ES2640271T3 - Estimación de propiedades del viento usando un dispositivo de determinación y detección de luz - Google Patents

Estimación de propiedades del viento usando un dispositivo de determinación y detección de luz Download PDF

Info

Publication number
ES2640271T3
ES2640271T3 ES12188543.8T ES12188543T ES2640271T3 ES 2640271 T3 ES2640271 T3 ES 2640271T3 ES 12188543 T ES12188543 T ES 12188543T ES 2640271 T3 ES2640271 T3 ES 2640271T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
wind
property
rotor
wind turbine
expected
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES12188543.8T
Other languages
English (en)
Inventor
Ian Couchman
Robert Bowyer
Kelvin Hales
Christopher Palmer
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Vestas Wind Systems AS
Original Assignee
Vestas Wind Systems AS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US13/274,108 external-priority patent/US9234506B2/en
Application filed by Vestas Wind Systems AS filed Critical Vestas Wind Systems AS
Application granted granted Critical
Publication of ES2640271T3 publication Critical patent/ES2640271T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01S—RADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
    • G01S17/00—Systems using the reflection or reradiation of electromagnetic waves other than radio waves, e.g. lidar systems
    • G01S17/88—Lidar systems specially adapted for specific applications
    • G01S17/95—Lidar systems specially adapted for specific applications for meteorological use
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/82—Forecasts
    • F05B2260/821—Parameter estimation or prediction
    • F05B2260/8211—Parameter estimation or prediction of the weather
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/80—Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
    • F05B2270/804—Optical devices
    • F05B2270/8042—Lidar systems
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/80—Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
    • F05B2270/805—Radars
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
    • Y02A90/10—Information and communication technologies [ICT] supporting adaptation to climate change, e.g. for weather forecasting or climate simulation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Radar, Positioning & Navigation (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Método para determinar una propiedad del viento que se aproxima a al menos una turbina eólica, que comprende: recuperar una pluralidad de mediciones de sensor procedentes de uno o más dispositivos de sensor, en el que cada dispositivo de sensor está configurado para medir la propiedad del viento en una pluralidad de ubicaciones; determinar una propiedad del viento esperada en un rotor de la turbina eólica basándose en la pluralidad de mediciones de sensor y un modelo de flujo de viento; ajustar al menos un parámetro de funcionamiento de la turbina eólica basándose en la propiedad del viento esperada en el rotor de la turbina eólica; y comparar, usando un compensador de observación, la propiedad del viento determinada esperada en el rotor con una propiedad del viento medida en el rotor para determinar una diferencia entre la propiedad determinada y la propiedad medida y ajustar una determinación posterior de la propiedad del viento esperada en la turbina eólica basándose en la diferencia determinada; en el que dicho modelo de flujo de viento es un modelo dinámico basándose en una discretización espacial según la ecuación de Navier-Stokes.

