ES2818132T3 - Control de turbina eólica basado en previsiones - Google Patents

Abstract

Un método de control de una turbina eólica (1), comprendiendo el método: obtener (801) datos que identifiquen, basándose en datos de previsión, uno o más períodos de tiempo futuros durante los que la turbina eólica va a funcionar por encima de capacidad nominal; determinar (804) medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina; y hacer funcionar por encima de capacidad nominal (808) a la turbina eólica durante los uno o más períodos; caracterizado porque el método comprende además determinar si al menos una de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes y una tasa de consumo de vida a fatiga para los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos; y limitar (806) la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo mediante el control de la salida de potencia de la turbina eólica, antes de los uno o más períodos de tiempo, basándose en la medida de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina; en el que limitar la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo cuando al menos una de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes y la tasa de consumo de vida a fatiga de los uno o más componentes supere los valores de umbral respectivos.

Description

DESCRIPCIÓN

Control de turbina eólica basado en previsiones

Realizaciones de la presente invención se refieren a métodos y sistemas de control para su uso en la protección de una turbina eólica del desgaste excesivo de componentes durante períodos de funcionamiento por encima de capacidad nominal determinados por previsiones.

La figura 1A ilustra una turbina eólica grande convencional 1, como se conoce en la técnica, que comprende una torre 10 y una góndola de turbina eólica 20 situada en la parte superior de la torre 10. El rotor de turbina eólica 30 comprende tres palas de turbina eólica 32, cada una que tiene una longitud L. El rotor de turbina eólica 30 puede comprender otro número de palas 32, como una, dos, cuatro, cinco o más. Las palas 32 están montadas en un buje 34 que se ubica a una altura H por encima de la base de la torre. El buje 34 está conectado a la góndola 20 a través de un árbol de baja velocidad (no mostrado) que se extiende desde la parte delantera de la góndola 20. El árbol de baja velocidad acciona una caja de engranajes (no mostrada) que aumenta la velocidad rotacional y, a su vez, acciona un generador eléctrico dentro de la góndola 20 para convertir la energía extraída del viento por las palas rotatorias 32 en la salida de potencia eléctrica. Las palas de turbina eólica 32 definen un área barrida A, que es el área de un círculo delineado por las palas rotatorias 32. El área barrida determina cuánta masa de aire dada se intercepta por la turbina eólica 1 y, por tanto, influye en la salida de potencia de la turbina eólica 1 y las fuerzas y momentos de flexión experimentados por los componentes de la turbina 1 durante el funcionamiento. La turbina puede estar en tierra, como se ilustra, o en mar. En este último caso, la torre estará conectada a un monopilote, trípode, celosía u otra estructura de cimentación, y la cimentación puede ser o bien fija o bien flotante.

Cada turbina eólica tiene un controlador de turbina eólica, que puede ubicarse en la base de la torre o en la parte superior de la torre, por ejemplo. El controlador de turbina eólica procesa entradas de sensores y otros sistemas de control y genera señales de salida para actuadores como actuadores de paso, controlador de par de fuerzas de generador, contactores de generador, conmutadores para activar frenos del árbol, motores de guiñada, etc.

La figura 1B muestra, de manera esquemática, un ejemplo de una planta de energía eólica convencional 100 que comprende una pluralidad de turbinas eólicas 110, los controladores de cada una de las cuales se comunican con un controlador de planta de energía (PPC) 130. El PPC 130 puede comunicarse bidireccionalmente con cada turbina. Las turbinas envían potencia a un punto de conexión de red 140, como se ilustra mediante la línea 150. En funcionamiento, y suponiendo que las condiciones del viento lo permitan, cada una de las turbinas eólicas 110 enviará la máxima potencia activa hasta su potencia nominal especificada por el fabricante.

La figura 2 ilustra una curva de potencia convencional 55 de una turbina eólica que representa gráficamente la velocidad del viento en el eje x frente a la salida de potencia en el eje y. La curva 55 es la curva de potencia normal para la turbina eólica y define la salida de potencia por el generador de turbina eólica en función de la velocidad del viento. Como bien se conoce en la técnica, la turbina eólica comienza a generar potencia en una velocidad del viento de arranque Vmín. La turbina entonces se hace funcionar en condiciones de carga parcial (también conocida como carga parcial) hasta que se alcanza la velocidad nominal del viento en el punto V^r. A la velocidad nominal del viento se alcanza la potencia nominal del generador (o de régimen nominal) y la turbina se hace funcionar a plena carga. La velocidad del viento de arranque en una turbina eólica típica puede ser de 3 m/s y la velocidad nominal del viento puede ser de 12 m/s, por ejemplo. El punto Vmáx es la velocidad del viento de interrupción que es la velocidad del viento más alta a la que la turbina eólica puede hacerse funcionar mientras se entrega potencia. A velocidades de viento iguales a y, por encima de, la velocidad del viento de interrupción, la turbina eólica se apaga por razones de seguridad, en particular para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica. Alternativamente, la salida de potencia puede reducirse en función de la velocidad del viento a potencia cero.

La potencia nominal de una turbina eólica se define en el documento IEC 61400 como la salida de potencia eléctrica máxima continua que una turbina eólica está diseñada para lograr en condiciones normales de funcionamiento y externas. Las turbinas eólicas grandes comerciales están generalmente diseñadas para una vida útil de 20 a 25 años y están diseñadas para hacerse funcionar a la potencia nominal de modo que no superen las cargas de diseño y la vida a fatiga de los componentes.

Las tasas de acumulación de daños por fatiga de componentes individuales en turbinas eólicas varían sustancialmente en diferentes condiciones de funcionamiento. La tasa de desgaste, o acumulación de daños, tiende a aumentar a medida que aumenta la potencia generada. Las condiciones del viento también afectan a la tasa de acumulación de daños. Para algunos componentes mecánicos, el funcionamiento en turbulencia muy alta provoca una tasa de acumulación de daños por fatiga que es muchas veces mayor que en turbulencia normal. Para algunos componentes eléctricos, el funcionamiento a temperaturas muy altas, que pueden provocarse por altas temperaturas ambientales, provoca una tasa de acumulación de daños por fatiga, como la tasa de rotura de aislamiento, que es muchas veces mayor que en temperaturas normales. Como ejemplo, para bobinados de generador, una disminución de 10 °C en la temperatura de bobinado puede aumentar la vida útil en aproximadamente un 100 %.

Recientemente se ha avanzado en el control de turbinas de manera que pueden producir potencia a niveles más altos que la potencia nominal, como se indica mediante el área sombreada 58 de la figura 2. El término “funcionamiento por encima de capacidad nominal” se entiende que significa la producción de más de la potencia activa nominal durante el funcionamiento a plena carga mediante el control de parámetros de turbina como la velocidad de rotor, par de fuerzas o corriente de generador. Un aumento en la demanda de velocidad, la demanda de par de fuerzas y/o la demanda de corriente de generador aumenta la potencia adicional producida por funcionamiento por encima de capacidad nominal, mientras que una disminución en la demanda de velocidad, par de fuerzas y/o corriente de generador disminuye la potencia adicional producida por funcionamiento por encima de capacidad nominal. Como se entenderá, el funcionamiento por encima de capacidad nominal se aplica a la potencia activa, y no a la potencia reactiva. Cuando la turbina está funcionando por encima de capacidad nominal, la turbina funciona de manera más enérgica de lo normal, y el generador tiene una salida de potencia que es superior a la potencia nominal para una velocidad del viento dada. El nivel de potencia de funcionamiento por encima de capacidad nominal puede ser hasta un 30 % superior a la salida de potencia nominal, por ejemplo. Esto permite una mayor extracción de potencia cuando esto es ventajoso para el operador, particularmente cuando condiciones externas como la velocidad del viento, turbulencia y los precios de la electricidad permiten una generación de potencia más rentable.

El funcionamiento por encima de capacidad nominal provoca un mayor desgaste o fatiga en componentes de la turbina eólica, que puede dar como resultado un fallo temprano de uno o más componentes y requerir el apagado de la turbina para su mantenimiento. Como tal, el funcionamiento por encima de capacidad nominal está caracterizado por un comportamiento transitorio. Cuando una turbina está funcionando por encima de capacidad nominal, puede durar tan poco como unos pocos segundos, o durante un período de tiempo prolongado si las condiciones del viento y la vida a fatiga de los componentes son favorables para el funcionamiento por encima de capacidad nominal.

