ES2821958T3

ES2821958T3 - Métodos y sistemas para generar programaciones de control de turbinas eólicas

Info

Publication number: ES2821958T3
Application number: ES16734171T
Authority: ES
Inventors: Chris Spruce; Chakradhar Byreddy
Original assignee: Vestas Wind Systems AS
Current assignee: Vestas Wind Systems AS
Priority date: 2015-06-30
Filing date: 2016-06-21
Publication date: 2021-04-28
Anticipated expiration: 2036-06-21
Also published as: CN107850048B; WO2017000951A1; CN107850048A

Abstract

Un método de generación de una programación de control para una turbina eólica (1), indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el método: determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina (1), o uno o más componentes de turbina, basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica; aplicar una función de optimización que varía una programación de control inicial para determinar una programación de control optimizada variando el compromiso entre la captación de energía y la vida de fatiga consumida por la turbina (1) o el uno o más componentes de turbina hasta que se determina una programación de control optimizada, incluyendo la optimización: estimar la vida útil de fatiga futura consumida por la turbina (1) o el componente de turbina a lo largo de la duración de la programación de control variada basándose en la vida útil de fatiga restante actual y la programación de control variada; y restringir la optimización de la programación de control según una o más restricciones de entrada; en el que las restricciones de entrada incluyen un número máximo de reemplazos de componentes permitidos para uno o más componentes de turbina y la optimización incluye además variar un valor inicial a lo largo de la vida útil de una turbina eólica para determinar una vida útil objetivo de la turbina eólica.

Description

DESCRIPCIÓN

Métodos y sistemas para generar programaciones de control de turbinas eólicas

Campo de la invención

Las realizaciones de la presente invención se refieren a métodos y sistemas para determinar una programación de control para la salida de potencia de turbinas eólicas.

La figura 1A ilustra una turbina eólica convencional grande 1, tal 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 de las cuales tiene una longitud L. El rotor de turbina eólica 30 puede comprender otro número de palas 32, tal como una, dos, cuatro, cinco o más. Las palas 32 se montan en un buje 34 que se encuentra a una altura H por encima de la base de la torre. El buje 34 se conecta a la góndola 20 a través de un árbol de baja velocidad (no mostrado) que se extiende desde la parte frontal de la góndola 20. El árbol de baja velocidad acciona una caja de engranajes (no mostrada) que aumenta la velocidad de rotación 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 salida de energía eléctrica. Las palas de turbina eólica 32 definen un área barrida A, que es el área de un círculo delimitado por las palas rotatorias 32. El área barrida dicta cuánto de una masa de aire dada es interceptada 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 turbina 1 durante el funcionamiento. La turbina puede ser terrestre, tal como se ilustra, o marina. En el último caso, la torre se conectará 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 las entradas procedentes de los sensores y otros sistemas de control y genera señales de salida para accionadores como accionadores de paso, controlador de par de torsión del generador, contactores de generador, interruptores para activar los frenos del árbol, motores de guiñada, etc.

La figura 1B muestra, esquemáticamente, un ejemplo de una central eólica convencional 100 que comprende una pluralidad de turbinas eólicas 110, el controlador de cada una de las cuales se comunica con un controlador de central eléctrica (PPC) 130. El PPC 130 puede comunicarse bidireccionalmente con cada turbina. Las turbinas emiten energía a un punto de conexión de red 140 tal como se ilustra en la línea gruesa 150. En funcionamiento, y suponiendo que las condiciones del viento lo permitan, cada una de las turbinas eólicas 110 emitirá una potencia activa máxima hasta su potencia de régimen según lo especificado 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 del aerogenerador en función de la velocidad del viento. Tal como se conoce bien en la técnica, la turbina eólica comienza a generar potencia a una velocidad del viento de conexión Vmín. La turbina entonces funciona en condiciones de carga parcial (también conocido como carga parcial) hasta que se alcanza la velocidad del viento de régimen en el punto VR. A la velocidad del viento de régimen, se alcanza la potencia de régimen (o nominal) del generador y la turbina funciona a plena carga. La velocidad del viento de conexión en una turbina eólica típica puede ser de 3 m/s y la velocidad del viento de régimen puede ser de 12 m/s, por ejemplo. El punto Vmáx es la velocidad del viento de desconexión, que es la mayor velocidad del viento a la que puede funcionar la turbina eólica mientras suministra potencia. A velocidades del viento iguales a y mayores que la velocidad del viento de desconexión, la turbina eólica se apaga por motivos de seguridad, en particular para reducir las cargas que actúan sobre la turbina eólica. Alternativamente, la salida de potencia puede disminuir en rampa en función de la velocidad del viento a potencia cero.

