ES2794827T3 - Método de control para una turbina eólica - Google Patents
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Abstract
Método de control de una turbina eólica, comprendiendo la turbina eólica un sensor de dirección de viento para medir un parámetro de dirección de viento indicativo de la dirección de viento en relación con la turbina eólica, un sistema de guiñada, y un sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica en relación con el viento, comprendiendo el método: - medir un primer parámetro de dirección de viento por el sensor de dirección de viento; - realizar un evento de guiñada que comprende las etapas de determinar un parámetro de control de la turbina eólica en función del parámetro de dirección de viento, en el que el parámetro de control comprende un parámetro de guiñada para la turbina eólica, y controlar la turbina eólica según el parámetro de control, en el que el control comprende guiñar la turbina eólica según el parámetro de guiñada; - medir un parámetro de dirección de viento por el sensor de dirección de viento después de dicho evento de guiñada; - determinar un conjunto de datos que comprende el primer parámetro de dirección de viento, un ángulo de sensor de dirección de viento determinado como una diferencia en el parámetro de dirección de viento medido antes y después del evento de guiñada, y un ángulo de guiñada indicativo de la guiñada realizada durante el evento de guiñada; - obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos; - determinar un desplazamiento de dirección de viento del grupo de conjuntos de datos; - ajustar el parámetro de dirección de viento en función del desplazamiento de dirección de viento, y - aplicar el parámetro de dirección de viento ajustado en el control de la turbina eólica.
Description
DESCRIPCIÓN
Método de control para una turbina eólica
Campo de la invención
La presente invención se refiere a un método de control de una turbina eólica, la turbina eólica que comprende un sensor de dirección de viento, un sistema de guiñada y un sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica con respecto al viento con el objetivo de controlar la turbina eólica de manera óptima en direcciones de viento diferentes y cambiantes. Además, la invención se refiere a un sistema de control para realizar el método de control y una turbina eólica que comprende tal sistema de control.
Antecedentes
La mayoría de turbinas eólicas modernas se controlan y se regulan de manera continua con el fin de garantizar la máxima extracción de energía del viento en las condiciones de viento y clima actuales, garantizando al mismo tiempo que las cargas sobre los diferentes componentes de la turbina eólica se mantengan en cualquier momento dentro de límites aceptables.
Con el fin de optimizar la producción de energía y reducir las cargas de la turbina es importante conocer la dirección de viento relativa correcta del viento de flujo libre. Muy a menudo, la dirección de viento se mide por un sensor de dirección de viento, tal como una veleta colocada en la parte superior de la góndola y el rotor de turbina eólica se guiña entonces de manera continua para enfrentarse al viento. Si las mediciones de dirección de viento están desplazadas incluso en uno o unos pocos grados, la desalineación resultante del rotor de la turbina puede provocar cargas aumentadas y diferentes en las palas de turbina eólica de lo previsto, y de ese modo un desgaste y una fatiga aumentados en las palas, conexiones de raíz de pala, cojinetes, etc.
Además, una desalineación del rotor de turbina provoca una reducción no desdeñable en la producción de energía a lo largo del tiempo.
Las mediciones a partir de un sensor de dirección de viento pueden, sin embargo, estar lejos de ser siempre exactas por una razón, puesto que el rotor perturba el viento de flujo libre antes de que alcance el sensor de viento.
Una manera de compensar este problema es calibrando las mediciones de veleta mediante un conjunto básico de parámetros de desplazamiento. Estos parámetros se encuentran normalmente en una turbina prototipo comparando las mediciones de los sensores de viento en la turbina con mediciones de un mástil meteorológico cercano. Por el presente documento, la veleta se calibra de manera que la veleta detecta una dirección de viento relativa de 0 grados cuando la góndola se gira directamente hacia arriba contra el viento.
Sin embargo, sorprendentemente se ha encontrado que un sensor de viento calibrado de esta manera sigue sin ser siempre exacto en el sentido de que las direcciones de viento diferentes de 0 grados pueden aún medirse de manera inexacta. Dicho de otro modo, el sensor de dirección de viento puede mostrar aún un error en la medición de dirección de viento relativa cuando la turbina eólica no apunta directamente contra el viento. Además, este error en las mediciones de dirección de viento se ha visto que no está simplemente desplazado un valor constante, sino que está desplazado un valor que depende del funcionamiento de rotor (y, por lo tanto, depende de la velocidad de viento), y por un parámetro que depende de cómo y desde dónde el viento pasa el rotor.
Para algunas turbinas y ocasionado aparentemente por un tamaño de rotor aumentado, este error se ha visto que es aún más pronunciado. En caso de que el sensor de dirección de viento mida valores demasiado altos de las direcciones de viento relativas, tal error puede provocar que la turbina eólica guiñe hacia atrás y hacia adelante en cada lado de la dirección de viento real. Además del control no óptimo de la turbina eólica, tal guiñada provoca un desgaste altamente aumentado en los componentes de guiñada, además del posicionamiento no óptimo del rotor en el viento.
Para corregir este efecto se ha propuesto usar una medición de referencia cercana como un mástil meteorológico o LIDAR y luego comparar la dirección de viento relativa dada por la referencia con la medición de los sensores de dirección de viento detrás del rotor. La dirección de viento medida puede corregirse entonces realizando una función de transferencia entre la dirección de viento medida por los sensores de viento en la turbina y la medición de referencia. Sin embargo, se ha encontrado que tal función de transferencia es muy dependiente del tipo de turbina y del tamaño de rotor. Además, puede haber incluso variaciones de turbina a turbina y de un sitio a otro sitio.