Description

5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
DESCRIPCION
Estimacion de propiedades del viento usando un dispositivo de determinacion y deteccion de luz Campo de la invencion
Realizaciones de la invencion se refieren, en general, a una deteccion avanzada de la velocidad y direccion del viento aguas arriba de un generador de turbina eolica (WTG), espedficamente a metodos y sistemas para procesar senales del viento para su uso en el controlador de WTG.
Antecedentes
En los ultimos anos, ha habido un interes creciente en la reduccion de emisiones de gases de efecto invernadero generados quemando combustibles fosiles. Una solucion para reducir emisiones de gases de efecto invernadero es desarrollar fuentes de energfa renovables. Particularmente, la energfa derivada del viento ha demostrado ser una fuente de energfa segura y fiable con el entorno, que puede reducir la dependencia a los combustibles fosiles.
La energfa en el viento puede captarse mediante una turbina eolica, que es una maquina rotatoria que convierte la energfa cinetica del viento en energfa mecanica, y posteriormente la energfa mecanica en energfa electrica. Las turbinas eolicas de eje horizontal habituales inluyen una torre, una gondola ubicada en la punta de la torre, y un rotor que se soporta en la gondola por medio de un arbol. El arbol acopla el rotor o bien directa o bien indirectamente con un conjunto de rotor de un generador alojado en el interior de la gondola. Una pluralidad de generadores de turbina eolica pueden disponerse en conjunto en un parque eolico o central eolica para generar suficiente energfa para soportar una red electrica.
En turbinas eolicas de alto rendimiento actuales, se hace cada vez mas importante controlar las fuerzas aerodinamicas junto con la respuesta aeroelastica a traves de manipulacion activa. Tal control no solamente puede lograrse mediante medios aerodinamicos, sino tambien mediante, por ejemplo, el control del cabeceo de la pala o la velocidad de rotacion del rotor de turbina eolica.
Las turbinas eolicas mas actuales estan equipadas con un sensor o sensores de viento en la gondola que pueden detectar la velocidad y direccion del viento. Basandose en la velocidad y direccion del viento detectadas, pueden tomarse una o mas decisiones de control tales como realizar el cabeceo de las palas, realizar la guinada de la turbina a barlovento, etc., para garantizar la generacion de una cantidad de energfa, reduccion de cargas y esfuerzos deseados sobre componentes de turbina eolica y similares.
El documento WO98/42980 da a conocer una turbina eolica con un sistema de medicion de velocidad del viento basandose en un dispositivo LIDAR. El documento GB2476506 da a conocer un control de una turbina eolica basandose en una senal de sensor que indica el estado del viento aguas arriba. El documento WO2009/134221 da a conocer un velodmetro doppler con laser que puede usarse con una turbina eolica. La publicacion “Wind turbine wake aerodynamics” por L. J. Vermeer et al. describe la aerodinamica de regiones de estela proxima y lejana de turbinas eolicas.
Sumario de la invencion
La invencion se define en las reivindicaciones independientes a las que debe hacerse referencia ahora. Se definen caractensticas ventajosas en las reivindicaciones dependientes.
Realizaciones de la invencion se refieren, en general, a la deteccion avanzada de la velocidad y direccion del viento aguas arriba de un generador de turbina eolica (WTG), espedficamente a metodos y sistemas para procesar senales del viento para su uso en el controlador de WTG. Ejemplos de sensores que pueden usarse para medir la velocidad y direccion del viento de manera previa del rotor son radares, dispositivos de determinacion y deteccion de luz (LIDAR), SODAR y velodmetros doppler con laser.
Una realizacion de la invencion proporciona un metodo para determinar una propiedad del viento que se aproxima a al menos una turbina eolica. Generalmente, el metodo comprende recuperar una pluralidad de mediciones de sensor procedentes de uno o mas dispositivos de sensor, en el que cada dispositivo de sensor esta configurado para medir la propiedad del viento en una pluralidad de ubicaciones, determinar una propiedad del viento esperada en un rotor de la turbina eolica basandose en la pluralidad de mediciones de sensor y un modelo predefinido de flujo de viento, ajustar al menos un parametro de funcionamiento de la turbina eolica basandose en la propiedad del viento esperada en el rotor de la turbina eolica, comparar, usando un compensador de observacion, la propiedad del viento esperada determinada en el rotor con una propiedad del viento medida en el rotor para determinar una diferencia entre la propiedad determinada y la medicion, y ajustar una determinacion posterior de la propiedad del viento esperada en la turbina eolica basandose en la diferencia determinada. Dicho modelo de flujo de viento es un modelo dinamico basandose en una discretizacion espacial segun la ecuacion Navier-Stokes.
Otra realizacion de la invencion proporciona una turbina eolica que comprende un procesador configurado para recuperar una pluralidad de mediciones de sensor procedentes de uno o mas dispositivos de sensor, en la que cada
dispositivo de sensor esta configurado para medir la propiedad del viento en una pluralidad de ubicaciones, determinar una propiedad del viento esperada en un rotor de la turbina eolica basandose en la pluralidad de mediciones de sensor y un modelo predefinido de flujo de viento, ajustar al menos un parametro de funcionamiento de la turbina eolica basandose en la propiedad del viento esperada en el rotor de la turbina eolica, comparar, usando 5 un compensador de observacion, la propiedad del viento esperada determinada en el rotor con una propiedad del viento medida en el rotor para determinar una diferencia entre la propiedad determinada y la medicion, y ajustar una determinacion posterior de la propiedad del viento esperada en la turbina eolica basandose en la diferencia determinada. Dicho modelo de flujo de viento es un modelo dinamico basandose en una discretizacion espacial segun la ecuacion Navier-Stokes.
10 Aun otra realizacion de la invencion proporciona una central eolica que comprende una pluralidad de turbinas eolicas, uno o mas dispositivos de deteccion de viento, y un procesador de central eolica. Generalmente, el procesador de central eolica esta configurado para recuperar una pluralidad de mediciones de sensor procedentes del uno o mas dispositivos de sensor, en la que cada dispositivo de sensor esta configurado para medir la propiedad del viento en una o mas ubicaciones, determinar una propiedad del viento esperada en un rotor de al menos una de 15 la pluralidad de turbinas eolicas basandose en la pluralidad de mediciones de sensor y un modelo predefinido de flujo de viento, ajustar al menos un parametro de funcionamiento de la al menos una de la pluralidad de turbinas eolicas basandose en la propiedad del viento esperada en el rotor de la turbina eolica, comparar, usando un compensador de observacion, la propiedad del viento esperada determinada en el rotor con una propiedad del viento medida en el rotor para determinar una diferencia entre la propiedad determinada y la medicion, y ajustar una 20 determinacion posterior de la propiedad del viento esperada en la turbina eolica basandose en la diferencia determinada. Dicho modelo de flujo de viento es un modelo dinamico basandose en una discretizacion espacial segun la ecuacion Navier-Stokes.
Breve descripcion de los dibujos
Realizaciones de la presente invencion se explican, a modo de ejemplo, y con referencia a los dibujos adjuntos. 25 Debe observarse que los dibujos adjuntos solamente ilustran ejemplos de realizaciones de esta invencion y, por tanto, no debe considerarse que limitan su alcance, ya que la invencion puede admitir otras realizaciones igualmente efectivas.
La figura 1 ilustra una turbina eolica a modo de ejemplo segun una realizacion de la invencion.
La figura 2 ilustra una vista mas detallada de componentes de una turbina eolica a modo de ejemplo segun una
30 realizacion de la invencion.
La figura 3 ilustra un dispositivo de determinacion y deteccion de luz segun una realizacion de la invencion.
La figura 4 ilustra una radiacion pulsada segun una realizacion de la invencion.
La figura 5 ilustra la logica del proceso segun una realizacion de la invencion.
La figura 6 es un diagrama de flujo de un metodo a modo de ejemplo para determinar una propiedad del viento que 35 se aproxima a una turbina eolica, segun una realizacion de la invencion.
La figura 7 ilustra un campo de vientos a modo de ejemplo segun una realizacion de la invencion.
La figura 8 ilustra un dispositivo de determinacion y deteccion de luz a modo de ejemplo segun una realizacion de la
invencion.
La figura 9 ilustra un sistema a modo de ejemplo segun una realizacion de la invencion.
40 La figura 10 ilustra otro sistema a modo de ejemplo segun una realizacion de la invencion.