Un método particular de control de una planta de energía de turbina eólica se describe en los documentos US 2014/0288855 A1 y WO 2012/041327. Un controlador de planta de energía varía la salida del parque energía por encima de su potencia nominal en respuesta a condiciones externas, como las condiciones meteorológicas o el precio de la electricidad. Al determinar la medida en la que las turbinas pueden funcionar por encima de capacidad nominal, puede tenerse en cuenta la vida a fatiga de los componentes de turbina, habilitando que se preserve la vida útil de la turbina y, en caso apropiado, los ingresos adicionales que van a generarse a través del funcionamiento por encima de capacidad nominal.

La presente invención tiene por objeto proporcionar un método mejorado, y el controlador correspondiente, para controlar turbinas eólicas para maximizar el uso eficiente del funcionamiento por encima de capacidad nominal, al tiempo que se protege contra el envejecimiento prematuro y la acumulación de daños por fatiga al implementar una estrategia de control de este tipo.

Sumario de la invención

La invención se define en las reivindicaciones independientes a las que se hace referencia ahora. Las características preferidas se establecen en las reivindicaciones dependientes.

Según un primer aspecto de la invención se proporciona un método de control de una turbina eólica. Se obtienen datos que identifican, basándose en datos de previsión, uno o más períodos de tiempo futuros durante los que sería deseable hacer funcionar por encima de capacidad nominal a la turbina eólica, y se determinan medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina. La vida a fatiga total consumida por los uno o más componentes de turbina está limitada antes de los uno o más períodos de tiempo mediante el control de la salida de potencia de la turbina eólica, antes de los uno o más períodos de tiempo, basándose en la medida de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina. Por ejemplo, la tasa global de consumo de vida a fatiga de los uno o más componentes de turbina puede reducirse antes de que comiencen los uno o más períodos de tiempo. La turbina eólica entonces se hace funcionar por encima de capacidad nominal durante los uno o más períodos identificados.

Al determinar la vida a fatiga consumida y controlar la salida de potencia de modo que la fatiga del componente de turbina eólica se minimice o se reduzca antes del período de funcionamiento por encima de capacidad nominal deseado, es posible reservar la vida a fatiga que se va a gastar durante períodos de producción de energía de mayor valor. En particular, una cantidad desproporcionadamente grande de funcionamiento por encima de capacidad nominal puede realizarse durante condiciones favorables como baja turbulencia y/o altos precios de electricidad sin sacrificar la vida a fatiga del componente. Esto permite una mayor captura de energía, y un mayor rendimiento financiero, de una turbina eólica o una planta de energía eólica.

El método incluye además determinar si la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos. Limitar la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo solo puede aplicarse entonces cuando la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes supere los valores umbral respectivos. El método puede incluir repetir, de manera continua o a intervalos, las etapas de determinar medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina y determinar si la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos antes de los uno o más períodos de tiempo; y modificar la salida de potencia de la turbina eólica, cuando la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos, para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga. Los valores umbral pueden determinarse como la cantidad esperada de daño por fatiga soportado según una función predefinida, o como la cantidad esperada menos un valor de desplazamiento.

Alternativamente, el método puede incluir determinar la tasa de consumo de la vida a fatiga de los uno o más componentes basándose en las medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina; y determinar si la tasa de consumo de la vida a fatiga de componente supera los valores umbral respectivos. Limitar la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo solo puede aplicarse entonces cuando la tasa de consumo de la vida a fatiga de componente supere los valores umbral respectivos. El método puede incluir repetir, de manera continua o a intervalos, las etapas de determinar la tasa de consumo de vida a fatiga para los uno o más componentes y determinar si la tasa de consumo de vida a fatiga para los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos y modificar la salida de potencia de la turbina eólica, cuando la tasa de consumo de vida a fatiga de los uno o más componentes supere los valores umbral respectivos, para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga. Los valores umbral respectivos pueden determinarse comparando un valor deseado para la vida a fatiga consumida al comienzo de un período futuro de tiempo durante el que la turbina eólica va a funcionar por encima de capacidad nominal y un valor actual para la vida a fatiga consumida y seleccionar los umbrales basándose en la diferencia entre estos valores. En particular, la tasa deseada de consumo de vida a fatiga puede determinarse como el gradiente de la línea entre estos valores.

Los valores umbral respectivos para la vida a fatiga consumida pueden determinarse a partir de una tasa de acumulación de daños deseada o esperada. La tasa deseada o esperada puede ser una tasa lineal de acumulación de daños por fatiga a lo largo de la vida funcional de la turbina, o puede basarse en una programación deseada para la acumulación de daños por fatiga. El umbral puede ser igual al valor deseado o esperado para la vida a fatiga en el punto de determinar medidas de la vida a fatiga, o puede aplicarse un desplazamiento al valor deseado o esperado.

Las medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina pueden determinarse mediante la obtención de valores de variables que afectan a la vida útil a fatiga de uno o más de los componentes de la turbina eólica a partir de sensores de turbina y la aplicación de uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil a las variables para determinar las medidas de la vida a fatiga consumida por cada uno de los uno o más componentes de turbina. Las estimaciones de uso de vida útil proporcionan una indicación útil de la cantidad de desgaste experimentado por un componente dado como se describe a continuación.

Los datos que identifican los uno o más períodos de tiempo futuros pueden obtenerse recibiendo datos de previsión que prevén una o más condiciones externas y determinan, a partir de los datos de previsión, períodos durante los que uno o más parámetros de los datos de previsión están más allá de un umbral respectivo o dentro de un intervalo predeterminado.

Los datos de previsión pueden incluir datos de la previsión meteorológica. Los datos meteorológicos pueden incluir datos de velocidad del viento, los parámetros de previsión pueden incluir una velocidad del viento, y el umbral respectivo es entonces una velocidad del viento mínima o el intervalo predeterminado es un intervalo de velocidad del viento, la etapa de determinar períodos durante los que uno o más parámetros de los datos de previsión están más allá de un umbral respectivo o dentro de un intervalo predeterminado que comprende: determinar períodos durante los que la velocidad del viento está por encima del umbral o dentro del intervalo predeterminado.

Los datos meteorológicos pueden también, o de manera alternativa, incluir una previsión de intensidad de turbulencia, y el umbral respectivo puede ser una intensidad de turbulencia máxima, o el intervalo predeterminado puede ser un intervalo de intensidad de turbulencia, la etapa de determinar períodos durante los que uno o más parámetros de los datos de previsión se encuentran más allá de un umbral respectivo que comprende: determinar períodos durante los que la intensidad de turbulencia está por debajo del umbral o dentro del intervalo predeterminado.

Controlar la salida de potencia de la turbina eólica puede comprender reducir la cantidad aplicada de funcionamiento por encima de capacidad nominal, o reducción de potencia de la turbina por debajo de potencia nominal. Controlar la salida de potencia de la turbina eólica puede comprender, de manera alternativa, o además, reducir la salida de potencia en respuesta a una señal indicativa de turbulencia durante períodos de alta turbulencia en los que la intensidad de turbulencia supera un valor umbral. Controlar la salida de potencia de la turbina eólica puede comprender, de manera alternativa, o además, reducir la salida de potencia en respuesta a una señal indicativa de los precios de la electricidad durante períodos de bajo precio de la electricidad en los que el precio de la electricidad es menor que un valor umbral.

Los datos de previsión pueden incluir un precio de electricidad futuro que indica el precio de la electricidad en un tiempo futuro definido. De manera adicional, o alternativa, los datos de previsión pueden incluir un precio de electricidad, y el umbral respectivo puede ser un precio mínimo de la electricidad, la etapa de determinar períodos durante los que uno o más parámetros de los datos de previsión están más allá de un umbral respectivo que comprende: determinar períodos durante los que el precio de la electricidad está por encima del umbral.

El método puede comprender además controlar la salida de potencia de la turbina eólica evitando el funcionamiento por encima de capacidad nominal antes de los uno o más períodos. El método puede además o, de manera alternativa, comprender reducir la potencia de la turbina eólica antes de los uno o más períodos.