Generar tal función de transferencia, por tanto, requiere mucho tiempo y es costoso, ya que requiere un mástil meteorológico o un LIDAR cercano para todas las diferentes variantes de turbinas eólicas.
Se han propuesto otros métodos de corrección, véanse, por ejemplo, los documentos EP 2 154 362 A1 y EP 2375 060 A1.
Objeto de la invención
Un objeto de realizaciones de la presente invención es proporcionar un método de control para una turbina eólica que elimine o reduzca algunos de los problemas mencionados anteriormente en métodos de control conocidos.
Por lo tanto, un objeto de realizaciones de la presente invención es superar o al menos reducir algunas o todas las desventajas descritas anteriormente de las mediciones de dirección de viento conocidas, proporcionando un método de control de turbina eólica de guiñada mejorado y riesgo reducido de desalineación del rotor de turbina eólica.
Un objeto adicional es establecer parámetros de corrección de dirección de viento sin necesidad de mediciones de ningún mástil meteorológico o LIDAR cercano.
Un objeto adicional de realizaciones de la invención es proporcionar un método para mejorar las mediciones de dirección de viento obtenidas por sensores de dirección de viento convencionales y proporcionar un método de calibración de mediciones a partir de un sensor de dirección de viento que puede implementarse en un equipo existente.
Un objeto adicional de la invención es proporcionar un método de control para una turbina eólica que aumenta la producción de energía anual (AEP) de la turbina eólica preferiblemente reduciendo al mismo tiempo la carga de fatiga o desgaste en la turbina debido a la desalineación del rotor en el viento o guiñada innecesaria.
Así, en un primer aspecto, la presente invención se refiere a un método de control de una turbina eólica, comprendiendo la turbina eólica un sensor de dirección de viento para medir un parámetro de dirección de viento indicativo de la dirección de viento relativo a la turbina eólica, un sistema de guiñada y un sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica con respecto al viento. El método comprende:
- medir un primer parámetro de dirección de viento por el sensor de dirección de viento;
- realizar un evento de guiñada que comprende las etapas de determinar un parámetro de control de la turbina eólica en función del parámetro de dirección de viento, en el que el parámetro de control comprende un parámetro de guiñada para la turbina eólica, y controlar la turbina eólica según el parámetro de control, en el que el control comprende guiñar la turbina eólica según el parámetro de guiñada;
- medir un parámetro de dirección de viento por el sensor de dirección de viento después de dicho evento de guiñada;
- determinar un conjunto de datos que comprende el primer parámetro de dirección de viento, un ángulo de sensor de dirección de viento determinado como una diferencia en el parámetro de dirección de viento medido antes y después del evento de guiñada, y un ángulo de guiñada indicativo de la guiñada realizada durante el evento de guiñada;
- obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos;
- determinar un desplazamiento de dirección de viento del grupo de conjuntos de datos;
- ajustar el parámetro de dirección de viento en función del desplazamiento de dirección de viento, y
- aplicar el parámetro de dirección de viento ajustado en el control de la turbina eólica.
Por el presente documento, se obtiene un método de control simple pero eficaz que mejora la guiñada de la turbina eólica y que reduce el riesgo de desalineación del rotor en relación con el viento, ya que la guiñada se basa en información más exacta sobre la dirección de viento. Esto se obtiene mediante el ajuste de la dirección de viento medida por el desplazamiento de dirección de viento, por lo cual cualquier efecto del rotor sobre el sensor de dirección de viento se contabiliza para garantizar una medición de dirección de viento exacta también cuando el viento no llega directamente de frente.
Además se obtiene un método de control simple y eficaz para aumentar el rendimiento tal como la producción anual de energía (AEP), ya que la guiñada se ajusta para obtener una mejor alineación del rotor con respecto al viento que realmente experimenta el rotor. Además, la turbina eólica está mejor protegida ya que una alineación más precisa del rotor con respecto al viento libre generalmente da como resultado un mejor control de las cargas sobre las palas de turbina eólica y un desgaste reducido de componentes.
Además, la exactitud mejorada de las mediciones de dirección de viento, especialmente de las direcciones de viento en ángulo con respecto al rotor, reduce el riesgo de sobrecompensar la guiñada que tiene el rotor que guiña demasiado en cada etapa de guiñada.
Se ha encontrado que las mediciones de dirección de viento usadas para determinar la orientación óptima de la turbina eólica pueden ajustarse ventajosamente basándose en un desplazamiento según el método propuesto. La dirección
de viento medida se ajusta en función de un desplazamiento de dirección de viento que se determina comparando la dirección de viento medida antes y después de un evento de guiñada con respecto a la guiñada realizada durante el evento de guiñada. De esta manera se detecta un cambio en la dirección de viento tal como se mide por el sensor y tal como se realiza por la turbina eólica y las futuras mediciones de dirección de viento ajustadas en función del presente documento. Por el presente documento, se compensa el error o la inexactitud de la medición de dirección de viento relativa cuando la turbina no está apuntando directamente contra el viento y para el flujo de viento libre que se ha cambiado por el rotor.