La figura 11 es un diagrama de flujo de operaciones a modo de ejemplo realizado para determinar propiedades del viento esperadas en un rotor de una turbina eolica.
Descripcion detallada
A continuacion, se hace referencia a realizaciones de la invencion. Sin embargo, debe entenderse que la invencion 45 no se limita a las realizaciones descritas espedficas. En cambio, se contempla cualquier combinacion de las siguientes caractensticas y elementos, independientemente de que esten relacionados con diferentes realizaciones, para implementar y poner en practica la invencion.
Ademas, en diversas realizaciones, la invencion proporciona numerosas ventajas sobre la tecnica anterior. Sin embargo, a pesar de que las realizaciones de la invencion pueden lograr ventajas sobre otras soluciones posibles 50 y/o sobre la tecnica anterior, independientemente de que se logre una ventaja particular por una realizacion dada, no limitan la invencion. Por tanto, los siguientes aspectos, caractensticas, realizaciones y ventajas son simplemente ilustrativos y no se consideran elementos o limitaciones de las reivindicaciones adjuntas excepto en el caso en que
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
se especifique lo contrario de manera clara en una reivindicacion. Del mismo modo, las referencias a “la invencion” no deben interpretarse como una generalizacion de ninguna materia dada a conocer en el presente documento y no debera considerarse como un elemento o limitacion de las reivindicaciones adjuntas excepto en caso de que se explicite lo contrario de manera clara en una reivindicacion.
La siguiente es una descripcion detallada de realizaciones de la invencion representadas en los dibujos adjuntos. Las realizaciones son ejemplos y se encuentran en tal detalle como para comunicar de manera clara la invencion. Sin embargo, la cantidad de detalle ofrecido no pretende limitar las variaciones anticipadas de realizaciones; sino que por el contrario, la intencion es incluir todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que se encuentran dentro del alcance de la invencion tal como se definio por las reivindicaciones adjuntas.
En general, es deseable que una turbina eolica tenga un conocimiento avanzado sobre las propiedades del viento que llegaran en poco tiempo a la turbina. Tal conocimiento aporta al controlador de turbina tiempo suficiente para ajustar parametros de funcionamiento, tales como angulo de cabeceo de pala o velocidad del rotor, para hacer frente a las condiciones que se aproximan. Esto puede llevarse a cabo por numerosos motivos. A velocidades de viento inferiores puede ser importante maximizar la energfa que puede extraerse por el viento ajustando parametros tales como el angulo de cabeceo de pala a una posicion optima. Por otro lado, a velocidades de viento superiores es importante ajustar parametros de turbina para evitar un funcionamiento bajo condiciones que podnan conllevar danos. Por ejemplo, las turbinas eolicas tienen normalmente una potencia asignada predefinida. Cuando esta salida de potencia se supera, el angulo de cabeceo de pala y otros parametros de funcionamiento pueden ajustarse para reducir la cantidad de energfa que se extra del viento. Las turbinas eolicas tambien requieren disenarse para soportar condiciones de funcionamiento extremas, por ejemplo, aquellas definidas en IEC 61400-1:2005. Normalmente, estas condiciones extremas son situaciones aisladas poco frecuentes o un numero pequeno de situaciones cumulativas que provocan cargas grandes, a menudo desequilibradas, en la turbina eolica y danaran la turbina o reduciran la vida util global de los componentes de turbina, tales como las palas o la caja de engranajes en cantidades significativas.
La figura 1 ilustra una turbina eolica a modo de ejemplo 100 segun una realizacion de la invencion. Tal como se ilustra en la figura 1, la turbina eolica 100 incluye una torre 110, una gondola 120 y un rotor 130. En una realizacion de la invencion, la turbina eolica 100 puede ser una turbina eolica terrestre. Sin embargo, realizaciones de la invencion no solamente se limitan a turbinas eolicas terrestres. En realizaciones alternativas, la turbina eolica 100 puede ser una turbina eolica mantima ubicada sobre una masa de agua tal como, por ejemplo, un lago, un oceano o similar.
La torre 110 de turbina eolica 100 puede estar configurada para elevar la gondola 120 y el rotor 130 hasta una altura en la que un flujo de aire fuerte, menos turbulento y generalmente no obstruido puede recibirse por el rotor 130. La altura de la torre 110 puede ser cualquier altura razonable. La torre 110 puede estar realizada de cualquier tipo de material, por ejemplo, acero, hormigon o similares. En algunas realizaciones, la torre 110 puede estar realizada de un material monoiftico. Sin embargo, en realizaciones alternativas, la torre 110 puede incluir una pluralidad de secciones, por ejemplo, dos o mas secciones de acero tubulares 111 y 112, tal como se ilustra en la figura 1. En algunas realizaciones de la invencion, la torre 110 puede ser una torre enrejada. Por consiguiente, la torre 110 puede incluir perfiles de acero soldado.
El rotor 130 incluye un buje de rotor (a continuacion, en el presente documento conocido simplemente como “buje”) 131 y al menos una pala 132 (se muestran tres palas 132 de este tipo en la figura 1). El buje de rotor 131 esta configurado para acoplar la al menos una pala 132 a un arbol (no mostrado). Las palas 132 tienen un perfil aerodinamico de manera que, a velocidades de viento predefinidas, las palas 132 experimentan un ascenso, provocando de este modo que las palas roten radialmente alrededor del buje. La gondola 120 incluye uno o mas componentes configurados para convertir la energfa aeromecanica de las palas en energfa de rotacion del arbol, y la energfa de rotacion del arbol en energfa electrica.
La figura 1 tambien representa un sensor de viento 123. El sensor de viento 123 esta configurado para detectar una direccion del viento en o proxima a la turbina eolica 100. Al detectar la direccion del viento, el sensor de viento 123 proporciona datos utiles que pueden usarse para determinar operaciones, tales como realizar la guinada de la turbina eolica 100 en el viento. El sensor de viento 123 puede usar la velocidad y/o direccion del viento para controlar el angulo de cabeceo de pala. Los datos de velocidad del viento pueden usarse para determinar un angulo de cabeceo apropiado que permite a las palas 132 captar una cantidad de energfa deseada procedente del viento o evitar cargas excesivas en los componentes de turbina. En algunas realizaciones, el sensor de viento 123 puede estar integrado con un sensor de temperatura, sensor de presion y similares, que proporcionan datos adicionales con respecto al entorno que rodea la turbina eolica. Tales datos pueden usarse para determinar uno o mas parametros de funcionamiento de la turbina eolica para facilitar la captacion de una cantidad de energfa deseada por la turbina eolica 100 o para evitar danar los componentes de la turbina eolica.
En una realizacion de la invencion, puede proporcionarse un dispositivo de deteccion remoto, tal como un dispositivo de determinacion y deteccion de luz (LIDAr) 180, en o proximo a la turbina eolica 100. Por ejemplo, el LIDAR 180 puede colocarse en una gondola, buje y/o torre de la turbina eolica, tal como se ilustra en la figura 1. En realizaciones alternativas, el LIDAR 180 puede colocarse en una o mas palas 132 de la turbina eolica 100. En
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
algunas otras realizaciones, el dispositivo LIDAR puede colocarse proximo a la turbina eolica 100, por ejemplo, en el suelo tal como se muestra en la figura 1. En general, el LIDAR 180 puede estar configurado para detectar la velocidad y/o direccion del viento en uno o mas puntos en la parte frontal de la turbina eolica 100. Dicho de otro modo, el LlDAR 180 puede permitir que la turbina eolica detecte la velocidad del viento antes de que el viento alcance realmente la turbina eolica. Esto permite que la turbina eolica 100 ajuste proactivamente uno o mas del angulo de cabeceo de pala, par del generador, posicion de guinada, y parametros de funcionamiento similares para captar mas energfa del viento, reducir cargas en los componentes de turbina, y similares. En algunas realizaciones, un controlador esta configurado para combinar los datos recibidos desde un dispositivo LIDAR 180 y el sensor de viento 123 para generar una medicion mas precisa de la velocidad y/o direccion del viento.
La figura 2 es una vista esquematica de componentes habituales del interior de la gondola 120 y torre 110 de un generador de turbina eolica 100. Cuando el viento 200 empuja las palas 132, el rotor 130 gira, haciendo rotar de este modo un arbol de baja velocidad 202. Los engranajes en una caja de engranajes 204 convierten mecanicamente la velocidad de rotacion baja del arbol de baja velocidad 202 en una velocidad de rotacion relativamente alta de un arbol de alta velocidad 208 adecuado para generar electricidad usando un generador 206. En una realizacion alternativa, la caja de engranajes puede omitirse, y un unico arbol, por ejemplo, el arbol 202 puede estar acoplado directamente con el generador 206.