El método puede comprender además determinar, al menos una vez, la tasa de consumo de vida a fatiga (RLU) para los uno o más componentes; determinar si las RLU de componente superan valores umbral respectivos y, en ese caso, controlar la salida de potencia de la turbina eólica, antes de los uno o más períodos de tiempo, para limitar la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo. El método puede implementarse en un controlador de turbina eólica o en un controlador de nivel de planta de energía eólica.

Según un segundo aspecto de la invención se proporciona un controlador para una turbina eólica. El controlador se configura para: antes de uno o más períodos de tiempo futuros identificados basándose en datos de previsión, determinar si medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina superan valores umbral respectivos y, en ese caso, enviar una señal de control para controlar la salida de potencia de la turbina eólica para limitar la vida a fatiga total consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo; y durante los uno o más períodos de tiempo futuros, permiten que la turbina eólica se haga funcionar por encima de capacidad nominal.

Según un tercer aspecto de la invención se proporciona un controlador para una planta de energía eólica. El controlador está configurado para, para cada una de una pluralidad de turbinas eólicas: antes de uno o más períodos de tiempo futuros identificados basándose en datos de previsión, determinar si medidas de vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina superan valores umbral respectivos y, en ese caso, enviar una señal de control para controlar la salida de potencia de la turbina eólica para limitar la vida a fatiga total consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo; y durante los uno o más períodos de tiempo futuros, permitir que la turbina eólica se haga funcionar por encima de capacidad nominal.

Breve descripción de los dibujos

La invención se describirá ahora además a modo de ejemplo solamente y con referencia a las figuras adjuntas en las que:

la figura 1A es una vista frontal esquemática de una turbina eólica convencional;

la figura 1B es una representación esquemática de una planta de energía eólica convencional que comprende una pluralidad de turbinas eólicas;

la figura 2 es un gráfico que ilustra una curva de potencia convencional de una turbina eólica;

la figura 3 es una representación esquemática de una planta de energía eólica que tiene un optimizador de funcionamiento por encima de capacidad nominal para controlar el funcionamiento por encima de capacidad nominal de turbinas individuales;

la figura 4 es un gráfico que ilustra la tasa de acumulación de daños por fatiga de dientes de la caja de engranajes de turbina experimentados en función de la velocidad del viento promedio;

la figura 5A es un gráfico que ilustra la tasa de acumulación de daños por fatiga estructural de turbina general experimentados en función de la velocidad del viento promedio;

la figura 5B es un gráfico adicional que ilustra la tasa de acumulación de daños por fatiga estructural de turbina general experimentados en función de la velocidad del viento promedio;

la figura 6 es una serie de gráficos que ilustran la tasa normalizada de acumulación de daños por fatiga para componentes de turbina en función de la velocidad del viento promedio para diversas intensidades de turbulencia; la figura 7 es un gráfico que ilustra un período de funcionamiento por encima de capacidad nominal y un período anterior de daños por fatiga reducidos en relación con un modelo de acumulación de daños por fatiga a lo largo del tiempo;

la figura 8 es un ejemplo de un método según una realización de la invención; y

la figura 9 ilustra un optimizador de turbina.

Descripción detallada de realizaciones preferidas

Realizaciones de la invención se refieren a turbinas eólicas, o a plantas de energía eólica, que se hacen funcionar por encima de capacidad nominal. En general, se genera una señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal, o bien a nivel de la planta de energía, o bien a nivel de turbina individual, o bien en cualquier otro lugar. La señal por de funcionamiento encima de capacidad nominal puede entonces hacerse actuar a nivel de planta de energía, o por turbinas individuales, para lograr un funcionamiento por encima de capacidad nominal y, por lo tanto, un aumento en la salida de potencia de turbinas individuales. Las turbinas pueden responder a la señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal de forma individual, dependiendo de la cantidad de vida a fatiga usada por sus diversos componentes.

La manera específica en la que se generan las señales de control de funcionamiento por encima de capacidad nominal no es crucial para las realizaciones de la presente invención, sino que se dará un ejemplo para facilitar la comprensión.

Cada turbina eólica puede incluir un controlador de funcionamiento por encima de capacidad nominal, como parte del controlador de turbina eólica. El controlador de funcionamiento por encima de capacidad nominal calcula una señal de solicitud de funcionamiento por encima de capacidad nominal que indica una cantidad hasta la que la turbina va a hacer funcionar por encima de capacidad nominal a la salida por encima de la potencia nominal. El controlador recibe datos de los sensores de turbina, tales como ángulo de paso, velocidad del rotor, salida de potencia, etc. y puede enviar comandos, como puntos de ajuste para ángulo de paso, velocidad del rotor, salida de potencia, etc. El controlador también puede recibir comandos de la red, por ejemplo del operador de red para aumentar o reducir la salida de potencia activa o reactiva en respuesta a la demanda o un fallo en la red.

Como alternativa, el controlador de funcionamiento por encima de capacidad nominal puede formar parte del controlador PPC 130 de la figura 1B, por ejemplo. El controlador PPC se comunica con cada una de las turbinas y puede recibir datos de las turbinas, tales como ángulo de paso, velocidad del rotor, salida de potencia, etc. y puede enviar comandos a turbinas individuales, como puntos de ajuste para ángulo de paso, velocidad del rotor, salida de potencia, etc. El PPC 130 también recibe comandos de la red, por ejemplo del operador de red para aumentar o reducir la salida de potencia activa o reactiva en respuesta a la demanda o un fallo en la red. Cada controlador de turbina eólica se comunica con el PPC 130.

El controlador PPC 130 recibe datos de salida de potencia de cada una de las turbinas y, por tanto, está informado de la salida de potencia activa y reactiva de cada turbina y de la planta en su conjunto en el punto de conexión de red 140. Si se requiere, el controlador PPC 130 puede recibir un punto de ajuste de funcionamiento para la planta de energía en su conjunto y dividir este entre cada una de las turbinas para que la salida no supere el punto de ajuste asignado por el operador. Este punto de ajuste de planta de energía puede ir desde 0 hasta la salida de potencia nominal para la planta. La salida de “potencia nominal” de la planta es la suma de la salida de potencia nominal de las turbinas individuales de la planta. El punto de ajuste de planta de energía puede estar por encima de la salida de potencia nominal de la planta, es decir, toda la planta funciona por encima de capacidad nominal.

El PPC puede recibir una entrada directamente de la conexión de red, o puede recibir una señal que sea una medida de la diferencia entre la salida de planta de energía total y la salida de planta de energía de régimen nominal o nominal. Esta diferencia puede usarse para proporcionar la base para el funcionamiento por encima de capacidad nominal por turbinas individuales. En teoría, solo una única turbina puede hacerse funcionar por encima de capacidad nominal, pero se prefiere hacer funcionar por encima de capacidad nominal una pluralidad de turbinas, y se prefiere más enviar la señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal a todas las turbinas. La señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal enviada a cada turbina puede no ser un control fijo, sino que en su lugar puede ser una indicación de una cantidad máxima de funcionamiento por encima de capacidad nominal que puede realizar cada turbina. Cada turbina puede tener un controlador, que puede implementarse dentro del controlador de turbina o de manera central, como en el PCC, que determinará si la turbina puede responder a la señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal y, en ese caso, en qué cantidad. Por ejemplo, cuando el controlador determina que las condiciones en una turbina dada son favorables y que la velocidad del viento es superior a la nominal, puede responder positivamente y la turbina dada se hace funcionar por encima de capacidad nominal. A medida que los controladores implementan la señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal, la salida de la planta de energía aumentará.

Por lo tanto, se genera una señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal, o bien de manera central o bien en cada turbina individual, siendo la señal indicativa de la cantidad de funcionamiento por encima de capacidad nominal que puede realizarse por una o más turbinas, o las turbinas de la planta de energía en su conjunto.

Por tanto el funcionamiento por encima de capacidad nominal de cada turbina puede implementarse a través de un controlador de planta de energía, o bien mediante la generación de un comando de funcionamiento por encima de capacidad nominal común para cada turbina o mediante la generación de un comando de funcionamiento por encima de capacidad nominal individual para cada turbina, o el funcionamiento por encima de capacidad nominal puede implementarse usando controladores de turbina individuales. El funcionamiento por encima de capacidad nominal puede aplicarse siempre que se requiera una mayor extracción de potencia por el operador, particularmente cuando condiciones externas como la velocidad del viento, las turbulencias y los precios de la electricidad permitieran una generación de potencia más rentable. En el presente documento, el precio de la electricidad se refiere al precio pagado a al operador de turbina eólica o de planta de energía, en lugar de, por ejemplo, al precio pagado por un consumidor u otro.