Se ha observado que el método de control propuesto en el que se ajusta el parámetro de viento medido produce un método de control más robusto y estable en el que el riesgo conmutación aumentada involuntaria o más o menos brusca entre diferentes posiciones de guiñada se ha reducido significativamente o incluso eliminado. De esta manera, se ha visto que se evita el problema mencionado anteriormente de conmutar entre direcciones de guiñada demasiado grandes positivas y negativas a cada lado de la dirección de viento, que se ha visto que se produce en algunos tipos de rotor debido a que el rotor afecta de alguna manera al flujo de viento que va a medirse en la posición de sensor de viento como mayor que el viento libre. Este efecto se obtiene porque el ajuste de la dirección de viento medida tiene en cuenta cómo el rotor influye en el flujo del viento y, de ese modo, las mediciones de sensor cuando el rotor no está apuntando directamente contra el viento y.
El desplazamiento de dirección de viento se usa ventajosamente para ajustar el parámetro de dirección de viento correspondiente a una calibración adicional del sensor de dirección de viento. El parámetro de dirección de viento se ajusta en función del desplazamiento de dirección de viento, tal como por una resta simple, como un factor de ganancia, por una función lineal u algunas otras funciones. Asimismo el ajuste puede realizarse mediante un control PI o PID.
El parámetro de dirección de viento ajustado puede aplicarse preferiblemente para determinar un parámetro de guiñada para la turbina eólica y el control de la turbina eólica comprende entonces guiñar la turbina eólica según el parámetro de guiñada. Por el presente documento, el parámetro de guiñada de la turbina se basa en datos de dirección de viento más exactos que mejora el control de la turbina eólica.
El parámetro de dirección de viento ajustado puede aplicarse alternativa o adicionalmente para determinar otros parámetros de control que, en cierta medida, dependen de la dirección de viento, tal como un parámetro de paso de una o más de las palas de rotor, y/o una velocidad de rotación del rotor.
El evento de guiñada comprende determinar un parámetro de guiñada para la turbina eólica y guiñar, por consiguiente, la turbina eólica. El parámetro de guiñada se determina normalmente basándose en la dirección de viento medida por uno o más de los sensores de dirección de viento. La guiñada de la turbina eólica puede realizarse en una o más etapas. Normalmente, la guiñada se realiza a alguna velocidad predefinida tal como 0,3-1 grados por segundo. Por lo tanto, guiñar por ejemplo 6 grados puede tomarse en el orden de 6-25 segundos. Por lo tanto, un evento de guiñada puede comprender determinar y volver a determinar un parámetro de guiñada más veces y guiñar, por consiguiente, la turbina eólica.
Según una realización, el evento de guiñada comprende repetir las etapas de determinar un parámetro de control y controlar la turbina eólica un número de veces. El número de veces puede ser un número predefinido de veces y/o que corresponda a algún período de tiempo predefinido.
En una realización de la invención, las etapas se repiten hasta que el parámetro de dirección de viento medido esté dentro de un umbral predefinido de cero grados. Normalmente, el sensor de dirección de viento está calibrado para mostrar un parámetro de dirección de viento de cero grados cuando la turbina eólica está apuntando directamente contra el viento. Según esta realización, el evento de guiñada se continúa, por lo tanto, hasta que la turbina eólica se enfrenta contra el viento dentro de un intervalo de /- el umbral predefinido. Por el presente documento, el ángulo de guiñada indicativo del ángulo guiñado refleja la dirección de viento relativa real antes de que se iniciase la guiñada. Esto se compara, entonces, con cómo el sensor de dirección de viento detecta el mismo ángulo. El umbral predefinido puede estar en el intervalo de 0-5 grados, tal como 1 grado, tal como en el intervalo de 0,2-0,6 grados.
Además, continuar el evento de guiñada hasta que el parámetro de dirección de viento medido esté dentro de un umbral predefinido de cero grados es ventajoso para indicar que el parámetro de guiñada y la guiñada tuvieron éxito.
El conjunto de datos para un evento de guiñada comprende datos sobre la dirección de viento medida antes o tal como se realizó el evento de guiñada (el primer parámetro de dirección de viento), así como el ángulo de sensor de dirección de viento que es la diferencia en la dirección de viento medida antes y después del evento de guiñada, es decir, el cambio en la dirección de viento detectado por el sensor de dirección de viento. El conjunto de datos para un evento de guiñada comprende, además, el ángulo guiñado, es decir, la cantidad de guiñada realizada en el evento de guiñada. El parámetro de dirección de viento solamente puede medirse antes y después del evento de guiñada o puede haberse medido adicionalmente un número de veces durante el evento de guiñada.
El desplazamiento de dirección de viento se basa en un grupo de conjuntos de datos, es decir, a partir de un número
de conjuntos de datos desde diferentes eventos de guiñada. El grupo de conjuntos de datos se obtiene a lo largo del tiempo, como a lo largo de un período de tiempo predeterminado, tal como a lo largo de varios días, una semana o un mes. Adicional o alternativamente, el grupo de conjuntos de datos se obtiene a lo largo del tiempo de manera que un número predeterminado de conjuntos de datos están en el grupo. De esta manera, el desplazamiento de dirección de viento se determina basándose en una mayor cantidad de datos y se determina con más exactitud y con un mayor grado de certeza.