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

Las tasas de acumulación de daños por fatiga de componentes individuales en turbinas eólicas varían sustancialmente en diferentes condiciones operativas. 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 turbulencias muy altas provoca una tasa de acumulación de daños por fatiga que es muchas veces mayor que en la turbulencia normal. Para algunos componentes eléctricos, el funcionamiento a temperaturas muy altas, que pueden estar provocadas por altas temperaturas ambientales, provoca una tasa de acumulación de daños por fatiga, tal como la tasa de rotura del aislamiento, que es muchas veces mayor que en temperaturas normales. Como ejemplo, una regla general para los devanados del generador es que una disminución de 10°C DE la temperatura del devanado aumenta la vida útil en un 100%.

La producción anual de energía (AEP, por sus siglas en inglés) de una central eólica se relaciona con la productividad de las turbinas eólicas que forman la central eólica y, normalmente, depende de las velocidades del viento anuales en la ubicación de la central eólica. Cuanto mayor sea la AEP para una central eólica dada, mayor será la ganancia para el operador de la central eólica y mayor será la cantidad de potencia eléctrica suministrada a la red.

Por tanto, los fabricantes de turbinas eólicas y los operadores de centrales eólicas están intentando constantemente aumentar la AEP para una central eólica dada, véanse por ejemplo los documentos EP 2 557 311 A1 y US 2014/0288855 A1.

Uno de tales métodos puede ser el aumento de régimen (over-rating) de las turbinas eólicas en determinadas condiciones, dicho de otro modo, permitir que las turbinas eólicas funcionen hasta un nivel de potencia que esté por encima del nivel de potencia nominal o de régimen de las turbinas eólicas durante un periodo de tiempo, tal como se indica por el área sombreada 58 de la figura 2, para generar más energía eléctrica cuando los vientos son altos y, por consiguiente, aumentar la AEP de una central eólica. En particular, se entiende que el término “aumento de régimen” significa producir más que la potencia activa de régimen durante el funcionamiento a plena carga mediante el control de parámetros de la turbina, tales como la velocidad del rotor, el par de torsión o la corriente del generador. Un aumento de la demanda de velocidad, demanda de par de torsión y/o demanda de corriente del generador aumenta la potencia adicional producida mediante un aumento de régimen, mientras que una disminución de la demanda de velocidad, par de torsión y/o corriente del generador disminuye la potencia adicional producida mediante un aumento de régimen. Tal como se entenderá, el aumento de régimen se aplica a la potencia activa y no a la potencia reactiva. Cuando la turbina está en aumento de régimen, la turbina funciona más agresivamente de lo normal, y el generador tiene una salida de potencia que es mayor que la potencia de régimen para una velocidad del viento dada. El nivel de potencia de aumento de régimen puede ser hasta un 30% mayor que la salida de potencia de régimen, por ejemplo. Esto permite una mayor extracción de energía cuando esto es ventajoso para el operador, particularmente cuando condiciones externas tales como la velocidad del viento, la turbulencia y los precios de la electricidad permitirían una generación de energía más rentable.