Un controlador 210 detecta la velocidad de rotacion de uno o ambos arboles 202, 208. Si el controlador decide que el/los arbol(es) estan rotando demasiado rapido, el controlador puede enviar una senal a un sistema de frenado 212 para ralentizar la rotacion de los arboles, lo que ralentiza la rotacion del rotor 106, a su vez. El sistema de frenado 212 pretende impedir danos a los componentes del generador de turbina eolica 100. El controlador 210 tambien esta configurado para recibir entradas desde un anemometro 214 (que proporciona la velocidad del viento) y/o una valvula de viento 216 (que proporciona la direccion del viento). Basandose en la informacion recibida, el controlador 210 envfa una senal de control a una o mas de las palas 108 en un esfuerzo para ajustar el cabeceo 218 de las palas. Al ajustar el cabeceo 218 de las palas con respecto a la direccion del viento, la velocidad de rotacion del rotor (y, por tanto, los arboles 202, 208) puede aumentarse o reducirse. Basandose en la direccion del viento, por ejemplo, el controlador 210 envfa una senal de control a un conjunto que comprende un motor de guinada 220 y un accionador de guinada 222 para hacer rotar la gondola 104 con respecto a la torre 102, de manera que el rotor 106 pueda colocarse para situarse mas orientado (o, en determinadas circunstancias, menos) a barlovento o a sotavento (si es una turbina eolica a sotavento). En realizaciones adicionales, el controlador 210 tambien esta configurado para recibir senales de excitacion de central, tales como senales de control electricas o senales de sensor que indican la salida de potencia del generador, el punto de consigna de funcionamiento de turbina o generador, la potencia asignada, frecuencia, tension o cualquier otra variable electrica apropiada para describir el estado de la maquina electrica rotatoria.
El generador 206 puede estar configurado para generar una corriente alterna trifasica basandose en uno o mas requisitos de red electrica. En una realizacion, el generador 206 puede ser un generador smcrono. Los generadores smcronos pueden estar configurados para funcionar a una velocidad constante, y pueden estar conectados directamente a la red electrica. En algunas realizaciones, el generador 206 puede ser un generador de iman permanente. En realizaciones alternativas, el generador 206 puede ser un generador asmcrono, tambien denominado en ocasiones generador de induccion. Los generadores de induccion pueden o no estar conectados directamente a la red electrica. Por ejemplo, en algunas realizaciones, el generador 206 puede estar acoplado a la red electrica mediante uno o mas dispositivos electricos configurados para, por ejemplo, ajustar la corriente, tension, y otros parametros electricos para cumplir uno o mas requisitos de red electrica. Dispositivos electricos a modo de ejemplo incluyen, por ejemplo, inversores, conversores, resistencias, conmutadores, transformadores y similares.
Las realizaciones de la invencion no se limitan a ningun tipo de generador o disposicion del generador particular ni a uno o mas dispositivos electricos asociados con el generador en relacion con la red electrica. Cualquier tipo adecuado de generador incluyendo (pero no limitandose a) generadores de induccion, generadores de imanes permanentes, generadores smcronos o similares, configurados para generar electricidad segun requisitos de red electrica, se encuentran dentro de alcance de la invencion.
La figura 2 tambien ilustra un LIDAR montado en buje 180 a modo de ejemplo segun una realizacion de la invencion. Aunque se muestre en el buje en la figura 2, en realizaciones alternativas, el dispositivo LIDAR 180 puede colocarse en o proximo a cualquier ubicacion de la turbina, por ejemplo, en el suelo, en las palas, en la gondola, en la torre y similares.
La figura 3 ilustra una vista a modo de ejemplo de componentes dentro de un LIDAR 180 segun una realizacion de la invencion. Tal como se ilustra, el LIDAR 180 incluye un emisor 310, un detector 320 y un bloque de procesamiento 330. El termino “logica del proceso” se usa en el presente documento con referencia a cualquier combinacion de uno o mas del emisor 310, detector 320 y bloque de procesamiento 330. Aunque en la figura 3 se muestra un unico par de emisor detector 310-320, en realizaciones alternativas, el LIDAR 180 puede incluir cualquier numero de emisores y/o detectores. En una realizacion de la invencion, un emisor/detector puede realizar una operacion de exploracion para medir propiedades del viento en una pluralidad de puntos.
El emisor 310 esta configurado para generar un haz de luz, tal como un haz de luz ultravioleta, visible, infrarrojo
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
cercano y/o infrarrojo. El detector 320 esta configurado para detectar retrodispersion del haz de luz emitido por el emisor desde uno o mas objetos. El bloque de procesamiento 330 esta configurado para determinar una o mas propiedades de la luz retrodispersada detectada por el detector 320 y determinar una o mas propiedades del uno o mas objetos desde los que se refleja el haz de luz.
Tal como se menciono anteriormente, el LIDAR 180 se usa para medir la velocidad y/o direccion del viento en al menos una ubicacion o posicion remota. El conocer la velocidad y direccion del viento en una ubicacion remota, por ejemplo, enfrente de un rotor de una turbina eolica, permite que la turbina eolica optimice uno o mas parametros de funcionamiento tales como el angulo de cabeceo de pala y/o el par del generador para reducir cargas sobre los componentes de turbina eolica y/o aumentar la captacion de energfa. Para medir la velocidad del viento de manera remota, puede emitirse un haz de luz (por ejemplo, un haz de laser) al viento que se aproxima mediante, por ejemplo, el emisor 310 del LIDAR 180. La luz emitida puede reflejarse en aerosoles (por ejemplo, polen, polvo) en el viento y puede dispersarse en multiples direcciones. Una parte de la luz dispersada puede viajar de vuelta al LIDAR 180, y puede detectarse mediante, por ejemplo, el detector 320 de LIDAR 180. Basandose en la luz retrodispersada, puede determinarse una o mas propiedades de los aerosoles mediante el bloque de procesamiento 330. Por ejemplo, el bloque de procesamiento 330 usa el efecto doppler para determinar propiedades de los aerosoles. Dado que las propiedades de los aerosoles estan fuertemente relacionadas con la propiedad del viento que transporta los aerosoles, pueden determinarse propiedades del viento, por ejemplo velocidad y direccion del viento, basandose en las propiedades de los aerosoles.
En una realizacion de la invencion, el emisor 310 puede estar configurado para generar destellos de radiacion cortos o pulsados. En una realizacion, una o mas propiedades de la radiacion pueden diferir de un destello a otro destello. La radiacion pulsada puede permitir que el LIDAR 180 determine propiedades de aerosoles en multiples ubicaciones remotas, facilitando de este modo una estimacion mas precisa de propiedades del viento que se aproxima.
La figura 4 ilustra el funcionamiento de un sistema LIDAR pulsado segun una realizacion de la invencion. Tal como se muestra, se emite radiacion pulsada 410 por el LIDAR 180 al viento que se aproxima. En una realizacion, la radiacion 410 incluye destellos de radiacion cortos de diferente intensidad. La radiacion pulsada puede usarse para medir propiedades del viento a multiples distancias, por ejemplo, a 25m, 50m, 75m y 100m tal como se muestra en la figura 4. Cada una de las multiples distancias en las que se miden las propiedades del viento se conocen en el presente documento como intervalo de compuerta. Por ejemplo, la figura 4 ilustra 4 intervalos de compuertas.
Aunque se da a conocer la variacion de la intensidad de radiacion/luz anteriormente en el presente documento, en realizaciones alternativas, cualquier otra propiedad de la luz, por ejemplo, el tamano del pulso, forma del pulso, longitud del pulso, o similares, puede variar de un destello a otro destello. En otra realizacion, en lugar de usar radiacion pulsada, el LIDAR 180 puede incluir una pluralidad de pares de emisor detector, en la que cada par de emisor detector esta asociado con un intervalo de compuerta particular. Cada uno de los pares de emisor detector puede emitir y detectar un tipo unico de radiacion, por ejemplo, radiacion de una intensidad particular, permitiendo de este modo que el par de emisor detector detecte las propiedades del viento en el intervalo de compuerta asociado.