En una realización, las etapas de obtener un grupo de conjuntos de datos y determinar un desplazamiento de dirección de viento se repiten a intervalos de tiempo. De esta manera, el desplazamiento de dirección de viento puede actualizarse de vez en cuando tal como, por ejemplo, cada 3 meses o similar y/o cuando se hayan realizado cambios a la turbina eólica que podrían afectar al flujo de viento cerca del sensor de dirección de viento. Por este documento, pueden tenerse en cuenta cambios estacionales y/o la influencia potencial de, por ejemplo, el montaje o la sustitución de equipos en la góndola.
Adicional o alternativamente, las etapas de obtener un grupo de conjuntos de datos y determinar un desplazamiento de dirección de viento solamente pueden repetirse durante un período de tiempo definido.
En una realización, las etapas de obtener un grupo de conjuntos de datos y determinar un desplazamiento de dirección de viento se repiten un número predefinido de veces, como por ejemplo 2-5 veces.
Por el presente documento, el desplazamiento de dirección de viento puede determinarse con mayor certeza.
Según una realización de la invención, el método comprende, además, determinar para cada conjunto de datos una diferencia entre el ángulo de guiñada y el ángulo de sensor y determinar el desplazamiento de dirección de viento como promedio de la diferencia para el grupo de datos. Por el presente documento, el desplazamiento de dirección de viento expresa la diferencia promedio entre un ángulo de guiñada y cómo esta guiñada se detecta por el sensor de dirección de viento. Por el presente documento, se obtiene un desplazamiento de dirección de viento para ajustar de manera efectiva las mediciones de dirección de viento para que sean más exactas también para direcciones de viento relativas distintas a cero grados, es decir, teniendo en cuenta cómo el rotor de turbina eólica afecta al flujo de viento libre y provoca cambios de viento relativos cuando el viento no está directamente contra el viento.
Según una realización, el método de control comprende, además, obtener un número de intervalos de dirección de viento predefinidos y obtener un grupo de datos y un desplazamiento de dirección de viento para cada intervalo de dirección de viento, y en el que cada conjunto de datos se asigna a un grupo de datos según el primer parámetro de dirección de viento en el conjunto de datos. Por el presente documento, se obtiene un número de desplazamientos de dirección de viento en función del tamaño del parámetro de dirección de viento. El parámetro de dirección de viento puede ajustarse entonces en función del desplazamiento de dirección de viento del intervalo de dirección de viento que comprende el parámetro de dirección de viento en el momento del ajuste.
Por el presente documento, se tiene en cuenta el flujo de viento que cambia por el rotor de manera diferente dependiendo de su dirección al golpear el rotor. El ajuste según este método ha demostrado ser un medio bueno y eficaz para reducir o compensar la inexactitud inherente de las mediciones de sensor de dirección de viento provocadas principalmente por el flujo libre del viento que cambia por el rotor.
Los intervalos predeterminados para la dirección de viento son intervalos preferiblemente sucesivos, pero algunos pueden, alternativamente, superponerse parcialmente en una realización. Los intervalos pueden determinarse, por ejemplo, con vistas a la dependencia de la desalineación de dirección de viento con respecto a la dirección de viento relativa, de manera que se establecen intervalos más pequeños en regímenes donde la corrección de dirección de viento cambia más.
En una realización, se realizan 2, 3, 4, 5, 6, 7 u 8 grupos diferentes de conjuntos de datos basándose en parámetros de dirección de viento dentro de 2, 3, 4, 5, 6, 7 u 8 intervalos de dirección de viento, respectivamente. Cuanto más intervalos, más refinado puede ser el ajuste de dirección de viento. Los intervalos de dirección de viento pueden, por ejemplo, comprender los intervalos de -12 a 12 grados con etapas de 3 grados.
En una realización, el método comprende además obtener un número de intervalos de velocidad de viento predefinidos y obtener un grupo de datos y un desplazamiento de dirección de viento para cada intervalo de velocidad de viento, y en el que cada conjunto de datos se asigna a un grupo de datos según una velocidad de viento en un momento durante el evento de guiñada del conjunto de datos. El parámetro de dirección de viento entonces puede ajustarse en función del desplazamiento de dirección de viento del intervalo de velocidad de viento que comprende la velocidad de viento en el momento del ajuste. Alternativamente, el parámetro de dirección de viento puede ajustarse mediante una función de interpolación entre los desplazamientos de dirección de viento de los diferentes intervalos de velocidad de viento.
Del mismo modo que para los intervalos de dirección de viento comentados anteriormente, los intervalos predeterminados para la velocidad de viento son intervalos preferiblemente sucesivos, pero algunos pueden, alternativamente, superponerse parcialmente en una realización. Los intervalos pueden determinarse, por ejemplo,
con vistas a la dependencia de la desalineación de dirección de viento con respecto a la velocidad de viento, de manera que se establecen intervalos más pequeños en regímenes donde la corrección de dirección de viento cambia más.
En una realización, se realizan 2, 3 o 4 grupos diferentes o adicionales de conjuntos de datos basándose en conjuntos de datos dentro de 2, 3 o 4 intervalos de velocidad de viento, respectivamente. Cuantos más intervalos, más refinado puede ser el ajuste de dirección de viento. Los intervalos de dirección de viento pueden, por ejemplo, comprenden los intervalos de velocidades de viento relativamente bajas, medias y altas, tales como de 0-6 m/s, 6-12 m/s, y 12-25 m/s. De esta manera, los desplazamientos de dirección de viento pueden determinarse para cualquiera tanto de los diferentes intervalos de dirección de viento como de los diferentes intervalos de velocidad de viento.