La medida en la que se usa el funcionamiento por encima de capacidad nominal a lo largo la vida útil de una turbina individual puede controlarse por cada turbina que responde a un punto de ajuste o señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal común o individual de la forma que mejor se adapte a sí misma. Este cálculo o evaluación puede hacerse o bien en las turbinas individuales como parte de su proceso central, o bien en el PPC 30, que puede realizar el cálculo de manera individual para múltiples turbinas basándose en datos recibidos de estas turbinas. Por tanto, cuando la demanda de funcionamiento por encima de capacidad nominal se recibe en cada turbina desde el PPC 30, cada turbina procesa y responde a esta señal teniendo en cuenta la fatiga. Una turbina no puede hacerse funcionar por encima de capacidad nominal en absoluto, o no puede hacerse funcionar por encima de capacidad nominal al nivel solicitado, si el efecto sobre la vida útil a fatiga de componentes críticos es demasiado grande. Ejemplos de componentes críticos incluyen las palas de rotor, los sistemas de paso de pala, el cojinete principal, la caja de engranajes, el generador, el convertidor, el transformador, el sistema de guiñada, la torre y las cimentaciones. Esto dependerá de las condiciones en la turbina, así como de la historia de vida útil de la turbina. Por ejemplo, una turbina que está cerca del final de su esperanza de duración puede estar altamente fatigada y, por lo tanto, no ser apta para funcionar al nivel por encima de capacidad nominal demandado. Si la salida de planta de energía es insuficiente, ya que algunas o todas las turbinas se hacen funcionar por debajo del nivel de funcionamiento por encima de capacidad nominal demandado para el ahorro de fatiga, la demanda de funcionamiento por encima de capacidad nominal seguirá aumentando hasta que alcance su punto de ajuste o se sature.

Según realizaciones de la invención, se usan previsiones para predecir períodos de tiempo en el futuro durante los que sería deseable hacer funcionar por encima de capacidad nominal una planta de energía o turbinas eólicas individuales. Es posible, usando técnicas existentes, predecir condiciones externas y determinar períodos en el futuro en los que puede lograrse generación de potencia más rentable. La velocidad del viento y otras condiciones relacionadas con el viento, tales como la intensidad de turbulencia, pueden predecirse a corto o largo plazo usando cualquier método adecuado, muchos de los cuales son conocidos. Las escalas de tiempo a corto plazo son del orden de horas y días. Las escalas de tiempo a largo plazo son del orden de estación a estación o de año a año. La predicción puede usar un análisis de patrones meteorológicos previos para determinar una tendencia en los patrones meteorológicos actuales en comparación con los datos históricos, además de o como alternativa a la previsión a largo plazo.

Ejemplos de plataformas informatizadas que pueden usarse para predecir períodos futuros durante los que sería deseable el funcionamiento por encima de capacidad nominal incluyen los programas VestasOnline (TM) PowerForecast, WeatherForecast y SeasonalForecast.

La plataforma PowerForecast proporciona un sistema informatizado para proporcionar previsiones de potencia específicas del sitio en intervalos de 10 minutos y está destinado a usarse en los mercados de energía intradía y diarios. Los datos meteorológicos históricos específicos del sitio se procesan a través de múltiples modelos meteorológicos para construir una historia meteorológica para el área de interés. Esto se combina con la producción histórica de potencia recogida de turbinas individuales. Se usan métodos estadísticos para identificar patrones entre las condiciones meteorológicas en un sitio y la producción de potencia de turbina única en condiciones dadas. Estos patrones se convierten mediante una selección de modelos que calcula la producción de potencia futura para una turbina individual o un parque eólico.

La plataforma WeatherForecast proporciona un sistema informatizado para proporcionar previsiones meteorológicas de hasta 10 días en el futuro en una ubicación dada de planta eólica.

La plataforma SeasonalForecast proporciona un sistema informatizado para proporcionar previsiones de producción de energía y potencia de hasta 4 meses en el futuro mediante el uso de una biblioteca climática, previsiones meteorológicas estacionales y datos históricos de rendimiento de potencia.

Pueden proporcionarse precios futuros por los mercados intradía y diarios. Los precios de la electricidad, o tarifas de red también pueden predecirse basándose en cualquier modelo adecuado, de los cuales se conocen muchos ejemplos. De nuevo, los precios pueden predecirse en escalas de tiempo a corto plazo, del orden de horas y días, o escalas de tiempo a largo plazo del orden de estación a estación o año a año. Tales modelos pueden usar muchas variables diferentes para derivar los precios previstos, que incluyen precios de electricidad pasados y presentes, la proporción de electricidad derivada de diferentes fuentes que incluyen energía eólica, el precio de materias primas como el carbón, el petróleo y el gas, y consumo esperado futuro, pasado y presente. Tales modelos también pueden tener en cuenta si otras grandes plantas de energía no intermitentes que alimentan a la misma red están programadas para pasar a estar en línea o fuera de línea en el futuro.

Las predicciones antes mencionadas se usan para identificar períodos de tiempo previstos durante los que sería deseable hacer funcionar por encima de capacidad nominal la turbina eólica o la planta de energía eólica, o bien porque las condiciones eólicas serían particularmente favorables para generar potencia adicional, o bien porque los precios de electricidad mejorarían la rentabilidad de la planta, o bien una combinación de ambas. El funcionamiento por encima de capacidad nominal es favorable, para la generación de potencia adicional, cuando la velocidad del viento es lo suficientemente alta para que se realice el funcionamiento por encima de capacidad nominal y la turbulencia sea relativamente baja, de modo que se minimiza el daño adicional por fatiga. El funcionamiento por encima de capacidad nominal también puede ser favorable cuando los precios de electricidad son altos, siempre que el impacto en el uso de vida a fatiga de los componentes no sea prohibitivo.

Las figuras 4, 5A, 5B y 6 muestran ejemplos de la tasa de acumulación de daños dentro de los componentes de turbina eólica en función de la velocidad del viento promedio. La figura 4 muestra la tasa de acumulación de daños por fatiga de dientes de la caja de engranajes para velocidades del viento promedio variables y para diferentes puntos de ajuste de potencia para la turbina. Las figuras 5A y 5B muestran las mismas variables para el daño por fatiga estructural general para diferentes índices de pendiente. Un índice de pendiente se refiere a la pendiente de la parte lineal de la curva S-N, representada gráficamente con la magnitud de esfuerzo cíclico en una escala lineal frente al número de ciclos al fallo en una escala logarítmica, y depende del material del componente. Como puede verse, la tasa de acumulación de daños por fatiga aumenta de manera no lineal con la demanda de potencia para muchas cargas. La figura 6 muestra cómo tasas de daños para componentes pueden variar dependiendo de los diferentes valores de intensidad de turbulencia, para su funcionamiento a potencia nominal. La figura 6 también muestra cómo la tasa de acumulación de daños por fatiga aumenta de manera no lineal con la intensidad de turbulencia para casi todas las cargas.

Con el fin de reducir los efectos perjudiciales causados por el funcionamiento por encima de capacidad nominal, el conocimiento de los daños por fatiga usados hasta la fecha se aplica a la salida de potencia de turbina de control antes del período durante el que se aplica el funcionamiento por encima de capacidad nominal, a fin de reservar o desplazar una determinada cantidad de vida útil a fatiga frente a la soportada durante el período previsto por encima del régimen. Tal control puede incluir la reducción de potencia de la turbina, restricción del funcionamiento a potencia nominal, o el uso de un funcionamiento por encima de capacidad nominal menos agresivo antes de garantizar que haya fatiga “en reserva” por funcionamiento por encima de capacidad nominal cuando llegue el momento. Puede lograrse un funcionamiento por encima de capacidad nominal menos agresivo poniendo un tope más bajo de lo normal en el nivel máximo de potencia, usando una ganancia de controlador menor (de manera que se responde a una señal de funcionamiento por encima de capacidad nominal en menor grado), o reduciendo el funcionamiento por encima de capacidad nominal realizado durante condiciones de alta turbulencia, por ejemplo.