La figura 4 supone que conlleva un tiempo t que la radiacion viaje una distancia de 25m. Por consiguiente, para medir las propiedades del viento en cada una de las distancias predefinidas, el detector mide el cambio en frecuencia de la radiacion a medida que interacciona con los aerosoles en el aire. Por ejemplo, a 25m la partfcula de aerosol se mueve hacia la fuente de luz, lo que provoca que la frecuencia de la luz reflejada sea superior 411. Este cambio en las propiedades de la luz puede utilizarse para medir las propiedades del viento a 25m. De manera similar, un pulso de luz 412 puede utilizarse para medir las propiedades del viento a 50m. Un tercer pulso de luz 413 puede utilizarse para medir las propiedades del viento a 75m, y finalmente un cuarto pulso de luz 411 puede utilizarse para medir las propiedades del viento a 100m.
Tal como se ilustra adicionalmente en la figura 4, al menos una parte de la radiacion pulsada puede reflejarse de vuelta hacia el LIDAR 180 mediante los aerosoles en el viento. Por ejemplo, una partfcula de aerosol 431 a una distancia de 25m con respecto al LIDAR 180 puede reflejar una parte 421 de la radiacion pulsada de vuelta al LIDAR 180. De manera similar, las partfculas 432, 433 y 434 se muestran reflejando partes de la radiacion pulsada 422, 423 y 424, respectivamente desde distancias de 50m, 75m y 100m, de vuelta hacia el LIDAR 180. Aunque solamente se muestra una unica partfcula de aerosol en cada una de las distancias de 25m, 50m 75m y 100m por motivos de simplicidad, un experto en la tecnica reconocera que pueden existir una pluralidad de partfculas de aerosol en cada distancia predefinida desde el LIDAR 180, y que cada partfcula puede retrodispersar una parte de la radiacion pulsada al LIDAR 180.
En un ejemplo, las partes retrodispersadas de la radiacion pulsada 421-424 se reciben por el detector 320 a tiempos 2t, 4t, 6t y 8t, respectivamente. El bloque de procesamiento 330 (vease la figura 3) analiza la radiacion retrodispersada detectada para determinar una o mas propiedades de las partfculas de aerosol 431-434. Por ejemplo, el bloque de procesamiento 330 utiliza el efecto doppler para determinar la velocidad de las partfculas de aerosol 431-434 en la direccion del laser.
Es posible que las partfculas de aerosol en diferentes ubicaciones tengan velocidades y direccion diferentes. Por
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
ejemplo, la partfcula de aerosol 431 se muestra moviendose en una primera direccion 441, la partfcula de aerosol 432 se muestra moviendose en una segunda direccion 442, la partfcula de aerosol 433 se muestra moviendose en una tercera direccion 443 y la partfcula de aerosol 434 se muestra moviendose en una cuarta direccion 444. Dado que las partfculas de aerosol pueden estar moviendose a diferentes velocidades y direcciones en diferentes distancias, las partfculas en una ubicacion particular solas pueden no proporcionar una indicacion precisa de propiedades del viento que se mueve hacia la turbina eolica. Realizaciones de la invencion proporcionan un LIDAR 180 que puede medir propiedades del viento en una pluralidad de ubicaciones y determinar una indicacion mas precisa de las propiedades de viento que alcanzaran la turbina.
Aunque la figura 4 ilustra propiedades de medicion del viento en multiples puntos diferentes que estan a diferentes distancias del rotor de turbina eolica, en realizaciones alternativas, los multiples puntos de medicion diferentes pueden estar a la misma distancia del rotor de turbina eolica. Por ejemplo, en una realizacion, puede usarse un dispositivo LIDAR de exploracion para medir propiedades del viento en multiples puntos que estan a una distancia predefinida del rotor de turbina eolica. En una realizacion, se usa una combinacion de mediciones en multiples ubicaciones, algunas de las cuales pueden estar a diferentes distancias, y algunas de las cuales pueden estar a la misma distancia del rotor de turbina eolica, para estimar las propiedades del viento que se aproxima.
La figura 5 ilustra una vista mas detallada del bloque de procesamiento 330 segun una realizacion de la invencion. El bloque de procesamiento 330 puede implementarse como hardware, software o una combinacion de hardware y software. Aunque se muestre como una parte del dispositivo LIDAR 180, en realizaciones alternativas, el bloque de procesamiento puede implementarse fuera del dispositivo LIDAR 180, por ejemplo, en el controlador de turbina eolica 210 (vease la figura 2).
Tal como se ilustra en la figura 5, el bloque de procesamiento 330 incluye una pluralidad de bloques de reconstruccion de LIDAR 510 (se muestran cuatro bloques 510a-d), un selector de intervalo de compuerta 520 y un bloque de procesamiento de senal de control 530. Cada uno de los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 esta configurado para determinar una o mas propiedades del viento en una ubicacion remota. En una realizacion, cada bloque de reconstruccion de LIDAR 510 corresponde a un intervalo de compuerta respectivo. Por ejemplo, los bloques de reconstruccion de LIDAR 510a, 510b, 510c y 510d de la figura 5, corresponden a los intervalos de compuerta de 25m, 50m, 75m y 100m respectivamente en la figura 4.
En una realizacion, cada uno de los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 determina una velocidad de campo visual de los aerosoles asociada con su intervalo de compuerta respectivo basandose en el haz reflejado. La velocidad de campo visual se refiere a la velocidad del viento en una direccion a lo largo de la direccion de la radiacion pulsada. Las velocidades de campo visual se transfieren a un controlador separado, por ejemplo, el controlador 210, que entonces calcula una o mas de la velocidad del viento axial, velocidad del viento lateral, velocidad del viento absoluta y/o la direccion del viento. La velocidad del viento axial se refiere a la velocidad del viento en una direccion que es perpendicular al plano de rotor (fuera del plano), y la velocidad del viento lateral se refiere a la velocidad del viento en una direccion que es paralela al plano de rotor (en el plano).
En una realizacion de la invencion, cada bloque de reconstruccion de LIDAR 510 esta configurado para realizar filtrado de coherencia para eliminar cualquier ruido de fuentes no deseables en la radiacion detectada para un intervalo de compuerta particular. El ruido en la radiacion puede introducirse mediante otras fuentes de radiacion, reflexiones procedentes de uno o mas pulsos de radiacion previos o posteriores de diferente intensidad y similares. Ademas, diferentes frecuencias en el viento son coherentes a diferentes distancias. Por ejemplo, no se pretende que frecuencias elevadas a distancias de o proximas a 200m del rotor de turbina eolica alcancen el rotor. Por consiguiente, tales frecuencias elevadas pueden filtrarse en realizaciones de la invencion.
En algunos casos, puede ser posible que no existan aerosoles (o muy pocos aerosoles) en o proximos a un intervalo de compuerta particular. Por consiguiente, los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 asociados con ese intervalo de compuerta particular pueden no detectar una radiacion retrodispersada adecuada. En algunas realizaciones, el LIDAR 180 puede colocarse en una gondola de una turbina eolica. Por consiguiente, las palas en movimiento de la turbina eolica pueden hacer que la radiacion emitida no alcance el intervalo de compuerta. En algunas otras realizaciones, despues de realizar el filtrado de coherencia, los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 pueden determinar que la radiacion detectada no es fiable para calcular propiedades del viento para el intervalo de compuerta respectivo.
En tales casos, el bloque de reconstruccion de LIDAR 510 esta configurados para generar una senal que indica que los datos relacionados con ese intervalo de compuerta no son validos o fiables. Por ejemplo, si no se detecta la radiacion reflejada dentro de un periodo de tiempo predefinido desde el tiempo de emision de radiacion, el bloque de reconstruccion de LIDAR 510 genera una senal que indica que los datos para el intervalo de compuerta asociados con el bloque de reconstruccion de LIDAR 510 no son fiables.
Tal como se ilustra en la figura 5, los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 se acoplan al selector de intervalo de compuerta 520. En una realizacion, los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 estan configurados para transferir una o mas senales al selector de intervalo de compuerta 520. Por ejemplo, cada bloque de reconstruccion de LIDAR 510 transfiere datos relacionados con uno o mas de velocidad del viento axial, lateral, vertical, absoluta y/o direccion
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
del viento para un intervalo de compuerta respectivo al selector de intervalo de compuerta 520. En algunas realizaciones, cuando se determina que los datos para un intervalo de compuerta particular no son fiables (debido a, por ejemplo, carencia de partfculas de retrodispersion), el bloque de reconstruccion de LIDAR 510 para ese intervalo de compuerta transfiere una senal que indica que los datos para el intervalo de compuerta no son fiables.