Al determinar un desplazamiento de dirección de viento para un número de intervalos de velocidad de viento se obtiene un método más preciso con una exactitud mejorada que captura mejor que la dirección de viento debe ajustarse de manera diferente en diferentes condiciones de funcionamiento de la turbina eólica y en diferentes velocidades de viento.
La velocidad de viento puede medirse y/o estimarse por ejemplo basándose en la energía de la turbina eólica.
En una realización, el ajuste del parámetro de dirección de viento comprende restar o multiplicar el desplazamiento de dirección de viento por un factor de ganancia menor que uno, en el que el factor de ganancia está en el intervalo de 0,1-0,95, tal como en el intervalo de 0,4-0,6, tal como igual a 0,5.
Por el presente documento, se evitan cambios demasiado bruscos en la guiñada y puede obtenerse una convergencia mejorada.
Sin embargo, en una realización adicional de la invención, el parámetro de dirección de viento se ajusta, además, en función de desplazamientos de dirección de viento anteriores, por lo que pueden evitarse cambios bruscos con respecto al parámetro de dirección de viento y por lo que la conmutación de ida y vuelta entre valores pueden evitarse del mismo modo. Por ejemplo, el parámetro de dirección de viento puede ajustarse mediante una resta del desplazamiento de dirección de viento, y además una resta del cambio en el desplazamiento de dirección de viento desde el último ajuste hasta la actualidad y multiplicando un factor de ganancia.
En un aspecto adicional, la presente invención se refiere a un sistema de control para una turbina eólica configurada para realizar las etapas de:
- recibir un primer parámetro de dirección de viento medido por un sensor de dirección de viento, en el que el parámetro de dirección de viento es indicativo de la dirección de viento en relación con la turbina eólica;
- realizar un evento de guiñada que comprende las etapas de determinar un parámetro de control de la turbina eólica en función del parámetro de dirección de viento, en el que el parámetro de control comprende un parámetro de guiñada para la turbina eólica, y controlar la turbina eólica según el parámetro de control, en el que el control comprende guiñar la turbina eólica según el parámetro de guiñada;
- recibir un parámetro de dirección de viento medido por el sensor de dirección de viento después de dicho evento de guiñada;
- determinar un conjunto de datos que comprende el primer parámetro de dirección de viento, un ángulo de sensor de dirección de viento determinado como una diferencia en el parámetro de dirección de viento medido antes y después del evento de guiñada, y un ángulo de guiñada indicativo de la guiñada realizada durante el evento de guiñada; - obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos;
- determinar un desplazamiento de dirección de viento del grupo de conjuntos de datos;
- ajustar el parámetro de dirección de viento en función del desplazamiento de dirección de viento, y
- aplicar el parámetro de dirección de viento ajustado en el control de la turbina eólica.
En un aspecto adicional, la presente invención se refiere a una turbina eólica que comprende un sistema de control según lo anterior.
Las ventajas del sistema de control y de la turbina eólica que comprende tal sistema de control se describen en relación con el método de control en lo anterior.
Breve descripción de los dibujos
En las siguientes diferentes realizaciones de la invención se describirá con referencia a los dibujos, en los que:
la figura 1 ilustra el cambio en la dirección de viento cuando el flujo libre pasa a través de un rotor de turbina eólica,
la figura 2 ilustra la funcionalidad del método control según una realización de la invención,
la figura 3 muestra un ejemplo de la diferencia en el ángulo guiñado y la dirección de viento relativa medida a lo largo del tiempo y durante un evento de guiñada,
la figura 4 es un diagrama de flujo que ilustra una realización de la invención,
la figura 5 muestra un ejemplo de desplazamiento de dirección de viento para una dirección de viento diferente según se mide por un sensor de dirección de viento y según realizaciones de la invención, y
la figura 6 ilustra una compensación y fusión de las señales de dirección de viento de diferentes sensores.
Descripción detallada de los dibujos
La figura 1 ilustra el cambio en la dirección de viento cuando el flujo libre 100 pasa a través de un rotor de turbina eólica 101. Si el rotor 101 se gira directamente hacia el viento tal como se ilustra mediante la línea negra continua 103, un sensor de dirección de viento 104 situado en la góndola 105 detrás del rotor 101 cuando está calibrado medirá una dirección de viento de 0 grados. Sin embargo, si el viento no es directamente viento de frente, el flujo de viento 100 se ve afectado por el rotor 101 y se ve afectado de manera diferente dependiendo de la dirección del viento entrante. Por tanto, el sensor de viento 104 puede detectar la dirección de viento de manera inexacta. La figura ilustra cómo un viento entrante a aproximadamente 45 grados, 110, puede medirse que es solamente de 30 grados, 111, a pesar de que el sensor de viento se ha calibrado. De manera similar, un viento entrante de aproximadamente -20 grados, 120, puede medirse que es aproximadamente de -10 grados, 121.
Tal como se mencionó anteriormente, los sensores de dirección de viento 104 se calibran generalmente, por ejemplo, por conjuntos de parámetros de calibración predeterminados de manera que los sensores producen una dirección de viento relativa calibrada de 0 grados cuando el rotor se gira directamente contra el viento. La manera en la que el rotor de turbina eólica afecta el flujo de viento depende del tipo de rotor de turbina eólica.
