ES2818901T3 - 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 al menos un sensor de dirección del viento para medir un parámetro de dirección del viento indicativo de la dirección del viento relativa a la turbina eólica, un número de palas de rotor de paso ajustable, un sistema de guiñada y un sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica con respecto al viento y para cambiar el paso de las palas de rotor y/o un par de generador, comprendiendo el método: - obtener una estimación para un parámetro de energía eólica en función de una dirección del viento relativa, en el que el parámetro de energía eólica se determina como uno de una potencia, un par, una carga de pala o un ángulo de paso de pala de la turbina eólica; - obtener un número de intervalos de dirección del viento predefinidos; - obtener a intervalos de tiempo un conjunto de datos que comprende un parámetro de energía eólica y un parámetro de dirección del viento tal como se mide mediante el sensor de dirección del viento; - obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos para cada intervalo de dirección del viento; - determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un parámetro de energía eólica promedio; - determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un desplazamiento de dirección del viento comparando el parámetro de energía eólica promedio con la estimación del parámetro de energía eólica; - ajustar el parámetro de dirección del viento en función de los desplazamientos de dirección del viento de los diferentes intervalos de dirección del viento; y - aplicar el parámetro de dirección del 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 para controlar una turbina eólica, comprendiendo la turbina eólica un sensor de dirección del 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 del 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 las turbinas eólicas modernas se controlan y se regulan de manera continua con el fin de garantizar la máxima extracción de potencia del viento en las condiciones de viento y climáticas 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 potencia y reducir las cargas de la turbina es importante conocer la dirección del viento relativa correcta del viento de flujo libre. Muy a menudo, la dirección del viento se mide por un sensor de dirección del 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 orientarse frente al viento. Si las mediciones de dirección del viento están desplazadas incluso en uno o unos pocos grados, la desalineación resultante del rotor de turbina puede provocar cargas aumentadas y diferentes sobre las palas de turbina eólica respecto a lo previsto, y de ese modo un desgaste y una fatiga aumentados sobre 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 potencia a lo largo del tiempo.
Las mediciones a partir de un sensor de dirección del 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 veletas 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 del 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 porque las direcciones del viento diferentes de 0 grados aún pueden medirse de manera inexacta. Dicho de otro modo, el sensor de dirección del viento puede aún puede mostrar un error en la medición de dirección del viento relativa cuando la turbina eólica no está apuntando directamente a barlovento. Además, este error en las mediciones de dirección del viento no solo se ha visto desplazado por un valor constante, sino que está desplazado por un valor que depende del funcionamiento de rotor (y, por lo tanto, que depende de la velocidad del viento), y por un parámetro que depende de cómo y desde dónde el viento pasa el rotor.
Para algunas turbinas y aparentemente ocasionado por un tamaño de rotor aumentado, se ha visto que este error es aún más pronunciado. En caso de que el sensor de dirección del viento mida valores demasiado altos de las direcciones del viento relativas, tal error puede provocar que la turbina eólica guiñe hacia atrás y hacia adelante en cada lado de la dirección del 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 del viento relativa dada por la referencia con la medición desde los sensores de dirección del viento detrás del rotor. La dirección del viento medida puede entonces corregirse realizando una función de transferencia entre la dirección del 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 dependiente en gran medida 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.
Los documentos WO2016086778, EP2375060 y WO 2016119795 son ejemplos de determinación de un desplazamiento de dirección del viento.
Objeto de la invención
Es un objeto de realizaciones de la presente invención proporcionar un método de control para una turbina eólica que
evite o reduzca algunos de los problemas mencionados anteriormente en los métodos de control conocidos.
Por lo tanto, es un objeto de realizaciones de la presente invención superar o al menos reducir algunas o todas las desventajas descritas anteriormente de las mediciones de dirección del viento conocidas proporcionando un método de control de turbina eólica de guiñada mejorada y riesgo reducido de desalineación del rotor de turbina eólica. Un objeto adicional es establecer parámetros de corrección de dirección del viento sin necesidad de mediciones de ningún mástil meteorológico o LIDAr cercano.
Es un objeto adicional de realizaciones de la invención proporcionar un método para mejorar las mediciones de dirección del viento obtenidas por sensores de dirección del viento convencionales y proporcionar un método de calibrar mediciones a partir de un sensor de dirección del viento que puede implementarse en un equipo existente. Es un objeto adicional de la invención proporcionar un método de control para una turbina eólica que aumenta la producción de energía anual (AEP) de la turbina eólica mientras que preferiblemente reduce la carga de fatiga o desgaste sobre la turbina debido a la desalineación del rotor en el viento o una guiñada innecesaria.
Así, en un primer aspecto la presente invención se refiere a un método para controlar una turbina eólica, comprendiendo la turbina eólica al menos un sensor de dirección del viento para medir un parámetro de dirección del viento indicativo de la dirección del viento relativa a la turbina eólica, un número de palas de rotor de paso ajustable, un sistema de guiñada y un sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica en relación con el viento y para cambiar el paso de las palas de rotor y/o un par de generador, comprendiendo el método:
- obtener una estimación para un parámetro de energía eólica en función de una dirección del viento relativa, en el que el parámetro de energía eólica se determina como uno de una potencia, un par, una carga de pala o un ángulo de paso de la turbina eólica;
- obtener un número de intervalos de dirección del viento predefinidos;
- obtener a intervalos de tiempo un conjunto de datos que comprende un parámetro de energía eólica y un parámetro de dirección del viento tal como se mide mediante el sensor de dirección del viento;
- obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos para cada intervalo de dirección del viento;
- determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un parámetro de energía eólica promedio;
- determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un desplazamiento de dirección del viento comparando el parámetro de energía eólica promedio con la estimación del parámetro de energía eólica;
- ajustar el parámetro de dirección del viento en función de los desplazamientos de dirección del viento de los diferentes intervalos de dirección del viento, y
- aplicar el parámetro de dirección del viento ajustado en el control de la turbina eólica.