El aumento de régimen provoca un mayor desgaste o fatiga en los componentes de turbina eólica, lo que puede provocar un fallo temprano de uno o más componentes y requerir el apagado de la turbina para su mantenimiento. Como tal, el aumento de régimen se caracteriza por un comportamiento transitorio. Cuando una turbina está en aumento de régimen, puede durar unos pocos segundos o un periodo prolongado si las condiciones del viento y la vida de fatiga de los componentes son favorables para un aumento de régimen.

Aunque el aumento de régimen permite a los operadores de turbinas aumentar la AEP y modificar de otro modo la generación de potencia para satisfacer sus requisitos, existen varios problemas e inconvenientes asociados con el aumento de régimen de las turbinas eólicas. Las turbinas eólicas generalmente están diseñadas normalmente para funcionar a un nivel de potencia nominal, de régimen o nivel de potencia de placa de identificación dado y para funcionar durante un número certificado de años, por ejemplo 20 años o 25 años. Por tanto, si la turbina eólica está en aumento de régimen, puede reducirse la vida útil de la turbina eólica.

La presente invención trata de proporcionar flexibilidad al operador de turbina para hacer funcionar sus turbinas de una manera que se adapte a sus requisitos, por ejemplo devolviendo una AEP optimizada.

Sumario de la invención

La invención se define en las reivindicaciones independientes a las que se dirige ahora la referencia. Se exponen características preferidas en las reivindicaciones dependientes.

Las realizaciones de la invención tratan de mejorar la flexibilidad disponible para el operador de turbina cuando se emplean métodos de control que compensan la captación de energía y las cargas de fatiga. Un ejemplo de tal método de control es el uso de aumento de régimen.

Según un primer aspecto de la invención, se proporciona un método de generación de una programación de control para una turbina eólica, indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

recibir una entrada indicativa de la vida útil mínima objetiva de una turbina eólica;

determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina eólica o uno o más componentes de turbina, basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica;

variar un parámetro de una programación de control predefinida inicial que especifica cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo mediante:

i) ajustar el parámetro de la programación de control predefinida inicial;

ii) estimar la vida útil de fatiga futura consumida por la turbina eólica o uno o más componentes de turbina, a lo largo de la duración de la programación de control variada, basándose en la programación de control variada; y

iii) repetir las etapas (i) y (ii) hasta que la vida útil de fatiga futura estimada consumida por la turbina eólica cada uno de los componentes de turbina sea suficiente para permitir que se alcance la vida mínima objetivo de la turbina eólica.

El parámetro puede variarse hasta que la vida útil de fatiga futura estimada consumida por el componente con mayor carga sea suficiente para permitir que se alcance la vida mínima objetivo de la turbina eólica, o dicho de otro modo, de tal manera que la vida de fatiga total consumida sea sustancialmente igual que la vida útil mínima objetivo de la turbina eólica. Esto puede lograrse basándose en un margen predeterminado de la vida útil mínima objetivo de la turbina eólica (por ejemplo, con una tolerancia de 0 a 1, de 0 a 3, de 0 a 6 o de 0 a 12 meses del objetivo, por ejemplo).

Opcionalmente, la etapa (iii) requiere además maximizar la captación de energía durante la vida útil de la turbina.

Opcionalmente, la programación de control indica la cantidad de potencia en la que puede aumentarse el régimen de la turbina eólica por encima de su potencia de régimen.

Opcionalmente, el método comprende además recibir, para cada uno del uno o más de los componentes de turbina, una entrada indicativa de un número máximo de reemplazos permitidos para ese componente de turbina. La etapa

(i) puede incluir además el ajuste, para uno o más de los componentes de turbina, el número de veces que ese componente puede reemplazarse durante la vida útil restante de la turbina. La etapa (i) también puede incluir además el ajuste, para uno o más de los componentes de turbina, cuando el componente puede reemplazarse durante la vida útil restante de la turbina. El uno o más componentes de turbina pueden incluir uno o más de: las palas, cojinete de paso, sistema de accionamiento de paso, buje, árbol principal, cojinete principal, caja de engranajes, generador, convertidor, unidad de guiñada, cojinete de guiñada o transformador.