Sin embargo, se ha observado que el sensor de viento calibrado muestra un error en sus mediciones de dirección de viento relativas cuando la turbina eólica no está apuntando directamente contra el viento. En muchos casos, se ha encontrado que los sensores de viento producen direcciones de viento relativas más pequeñas que la dirección de viento relativa real (tal como se ilustra en la figura 1). En tales casos, la inexactitud del sensor de viento presentada en este caso puede no notarse, ya que esto podría dar como resultado que la turbina eólica se guiñe menos de lo óptimo y que la turbina eólica necesite más etapas de guiñada para girarse hacia el viento. Sin embargo, también puede dar como resultado, que se requiera un error de guiñada mayor antes de empezar a guiñar contra el viento y, peor aún, que un evento de error de guiñada extremo pueda no detectarse. Por ejemplo, si el viento cambia repentinamente 30 grados, se necesita alguna regulación de paso de las palas para minimizar las cargas. Pero si solo se miden 20 grados, las actividades de reducción de carga no se iniciarían en el evento.
En algunos casos y para algunos tipos de rotor, se ha visto que el rotor afecta al flujo de viento de tal manera que los sensores de viento producen direcciones de viento relativas más grandes que la dirección de viento relativa real. Sin embargo, esto puede ser crítico para el control de la turbina eólica y conducir a cargas críticas y desgaste especialmente en el sistema de guiñada, ya que el sistema de control puede entonces tender a guiñar demasiado el rotor y provocar que el rotor se guiñe hacia adelante y hacia atrás sin obtener la dirección de guiñada deseada del rotor que apunta directamente hacia el viento.
Esta inexactitud de las mediciones de sensor de viento se elimina o al menos se reduce por el método según la invención ajustando la dirección de viento relativa ya calibrada por desplazamientos dirección de viento que se determinan según el método tal como se ilustra en la figura 2 y en el diagrama de flujo de la figura 4. Por el presente documento se obtiene una dirección de viento relativa calibrada y ajustada, que luego se utiliza en el control de la turbina eólica.
En la figura 2 se muestra una visión general de la funcionalidad del método de control.
El parámetro de dirección de viento relativa 201 indicativo de la dirección de viento relativa a la turbina eólica y de cada sensor de viento se mide y filtra de manera continua para reducir el efecto de una pala que pasa por delante del sensor. Cuando la turbina se guiña, la dirección de viento relativa filtrada (el primer parámetro de dirección de viento) justo antes de que la turbina empiece a guiñar se compara con la dirección de viento relativa filtrada justo después de la guiñada, 202. Se detecta la orientación de la góndola de la turbina eólica 200 y entonces se compara el ángulo que la turbina ha guiñado (el ángulo de guiñada) 203 con el cambio en la dirección de viento relativa medida antes y
después de la guiñada (el ángulo de sensor de dirección de viento, AWD, 204). Una ilustración de esto se muestra en la figura 3. Por tanto, si por ejemplo el parámetro de dirección de viento 201 se mide que es de 6 grados (AWD) y la turbina necesita guiñar 9 grados (AGuiñada, 203) antes de que la dirección de viento relativa sea aproximadamente de 0 grados. Entonces, hay un factor de 1,5 entre la dirección de viento relativa medida a 6 grados y la verdadera dirección de viento. También puede añadirse, en su lugar, un desplazamiento de dirección de viento de 3 grados cuando se mide 6 grados.
El desplazamiento de dirección de viento 210 puede ser diferente para un parámetro de dirección de viento medido diferente 201 y también para diferentes velocidades de viento, 205.
Haciendo referencia a la figura 2, el método de control comprende para cada momento que la turbina esté guiñando recopilar un conjunto de datos que está en el bloque “Comparar señal” 202. El conjunto consiste en el ángulo guiñado (AGuiñada, 203) y el cambio en la dirección de viento relativa (AWD, 204) desde justo antes de que se iniciase la guiñada y justo después de su finalización. Entonces, el conjunto de datos se evalúa para comprobar si el conjunto de datos puede usarse, 220. Si los datos pueden usarse, un promedio consecutivo de AGuiñada, 203, y AWD, 204 se almacenará en un grupo de datos que puede depender de uno o más del primer parámetro de dirección de viento, 201, la velocidad de viento 205, y el estado de producción (Producción o Inactivo/Detenido, 230) de la turbina. El grupo de conjuntos de datos podría ser, por ejemplo, para un número de intervalos de dirección de viento dentro de -12 a 12 grados con etapa de 3 grados. Podrían formarse grupos de conjuntos de datos alternativa o adicionalmente para diferentes intervalos de velocidad de viento como, por ejemplo, de 0-6 m/s, 6-12 m/s y 12-25 m/s. También puede almacenarse el número de conjuntos de datos en cada grupo.
Cuando el número de muestras o conjuntos de datos en un grupo dado alcanza un número predeterminado, se establece una señal “WDx_Err_Valid(wd, ws)” para ese grupo, 220. Entonces, el bloque “Generar desplazamiento”, 221 puede usar los conjuntos de datos de grupo 222 para generar un desplazamiento de dirección de viento “WDCx(wd, ws)”, 210 para el grupo dado. El desplazamiento de dirección de viento 210, “WDCx(wd, ws)” puede determinarse a partir de la diferencia entre el ángulo guiñado promedio menos el cambio promedio en la dirección de viento relativa para el grupo dado (WDx_Err(wd, ws) = prom(AGuiñada) - prom(AWD)). En el bloque “Generar desplazamiento/ganancia”, 221, un controlador genera un desplazamiento de dirección de viento “WDCx(wd, ws)”, 210 para el intervalo de velocidad de viento y dirección de viento dados. Este desplazamiento de dirección de viento puede ser, por ejemplo, el “WDx_Err(wd, ws)” para el/los intervalo/s dado/s multiplicado por un factor de ganancia (por ejemplo, en el intervalo de 0,2 - 1,0). Cuando se genera un desplazamiento de dirección de viento para un intervalo de dirección de viento y/o velocidad de viento dado, se borran las señales “WDx_Err_Valid(wd, ws)” y “WDx_Err(wd, ws)” para ese/esos intervalo/s. El número de conjuntos de datos para el grupo dado también se borra y la recopilación de conjuntos de datos para ese grupo puede volver a iniciarse.