El selector de intervalo de compuerta 520 recibe senales de cada uno de los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 y transfiere solamente datos validos al bloque de procesamiento de senal de control 530. Por ejemplo, si el bloque de reconstruccion de LIDAR 510a indica que los datos de ese bloque no son fiables, entonces el selector de intervalo de compuerta 520 puede no transferir los datos del bloque de reconstruccion de LIDAR 510a al bloque de procesamiento de senal de control 530.
El bloque de procesamiento de senal de control 530 esta configurado para combinar los datos recibidos desde dos o mas bloques de reconstruccion de LIDAR 510 (mediante el selector de intervalo de compuerta 520), y determinar una velocidad y/o direccion del viento estimadas para el viento que se aproximara al rotor de turbina eolica. Por ejemplo, en una realizacion, el bloque de procesamiento de senal de control promedia los datos validos recibidos de una pluralidad de bloques de reconstruccion de LIDAR 510 para determinar la velocidad y/o direccion del viento estimadas. En una realizacion alternativa, el bloque de procesamiento de control usa un promedio de la media cuadratica con respecto a los datos validos recibidos de una pluralidad de bloques de reconstruccion de LIDAR 510 para determinar la velocidad y/o direccion del viento estimadas. En una realizacion alternativa, el bloque de procesamiento de senal de control 530 esta configurado para determinar un promedio ponderado de los datos recibidos de los bloques de reconstruccion de LIDAR 510. Por ejemplo, en una realizacion particular, los intervalos de compuertas mas proximos a la turbina pueden tener una ponderacion superior que los intervalos de compuertas que estan mas alejados de la turbina.
En una realizacion de la invencion, las propiedades de viento estimadas que se espera que se aproximen a la turbina eolica se proporcionan (mediante el bloque de procesamiento de senal de control de LIDAR 530) a uno o mas controladores de la turbina eolica. Por ejemplo, en una realizacion, la velocidad del viento estimada del viento que se aproxima a la turbina eolica se proporciona a un controlador de cabeceo de turbina. El controlador de cabeceo de turbina ajusta un angulo de cabeceo de las palas de turbina eolica basandose en la velocidad del viento estimada recibida para maximizar la produccion de energfa, reducir cargas en los componentes de turbina eolica, o similares. En otra realizacion, una direccion del viento estimada calculada por el bloque de procesamiento de senal de control 530 puede proporcionarse a un controlador de guinada de la turbina eolica. El controlador de guinada ajusta una posicion de guinada de la turbina eolica basandose en la posicion del viento estimada recibida para garantizar que la turbina eolica esta orientada a barlovento. Aunque se hace referencia a un controlador de cabeceo y un controlador de guinada en el presente documento, en realizaciones alternativas, las propiedades del viento estimadas se transfieren a cualquier controlador de la turbina eolica, por ejemplo, un controlador de velocidad del rotor.
La figura 6 es un diagrama de flujo de operaciones a modo de ejemplo realizadas para determinar una propiedad del viento que se aproxima a una turbina eolica, segun una realizacion de la invencion. Las operaciones comienzan en la etapa 610 detectando radiacion reflejada de una pluralidad de intervalos de compuerta predefinidos. Por ejemplo, haciendo referencia a las figuras 4 y 5, los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 detectan radiacion reflejada de una pluralidad de intervalos de compuerta. En la etapa 610, se determina una propiedad del viento para cada intervalo de compuerta basandose en la radiacion detectada. Tal como se describio anteriormente, los bloques de reconstruccion de LIDAR 510 determinan una o mas de una velocidad del viento absoluta, velocidad del viento lateral, direccion del viento vertical, velocidad del viento axial, direccion del viento, o similares para intervalos de compuerta respectivos. En la etapa 630, la propiedad del viento que se aproxima a la turbina eolica se determina basandose en la propiedad del viento determinada de al menos dos intervalos de compuerta. Entonces, en la etapa 640, la propiedad determinada del viento que se aproxima a la turbina eolica se transfiere a un controlador de la turbina eolica, por ejemplo, un controlador de cabeceo, controlador de velocidad del rotor, controlador de guinada, o similares.
En otra realizacion de la invencion, las propiedades del viento medidas desde el LIDAR, que se midieron en una pluralidad de ubicaciones enfrente del rotor, se mapean a un tiempo/distancia enfrente del WTG y entonces se combinan en el controlador de WTG. Entonces, el controlador de turbina usa esta informacion para optimizar la captacion de energfa o reducir la carga en los componentes de turbina. Esto puede lograrse calculando la fase inicial para cada distancia de medicion, y entonces desviando las senales medidas en esta cantidad, cuando las senales se combinan. La desviacion de fase se actualizara continuamente durante el funcionamiento. Tambien puede ser ventajoso proporcionar diferentes ponderaciones a las propiedades del viento medidas por el LIDAR, dependiendo de la velocidad, direccion del viento y la distancia del rotor.
En realizaciones de la invencion, el controlador esta configurado para mejorar la calidad de las predicciones de campo de vientos calculadas a partir de las mediciones de LIDAR, por ejemplo, las mediciones de LIDAR recogidas de las etapas de la figura 6. En particular, el controlador esta configurado para combinar las mediciones de una unidad de LIDAR con un modelo dinamico de como un campo de vientos evoluciona para generar una estimacion mas fiable del viento registrado que puede aproximarse a una turbina, permitiendo por tanto un control mas fiable para una produccion de energfa optima, evitar danos y similares. En una realizacion, el controlador mencionado
5
10
15
20
25
30
35
40
45
anteriormente puede ser un controlador de una unica turbina eolica configurado para utilizar mediciones procedentes de una unidad de LIDAR asociada con la unica turbina eolica para estimar propiedades de un viento registrado que se aproxima a la unica turbina eolica. En una realizacion alternativa, el controlador puede ser un controlador de parque eolico configurado para estimar un campo de vientos que se aproxima a un parque eolico usando mediciones de una o mas unidades de LIDAR colocadas en el parque eolico.
La figura 7 ilustra un ejemplo de campo de vientos 700 que se aproxima a una turbina eolica 710. La lmea recta 701 indica un campo de vientos estimado determinado usando solamente equipo de deteccion de viento tal como un LIDAR para determinar propiedades promedio tales como velocidad y direccion del campo de vientos, y corresponde a la salida directa de los datos de sensor LIDAR. En realidad, el campo de vientos real puede no ser tan uniforme a lo largo del plano de rotor. Por ejemplo, la lmea discontinua 702 ilustra un campo de vientos real, en el que la velocidad, direccion del viento y similares pueden variar de una ubicacion a otra. Pueden usarse un flujo de aire dinamico o modelo de viento para hacer que campo de vientos estimado se aproxime mas proximo al campo de vientos real. En este contexto, se entendera que el modelo es una representacion matematica de parametros, tales como velocidad del viento absoluta, velocidad del viento lateral, direccion del viento vertical, direccion del viento axial, direccion del viento, expresados para las coordinadas en la region de espacio enfrente de la turbina eolica para valores de tiempo dados, y sometidos a actualizaciones usando uno o mas modelos computacionales conocidos. En realizaciones, el procesado del modelo de flujo de aire puede incluirse en el sensor LIDAr. En otras realizaciones, el procesado del modelo de flujo de aire puede llevarse a cabo en un controlador de la turbina eolica.
Por consiguiente, una realizacion de la invencion combina mediciones de LIDAR con un modelo dinamico que describe como un campo de vientos puede desarrollarse entre uno o mas puntos de medicion y el rotor para determinar una estimacion mas precisa del campo de vientos que puede esperarse en el rotor. El campo de flujo sobre un terreno enfrente de una turbina eolica evoluciona segun relaciones dinamicas complejas que dependen de, por ejemplo, el campo en el lfmite del campo de interes, el punto de funcionamiento de la turbina, la topograffa del lugar y similares. Los modelos de dinamica de fluidos computacional (CFD) existen, pero no es posible hacerlos funcionar en lmea simplemente para mapear las mediciones con respecto a un campo porque sena demasiado costoso computacionalmente, y en algunos casos, llevana semanas hacer funcionar una unica simulacion.
Una suposicion mas sencilla, conocida como turbulencia congelada de Taylor, afirma que las fluctuaciones sobre un flujo principal pueden transportarse simplemente aguas abajo y pueden usarse para conseguir un modelo razonable del flujo:

dw _ dw

—(y,t) = -v — (y,t\ w(L,t) = wj(t), w(-,o) = w0('), (1)

ot oy
en la que w(y,t) es la aproximacion a la turbulencia congelada de Taylor del promedio de la velocidad del viento del rotor a una distancia y enfrente de la turbina en el momento t, v la velocidad del viento media (se asume que conocida y que cambia lentamente) y L es la distancia de medicion desde la turbina. Un metodo de solucion lineal a la ecuacion (1) anterior facilita el uso de este modelo para mapear la velocidad medida de una unica medicion
LIDAR una distancia Li lejana a una aproximacion ^ del promedio de la velocidad del viento del rotor:
vr(t) = w L^J
V
v J
(2)
Las unicas unidades de LIDAR pueden tomar varias mediciones en el flujo, tal como se describio anteriormente con referencia a las figuras 4 a 6. Una forma de fusionar o combinar la informacion procedente de estos sensores sena simplemente tomar una suma ponderada de las tres mediciones individuales:
vr(t) = k^w\ L,t -~
+ k-)W
j i
L2 \ , (
— l + k-xW
\
r O
v
\
(3)
en la que ki, k2, k3 son los factores ponderantes que corresponden a las tres mediciones, respectivamente. Observese que en ausencia de ruido y en el caso en el que la suposicion de turbulencia congelada de Taylor sea
verdadera
imagen1
La figura 8 ilustra un sensor LIDAR 810 en el que las condiciones de limitacion para el flujo del viento, asf como la informacion que describe el funcionamiento de la turbina eolica, tal como un punto de funcionamiento de turbina se introducen como entradas, y a partir de las que se emiten tanto los datos de sensor de las propiedades del viento detectadas, como un campo de vientos estimado. En este sencillo ejemplo, la estimacion puede basarse en la expresion ponderada observada anteriormente en la ecuacion 3. Las condiciones de limitacion pueden referirse a una region de espacio enfrente de la unidad de LIDAR o a una central eolica.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
En una realizacion adicional de la invencion, mediciones de sensor, por ejemplo, las mediciones de sensor combinadas o fusionadas a las que se hizo referencia anteriormente se usan como una entrada para que un modelo dinamico estime el campo/propiedades del viento que pueden esperarse en el rotor. Ademas, el campo de vientos estimado puede compararse con el campo de vientos real medido en la turbina eolica o rotor para facilitar la correccion de errores en el modelo. La medicion del campo de vientos real en el rotor o turbina eolica puede lograrse usando sensores, tales como sensor de viento 123, anemometro 214 y valvula de viento 216 por ejemplo.
La figura 9 ilustra un sistema a modo de ejemplo segun una realizacion de la invencion. Tal como se ilustra, el sistema puede incluir una unidad de LIDAR 910, un compensador de observacion 920 y modelos de la turbina eolica y flujo 930 y los sensores 940. La presencia de la turbina eolica en el flujo cambiara el flujo del que se espera al aire libre, de modo que el modelo de flujo puede programarse para incluir respuestas basandose en la forma de turbina eolica. El modelo de sensor puede ser util para rastrear la respuesta de los diversos sensores basandose en su posicion en la turbina eolica, lo que puede afectar a su fiabilidad, y cualquier variacion en su funcionamiento a medida que los factores ambientales cambian. El modelo de sensor puede omitirse si se desea. Se supone que la unidad de LIDAR 910 es similar a las unidades de LIDAR descritas anteriormente en el presente documento, que pueden medir propiedades del viento en multiples ubicaciones segun condiciones de limitacion predefinidas.
La salida de los sensores LIDAR y sensores de viento en la turbina se proporciona como entrada a los modelos 930 y 940 para predecir propiedades del viento que pueden esperarse en el rotor. Tal como se ilustra adicionalmente, se proporciona un compensador de observacion 920 para corregir lecturas de sensor antes de transferir la salida del sensor a los modelos 930 y 940. Tal como se ilustra en la figura 9, el compensador de observacion recibe una salida estimada de los modelos 930 y 940, y compara la salida estimada con datos de viento reales medidos en el rotor. Basandose en la diferencia entre la salida estimada y los datos de viento reales medidos, el compensador de observacion ajusta la entrada a los modelos 930 y 940 para rastrear cambios y mejorar la fiabilidad.
En una realizacion adicional, el compensador de observacion 920 tambien combina salida de sensor y senales de excitacion de central (tales como aquellas mencionadas anteriormente) con modelos de la central de turbina eolica. Al comparar las salidas de un modelo de la central de turbina eolica con las mediciones reales, y corregir la diferencia, el compensador de observacion permite modelar la respuesta de la turbina eolica con respecto a instrucciones de funcionamiento que se establecen en movimiento mediante respuestas a las predicciones de LIDAR y de flujo de aire. Esto proporciona un control mas fino de los procesos de realimentacion.
Se entendera que el comparador de observacion es una estructura o algoritmo matematico. En el caso de que el modelo sea el modelo espacialmente discretizado, simplificado que deriva de una discretizacion de Navier-Stokes aproximada, puede escribirse lo siguiente:
W(t) = AW(t) + BU{t), y(t) = CW{t), (4)
en la que W(t) es el vector de las velocidades del viento modeladas en n ubicaciones enfrente de la turbina, A, B, C son matrices de dimension apropiada que incorporan el operador de adveccion y la colocacion del sensor y U(t) representa el efecto sobre W(t) de la velocidad de entrada, el estimador puede escribirse:
en la que wCOes la estimacion de W(t), L es la ganancia del estimador y, P(0 es la estimacion del promedio de la velocidad del viento del rotor. Con una construccion correcta de L, puede demostrarse necesariamente un rendimiento mejorado de este estimador en comparacion con su predecesor en bucle descrito por la ecuacion (3). Tambien pueden usarse modelos mas avanzados para lograr mejoras adicionales.
En una realizacion de la invencion, el compensador de observacion puede implementarse como un filtro Kalman. Un filtro Kalman tiene una estructura de observador elegida de manera que la salida predicha representa el caso en el que ha accionado el sistema el ruido de energfa mmimo. La estructura de ruido puede seleccionarse en cuanto a dos matrices de covarianza (una sobre ruido de entrada y una sobre ruido de salida).
Tal como se ilustra en la figura 10, pueden realizarse mejoras adicionales al rendimiento del diseno aprovechando la informacion sobre el punto de funcionamiento real de la turbina, y alimentandolo directamente al modelo. Tal como se menciono anteriormente, el funcionamiento de la turbina afecta a la cantidad el viento que se ralentiza enfrente de la misma. Un modo de aprovechar esta informacion en el observador sena anadir un sencillo tubo de flujo hipotetico al modelo de flujo de aire.
La figura 11 es un diagrama de flujo de operaciones a modo de ejemplo que pueden realizarse mediante un procesador segun una realizacion de la invencion. Las operaciones comienzan en la etapa 1110 recuperando una pluralidad de mediciones de sensor procedentes de uno o mas dispositivos de sensor configurados para medir una propiedad del viento en una pluralidad de ubicaciones. En la etapa 1120, se determina una estimacion de al menos una propiedad del viento esperada en un rotor de turbina eolica basandose en la pluralidad de mediciones de sensor y un modelo predefinido de flujo de viento. En la etapa 1130, la al menos una propiedad del viento estimada se
imagen2
compara con una propiedad del viento real medida en la turbina para determinar un error en el modelo. En la etapa 1140, el error determinado en la etapa 1130 se usa para ajustar una estimacion posterior de la al menos una propiedad del viento esperada en la turbina.

Claims (8)