En la figura 7 se muestra un gráfico de los daños por fatiga soportados frente al tiempo. La línea de puntos representa una parte de una función lineal para daños esperados por fatiga acumulados a lo largo de una vida de funcionamiento de 20 años esperada de una turbina eólica. El período de funcionamiento por encima de capacidad nominal AT se predice usando datos de predicción. Esta predicción se realiza en el punto de previsión, dejando un período de funcionamiento de turbina AT^r anterior al período de funcionamiento por encima de capacidad nominal. Es durante este período que la salida de potencia de la turbina eólica se controla para limitar la vida a fatiga total consumida por los uno o más componentes de turbina. En particular, se hace una comparación entre el daño por fatiga estimado de los uno o más componentes y el daño por fatiga esperado según la función representada por la línea de puntos. Si el daño por fatiga estimado de cualquiera de los uno o más componentes es mayor que el daño por fatiga esperado, entonces la turbina se controla para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga. Alternativamente, para garantizar que se conserve una mayor cantidad de vida a fatiga en los componentes antes del período AT, puede establecerse un control para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga si el daño por fatiga estimado de cualquiera de los uno o más componentes es mayor que un desplazamiento de valor de reserva de fatiga 73 del daño por fatiga esperado, por ejemplo el control se establece cuando el daño por fatiga estimado es mayor que el daño por fatiga esperado menos un valor de reserva constante.

Como se mencionó anteriormente, los estimadores de uso de vida útil (LUE) pueden usarse para determinar el daño por fatiga estimado para componentes. Las cargas que experimenta un componente dado (ya sean momentos de flexión, temperaturas, fuerzas o movimientos, por ejemplo) pueden medirse o estimarse y calcularse la cantidad de vida a fatiga de componente consumida , por ejemplo usando una técnica bien conocida como el recuento de flujo de lluvia y la regla de Miner o una ecuación de descomposición química. Un dispositivo, módulo, componente de software o componente lógico para la medida de la vida a fatiga consumida para un componente de turbina dado también puede denominarse su estimador de uso de vida útil, y el mismo acrónimo (LUE) se usará para referirse al algoritmo para determinar una estimación de uso de vida útil y el dispositivo, módulo o software o componente lógico correspondiente. Los LUE se describen con más detalle a continuación.

Puede aplicarse un control adicional o alternativo, mediante lo cual puede tenerse en cuenta la tasa de consumo de vida a fatiga (RLU) para los uno o más componentes. Si la RLU medida, en el punto de actualización de RLU, es mayor que la RLU esperada de la función para el daño por fatiga esperado, y causaría que el LUE supere el daño por fatiga esperado, o el daño por fatiga esperado menos el desplazamiento de reserva 73, en el período AT^r, entonces la salida de potencia de turbina puede controlarse para reducir la RLU. Esto garantiza una reserva o desplazamiento de una determinada cantidad de vida útil a fatiga frente a la soportada durante el período previsto de funcionamiento por encima de capacidad nominal AT. Por tanto, incluso si el LUE está por debajo del daño por fatiga esperado en el punto de previsión, la salida de potencia de la turbina puede aún controlarse para reducir el daño por fatiga antes del período AT.

Calcular la tasa de consumo de vida a fatiga puede comprender, para cada componente, tomar muestras periódicamente de la vida a fatiga consumida por el componente de turbina y determinar el cambio en la vida a fatiga consumida a lo largo del período de tiempo entre el punto de previsión y el tiempo actual, proporcionando de ese modo una tasa de cambio de estimación de uso de vida útil o RLU. El punto de actualización de r Lu , que es el momento en el que se determina la RLU, puede estar en cualquier lugar antes del período de funcionamiento por encima de capacidad nominal AT.

Durante el período AT^r, los LUE, y opcionalmente también las RLU, pueden calcularse repetidamente para que el control sobre la salida de potencia de turbina pueda modificarse si es necesario. Si el LUE se eleva por encima de la cantidad, o desplazamiento, de daño por fatiga esperada determinada por la función, y/o si la RLU se eleva de manera que esto ocurriría durante el período AT^r si la RLU no se reduce, entonces la turbina puede controlarse en consecuencia. La potencia de salida se reduce, o pueden activarse controles más estrictos para reducir el funcionamiento por encima de capacidad nominal o además reducir la potencia de la turbina. En algunas realizaciones las actualizaciones de RLU pueden limitarse a períodos particulares, como durante la parte inicial del período AT^r, por ejemplo, a lo largo del primer 50 % del período AT^r.

Los LUE, y opcionalmente también las RLU, pueden calcularse y compararse con la función de daños esperados a intervalos, que pueden ser periódicos. Alternativamente, el cálculo y la comparación pueden realizarse de manera continua.

Mientras que la figura 7 muestra una función lineal en línea recta para la vida útil a fatiga esperada de componentes de turbina, pueden usarse otras funciones. Estas funciones pueden tener en cuenta variaciones estacionales esperadas en daño por fatiga, que serán mayores durante períodos de mayor velocidad del viento promedio y turbulencia, como durante el invierno en el hemisferio norte. El daño por fatiga esperado puede basarse en un promedio a largo plazo de daño por fatiga, o puede especificarse en una programación predefinida, que puede variar la tasa de acumulación de daños por fatiga a lo largo del tiempo.

La línea 71 muestra un ejemplo del daño por fatiga soportado durante el período AT^r cuando se aplica control según realizaciones de la invención. En el punto de previsión se determina que hay un período AT durante el que sería deseable hacer funcionar por encima de capacidad nominal a la turbina eólica. El valor deseado 70 para el daño por fatiga total, o la vida a fatiga consumida, al inicio del período AT se determina basándose en el daño por fatiga esperado al inicio del período AT según una función predeterminada. Por ejemplo, el valor deseado puede ser el valor de la función predeterminada, o el valor de la función predeterminada menos un valor de desplazamiento. La comprobación periódica determina si la vida a fatiga consumida es igual o inferior a la vida a fatiga esperada, o la vida a fatiga esperada menos el valor de desplazamiento 73. Si no es así, entonces se controla la turbina para minimizar los daños por fatiga adicionales. De esta manera, cuando se alcanza el período AT, el daño por fatiga soportado se desplazará por debajo del daño por fatiga esperado cerca de la cantidad deseada. Puede realizarse entonces el funcionamiento por encima de capacidad nominal (o funcionamiento por encima de capacidad nominal adicional) de la turbina, soportándose una tasa de daños por fatiga mayor que durante el período AT^r, como se indica mediante la línea de ejemplo 72.

Con el fin de garantizar que el daño por fatiga soportado al inicio del período AT es igual o inferior al daño por fatiga deseado indicado por el punto 70, también es posible usar los valores de RLU como se mencionó anteriormente. El valor deseado 70 para el daño por fatiga total puede calcularse como se indica anteriormente, y el valor de RLU necesario requerido para lograr esto al inicio del período AT puede calcularse basándose en el daño por fatiga actual y el daño por fatiga deseado. La salida de potencia de turbina puede entonces controlarse para mantener el valor de RLU en el nivel calculado, o dentro de una tolerancia particular de la misma, con comprobaciones periódicas o continuas del valor de RLU realizadas para garantizar esto.

Durante el período AT^r puede recibirse información de previsión adicional, dando como resultado una mejora de la previsión a medida que se aproxima el período AT. Normalmente, las previsiones pueden actualizarse cada 30 minutos más o menos, y la precisión de un período de tiempo dado mejora a medida que se aproxima ese período de tiempo. La mejora en la previsión puede dar como resultado el tiempo de inicio para el período AT cambiante, ya que el período durante el cual el funcionamiento por encima de capacidad nominal es deseable puede identificarse con mayor precisión. El sistema de control puede entonces aumentar o disminuir la tasa de acumulación del daño por fatiga en consecuencia, de modo que el daño por fatiga acumulado deseado 70 se alcance en un tiempo correspondiente al tiempo actualizado en el que comienza el período AT.