En el bloque de “Compensación de dirección de viento”, 240 en la figura 2 las señales de dirección de viento “WDSx”, 241 del uno o más sensores de dirección de viento se ajustan o compensan “WDSx_Comp”, 242 basándose en el desplazamiento de dirección de viento “WDCx”, 210 para la velocidad de viento medida actual, 205 y para la dirección de viento medida “WDSx”, 241 (que determinan el desplazamiento de dirección de viento relevante de entre los desplazamientos de dirección de viento para los diferentes intervalos de dirección de viento y velocidad de viento). Esto se hace para cada sensor de dirección de viento “x”. La compensación puede realizarse basándose en una interpolación entre los desplazamientos de dirección de viento para los diferentes intervalos de velocidad de viento para obtener un ajuste más suave.
Basándose en una validación “Validación de señal de WDS”, 250 de cada una de las señales “WDSx_Comp” ajustadas 242 para el número de sensores de dirección de viento, las señales ajustadas se fusionarán para dar una única señal de dirección de viento “WDS_Comp” 260 en el bloque “Fusión de señal de WDS”, 261.
Esto también se ilustra en el diagrama de flujo para el proceso de generación del desplazamiento de dirección de viento para un sensor de dirección de viento dado x y tal como se realiza en un sistema de control, 400, de una turbina eólica según la invención tal como se muestra en la figura 4.
Si se realiza un evento de guiñada 401, el ángulo guiñado se almacena junto con la dirección de viento relativa justo antes de la guiñada (el primer parámetro de dirección de viento), y el cambio en la dirección de viento relativa medida desde justo antes hasta justo después de la guiñada (el ángulo de sensor de dirección de viento), 401. El conjunto de datos obtenido de ese modo, se valida entonces, 403, y si se encuentra que puede usarse, entonces se agrupa en la etapa 404. El agrupamiento se realiza basándose en el primer parámetro de dirección de viento y opcionalmente la velocidad de viento. Además, para el grupo se actualiza un promedio de la diferencia entre el ángulo de guiñada y el ángulo de sensor de dirección de viento. Entonces se determina si el grupo se basa en un número suficiente de conjuntos de datos, 405. Si este es el caso, se determina un desplazamiento de dirección de viento para el grupo dado, 406, como promedio de la diferencia entre el ángulo de guiñada y el ángulo de sensor de dirección de viento. Este desplazamiento de dirección de viento se usa entonces para ajustar las medidas de dirección de viento preferiblemente multiplicando por algún factor de ganancia para hacer el ajuste más robusto. El grupo de conjuntos de datos para el intervalo de dirección de viento y el intervalo velocidad de viento dados se borra y opcionalmente está
listo para la redeterminación de un desplazamiento de dirección de viento, 407.
La figura 5 muestra los desplazamientos de dirección de viento 210 determinados según una realización de la invención y en función de la dirección de viento relativa medida por un sensor de dirección de viento, 201. Un número de desplazamientos de dirección de viento se han determinado, en este caso, para un número de diferentes intervalos de dirección de viento y luego se interpoló entre los mismos. Se observa que el desplazamiento de dirección de viento es de 0 grados para una dirección de viento medida de 0 grados, correspondiente al sensor de dirección de viento que se ha calibrado para detectar correctamente un viento entrante de 0 grados. Sin embargo, la figura ilustra claramente que el sensor de dirección de viento no mide correctamente el viento en otros ángulos, ya que los desplazamientos de dirección de viento determinados son relativamente significativos.
La figura 6 es un diagrama de flujo que ilustra una compensación y fusión de las señales de dirección de viento de diferentes sensores. La señal de dirección de viento para un sensor x se compensa en primer lugar basándose en el desplazamiento de dirección de viento para el intervalo de dirección de viento relevante y el intervalo de velocidad de viento basándose en la actual dirección de viento relativa y la velocidad de viento, 601. Las señales de dirección de viento compensadas por el presente documento de cada uno de los diferentes sensores de dirección de viento se fusionan entonces, 602 para dar una única señal de dirección de viento relativa, 603. Esto puede realizarse, por ejemplo, basándose en una simple operación de promedio y/o basándose en la calidad actual de cada uno los sensores de dirección de viento.
Por ejemplo, puede saberse que algunos sensores tienen un rendimiento pobre a temperaturas muy bajas y, por lo tanto, no se tienen en cuenta en la fusión cuando la temperatura es baja.