Por el presente documento se obtiene un método de control eficaz mejorando la guiñada de la turbina eólica y reduciendo el riesgo de desalineación del rotor en relación con el viento, ya que la guiñada se basa en información más precisa sobre la dirección del viento. Esto se obtiene mediante el ajuste de la dirección del viento medida por el desplazamiento de dirección del viento. Por el presente documento se tiene en cuenta cualquier efecto del rotor sobre el sensor de dirección del viento y se obtiene una medición de dirección del viento precisa también cuando el viento no viene directamente de frente.
Además, el método propuesto para determinar los desplazamientos para ajustar la dirección del viento medida puede hacerse de manera adaptativa, de modo que los desplazamientos de dirección del viento puedan determinarse y determinarse de nuevo automáticamente en la turbina eólica durante el funcionamiento y sin necesidad de mediciones de referencia en mástiles meteorológicos o similares.
Mediante el método propuesto se obtiene un método de control simple y eficaz para aumentar el rendimiento tal como la producción de energía anual (AEP), ya que la guiñada se ajusta para obtener una mejor alineación del rotor con respecto al viento tal y como lo experimenta realmente 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 sobre los componentes. Además, la exactitud mejorada de las mediciones de dirección del viento, especialmente de las direcciones del 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 del viento usadas para determinar la orientación óptima de la turbina eólica pueden ajustarse ventajosamente basándose en un desplazamiento según el método propuesto. Los desplazamientos de dirección del viento se determinan observando a lo largo del tiempo el parámetro de energía eólica obtenido por la turbina en diferentes direcciones del viento relativas, estableciendo de ese modo un histograma del parámetro de energía eólica producido o realizado en función de la dirección del viento relativa medida. Esta función se compara entonces con la función de energía eólica esperada en función de la dirección del viento relativa. El desplazamiento de dirección del viento se establece entonces como la diferencia entre las direcciones del viento relativas tal como se miden y se esperan basándose en el parámetro de energía eólica alcanzado. El algoritmo hace tales comparaciones para cada intervalo de dirección del viento predefinido, estableciendo de ese modo un conjunto de desplazamientos de dirección del viento para ajustar la dirección del viento medida no necesariamente con un valor constante, sino de manera diferente en el rango de direcciones medidas. Los desplazamientos de dirección del viento determinadas según este método han demostrado ser una medida buena y efectiva para la inexactitud de medición no constante más frecuente del sensor de dirección del viento provocada por los efectos del rotor sobre el flujo de viento y teniendo en cuenta y captando que el rotor afecta al flujo de viento de manera diferente en diferentes direcciones del viento relativas. En otras palabras, los desplazamientos de dirección del viento actúan de manera efectiva para compensar el error o la inexactitud de la medición de dirección del viento relativa cuando la turbina no está apuntando directamente a barlovento y para el flujo de viento libre que se ha cambiado por el rotor dependiendo de la dirección del viento relativa.
Se ha observado que el método de control propuesto, en el que se ajusta el parámetro del viento medido, produce un método de control más robusto y estable en el que el riesgo de guiñadas involuntarias o de conmutación abrupta 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 positivas y negativas demasiado grandes a cada lado de la dirección del 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 que es más alto que el viento libre. Este efecto se obtiene porque el ajuste de la dirección del viento medida tiene en cuenta cómo el rotor influye en el flujo de viento y, por lo tanto, las mediciones del sensor cuando el rotor no está apuntando directamente a barlovento.
El parámetro de energía eólica se determina tanto como o bien la turbina de energía eólica o bien un par o bien una carga de pala o bien un ángulo de paso de la turbina eólica, cuyos parámetros reflejan la energía extraída del viento por la turbina eólica. La energía de turbina eólica puede determinarse ventajosamente como la potencia producida o potencia de salida de red que se detecta fácilmente, o como la potencia de generador. El par puede determinarse, por ejemplo, en el árbol principal, y puede medirse o determinarse a partir de otros parámetros de turbina eólica conocidos en el campo. Las cargas de pala pueden determinarse como un momento de raíz de pala o como un promedio de los momentos de raíz de pala o tal como se mide por sensores tales como indicadores de tensión o sensores ópticos colocados en una o más de las palas. El ángulo de paso es ventajoso como parámetro de energía eólica en la producción a plena carga, en la que la turbina eólica produce la potencia nominal o más. En el presente documento, las palas generalmente se regulan en paso para mantener la potencia y al mismo tiempo reducir las cargas sobre la estructura de turbina eólica. El paso de pala refleja de ese modo la energía extraída del viento por la turbina eólica.
La estimación de un parámetro de energía eólica en función de la dirección del viento relativa puede obtenerse como una función que exprese cómo se espera que sea el parámetro de energía eólica para un tipo de turbina eólica dado y en un tipo de emplazamiento dado. Tal estimación puede establecerse, por ejemplo, a partir de datos sobre otras turbinas eólicas del mismo tipo, a partir de simulaciones numéricas o a partir de datos anteriores sobre la misma turbina eólica.
Como un ejemplo, la potencia de turbina eólica puede estimarse como una función de cosx con respecto al ángulo del viento entrante, donde x puede depender del tipo de turbina eólica. De hecho, los inventores han encontrado que la potencia de algunos tipos de turbinas eólicas se describe adecuadamente por una función cos3 La función puede, por ejemplo, determinarse usando una medición de dirección del viento exterior que no está afectada por el rotor y compararla con la potencia medida. Esto podría ser un LIDAR, un mástil meteorológico u otro equipo de medición que no está afectado o afectado de manera limitada por el rotor.
El par de turbina eólica puede estimarse de manera similar a la potencia. El par, a modo de ejemplo, puede describirse como una función cosx con respecto al ángulo del viento entrante, situándose x en el intervalo de 2-4. La carga de pala puede estimarse por una función polinómica de la dirección del viento relativa y, como por ejemplo aY2+b, donde “a” y “b” son constantes.