El período AT puede ser inicialmente una ventana igual en longitud a un período de previsión. Los métodos de previsión típicos pueden proporcionar una ventana de 30 minutos, por ejemplo. Sin embargo, el período AT puede aumentar de duración a medida que progresa el período AT^r y la previsión subsecuente identifica períodos adicionales durante los cuales sería deseable el funcionamiento por encima de capacidad nominal. El valor del desplazamiento 73 por debajo del valor de daño por fatiga esperado puede, en tales realizaciones, determinarse basándose en la duración del período AT identificado por previsión, y puede aumentarse si el período AT aumenta. Por ejemplo, si el período AT se duplica porque se identifica una segunda ventana de 30 minutos de funcionamiento por encima de capacidad nominal deseado, entonces el desplazamiento puede duplicarse de modo que la tasa de uso de vida útil se disminuya además durante el período AT^r en la medida de lo posible.

El período AT puede tener una duración de entre 1 minuto y 12 horas, dependiendo de la resolución de la previsión disponible. En particular, AT puede ser de 30 minutos o de aproximadamente 30 minutos. El período AT^r puede tener una duración de entre 1 minuto y 3 días, dependiendo de hasta qué punto llegue la previsión disponible en el futuro. En particular, AT^r puede ser de 12 horas, o de aproximadamente 12 horas, para permitir tiempo suficiente para acumular una reserva de vida a fatiga disponible.

La figura 8 muestra un ejemplo de un método que puede emplearse por un controlador de turbina eólica, o un PPC, para implementar realizaciones de la presente invención. Los datos de previsión se reciben en la etapa 801. Estos datos pueden proporcionarse a partir de uno o más sensores de parque eólico, o a partir de cualquier otra fuente apropiada. Por ejemplo, los datos de previsión pueden recibirse a través de una red de comunicaciones, como Internet.

Entonces, los datos de previsión se comparan con criterios predeterminados para identificar períodos de tiempo durante los que sería deseable un funcionamiento por encima de capacidad nominal en la etapa 802. Los criterios predeterminados pueden ser criterios relativos a los datos meteorológicos y/o datos de precios de electricidad. Los datos meteorológicos pueden incluir la velocidad del viento prevista y/o intensidad de turbulencia a lo largo de un período futuro particular. Los datos de velocidad del viento se usan en primer lugar para determinar períodos en los que puede ser posible un funcionamiento por encima de capacidad nominal, es decir, períodos cubiertos por los datos de predicción en los que la velocidad del viento está dentro del intervalo de velocidades del viento en las que la salida de potencia puede superar la potencia nominal. Por ejemplo, el intervalo de velocidades del viento puede ser de 12 m/s a 25 m/s. Los datos meteorológicos pueden incluir valores previstos para la intensidad de turbulencia durante un período futuro particular. Los períodos durante los que sería deseable un funcionamiento por encima de capacidad nominal pueden entonces determinarse como períodos que cumplen los requisitos de velocidad del viento y que también tienen intensidades de turbulencia previstas por debajo de un umbral de intensidad de turbulencia máximo. Por ejemplo, la intensidad máxima de turbulencia puede ser del 16 %. Los datos de precios de electricidad pueden incluir precios de electricidad previstos a lo largo de un período futuro particular. Los períodos durante los que sería deseable un funcionamiento por encima de capacidad nominal pueden entonces determinarse como períodos cubiertos por los datos de predicción donde los precios de electricidad superan un umbral de precios mínimo, además de, o en lugar de un criterio de turbulencia.

En la etapa 804 se determinan las estimaciones de uso de vida útil de uno o más componentes de turbina eólica, y se comparan con valores umbral. Los valores umbral se determinan basándose en la función lineal esperada mostrada en la figura 7, o cualquier otra función usada para predecir daños por fatiga soportados a lo largo de la vida útil de la turbina. Como tal, los valores umbral para el daño por fatiga varían a lo largo del tiempo.

En la etapa 805 se determina si los LUE de los componentes están por encima o por debajo de sus umbrales respectivos para un uso de vida útil a fatiga aceptable. Debe indicarse que los LUE pueden determinarse para diferentes componentes por separado, y que el control posterior para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga puede realizarse si solo un componente supera su umbral estimado de uso de vida útil. En el caso de que se supere un umbral, la turbina se controla para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga en la etapa 806, como se ha descrito anteriormente.

Las etapas 804 a 806 pueden repetirse de manera intermitente, periódica o continua hasta que se alcance el período de tiempo AT y el funcionamiento por encima de capacidad nominal de la turbina comience en la etapa 808.

Puede proporcionarse una etapa adicional, después de la etapa 804 o 805, para determinar si la tasa de consumo de vida a fatiga está por encima de un valor de RLU umbral y/o provocaría que la estimación del uso de vida útil se moviera por encima del umbral de LUE si se mantiene durante el período anterior al período AT. Un resultado positivo puede requerir un control de la turbina para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga, incluso si los LUE de los diversos componentes están actualmente por debajo del umbral. Al igual que con los cálculos de LUE en las etapas 804 y 805, estas etapas pueden realizarse de manera individual para todos los componentes monitorizados, y un solo resultado positivo puede ser suficiente para requerir el control de la turbina para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga.

Las etapas descritas en la figura 8 pueden realizarse de manera central en el PPC, localmente en los controladores de turbina eólica o de manera remota a través de una red de comunicaciones. También es posible que las diversas etapas se realicen de manera distribuida. La recepción y el análisis de datos de previsión, así como la determinación de tiempos durante los que es deseable el funcionamiento por encima de capacidad nominal, pueden realizarse de manera remota de la turbina o planta de energía y los datos resultantes entregados al PPC, controlador de turbina u otro controlador. Las etapas restantes pueden realizarse en, o distribuirse entre controladores de turbina, o en un controlador central, según sea apropiado.

Ejemplo de optimizador de turbina

La figura 9 muestra un ejemplo de un optimizador de turbina eólica que puede usarse junto con cualquiera de las realizaciones de la invención descritas en el presente documento. El optimizador de turbina hace funcionar la turbina a un nivel de potencia que no supera el enviado por el PPC y emite el nivel óptimo de par de fuerzas y velocidad basándose en información del estimador de uso de vida útil y el PCC. Como puede verse en la figura 9, el optimizador de turbina 400 incluye un selector de punto de ajuste 410 y una unidad de satisfacción de restricciones rápidas 420. El selector de punto de ajuste recibe como sus entradas la demanda de funcionamiento por encima de capacidad nominal de p Pc , los datos de uso de vida útil para los componentes principales descritos anteriormente y opcionalmente también las restricciones funcionales de un controlador de restricciones funcionales (OCC).

Los OCC pueden usarse para evitar que los componentes cuya vida útil usada no se mide con un LUE alcancen sus límites de fatiga, y también para evitar que los componentes superen límites extremos. Los OCC pueden incluir restricciones impuestas al funcionamiento de turbina basándose en valores de señales medibles, por ejemplo, temperatura o corriente eléctrica. Los controladores de restricción funcional (OCC) definen cómo debe restringirse el comportamiento de la turbina con el fin de evitar que las señales medidas superen estas restricciones funcionales o activen alarmas que puedan dar como resultado el apagado de la turbina. Las restricciones operativas limitan la posible señal de punto de ajuste de funcionamiento por encima de capacidad nominal en función de diversos parámetros de funcionamiento. Por ejemplo, cuando existe una función de protección para iniciar el apagado cuando la temperatura del aceite de la caja de engranajes supera los 65°C como se ha mencionado anteriormente, una restricción funcional puede dictar una disminución lineal en la señal de punto de ajuste de funcionamiento por encima de capacidad nominal posible máximo en función de la temperatura del aceite de la caja de engranajes para temperaturas superiores a 60 °C, alcanzando un “funcionamiento no por encima de capacidad nominal posible” (es decir, una señal de punto de ajuste de potencia igual a la potencia de régimen nominal) a 65 °C.

En el ejemplo de la figura 9, la entrada es el valor absoluto de uso de vida útil en lugar de la tasa de uso. El selector de punto de ajuste emite puntos de ajuste óptimos a la unidad de satisfacción de restricciones rápidas periódicamente, por ejemplo, entre cada minuto y cada pocos minutos. La unidad de satisfacción de restricciones rápidas 420 también recibe como entradas la señal de demanda del PCC, los datos de uso de vida útil y las restricciones de funcionamiento y emite los puntos de ajuste de velocidad y par de fuerzas periódicamente. En el ejemplo mostrado, los puntos de ajuste se emiten a la frecuencia de las señales de demanda recibidas a partir del PPC. De los componentes para los que se determina el uso de vida útil, cada uno se clasificará como sensible a la velocidad si el daño acumulado se correlaciona únicamente con el porcentaje de funcionamiento por encima de capacidad nominal de velocidad y sensible al par de fuerzas si el daño acumulado se correlaciona únicamente con el porcentaje de funcionamiento por encima de capacidad nominal del par de fuerzas. Los componentes pueden ser genéricos si son sensibles tanto al par de fuerzas como a la velocidad. Como se mencionó, el selector de punto de ajuste 410 elige los puntos de ajuste de velocidad y par de fuerzas óptimos. Esto se hace en una escala de tiempo lenta Ts que está en el orden de minutos. La tasa de actualización de selector de punto de ajuste Ts, se elige para maximizar el rendimiento mientras que se garantiza que el controlador que está en funcionamiento por encima de capacidad nominal no interfiera con controladores existentes en el software de turbina.