Opcionalmente, la programación de control predefinida inicial especifica la variación relativa del nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo.

Opcionalmente, determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina o el uno o más componentes de turbina comprende aplicar datos de sensor procedentes de uno o más sensores de turbina a uno o más algoritmos de estimación de uso durante la vida útil.

Opcionalmente, determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina o uno o más componentes de turbina comprende usar datos procedentes de un sistema de monitorización de condición.

Opcionalmente, determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina o uno o más componentes de turbina comprende usar datos obtenidos de sensores de central eólica en combinación con un programa de verificación de emplazamiento que determina las cargas que actúan sobre los componentes de turbina basándose en los datos obtenidos de sensores de central eólica y parámetros relacionados con la central eólica y el diseño de turbina eólica. Los datos de sensor pueden incluir datos de sensor recopilados antes de la puesta en marcha y/o construcción de la turbina eólica o la central eólica.

Opcionalmente, ajustar el parámetro comprende aplicar un factor de compensación, amplificación, desamplificación o ganancia a la programación de control. El parámetro se ajusta hasta que se consume la totalidad, o sustancialmente la totalidad, de la vida de fatiga del componente con mayor carga a lo largo de la duración de la programación. La compensación puede ajustarse igualando las áreas de la curva por encima y por debajo de una línea que muestra el daño por fatiga en el que ha incurrido la turbina individual que funciona con un nivel máximo de potencia establecido en la capacidad específica del emplazamiento durante la vida útil deseada. La compensación puede ajustarse hasta que el daño por fatiga a lo largo del tiempo debido al funcionamiento de la turbina según la programación de control sea igual al daño por fatiga a lo largo del tiempo debido al funcionamiento de la turbina según un nivel máximo de potencia constante establecido en el nivel máximo de potencia de la turbina individual durante la vida útil mínima objetivo.

Opcionalmente, la programación de control predefinida inicial especifica un gradiente de la variación del nivel máximo de potencia a lo largo del tiempo. El ajuste del parámetro puede comprender entonces ajustar el gradiente.

Opcionalmente, la programación de control es indicativa de la cantidad de daño por fatiga en el que debe incurrirse a lo largo del tiempo, comprendiendo el método además hacer funcionar la turbina eólica, basándose en uno o más

LUE, para incurrir en daño por fatiga a la tasa indicada por la programación de control.

Opcionalmente, el método comprende además proporcionar la programación de control determinada a un controlador de turbina eólica para controlar la salida de potencia de una turbina eólica.

El método puede realizarse sólo una vez, o de manera irregular, según se desee. Alternativamente, el método puede repetirse periódicamente. En particular, el método puede repetirse diaria, mensual o anualmente.

Puede proporcionarse un controlador correspondiente para una turbina eólica o una central eólica configurado para realizar los métodos descritos en el presente documento.

Todavía según el primer aspecto, se proporciona un método de generación de una programación de control para una central eólica que comprende dos o más turbinas eólicas, indicando la programación de control, para cada turbina eólica, cómo varía el nivel máximo de potencia a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

recibir una entrada indicativa de una vida útil mínima objetivo deseada para cada turbina;

determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de cada una de las turbinas eólicas o uno o más componentes de turbina eólica, basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica; variar un parámetro de una programación de control predefinida inicial que especifica cómo varía el nivel máximo de potencia de la central eléctrica a lo largo del tiempo mediante:

i) ajustar el parámetro de la programación de control predefinida inicial;

ii) estimar la vida útil de fatiga futura consumida por las turbinas eólicas o el uno o más componentes de turbina, a lo largo de la duración de la programación de control variada basándose en la programación de control variada, usando un programa de verificación de emplazamiento que determina las cargas que actúan sobre los componentes de turbina basándose en los datos obtenidos de sensores de central eólica y parámetros relacionados con la central eólica y el diseño de turbina eólica e incluye interacciones entre las turbinas de la central eólica; y

iii) repetir las etapas (i) y (ii) hasta que la vida útil de fatiga futura estimada consumida por las turbinas eólicas o cada uno del uno o más componentes de turbina sea suficiente para permitir que se alcance la vida mínima objetivo de la turbina eólica.