La estimación de un parámetro de energía eólica en función de la dirección del viento relativa puede obtenerse como una función que exprese cómo se espera que sea el parámetro de energía eólica para un tipo de turbina eólica dado y en un tipo de emplazamiento dado. Tal estimación puede establecerse, por ejemplo, a partir de datos sobre otras turbinas eólicas del mismo tipo, a partir de simulaciones numéricas o a partir de datos anteriores sobre la misma turbina eólica. Como ejemplo, la potencia de turbina eólica puede estimarse como una función de cosx con respecto al ángulo del viento entrante, donde x puede depender del tipo de turbina eólica. De hecho, los inventores han
encontrado que la potencia de algunos tipos de turbinas eólicas se describe adecuadamente por una función cos3. La función puede, por ejemplo, determinarse usando una medición de dirección del viento exterior que no está afectada por el rotor y compararla con la potencia medida. Esto podría ser un LIDAR, un mástil meteorológico u otro equipo de medición que no estuviera afectado o afectado de manera limitada por el rotor.
Pueden usarse más estimaciones, por ejemplo para diferentes estaciones, para diferentes condiciones climáticas, etc., o pueden actualizarse con datos de otras turbinas o por sus propios datos, a partir de simulaciones numéricas mejoradas, o similares.
Se obtiene un número de intervalos de dirección del viento predefinidos, y para cada intervalo de dirección del viento se determina el desplazamiento de dirección del viento promedio. Por el presente documento se obtiene un número de desplazamientos de dirección del viento en función de la dirección del viento relativa medida. El parámetro de dirección del viento se ajusta entonces en función de los desplazamientos de dirección del viento. En una realización el parámetro de dirección del viento se ajusta simplemente en función del desplazamiento del intervalo de dirección del viento que comprende el parámetro de dirección del viento en el momento del ajuste. De esta manera se explica que el flujo de viento se cambie por el rotor de manera diferente dependiendo de su dirección al golpear el rotor. Como se ha mencionado, 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 del viento provocadas principalmente por el flujo libre del viento cambiado por el rotor.
Los intervalos predeterminados para la dirección del viento son intervalos preferiblemente sucesivos, pero algunos pueden, alternativamente, superponerse parcialmente en una realización. Los intervalos pueden determinarse, por ejemplo, en vista a la dependencia de la desalineación de dirección del viento con respecto a la dirección del viento relativa, de manera que se establecen intervalos más pequeños en regímenes donde la corrección de dirección del viento cambia más.
En una realización, 2, 3, 4, 5, 6, 7 u 8 grupos diferentes grupos de conjuntos de datos se hacen basándose en parámetros de dirección del viento dentro de 2, 3, 4, 5, 6, 7 u 8 intervalos de dirección del viento, respectivamente. Cuantos más intervalos, más refinado será el ajuste de dirección del viento. Los intervalos de dirección del viento pueden, por ejemplo, comprender los intervalos de -15 a 15 grados con etapas de, por ejemplo, 3 grados.
A intervalos de tiempo, se obtiene un conjunto de datos, comprendiendo el conjunto de datos un parámetro de energía eólica y el parámetro de dirección del viento indicativo de la dirección del viento relativa con respecto a la turbina eólica. Los conjuntos de datos pueden obtenerse a intervalos de tiempo de longitud fija, como cada minuto, varias veces cada segundo o cada minuto, cada hora o cada día. Preferiblemente se obtiene un conjunto de datos en cada muestra, tal como varias veces por segundo. Los intervalos cortos son ventajosos para reducir el riesgo de obtener los datos durante una operación de guiñada, en la que los datos en algunos casos pueden estar potencialmente desordenados.
El desplazamiento de dirección del viento de cada intervalo de dirección del viento se basa en un grupo de conjuntos de datos, es decir, de un número de conjuntos de datos de diferentes direcciones del viento relativas dentro de cada intervalo de dirección del viento. Los grupos de conjuntos de datos se obtienen a lo largo del tiempo, tal como a lo largo de un período de tiempo predeterminado, como a lo largo de varios días, una semana o un mes. Adicional o alternativamente, los grupos de conjuntos de datos se obtienen a lo largo del tiempo de manera que un número predeterminado de conjuntos de datos están en cada grupo. De esta manera, el desplazamiento de dirección del viento se determina basándose en una mayor y determinada cantidad de datos y se determina de manera más precisa y con un mayor grado de certeza.
Para cada intervalo de dirección del viento se determina el parámetro de energía eólica promedio basándose en el grupo de datos obtenidos para ese intervalo. El parámetro de energía eólica promedio puede determinarse como una media aritmética simple, media ponderada, la mediana, el modo o algún otro tipo de función de media que exprese el promedio de los datos de parámetro de potencia reunidos para ese grupo de datos.
Para un intervalo de dirección del viento específico y el correspondiente grupo de datos, el parámetro de energía eólica promedio se compara entonces con el parámetro de energía eólica estimado. El desplazamiento de dirección del viento para ese intervalo de dirección del viento específico se determina a partir de esta comparación. En una realización, el desplazamiento de dirección del viento se encuentra, por ejemplo, tomando la diferencia entre las direcciones del viento relativas medidas y esperadas, que produce el mismo parámetro de energía eólica relativo o uno correspondiente.
Los desplazamientos de dirección del viento determinados se usan ventajosamente para ajustar el parámetro de dirección del viento correspondiente a una calibración adicional del sensor de dirección del viento. El parámetro de dirección del viento se ajusta en función de los desplazamientos de dirección del viento, tal como mediante una resta simple, como un factor de ganancia, mediante una función lineal u otras funciones. Asimismo el ajuste puede realizarse mediante un control PI o PID.
El parámetro de dirección del 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 del viento más exactos que mejoran el control de la turbina eólica.
El parámetro de dirección del viento ajustado puede aplicarse alternativa o adicionalmente para determinar otros parámetros de control que, en cierta medida, dependen de la dirección del viento, tal como un parámetro de paso de una o más de las palas de rotor, y/o una velocidad de rotación del rotor.
