frequência, por exemplo.
[059] Embora vários exemplos tenham sido descritos no presente documento, outras alternativas, modificações, usos e/ou equivalentes dos mesmos são possíveis. Além disso, estão cobertas também todas as possíveis combinações dos exemplos descritos. Desse modo, o escopo da presente revelação não deve ser limitado pelos exemplos particulares, porém, deve ser determinado mediante uma leitura completa das reivindicações a seguir.
Reivindicações
Claims (14)
1. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA em uma situação em que a presença da primeira turbina eólica afeta o vento de modo que seja gerado um redemoinho que afeta a segunda turbina eólica, caracterizado pelo fato de que o método compreende: determinar um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica; determinar um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica; com base em nos um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica e nos um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica, determinar um valor de um parâmetro de um modelo de redemoinho teórico para determinar um modelo de redemoinho atual; e otimizar a operação da primeira e segunda turbinas eólicas com base no modelo de redemoinho atual.
2. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a determinação dos um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica compreende determinar a primeira velocidade de vento na primeira turbina eólica; em que a determinação dos um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica compreende determinar a segunda velocidade de vento na segunda turbina eólica; e em que o valor do parâmetro do modelo de redemoinho teórico é determinado dependendo da primeira e segunda velocidades do vento que denotam um déficit de velocidade de vento causado pelo redemoinho na segunda turbina eólica.
3. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que a determinação dos um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica compreende determinar a primeira turbulência de vento na primeira turbina eólica; em que a determinação dos um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica compreende determinar a segunda turbulência de vento na segunda turbina eólica; e em que o valor do parâmetro do modelo de redemoinho teórico é determinado dependendo da primeira e segunda turbulências de vento que denotam uma turbulência de vento adicionada causada pelo redemoinho na segunda turbina eólica.
4. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que os um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica são determinados com base nas uma ou mais medições a partir de um LIDAR associado à primeira turbina eólica e/ou os um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica são determinados com base em uma ou mais medições a partir de um LIDAR associado à segunda turbina eólica.
5. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que os um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica são determinados com base nas uma ou mais características operacionais da primeira turbina eólica e/ou os um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica são determinados com base nas uma ou mais características operacionais da segunda turbina eólica; em que as ditas uma ou mais características operacionais compreendem pelo menos um dentre: ângulo de passo, ângulo de guinada, velocidade de rotor, torque de rotor e potência gerada.
6. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que os um ou mais parâmetros do vento na primeira turbina eólica são determinados com base nas uma ou mais cargas medidas na primeira turbina eólica, e/ou os um ou mais parâmetros do vento na segunda turbina eólica são determinados com base nas uma ou mais cargas medidas na segunda turbina eólica.
7. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente determinar uma divergência entre um modelo de redemoinho determinado anteriormente e o modelo de redemoinho atual; verificar se a dita divergência excede um limiar predefinido; e em caso de resultado negativo da dita verificação, considerar o modelo de redemoinho determinado anteriormente como o modelo de redemoinho atual.
8. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma dentre as reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o modelo de redemoinho determinado anteriormente é um modelo de redemoinho determinado em uma execução anterior do método para operar a primeira e segunda turbinas eólicas.
9. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que a primeira e segunda turbinas eólicas são operadas controlando-se um ou mais parâmetros operacionais da turbina eólica; e em que a otimização da operação da primeira e segunda turbinas eólicas compreende obter valores ótimos dos parâmetros operacionais a partir de uma ou mais matrizes ou tabelas de consulta que definem possíveis valores dos parâmetros operacionais dependendo pelo menos de possíveis valores de um ou mais parâmetros de um objetivo de otimização e de possíveis valores de um ou mais parâmetros do modelo de redemoinho atual; em que os ditos valores ótimos dos parâmetros operacionais são aqueles que maximizam os parâmetros do objetivo de otimização dependendo dos parâmetros do modelo de redemoinho atual.
10. MÉTODO PARA OPERAR UMA PRIMEIRA TURBINA EÓLICA E UMA SEGUNDA TURBINA EÓLICA, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que a primeira e segunda turbinas eólicas são operadas controlando-se um ou mais parâmetros operacionais da turbina eólica; e em que a otimização da operação da primeira e segunda turbinas eólicas compreende obter valores ótimos dos parâmetros operacionais a partir de uma ou mais funções que definem os parâmetros operacionais dependendo pelo menos de um ou mais parâmetros de um objetivo de otimização e de um ou mais parâmetros do modelo de redemoinho atual; em que os ditos valores ótimos dos parâmetros operacionais são aqueles que maximizam os parâmetros do objetivo de otimização dependendo dos parâmetros do modelo de redemoinho atual.
11. MÉTODO PARA OPERAR UMA PLURALIDADE DE TURBINAS EÓLICAS, caracterizado pelo fato de que o método compreende detectar um ou mais pares das turbinas eólicas que têm uma primeira turbina eólica e uma segunda turbina eólica em uma situação em que a presença da primeira turbina eólica afeta o vento de modo que seja gerado um redemoinho que afeta a segunda turbina eólica; operar, para pelo menos alguns dos pares detectados de turbinas eólicas, a primeira e segunda turbinas eólicas do par de turbinas eólicas realizando-se um método para operar primeira e segunda turbinas eólicas, conforme definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 10.
12. MÉTODO PARA OPERAR UMA PLURALIDADE DE TURBINAS EÓLICAS, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma dentre os pares de turbinas eólicas é detectada com o uso de um modelo de redemoinho determinado anteriormente.
13. SISTEMA DE CONTROLE PARA OPERAR UMA PLURALIDADE DE TURBINAS EÓLICAS que compreende um processador e uma memória; caracterizado pelo fato de que a memória armazena instruções executáveis por computador que, quando executadas, fazem com que o processador realize um método para operar uma pluralidade de turbinas eólicas, conforme definido em qualquer uma das reivindicações 11 a 12.
14. PARQUE EÓLICO, caracterizado pelo fato de que compreende uma pluralidade de turbinas eólicas e um sistema de controle, conforme definido na reivindicação 13.
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