Opcionalmente, los datos de sensor incluyen datos de sensor recopilados antes de la puesta en marcha y/o construcción de la turbina eólica o la central eólica.

Opcionalmente, la etapa (iii) está restringida adicionalmente de tal manera que para cualquier periodo de tiempo dado dentro de la programación, cuando se suma conjuntamente la potencia de todas las turbinas, no supera la cantidad de potencia que puede transportarse en la conexión desde la central eléctrica hasta la red.

Según un segundo aspecto de la invención, se proporciona un método de generación de una programación de control para una turbina eólica, indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

recibir una entrada indicativa del número máximo de veces que cada uno del uno o más componentes de turbina va a reemplazarse a lo largo de la vida útil restante de la turbina;

determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina, o uno o más de los componentes de turbina, basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica;

variar un parámetro de una programación de control predefinida inicial que especifica cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, mediante:

iv) ajustar el parámetro de la programación de control predefinida inicial;

v) estimar la vida útil de fatiga futura consumida por la turbina eólica, o uno o más componentes de turbina, a lo largo de la duración de la programación de control variada, basándose en la programación de control variada y teniendo en cuenta los reemplazos del uno o más componentes de turbina; y

vi) repetir las etapas (i) y (ii) hasta que la vida útil de fatiga futura estimada consumida por la turbina eólica o cada uno del uno o más componentes de turbina sea suficiente para permitir que se alcance una vida útil mínima objetivo de la turbina eólica.

Opcionalmente, la etapa (iii) requiere además maximizar la captación de energía durante la vida útil de la turbina. Opcionalmente, la programación de control indica la cantidad de potencia en la que puede aumentarse el régimen de la turbina eólica por encima de su potencia de régimen.

Opcionalmente, la etapa (i) incluye además el ajuste, para uno o más de los componentes de turbina, del número de veces que ese componente puede reemplazarse a lo largo de la vida útil restante de la turbina. La etapa (i) puede incluir además el ajuste, para uno o más de los componentes de turbina, cuando el componente puede reemplazarse durante la vida útil restante de la turbina.

Opcionalmente, la vida útil mínima objetiva de la turbina eólica es un valor objetivo predeterminado correspondiente a la vida útil de diseño de la turbina.

Opcionalmente, el método comprende además recibir una entrada indicativa de una vida útil mínima objetivo de turbina eólica definida por el usuario.

Opcionalmente, determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina o uno o más componentes de turbina comprende usar datos de un sistema de monitorización de condición.

Opcionalmente, ajustar el parámetro comprende aplicar un factor de compensación, amplificación, desamplificación o ganancia a la programación de control. El parámetro se ajusta hasta que se consuma la totalidad, o sustancialmente la totalidad, de la vida de fatiga del componente con mayor carga a lo largo de la duración de la programación. La compensación puede ajustarse igualando las áreas de la curva por encima y por debajo de una línea que muestra el daño por fatiga en el que ha incurrido la turbina individual que funciona con un nivel máximo de potencia establecido en la capacidad específica del emplazamiento durante la vida útil deseada. La compensación puede ajustarse hasta que el daño por fatiga a lo largo del tiempo debido al funcionamiento de la turbina según la programación de control sea igual al daño por fatiga a lo largo del tiempo debido al funcionamiento de la turbina según un nivel máximo de potencia constante establecido en el nivel máximo de potencia de la turbina individual durante la vida útil mínima objetivo.

Opcionalmente, la programación de control predefinida inicial especifica un gradiente de la variación del nivel máximo de potencia a lo largo del tiempo. El ajuste del parámetro puede comprender ajustar el gradiente.