En una realización, el desplazamiento de dirección del viento de un intervalo de dirección del viento se determina como la diferencia entre un parámetro de dirección del viento promedio del intervalo de dirección del viento y un parámetro de dirección del viento estimado que produce un parámetro de energía eólica estimado que corresponde al parámetro de energía eólica promedio del intervalo de dirección del viento. En otras palabras, la dirección del viento relativa medida que produce el parámetro de energía eólica promedio se compara con la dirección del viento relativa estimada que produce un parámetro de energía eólica estimado, y el desplazamiento se determina como la diferencia entre los mismos. Un ejemplo de esto se da detalladamente en la figura 3 en este caso para el parámetro de energía eólica que se determina como la potencia de turbina eólica. Sin embargo, lo esencial es lo mismo para otros parámetros de energía eólica. Por el presente documento se compensa el error o la inexactitud de la medición de dirección del viento relativa cuando la turbina no está apuntando directamente a barlovento 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 de conmutación aumentada involuntaria o más o menos abrupta entre diferentes posiciones de guiñada se ha reducido significativamente o incluso eliminado.
Por el método propuesto, el conocimiento de o la estimación sobre cómo se espera que cambie el parámetro de energía eólica cuando la dirección del viento relativa se aprovecha para ajustar el parámetro de dirección del viento medido. Por el presente documento, las mediciones de uno o más sensores de dirección del viento se pueden ajustar de manera efectiva y precisa por medios simples y durante el funcionamiento. Además, los desplazamientos pueden determinarse y determinarse de nuevo como se desee y preferiblemente de vez en cuando garantizando que las mediciones de dirección del viento se ajusten de la manera más precisa posible.
En una realización, el método comprende calibrar el parámetro de dirección del viento medido en función de un parámetro de calibración predeterminado de manera que un parámetro de dirección del viento medido calibrado de 0 grados corresponde a una dirección del viento relativa de 0 grados.
Por el presente documento, los desplazamientos de dirección del viento pueden determinarse de manera más precisa y las mediciones de direcciones del viento ajustadas correspondientemente de manera más precisa. El parámetro de calibración puede determinarse en una realización a partir del ángulo en el que el histograma del parámetro de energía eólica alcance un valor máximo. Por ejemplo, la turbina de energía eólica debería alcanzar de manera ideal un máximo a una dirección del viento relativa de 0 grados.
De esta manera, el parámetro de dirección del viento se puede calibrar y ajustar por medio de los mismos datos calibrándose en primer lugar para producir así un valor máximo de parámetro de energía eólica a 0 grados y, ajustar en segundo lugar para producir un parámetro de energía eólica correspondiente a un valor esperado.
En una realización de la invención, el parámetro de dirección del viento se ajusta en función del desplazamiento de dirección del viento del intervalo de dirección del viento que comprende el parámetro de dirección del viento en el momento del ajuste. De esta manera, el desplazamiento de dirección del viento de un intervalo se aplica simplemente para ajustar todas las direcciones del viento relativas cuando se encuentra dentro de ese intervalo.
En una realización de la invención, el parámetro de dirección del viento se ajusta mediante una función de interpolación entre los desplazamientos de dirección del viento de los diferentes intervalos de dirección del viento. Además, de esta manera se mejora la precisión del desplazamiento de dirección del viento aplicado para ajustar el parámetro de dirección del viento medido.
Como también se ha mencionado anteriormente, en una realización la determinación de una potencia comprende medir una potencia de red o medir o estimar una potencia de salida de generador. El parámetro de energía eólica puede obtenerse fácilmente por el presente documento como la potencia de red, que normalmente es un parámetro ya disponible.
En una realización, determinar la carga de pala comprende determinar un momento de raíz de una o más de las palas de turbina eólica. La carga de pala puede expresarse, por ejemplo, como momento de raíz de pala promedio. Alternativa o adicionalmente, la carga de pala puede determinarse a partir de mediciones en una o más de las palas de turbina por medio de indicadores de tensión o sensores de fibra óptica.
En una realización, la estimación del par y/o potencia de turbina eólica se expresa como cosx con respecto a la dirección del viento relativa, donde x es una constante. Se ha encontrado que esto produce una estimación o ajuste simple pero bastante precisa para la potencia de turbina eólica en función del ángulo del viento. La constante x puede estar en el intervalo de 1-4, tal como igual a 3. La constante x puede depender del tipo de turbina eólica.
En una realización, el método de control comprende además obtener un número de intervalos de velocidad del viento predefinidos y obtener un grupo de datos y un desplazamiento de dirección del viento para cada intervalo de velocidad del viento. El parámetro de dirección del viento puede ajustarse entonces en función del desplazamiento de dirección del viento del intervalo de velocidad del viento que comprende la velocidad del viento en el momento del ajuste. Alternativamente, el parámetro de dirección del viento puede ajustarse mediante una función de interpolación entre los desplazamientos de dirección del viento de los diferentes intervalos de velocidad del viento. Además, el método puede comprender obtener más estimaciones para el parámetro de energía eólica, tal como una estimación para cada intervalo de velocidad del viento. Las estimaciones pueden entonces ser las mismas para algunos o para todos de los intervalos de velocidad del viento, o pueden ser diferentes para todos los intervalos de velocidad del viento.
Entonces se establecen un número de histogramas de parámetro de energía eólica, uno para cada uno de los intervalos o clases de velocidad del viento predeterminados. Entonces se estima un conjunto de compensaciones de dirección del viento para cada histograma (es decir, un desplazamiento de dirección del viento tanto para cada intervalo de velocidad del viento como para todos los intervalos de dirección del viento) y el parámetro de dirección del viento se ajusta entonces basándose en una función del conjunto de parámetros de compensación de la dirección del viento. Por el presente documento se obtiene un conjunto de compensaciones de dirección del viento correspondientes a diferentes velocidades del viento para capturar así de manera más precisa cómo se aprecia a menudo que las mediciones del sensor de dirección del viento varían a diferentes velocidades del viento donde las velocidades de rotor y/o la configuración de rotor (por ejemplo, ángulos de paso) se varían de manera correspondiente. Mediante la determinación y aplicación de un número de desplazamientos de dirección del viento puede determinarse más de manera precisa la dirección del viento.