10
15
2.
20 3.
4.
25
30
35
5.
6. 40
7.
REIVINDICACIONES
Metodo para determinar una propiedad del viento que se aproxima a al menos una turbina eolica, que comprende:
recuperar una pluralidad de mediciones de sensor procedentes de uno o mas dispositivos de sensor, en el que cada dispositivo de sensor esta configurado para medir la propiedad del viento en una pluralidad de ubicaciones;
determinar una propiedad del viento esperada en un rotor de la turbina eolica basandose en la pluralidad de mediciones de sensor y un modelo de flujo de viento;
ajustar al menos un parametro de funcionamiento de la turbina eolica basandose en la propiedad del viento esperada en el rotor de la turbina eolica; y
comparar, usando un compensador de observacion, la propiedad del viento determinada esperada en el rotor con una propiedad del viento medida en el rotor para determinar una diferencia entre la propiedad determinada y la propiedad medida y
ajustar una determinacion posterior de la propiedad del viento esperada en la turbina eolica basandose en la diferencia determinada;
en el que dicho modelo de flujo de viento es un modelo dinamico basandose en una discretizacion espacial segun la ecuacion de Navier-Stokes.
Metodo segun la reivindicacion 1, en el que el uno o mas dispositivos de sensor comprenden un dispositivo de determinacion y deteccion de luz.
Metodo segun cualquier reivindicacion anterior, en el que la propiedad del viento determinada comprende uno de: una velocidad del viento absoluta; una velocidad del viento lateral; una velocidad del viento axial; una velocidad del viento vertical; una velocidad del viento de campo visual; y una direccion del viento.
Turbina eolica que comprende un procesador configurado para:
recuperar una pluralidad de mediciones de sensor procedentes de uno o mas dispositivos de sensor, en la que cada dispositivo de sensor esta configurado para medir la propiedad del viento en una pluralidad de ubicaciones;
determinar una propiedad del viento esperada en un rotor de la turbina eolica basandose en la pluralidad de mediciones de sensor y un modelo de flujo de viento;
ajustar al menos un parametro de funcionamiento de la turbina eolica basandose en la propiedad del viento esperada en el rotor de la turbina eolica; y
comparar, usando un compensador de observacion, la propiedad del viento determinada esperada en el rotor con una propiedad del viento medida en el rotor para determinar una diferencia entre la propiedad determinada y la propiedad medida y ajustar una determinacion posterior de la propiedad del viento esperada en la turbina eolica basandose en la diferencia determinada;
en la que dicho modelo de flujo de viento es un modelo dinamico basandose en una discretizacion espacial segun la ecuacion de Navier-Stokes.
Turbina eolica segun la reivindicacion 4, en la que el uno o mas dispositivos de sensor comprenden un dispositivo de determinacion y deteccion de luz.
Turbina eolica segun la reivindicacion 4 o 5, en la que la propiedad del viento determinada comprende uno de: una velocidad del viento absoluta; una velocidad del viento lateral; una velocidad del viento axial; una velocidad del viento vertical; una velocidad del viento de campo visual; y una direccion del viento.
Central eolica que comprende;
una pluralidad de turbinas eolicas;
uno o mas dispositivos de deteccion de viento; y
un procesador de central eolica configurado para:
recuperar una pluralidad de mediciones de sensor procedentes del uno o mas dispositivos de sensor, en la que cada dispositivo de sensor esta configurado para medir la propiedad del viento en una o mas ubicaciones;
determinar una propiedad del viento esperada en un rotor de al menos una de la pluralidad de turbinas eolicas basandose en la pluralidad de mediciones de sensory un modelo predefinido de flujo de viento;
ajustar al menos un parametro de funcionamiento de la al menos una de la pluralidad de turbinas eolicas basandose en la propiedad del viento esperada en el rotor de la turbina eolica; y
5 comparar, usando un compensador de observacion, la propiedad del viento determinada esperada en el
rotor con una propiedad del viento medida en el rotor para determinar una diferencia entre la propiedad determinada y la propiedad medida y ajustar una determinacion posterior de la propiedad del viento esperada en la turbina eolica basandose en la diferencia determinada;
en la que dicho modelo de flujo de viento es un modelo dinamico basandose en una discretizacion espacial 10 segun la ecuacion de Navier-Stokes.
8. Central eolica segun la reivindicacion 7, en la que el uno o mas dispositivos de sensor comprenden un dispositivo de determinacion y deteccion de luz.
9. Central eolica segun la reivindicacion 7, en la que la propiedad del viento determinada comprende uno de: una velocidad del viento absoluta; una velocidad del viento lateral; una velocidad del viento axial; una
15 velocidad del viento vertical; una velocidad del viento de campo visual; y una direccion del viento.
ES12188543.8T 2011-10-14 2012-10-15 Estimación de propiedades del viento usando un dispositivo de determinación y detección de luz Active ES2640271T3 (es)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/274,108 US9234506B2 (en) 2011-10-14 2011-10-14 Estimation of wind properties using a light detection and ranging device
US201113274108 2011-10-14
DKPA201170714 2011-12-16
DK201170714 2011-12-16

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2640271T3 true ES2640271T3 (es) 2017-11-02

Family

ID=47010416

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES12188543.8T Active ES2640271T3 (es) 2011-10-14 2012-10-15 Estimación de propiedades del viento usando un dispositivo de determinación y detección de luz

Country Status (2)

Country Link
EP (1) EP2581761B1 (es)
ES (1) ES2640271T3 (es)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3013777B1 (fr) * 2013-11-25 2015-11-13 IFP Energies Nouvelles Procede de controle et de surveillance d'une eolienne au moyen d'une estimation de la vitesse du vent au moyen d'un capteur lidar
US10280897B2 (en) 2015-12-10 2019-05-07 General Electric Company Methods and systems for controlling a wind turbine
DK3343026T3 (da) * 2017-01-03 2022-09-26 Gen Electric Fremgangsmåder og systemer til styring af en vindmølle
FR3088434B1 (fr) * 2018-11-12 2020-11-13 Ifp Energies Now Procede de determination d’un facteur d’induction pour une eolienne equipee d’un capteur de teledetection par laser
FR3094093B1 (fr) * 2019-03-18 2021-03-05 Ifp Energies Now Procédé de prédiction de la vitesse du vent dans le plan du rotor pour une éolienne équipée d’un capteur de télédétection par Laser
WO2021079513A1 (ja) * 2019-10-25 2021-04-29 三菱電機株式会社 信号処理器、レーザレーダ装置及び風力タービン
US11442076B2 (en) * 2020-04-02 2022-09-13 Mitsubishi Electric Research Laboratories, Inc. System and method for wind flow turbulence measurement by LiDAR in a complex terrain
FR3114881B1 (fr) * 2020-10-01 2022-09-09 Ifp Energies Now Procédé de détermination de la vitesse moyenne du vent au moyen d’un capteur de télédétection par Laser
CN117420569B (zh) * 2023-12-19 2024-03-12 南京牧镭激光科技股份有限公司 一种基于多普勒激光测风雷达的非均匀风场的反演方法

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6320272B1 (en) * 1997-03-26 2001-11-20 Forskningscenter Riso Wind turbine with a wind velocity measurement system
EP2269078B1 (en) * 2008-04-30 2013-03-20 Optical Air Data Systems, LLC Laser doppler velocimeter
GB2476506A (en) * 2009-12-23 2011-06-29 Vestas Wind Sys As Method And Apparatus Protecting Wind Turbines From Low Cycle Fatigue Damage

Also Published As

Publication number Publication date
EP2581761A1 (en) 2013-04-17
EP2581761B1 (en) 2017-08-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2640271T3 (es) Estimación de propiedades del viento usando un dispositivo de determinación y detección de luz
US9234506B2 (en) Estimation of wind properties using a light detection and ranging device
US9217415B2 (en) Estimation of wind properties using a light detection and ranging device
ES2573827T3 (es) Control de turbinas eólicas basado en sectores de rotor
ES2681024T3 (es) Aerogenerador y procedimiento para el control de un aerogenerador o de un parque eólico
ES2857108T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar una turbina eólica
ES2904565T3 (es) Sistemas y procedimientos para corregir la inducción para el control de turbinas eólicas asistido por LIDAR
ES2904596T3 (es) Sistema y procedimiento para pronosticar la salida de potencia de un parque eólico
US8622698B2 (en) Rotor-sector based control of wind turbines
ES2623028T3 (es) Aparato y método para reducir el error de guiñada en turbinas eólicas
ES2670797T3 (es) Parque eólico, procedimiento de control del mismo y unidad de generación de energía eólica
ES2768178T3 (es) Procedimiento de control y supervisión de una turbina eólica por medio de una estimación de la velocidad del viento utilizando un sensor LIDAR
ES2773132T3 (es) Procedimiento y aparato para reducir el ruido de un aerogenerador
ES2622845T3 (es) Método y aparato para proteger turbinas eólicas de fenómenos extremos
ES2788675T3 (es) Medio de almacenamiento informático, producto de programa informático, y método de control de guiñada y aparato de unidad de generación de energía eólica
ES2947764T3 (es) Una turbina eólica con prevención de entrada en pérdida del rotor
ES2613681T3 (es) Sistema de detección a distancia para turbinas eólicas
ES2928697T3 (es) Método de determinación del perfil vertical de la velocidad del viento flujo arriba de un aerogenerador provisto de un sensor de teledetección por laser
ES2662330T3 (es) Métodos y sistemas para detectar modos de falla de sensor
ES2882299T3 (es) Procedimiento de determinación de un factor de inducción para un aerogenerador de un sensor de detección a distancia por láser
ES2953717T3 (es) Procedimiento de predicción de la velocidad del viento en el plano del rotor para un aerogenerador equipado de un sensor de teledetección por láser
EP2581762A1 (en) Estimation of wind properties using a light detection and ranging device
ES2900001T3 (es) Sistemas y métodos para predecir la llegada de un evento de viento
ES2658364T3 (es) Procedimiento de control del ángulo de paso de al menos una pala de turbina eólica
ES2967632T3 (es) Procedimiento para determinar la velocidad del viento en el plano del rotor de un aerogenerador