El selector de punto de ajuste 410 recibe las estimaciones de uso de vida útil de todos los componentes estimados y selecciona el valor correspondiente al componente más dañado; el de la mayor vida usada. Si ese componente ha consumido más de su vida útil de la que se ha diseñado para haberse usado en ese momento, el selector de punto de ajuste emite la velocidad óptima y los puntos de ajuste de potencia iguales a sus respectivos valores nominales. Por tanto, en esa circunstancia no hay funcionamiento por encima de capacidad nominal.

Si alguno de los componentes sensibles a la velocidad ha usado más de sus vidas de fatiga que su valor de diseño en ese momento, el selector de punto de ajuste emite un punto de ajuste de velocidad óptima igual a la velocidad nominal y si alguno de los componentes sensibles al par de fuerzas ha usado más de sus vidas de fatiga que su valor de diseño en ese momento, el selector de punto de ajuste emite un punto de ajuste de par de fuerzas óptimo igual al par de fuerzas nominal. El selector de punto de ajuste elige un punto de ajuste óptimo para maximizar la potencia producida sujeta a restricciones del PPC y los controladores de restricción funcionales de los que se toman muestras al comienzo del intervalo de tiempo. El selector de punto de ajuste también intenta igualar el daño a los componentes sensibles a la velocidad y al par de fuerzas más dañados.

La unidad de satisfacción de restricciones rápidas 420 de este ejemplo se hace funcionar a una frecuencia más alta que el selector de punto de ajuste y aplica saturaciones a los puntos de ajuste de velocidad y par de fuerzas óptimos, limitando las salidas a los límites proporcionados por los OCC y PPC. El bloque de satisfacción de restricciones rápidas 420 no permite al optimizador enviar puntos de ajuste en funcionamiento por encima de capacidad nominal por velocidad/par de fuerzas si cualquiera de los componentes sensibles a la velocidad/par de fuerzas ha consumido más de su vida objetivo. Del mismo modo, el optimizador no enviará un punto de ajuste de potencia en funcionamiento por encima de capacidad nominal si cualquiera de los componentes genéricos ha consumido más de su vida objetivo.

Las realizaciones de la invención pueden aplicarse como una unidad funcional adicional dentro del optimizador de turbinas, o que actúa sobre la salida del optimizador de turbina, para reducir además la tasa de aumento de los valores de LUE para garantizar que los niveles de uso de fatiga en componentes tengan cantidades suficientes en reserva para permitir un funcionamiento por encima de capacidad nominal aumentado durante períodos futuros previstos.

Generalmente, las realizaciones descritas contemplan funcionamiento por encima de capacidad nominal basándose en par de fuerzas y velocidad. El funcionamiento por encima de capacidad nominal también puede usarse en turbinas de velocidad constante, por ejemplo, turbinas en pérdida activa de velocidad constante. En este caso, solo la señal de potencia está en funcionamiento por encima de capacidad nominal y cada turbina en la planta de energía, o cada turbina en un subconjunto de la planta de energía, envía una demanda de funcionamiento por encima de capacidad nominal al PPC que monitoriza la salida total y reduce la cantidad de funcionamiento por encima de capacidad nominal si la salida total está por encima de la salida nominal de la planta de energía. Alternativamente, solo la señal de potencia puede estar en funcionamiento por encima de capacidad nominal. En la práctica, es probable que esto sea rara vez necesario, ya que, dependiendo de las condiciones meteorológicas, no todas las turbinas estarán en funcionamiento por encima de capacidad nominal y algunas pueden no generar ninguna potencia, por ejemplo, ya que están apagadas para su mantenimiento. Alternativamente, un modelo de regulación de potencia usa un bucle de control que compara los datos de entrada de velocidad del viento de cada turbina para conocer curvas de potencia para predecir cuánta potencia puede producir cada turbina en cualquier momento dado. El PRM envía demandas de potencia individuales a cada turbina con el objetivo de obtener potencia tan cerca de la potencia nominal de la planta de energía como sea posible. El PRM puede usarse con una curva de potencia extendida para una turbina con en funcionamiento por encima de capacidad nominal. El control durante períodos anteriores a períodos de funcionamiento por encima de capacidad nominal deseables puede emplearse como se describe en el presente documento. Por tanto, pueden aplicarse realizaciones de la invención tanto a las turbinas de velocidad constante como a las de velocidad variable.

Los controladores, funciones y elementos lógicos descritos en el presente documento pueden implementarse como componentes de hardware o software que se ejecutan en uno o más procesadores ubicados en las turbinas eólicas, en el PPC o en una ubicación remota, o una combinación de los mismos.

Los métodos de control descritos en el presente documento pueden aplicarse directamente en un controlador de turbina. Alternativamente, los métodos pueden implementarse en un controlador de sitio local, como un controlador de planta de energía eólica, donde se aplica la función de control, de manera individual, a una pluralidad de turbinas eólicas y la demanda de potencia de salida de la función de control se aplica entonces a los controladores de turbina individual. Alternativamente, los métodos pueden implementarse de manera remota de manera similar. Los métodos pueden, en algunas realizaciones, implementarse como parte de un controlador de funcionamiento por encima de capacidad nominal, que controla la cantidad de potencia generada por encima de la potencia nominal haciendo funcionar por encima de capacidad nominal a la turbina. En otras realizaciones el controlador puede usarse para controlar la reducción de potencia de una turbina, reduciendo la potencia por debajo de la potencia nominal usando una entrada de los LUE.

Estimadores de uso de vida útil

Las realizaciones de la invención, como se describe anteriormente, hacen uso de estimadores de uso de vida útil (LUE). Los estimadores de uso de vida útil ahora se describirán con más detalle.

El algoritmo requerido para estimar el uso de vida útil variará de componente a componente y los LUE pueden comprender una biblioteca de algoritmos de LUE que incluyen algunos o todos de los siguientes: duración de carga, distribución de revolución de carga, recuento de flujo de lluvia, daño de ciclo de esfuerzo, daño de ciclo de temperatura, tasa de reacción térmica de generador, tasa de reacción térmica de transformador y desgaste de cojinete. Adicionalmente pueden usarse otros algoritmos. Como se mencionó anteriormente, la estimación de uso de vida útil solo puede usarse para componentes clave seleccionados y el uso de una biblioteca de algoritmos habilitará que se seleccione un nuevo componente para LUE y el algoritmo adecuado seleccionado de la biblioteca y parámetros específicos establecidos para esa parte de componente.

En una realización, los LUE se implementan para todos los componentes principales de la turbina que incluyen la estructura de pala, los cojinetes y pernos de pala, el sistema de paso de pala, el árbol principal y el sistema de cojinetes, la caja de engranajes (que incluye el punto de contacto de diente-engranaje, flexión de raíz de diente-engranaje de caja de engranajes y/o cojinetes de caja de engranajes), el generador (que incluye bobinas, cojinetes y/o cables de caja de terminal), el convertidor, el transformador (que incluye bobinas de transformador), el sistema de guiñada, la torre y la cimentación. Alternativamente, puede hacerse una selección de uno o más de los LUE.