Los histogramas para diferentes intervalos de velocidad del viento o clases de velocidad del viento pueden determinarse de manera individual, por ejemplo, a lo largo de diferentes períodos de tiempo o en paralelo. Un conjunto de desplazamientos de dirección del viento para un intervalo de velocidad del viento puede estar listo y aplicarse antes que los demás dependiendo de las condiciones del viento.
De manera similar, los desplazamientos de dirección del viento pueden determinarse para un número de intervalos predefinidos del parámetro de energía eólica como una alternativa o además de los intervalos de velocidad del viento. Las ventajas del presente documento son las mismas que para el uso de diferentes intervalos de velocidad del viento.
De manera similar que para los intervalos de dirección del viento comentados anteriormente, los intervalos predeterminados para el parámetro de velocidad del viento y/o de energía eólica son preferiblemente intervalos sucesivos pero, de manera alternativa, algunos pueden superponerse parcialmente en una realización. Los intervalos pueden determinarse, por ejemplo, con vistas a la dependencia de la desalineación de dirección del viento con respecto a la velocidad del viento (y/o parámetro de energía eólica), de manera que intervalos más pequeños se establecen en regímenes en los que la corrección de dirección del viento cambia más.
En una realización, 2, 3 o 4 grupos diferentes o adicionales de conjuntos de grupos datos se hacen basándose en conjuntos de datos dentro de intervalos de 2, 3 o 4 velocidades del viento (y/o parámetros energía eólica), respectivamente. Cuantos más intervalos, más perfeccionado puede ser el ajuste de dirección del viento. Los intervalos de velocidad del viento pueden comprender, por ejemplo, los intervalos de velocidades del viento relativamente bajas, medias y altas, tales como desde 0-6 m/s, 6-12 m/s, y 12-25 m/s.
De esta manera, los desplazamientos de dirección del viento pueden determinarse para cualquiera de o para ambos de los intervalos de dirección del viento diferentes e intervalos de velocidad del viento y/o parámetro de energía eólica diferentes.
Al determinar un desplazamiento de dirección del viento para un número de intervalos de parámetro de velocidad del viento y/o energía eólica se obtiene un método más preciso que capta mejor que la dirección del viento debe ajustarse de manera diferente en diferentes condiciones de funcionamiento de la turbina eólica y en diferentes velocidades del viento.
La velocidad del viento puede medirse y/o estimarse, por ejemplo, basándose en la potencia de la turbina eólica.
En una realización, las etapas de obtener un grupo de conjuntos de datos y determinar un desplazamiento de dirección del viento se repiten a intervalos de tiempo. De esta manera, el desplazamiento de dirección del viento puede actualizarse de vez en cuando, como por ejemplo, cada 3 meses o similar y/o cuando se hayan realizado cambios con respecto a la turbina eólica que podrían afectar al flujo de viento cerca del sensor de dirección del viento. Por el presente 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 del 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 del viento se repiten un número predefinido de veces, como por ejemplo 2-5 veces. Por el presente documento, el desplazamiento de dirección del viento puede determinarse con mayor certeza.
En una realización, el ajuste del parámetro de dirección del viento comprende restar o multiplicar los momentos de desplazamiento de dirección del viento por un factor de ganancia menor que uno, en el que el factor de ganancia se encuentra 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 con respecto a la guiñada y puede obtenerse una convergencia mejorada.
Sin embargo, en aún una realización adicional de la invención, el parámetro de dirección del viento se ajusta, además, en función de desplazamientos de dirección del viento anteriores, mediante lo cual pueden evitarse cambios bruscos con respecto al parámetro de dirección del viento y mediante lo cual la conmutación de ida y vuelta entre valores también puede evitarse. Por ejemplo, el parámetro de dirección del viento puede ajustarse mediante una resta del desplazamiento de dirección del viento, y además, mediante una resta del cambio en el desplazamiento de dirección del viento desde el último ajuste hasta la actualidad y multiplicando por un factor de ganancia.
En un aspecto adicional la presente invención se refiere a un sistema de control para una turbina eólica que comprende al menos un sensor de dirección del viento para medir un parámetro de dirección del viento indicativo de la dirección del viento relativa a la turbina eólica, un número de palas de rotor de paso ajustable y un sistema de guiñada, estando configurado el sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica en relación con el viento y para cambiar el paso de las palas de rotor y/o un par de generador, y donde el sistema de control está configurado para realizar las etapas de:
- recibir una estimación para un parámetro de energía eólica en función de una dirección del viento relativa, en el que el parámetro de energía eólica se determina como uno de una potencia, un par, una carga de pala o un ángulo de paso de pala de la turbina eólica;
- recibir un número de intervalos de dirección del viento predefinidos;
- recibir a intervalos de tiempo un conjunto de datos que comprende un parámetro de energía eólica y un parámetro de dirección del viento tal como se mide mediante el sensor de dirección del viento;
- obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos para cada intervalo de dirección del viento;
- determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un parámetro de energía eólica promedio;
- determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un desplazamiento de dirección del viento comparando el parámetro de energía eólica promedio con la estimación del parámetro de energía eólica;
- ajustar el parámetro de dirección del viento en función de los desplazamientos de dirección del viento de los diferentes intervalos de dirección del viento, y
- aplicar el parámetro de dirección del 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 sensor de viento, un sistema de guiñada, y un sistema de control según lo anterior.
Las ventajas del sistema de control y de la turbina eólica que comprende dicho sistema de control son tal como se describe anteriormente en relación con el método de control y las características descritas en relación con el método de control se aplican a la turbina eólica y al sistema de control.