Claims (17)
- REIVINDICACIONESi. Método de control de una turbina eólica, comprendiendo la turbina eólica un sensor de dirección de viento para medir un parámetro de dirección de viento indicativo de la dirección de viento en relación con la turbina eólica, un sistema de guiñada, y un sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica en relación con el viento, comprendiendo el método:- medir un primer parámetro de dirección de viento por el sensor de dirección de viento;- realizar un evento de guiñada que comprende las etapas de determinar un parámetro de control de la turbina eólica en función del parámetro de dirección de viento, en el que el parámetro de control comprende un parámetro de guiñada para la turbina eólica, y controlar la turbina eólica según el parámetro de control, en el que el control comprende guiñar la turbina eólica según el parámetro de guiñada;- medir un parámetro de dirección de viento por el sensor de dirección de viento después de dicho evento de guiñada;- determinar un conjunto de datos que comprende el primer parámetro de dirección de viento, un ángulo de sensor de dirección de viento determinado como una diferencia en el parámetro de dirección de viento medido antes y después del evento de guiñada, y un ángulo de guiñada indicativo de la guiñada realizada durante el evento de guiñada;- obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos;- determinar un desplazamiento de dirección de viento del grupo de conjuntos de datos;- ajustar el parámetro de dirección de viento en función del desplazamiento de dirección de viento, y- aplicar el parámetro de dirección de viento ajustado en el control de la turbina eólica.
- 2. Método de control según la reivindicación 1, que comprende, además, determinar para cada conjunto de datos una diferencia entre el ángulo de guiñada y el ángulo de sensor de dirección de viento y determinar el desplazamiento de dirección de viento como promedio de la diferencia para el grupo de datos.
- 3. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el evento de guiñada comprende repetir dichas etapas de determinar un parámetro de control y controlar la turbina eólica un número de veces.
- 4. Método de control según la reivindicación 3, en el que las etapas se repiten hasta que el parámetro de dirección de viento medido está dentro de un umbral predefinido de cero grados.
- 5. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores que comprende, además, obtener un número de intervalos de dirección de viento predefinidos y obtener un grupo de datos y un desplazamiento de dirección de viento para cada intervalo de dirección de viento, y en el que cada conjunto de datos se asigna a un grupo de datos según el primer parámetro de dirección de viento en el conjunto de datos.
- 6. Método de control según la reivindicación 5, en el que el parámetro de dirección de viento se ajusta en función del desplazamiento de dirección de viento del intervalo de dirección de viento que comprende el parámetro de dirección de viento en el momento del ajuste.
- 7. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores que comprende, además, obtener un número de intervalos de velocidad de viento predefinidos y obtener un grupo de datos y un desplazamiento de dirección de viento para cada intervalo de velocidad de viento, y en el que cada conjunto de datos se asigna a un grupo de datos según una velocidad de viento en un momento durante el evento de guiñada del conjunto de datos.
- 8. Método de control según la reivindicación 7, en el que el parámetro de dirección de viento se ajusta en función del desplazamiento de dirección de viento del intervalo de velocidad de viento que comprende la velocidad de viento en el momento del ajuste.
- 9. Método de control según la reivindicación 7, en el que el parámetro de dirección de viento se ajusta mediante una función de interpolación entre los desplazamientos de dirección de viento de los diferentes intervalos de velocidad de viento.
- 10. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que un grupo de conjuntos de datos se determina a lo largo de un período de tiempo predeterminado.
- 11. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que un grupo de conjuntos de datos se determina basándose en un número predeterminado de conjuntos de datos en el grupo.
- 12. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las etapas de obtener un grupo de conjuntos de datos y determinar un desplazamiento de dirección de viento se repiten a intervalos de tiempo.
- 13. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las etapas de obtener un grupo de conjuntos de datos y determinar un desplazamiento de dirección de viento se repiten un número predefinido de veces.
- 14. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el ajuste del parámetro de dirección de viento comprende restar el desplazamiento de dirección de viento multiplicado por un factor de ganancia menor que uno, en el que el factor de ganancia está en el intervalo de 0,1-0,95, tal como en el intervalo de 0,4-0,6, tal como igual a 0,5.
- 15. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el parámetro de dirección de viento se ajusta, además, en función de desplazamientos de dirección de viento anteriores.
- 16. Sistema de control para una turbina eólica configurada para realizar las etapas de:- recibir un primer parámetro de dirección de viento medido por un sensor de dirección de viento, en el que el parámetro de dirección de viento es indicativo de la dirección de viento en relación con la turbina eólica; - realizar un evento de guiñada que comprende las etapas de determinar un parámetro de control de la turbina eólica en función del parámetro de dirección de viento, en el que el parámetro de control comprende un parámetro de guiñada para la turbina eólica, y controlar la turbina eólica según el parámetro de control, en el que el control comprende guiñar la turbina eólica según el parámetro de guiñada;- recibir un parámetro de dirección de viento medido por el sensor de dirección de viento después de dicho evento de guiñada;- determinar un conjunto de datos que comprende el primer parámetro de dirección de viento, un ángulo de sensor de dirección de viento determinado como una diferencia en el parámetro de dirección de viento medido antes y después del evento de guiñada, y un ángulo de guiñada indicativo de la guiñada realizada durante el evento de guiñada;- obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos;- determinar un desplazamiento de dirección de viento del grupo de conjuntos de datos;- ajustar el parámetro de dirección de viento en función del desplazamiento de dirección de viento, y - aplicar el parámetro de dirección de viento ajustado en el control de la turbina eólica.
- 17. Turbina eólica que comprende un sensor de viento, un sistema de guiñada y un sistema de control según la reivindicación 16 para guiñar el rotor de turbina eólica en relación con el viento.
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