Como ejemplos de los algoritmos apropiados, puede usarse un recuento de flujo de lluvia en la estructura de pala, pernos de pala, sistema de paso, sistema de árbol principal, convertidor, sistema de guiñada, estimadores de torre y de cimentación. En el algoritmo de estructura de pala, el recuento de flujo de lluvia se aplica al momento de flexión en el sentido del borde y en el sentido de la pestaña de raíz de pala para identificar el intervalo de ciclo de esfuerzo y los valores medios y la salida se envía al algoritmo de daños del ciclo de esfuerzo. Para los pernos de pala, el recuento de flujo de lluvia se aplica al momento de flexión de perno para identificar el intervalo de ciclo de esfuerzo y valores medios y la salida enviada al algoritmo de daños de ciclo de esfuerzo. En el sistema de paso, el sistema de árbol principal, y los estimadores de torre y cimentación también se aplica el algoritmo de recuento de flujo de lluvia para identificar el intervalo de ciclo de esfuerzo y los valores medios y la salida enviada al algoritmo de daños de ciclo de esfuerzo. Los parámetros a los que se aplica el algoritmo de flujo de lluvia pueden incluir:

- Sistema de paso - fuerza de paso;

- Sistema de árbol principal - par de fuerzas de árbol principal;

- Torre - esfuerzo de torre;

- Cimentación - esfuerzo de cimentación.

En el sistema de guiñada se aplica el algoritmo de flujo de lluvia a la torsión de parte superior de torre para identificar la duración de carga y esta salida se envía al algoritmo de daños de ciclo de esfuerzo. En el convertidor, la potencia de generador y las RPM se usan para inferir la temperatura y el recuento de flujo de lluvia se usa sobre esta temperatura para identificar el ciclo de temperatura y los valores medios.

El uso de vida útil en los cojinetes de pala puede monitorizarse mediante o bien la introducción de carga en el sentido de la pestaña y la velocidad de paso de pala como entradas para el algoritmo de duración de carga o para un algoritmo de desgaste de cojinete. Para la caja de engranajes, la duración de revolución de carga se aplica al par de fuerzas de árbol principal para calcular la vida útil usada. Para el generador, las RPM de generador se usan para inferir la temperatura de generador que se usa como entrada para el algoritmo de generador de tasa de reacción térmica. Para el transformador, la temperatura de transformador se infiere a partir de la potencia y la temperatura ambiente para proporcionar una entrada al algoritmo de tasa de reacción térmica de transformador.

Siempre que sea posible, se prefiere usar sensores existentes para proporcionar las entradas en las que los algoritmos se hacen funcionar. Por tanto, por ejemplo, es común para turbinas eólicas medir directamente el momento de flexión de raíz de pala en el sentido de la pestaña y en el sentido del borde requerido para la estructura de pala, cojinete de pala y los estimadores de pernos de pala. Para el sistema de paso, puede medirse la presión en una primera cámara del cilindro y puede inferirse la presión en una segunda cámara, habilitando que se calcule la fuerza de paso. Estos son solo ejemplos y otros parámetros requeridos como entradas pueden medirse directamente o inferirse a partir de otras salidas de sensor disponibles. Para algunos parámetros, puede ser ventajoso usar sensores adicionales si no puede inferirse un valor con suficiente precisión.

Los algoritmos usados para los diversos tipos de estimación de fatiga se conocen y pueden encontrarse en las siguientes normas y textos:

Distribución de revolución de carga y duración de carga:

Guidelines for the Certification of Wind Turbines, Germainischer Lloyd, Sección 7.4.3.2 Cargas de fatiga

Flujo de lluvia:

Norma IEC 61400-1 'Wind turbines - Part 1: Design requirements, anexo G

Suma de Miner:

Norma IEC 61400-1 'Wind turbines - Part 1: Design requirements, anexo G

Ley de potencia (Descomposición química):

IEC 60076-12 'Power Transformers - Part 12: Loading guide for dry-type power transformers’, Sección 5.

Claims (15)

1. REIVINDICACIONES

   i. Un método de control de una turbina eólica (1), comprendiendo el método:

   obtener (801) datos que identifiquen, basándose en datos de previsión, uno o más períodos de tiempo futuros durante los que la turbina eólica va a funcionar por encima de capacidad nominal;

   determinar (804) medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina; y hacer funcionar por encima de capacidad nominal (808) a la turbina eólica durante los uno o más períodos; caracterizado porque el método comprende además determinar si al menos una de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes y una tasa de consumo de vida a fatiga para los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos; y

   limitar (806) la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo mediante el control de la salida de potencia de la turbina eólica, antes de los uno o más períodos de tiempo, basándose en la medida de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina;

   en el que limitar la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo cuando al menos una de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes y la tasa de consumo de vida a fatiga de los uno o más componentes supere los valores de umbral respectivos.
2. 2. Un método según la reivindicación 1, en el que determinar medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina comprende:

   obtener valores de variables que afectan a la vida útil a fatiga de uno o más de los componentes de la turbina eólica a partir de sensores de turbina; y

   aplicar uno o más algoritmos estimadores de uso de vida útil a las variables para determinar medidas de la vida a fatiga consumida por cada uno de los uno o más componentes de turbina.
3. 3. Un método según la reivindicación 1 o 2, en el que los datos que identifican los uno o más períodos de tiempo futuros se obtienen mediante:

   la recepción de datos de previsión que prevén una o más condiciones externas; y

   la determinación, a partir de los datos de previsión, de períodos durante los que uno o más parámetros de los datos de previsión están más allá de un umbral respectivo.
4. 4. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que controlar la salida de potencia de la turbina eólica comprende reducir la salida de potencia en respuesta a una señal indicativa de turbulencia durante períodos de alta turbulencia en los que la intensidad de turbulencia supera un valor umbral.
5. 5. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que controlar la salida de potencia de la turbina eólica comprende:

   i) reducir la cantidad de funcionamiento por encima de capacidad nominal aplicado; o

   ii) reducir la potencia de la turbina por debajo de la potencia nominal.
6. 6. Un método según cualquier reivindicación anterior, que comprende, además repetir, de manera continua o a intervalos, las etapas de determinar medidas de la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina y determinar si la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos antes de los uno o más períodos de tiempo; y

   modificar la salida de potencia de la turbina eólica, cuando la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos, para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga.
7. 7. Un método según cualquier reivindicación anterior, que comprende además repetir, de manera continua o a intervalos, una determinación de la tasa de consumo de vida a fatiga para los uno o más componentes y determinar si la tasa de consumo de vida a fatiga para los uno o más componentes supera valores umbral respectivos; y

   modificar la salida de potencia de la turbina eólica, cuando la tasa de consumo de vida a fatiga de los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos, para reducir la tasa de consumo de vida a fatiga.
8. 8. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que los valores umbral respectivos se determinan mediante:

   la comparación de un valor deseado para la vida a fatiga consumida al comienzo de un período de tiempo futuro durante el que la turbina eólica funcionará por encima de capacidad nominal y un valor actual para la vida a fatiga consumida; y

   la selección de los umbrales basándose en la diferencia entre estos valores.
9. 9. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que los datos de previsión incluyen:

   i) datos de previsión meteorológica y/o

   ii) datos indicativos del precio de la electricidad en un momento futuro definido.
10. 10. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que controlar la salida de potencia de la turbina eólica comprende reducir la salida de potencia en respuesta a una señal indicativa de los precios de la electricidad durante períodos de bajo precio de la electricidad en los que el precio de la electricidad es menor que un valor umbral.
11. 11. Un método según cualquier reivindicación anterior, que comprende además controlar la salida de potencia de la turbina eólica evitando el funcionamiento por encima de capacidad nominal antes de los uno o más períodos.
12. 12. Un controlador para una turbina eólica (1) o para una planta de energía eólica (100), estando configurado el controlador para:

    antes de uno o más períodos de tiempo futuros identificados basándose en los datos de previsión, limitar la vida a fatiga consumida por uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo mediante el envío de una señal de control para controlar la salida de potencia de la turbina eólica basándose en una medida de la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina; y

    durante los uno o más períodos futuros, hacer funcionar por encima de capacidad nominal a la turbina eólica; en el que el controlador está configurado además para determinar si la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos;

    en el que limitar la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes de turbina antes de los uno o más períodos de tiempo se aplica cuando la vida a fatiga consumida por los uno o más componentes supera los valores umbral respectivos.
13. 13. Un controlador según la reivindicación 12 configurado para llevar a cabo el método de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11.
14. 14. Un programa informático que cuando se ejecuta en un controlador de turbina eólica o controlador de planta de energía eólica provoca que se lleve a cabo el método de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11.
15. 15. Una turbina eólica (1) o planta de energía eólica (100) que comprende un controlador según la reivindicación 12 o 13.