Breve descripción de los dibujos
A continuación, diferentes realizaciones de la invención se describirán con relación a los dibujos, en los que:
la figura 1 ilustra el cambio en la dirección del viento cuando el flujo libre pasa a través de un rotor de turbina eólica, la figura 2 ilustra la funcionalidad del método de control según una realización de la invención,
la figura 3 ilustra un ejemplo de comparación de un histograma establecido a lo largo del tiempo con respecto a una
estimación de un parámetro de energía eólica,
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 del viento para diferentes direcciones del viento según realizaciones de la invención, y
la figura 6 ilustra una compensación y fusión de las señales de dirección del viento de diferentes sensores.
Descripción detallada de los dibujos
La figura 1 ilustra el cambio en la dirección del 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 ilustra la línea negra continua 103, un sensor de dirección del viento 104 situado en la góndola 105 detrás del rotor 101 cuando está calibrado medirá una dirección del viento de 0 grados. Sin embargo, si el viento no está directamente a barlovento, 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 del viento de manera inexacta. La figura ilustra cómo un viento entrante a aproximadamente 45 grados, 110, puede medirse como que está solamente a 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 como que está aproximadamente a -10 grados, 121.
Tal como se mencionó anteriormente, los sensores de dirección del viento 104 se calibran generalmente, por ejemplo, por conjuntos de parámetros de calibración predeterminados de manera que los sensores producen una dirección del viento relativa calibrada de 0 grados cuando el rotor se gira directamente a barlovento. La manera en la que el rotor de turbina eólica afecta al 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 del viento relativas cuando la turbina eólica no está apuntando directamente a barlovento. En muchos casos, se ha encontrado que los sensores de viento producen direcciones del viento relativas más pequeñas que la dirección del viento relativa real (tal como se ilustra en la figura 1). En tales casos, la inexactitud del sensor de viento de la que se informa en este caso puede no percibirse, ya que esto podría dar como resultado que la turbina eólica se guiñe menos de lo óptimo y que la turbina eólica necesitase 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 a barlovento y, peor aún, que puede no detectarse un evento de error de guiñada extremo. Por ejemplo, si el viento cambia repentinamente 30 grados, se necesita cierta 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 del viento relativas más grandes que la dirección del 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 del viento relativa ya calibrada por desplazamientos de dirección del 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 del viento relativa calibrada y ajustada, que luego se utiliza en el control de la turbina eólica. El método propuesto de ajuste de las mediciones de sensor es además ventajoso porque puede realizarse de manera adaptativa y automáticamente a lo largo del tiempo.
En la figura 2 se muestra una visión general de la funcionalidad del método de control.
La idea básica es hacer un histograma del parámetro de energía eólica producido en función de la dirección del viento relativa medida y compararlo con qué aspecto se espera o estima que tenga el histograma. Esto se ilustra en la figura 3. El parámetro de energía eólica puede ser la potencia de turbina eólica, o el par o unas cargas de pala.
Como ejemplo, la potencia de turbina eólica P, 300 de una turbina dada puede conocerse o estimarse para seguir una función dada como, por ejemplo, un cos3 de la dirección del viento relativa y, 301 tal como se ilustra en la línea continua 302 en la figura 3. Entonces se genera un histograma de la potencia P, 300 en función de la dirección del viento relativa medida en una turbina, que entonces puede parecerse a la línea de puntos, 303 en la figura 3. A partir del histograma generado 303 puede verse que a una dirección del viento medida de -14°, Y1, la potencia de turbina eólica se reduce en un 4% (de 300 a 288). Sin embargo, a partir del histograma esperado o estimado 302 tal pérdida de potencia del 4% se espera ya en una dirección del viento relativa de -9°, Y2. Esto significa que una dirección del viento relativa medida de -14° debe ajustarse mediante un desplazamiento de dirección del viento de 5°, Ay, 304, para obtener la dirección del viento relativa correcta de -9°, Y2. Alternativamente, el parámetro de dirección del viento podría ajustarse
por una ganancia de aproximadamente 0,64. Esta comparación entre parámetro de energía eólica obtenido y estimado para determinar los desplazamientos de dirección del viento se realiza en diferentes direcciones del viento relativas medidas.
El uso de la potencia de turbina eólica como el parámetro de energía eólica según este método es especialmente eficaz en la producción de carga parcial, es decir, en una potencia por debajo o por encima de la potencia nominal. En la producción a plena carga, el ángulo de paso de pala o las cargas de pala pueden utilizarse en lugar de la potencia de turbina eólica.
Haciendo referencia a la figura 2, el parámetro de dirección del viento relativa 201 indicativo de la dirección del viento relativa a la turbina eólica y de cada sensor eólico x se mide y se filtra de manera continua para reducir el efecto de una pala que pasa delante del sensor.
Se genera un histograma del parámetro de energía eólica (potencia, ángulo de paso y/o carga de pala) frente a la dirección del viento relativa medida, 202. Cuando se ha obtenido una determinada cantidad de datos para producir un histograma claro, la pérdida en el parámetro de energía eólica en direcciones del viento relativas medidas se comparará con la dirección del viento relativa estimada o esperada en esa pérdida de potencia, 202. Los errores de dirección del viento, 222, se determinan entonces como la diferencia entre la dirección del viento medida y la esperada a partir de la cual se generan los desplazamientos de dirección del viento, 210, 221, como se ilustra en la figura 2.
Los desplazamientos de dirección del viento 210 pueden ser diferentes para un parámetro de dirección del viento medido diferente 201 (diferentes intervalos de dirección del viento) y también para diferentes velocidades del viento, 205, y pueden depender adicional o alternativamente de la potencia producida y/o del estado de producción de la turbina, 230. Esto significa que una dirección del viento relativa dada puede ajustarse con un desplazamiento a baja velocidad del viento o potencia, y con otro a alta velocidad del viento o potencia. Como otro ejemplo, podría haber un conjunto de desplazamientos de dirección del viento para la producción de carga parcial y otro para la producción de carga completa. Como un ejemplo, la dirección del viento relativa puede dividirse en intervalos como, por ejemplo, de -15 a 15 grados con una etapa de 3 grados, y cada una de estas clases puede dividirse adicionalmente en diferentes intervalos de velocidad del viento, como, por ejemplo, de 3-12 m/s y 12-25 m/s.
Se almacena el número de conjuntos de datos en cada grupo o clase (es decir, para cada intervalo de dirección del viento y opcionalmente intervalo de potencia o velocidad del viento). Cuando el número de conjuntos de datos en una o más de las clases en un intervalo de potencia/velocidad del viento dado (IntervaloY) alcanzan un valor umbral predeterminado, la señal “WDx_Err_Valid(IntervaloY)” para ese intervalo se sitúa y el desplazamiento de dirección del viento, 210, para ese grupo de datos puede entonces determinarse en el bloque “Generar desplazamiento/ganancia” 221, basándose en la señal “WDx_Err(wd, IntervaloY)”, 222, siendo la diferencia entre la dirección del viento relativa medida y esperada en una pérdida de parámetro de energía eólica dada para todas las direcciones del viento en el intervalo.
En el bloque “Generar desplazamiento/ganancia”, 221 un controlador genera un desplazamiento de dirección del viento “WDCx(wd, ws)”, 210 para el intervalo de dirección del viento y de velocidad del viento dado. Este desplazamiento de dirección del viento puede ser, por ejemplo, el “WDx_Err(wd, ws)” para el/los intervalo(s) dados multiplicado(s) por un factor de ganancia (por ejemplo, en el intervalo de 0,2 - 1,0). Cuando se genera un desplazamiento de dirección del viento para un intervalo de dirección del viento dado y/o intervalo de velocidad del viento, 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 “Desplazamiento de dirección del viento”, 240 en la figura 2, las señales de dirección del viento “WDSx”, 241 de los uno o más sensores de dirección del viento se ajustan o compensan “WDSx_Comp”, 242 basándose en el desplazamiento de dirección del viento “WDCx”, 210 para la velocidad del viento medida actual, 205 y para la dirección del viento medida “WDSx”, 241 (que determinan el desplazamiento de dirección del viento relevante de entre los desplazamientos de dirección del viento para los diferentes intervalos de dirección del viento y velocidad del viento). Esto se hace para cada sensor de dirección del viento “x”. La compensación puede realizarse basándose en una interpolación entre los desplazamientos de dirección del viento para los diferentes intervalos de velocidad del 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 del viento, las señales ajustadas se fusionarán con una única señal de dirección del 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 del viento para un sensor de dirección del 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.
Para cada sensor de dirección del viento se obtienen conjuntos de datos, 401, que comprenden la dirección del viento
relativa medida y un parámetro de energía eólica que puede ser uno de una potencia producida, un par o una carga de pala de la turbina eólica. Además, a lo largo del tiempo se obtienen grupos de datos, 402, para generar así un histograma del parámetro de energía eólica frente a la dirección del viento relativa. El histograma puede establecerse como el parámetro de energía eólica promedio para un número de intervalos de dirección del viento predefinidos. Se almacena el número de muestras (es decir, conjuntos de datos) para cada intervalo de dirección del viento y en total. Cuando se obtiene un determinado número de datos para el sensor de dirección del viento, 403, el parámetro de energía eólica promedio tal como se mide para un intervalo de dirección del viento dado se compara entonces con la dirección del viento que se espera o se estima que produzca el mismo parámetro de energía eólica, 404. A partir de esta comparación se determina, 405, un desplazamiento de dirección del viento para cada intervalo de dirección del viento. Los desplazamientos de dirección del viento se usan entonces para ajustar las mediciones de dirección del viento, preferiblemente se multiplican por algún factor de ganancia para hacer el ajuste más robusto. El grupo de conjuntos de datos para el intervalo de dirección del viento dado se borra, 406, y opcionalmente está listo para una redeterminación de un desplazamiento de dirección del viento.
Los conjuntos de datos pueden además estar agrupados o clasificados, por ejemplo, según diferentes intervalos de potencia de turbinas eólicas o velocidad del viento. Entonces se determina un conjunto de desplazamientos de dirección del viento para cada intervalo de potencia de turbina eólica o velocidad del viento.
La figura 5 muestra los desplazamientos de dirección del viento 210 determinados según una realización de la invención y en función de la dirección del viento relativa medida por un sensor de dirección del viento, 201. En el presente documento se han determinado un número de desplazamientos de dirección del viento para un número de diferentes intervalos de dirección de viento y luego se interpolaron entre los mismos. Se observa que el desplazamiento de dirección del viento es 0 grados para una dirección del viento medida de 0 grados, correspondiente al sensor de dirección del 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 del viento no mide correctamente el viento en otros ángulos, ya que los desplazamientos de dirección del viento determinadas son relativamente significativos.
A menudo se usan varios sensores de dirección del viento en una turbina eólica. En ese caso, las mediciones de dirección del viento de cada sensor 800 pueden corregirse de manera individual mediante diferentes conjuntos de desplazamientos de dirección del viento, y la dirección del viento ajustada relativa de cada sensor se fusionan entonces para producir una dirección del viento relativa corregida final común que se aplicará en el sistema de control de la turbina eólica. La figura 6 es un diagrama de flujo que ilustra un ajuste y fusión de las señales de dirección del viento de diferentes sensores. La señal de dirección del viento para un sensor x se compensa en primer lugar basándose en el desplazamiento de dirección del viento para el intervalo de dirección del viento relevante y el intervalo de velocidad del viento basándose en la dirección del viento relativa actual y opcionalmente la velocidad del viento (o potencia), 601. Las señales de dirección del viento ajustadas en el presente documento de cada uno de los diferentes sensores de dirección del viento se fusionan entonces, 602, a una única señal de dirección del 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 de los sensores de dirección del viento. Por ejemplo, pueden conocerse algunos sensores que funcionan de manera pobre a temperaturas muy bajas y, por lo tanto, no se tienen en cuenta en la fusión cuando la temperatura es baja. La detección de fallos y el diagnóstico de fallos pueden realizarse de cada uno de los sensores, y cuanto más fallos o comportamiento anómalo muestra un sensor, menor se ponderará en la fusión de sensor. En el caso de que ambos sensores muestren un comportamiento anómalo, la fusión puede comenzar a tener en cuenta también resultados anteriores del sensor.
Aunque se han mostrado y descrito realizaciones de la invención, se entenderá que tales realizaciones se describen únicamente a modo de ejemplo y se apreciará que las características de diferentes realizaciones pueden combinarse entre sí en cualquier combinación. Numerosas variaciones, cambios y sustituciones serán evidentes para los expertos en la técnica sin apartarse del alcance de la presente invención como se define por las reivindicaciones adjuntas.
Claims (16)
- REIVINDICACIONESi. Método de control de una turbina eólica, comprendiendo la turbina eólica al menos un sensor de dirección del viento para medir un parámetro de dirección del viento indicativo de la dirección del viento relativa a la turbina eólica, un número de palas de rotor de paso ajustable, un sistema de guiñada y un sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica con respecto al viento y para cambiar el paso de las palas de rotor y/o un par de generador, comprendiendo el método:- obtener una estimación para un parámetro de energía eólica en función de una dirección del viento relativa, en el que el parámetro de energía eólica se determina como uno de una potencia, un par, una carga de pala o un ángulo de paso de pala de la turbina eólica;- obtener un número de intervalos de dirección del viento predefinidos;- obtener a intervalos de tiempo un conjunto de datos que comprende un parámetro de energía eólica y un parámetro de dirección del viento tal como se mide mediante el sensor de dirección del viento;- obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos para cada intervalo de dirección del viento; - determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un parámetro de energía eólica promedio;- determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un desplazamiento de dirección del viento comparando el parámetro de energía eólica promedio con la estimación del parámetro de energía eólica;- ajustar el parámetro de dirección del viento en función de los desplazamientos de dirección del viento de los diferentes intervalos de dirección del viento; y- aplicar el parámetro de dirección del viento ajustado en el control de la turbina eólica.
- 2. Método de control según la reivindicación 1, en el que el desplazamiento de dirección del viento de un intervalo de dirección del viento se determina como la diferencia entre un parámetro de dirección del viento promedio del intervalo de dirección del viento y un parámetro de dirección del viento estimado que produce un parámetro de energía eólica estimado correspondiente al parámetro de energía eólica promedio del intervalo de dirección del viento.
- 3. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores que comprende calibrar el parámetro de dirección del viento medido en función de un parámetro de calibración predeterminado de manera que un parámetro de dirección del viento medido calibrado de 0 grados corresponde a una dirección del viento relativa de 0 grados.
- 4. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el parámetro de dirección del viento se ajusta en función del desplazamiento de dirección del viento del intervalo de dirección del viento que comprende el parámetro de dirección del viento en el momento del ajuste.
- 5. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones 1-3, en el que el parámetro de dirección del viento se ajusta mediante una función de interpolación entre los desplazamientos de dirección del viento de los diferentes intervalos de dirección del viento.
- 6. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la potencia se determina midiendo una potencia de red o estimando una potencia de salida de generador.
- 7. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que determinar la carga de pala comprende determinar un momento de raíz de una o más de las palas de turbina eólica.
- 8. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la estimación de la potencia y/o par de turbina eólica se expresa como cosx para la dirección del viento relativa, donde x es una constante.
- 9. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende, además, obtener un número de intervalos de velocidad del viento predefinidos y obtener un grupo de datos y un desplazamiento de dirección del viento para cada intervalo de velocidad del viento.
- 10. Método de control según la reivindicación 9, en el que el parámetro de dirección del viento se ajusta en función del desplazamiento de dirección del viento del intervalo de velocidad del viento que comprende la velocidad del viento en el momento del ajuste.
- 11. 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.
- 12. 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.
- 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 del viento se repiten a intervalos de tiempo.
- 14. Método de control según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el ajuste del parámetro de dirección del viento comprende restar el desplazamiento de dirección del 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. Sistema de control para una turbina eólica que comprende al menos un sensor de dirección del viento para medir un parámetro de dirección del viento indicativo de la dirección del viento relativa a la turbina eólica, un número de palas de rotor de paso ajustable y un sistema de guiñada, estando configurado el sistema de control para guiñar el rotor de turbina eólica en relación con el viento y para cambiar el paso de las palas de rotor y/o un par de generador, y en el que el sistema de control está configurado para realizar las etapas de: - recibir una estimación para un parámetro de energía eólica en función de una dirección del viento relativa, en el que el parámetro de energía eólica se determina como uno de una potencia, un par, una carga de pala o un ángulo de paso de pala de la turbina eólica;- recibir un número de intervalos de dirección del viento predefinidos;- recibir a intervalos de tiempo un conjunto de datos que comprende un parámetro de energía eólica y un parámetro de dirección del viento tal como se mide mediante el sensor de dirección del viento;- obtener a lo largo del tiempo un grupo de conjuntos de datos para cada intervalo de dirección del viento; - determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un parámetro de energía eólica promedio;- determinar para cada intervalo de dirección del viento y para cada grupo de conjuntos de datos un desplazamiento de dirección del viento comparando el parámetro de energía eólica promedio con la estimación del parámetro de energía eólica;- ajustar el parámetro de dirección del viento en función de los desplazamientos de dirección del viento de los diferentes intervalos de dirección del viento, y- aplicar el parámetro de dirección del viento ajustado en el control de la turbina eólica.
- 16. Turbina eólica que comprende un sensor de viento, un sistema de guiñada y un sistema de control según la reivindicación 15 para guiñar el rotor de turbina eólica en relación con el viento.
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