Opcionalmente, la programación de control es indicativa de la cantidad de daño por fatiga en el que debe incurrirse a lo largo del tiempo, comprendiendo el método además hacer funcionar la turbina eólica, basándose en uno o más LUE, para incurrir en daño por fatiga a la tasa indicada por la programación de control.

Opcionalmente, el uno o más componentes de turbina incluyen uno o más de: las palas, cojinete de paso, sistema de accionamiento de paso, buje, árbol principal, cojinete principal, caja de engranajes, generador, convertidor, unidad de guiñada, cojinete de guiñada o transformador.

Todavía según el segundo aspecto, se proporciona un método de generación de una programación de control para una central eólica que comprende dos o más turbinas eólicas, indicando la programación de control, para cada turbina eólica, cómo varía el nivel máximo de potencia a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

recibir una entrada indicativa del número máximo de veces que cada uno del uno o más componentes de turbina, para cada turbina, van a reemplazarse durante la vida útil restante de la turbina;

determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de cada una de las turbinas eólicas o uno o más componentes de turbina eólica de cada una de las turbinas eólicas, basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica;

variar un parámetro de una programación de control predefinida inicial que especifica cómo varía el nivel máximo de potencia de la central eléctrica a lo largo del tiempo mediante:

iv) ajustar el parámetro de la programación de control predefinida inicial;

v) estimar la vida útil de fatiga futura consumida por las turbinas eólicas o el uno o más componentes de turbina, a lo largo de la duración de la programación de control variada, basándose en la programación de control variada y teniendo en cuenta el reemplazo del uno o más componentes de turbina usando un programa de verificación de emplazamiento que determina las cargas que actúan sobre los componentes de turbina basándose en los datos obtenidos de los sensores de central eólica y parámetros relacionados con la central eólica y el diseño de turbina eólica e incluye interacciones entre las turbinas de la central eólica; y

vi) repetir las etapas (i) y (ii) hasta que la vida útil de fatiga futura estimada consumida por las turbinas eólicas o cada uno del uno o más componentes de turbina sea suficiente para permitir que se alcance la vida mínima objetivo de la turbina eólica.

Opcionalmente, la etapa (iii) está restringida adicionalmente de tal manera que para cualquier periodo de tiempo dado dentro de la programación, cuando se suman conjuntamente la potencia de todas las turbinas, no supera la cantidad de potencia que puede transportarse en la conexión desde la central eléctrica hasta la red.

Según un tercer aspecto de la invención, se proporciona un método para generar una programación de control para una turbina eólica, indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina, o uno o más componentes de turbina, basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica;

aplicar una función de optimización que varía una programación de control inicial para determinar una programación de control optimizada variando el compromiso entre la captación de energía y la vida de fatiga consumida por la turbina o el uno o más componentes de turbina hasta que se determina una programación de control optimizada, incluyendo la optimización:

estimar la vida útil de fatiga futura consumida por la turbina o el componente de turbina a lo largo de la duración de la programación de control variada basándose en la vida útil de fatiga restante actual y la programación de control variada; y

restringir la optimización de la programación de control según una o más restricciones de entrada;

en el que las restricciones de entrada incluyen un número máximo de reemplazos de componentes permitidos para uno o más componentes de turbina y la optimización incluye además variar un valor inicial durante la vida útil de una turbina eólica para determinar una vida útil objetivo de la turbina eólica.

Según un cuarto aspecto de la invención, se proporciona un método para generar una programación de control para una turbina eólica, indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

en el que las restricciones de entrada incluyen una vida útil mínima objetivo de la turbina eólica y la optimización incluye además variar un valor inicial para el número de reemplazos de componentes, para uno o más componentes, que van a realizarse en el transcurso de la programación para determinar un número máximo de reemplazos de componentes.

Según un quinto aspecto de la invención, se proporciona un método de generación de una programación de control para una turbina eólica, indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

en el que la optimización incluye además variar un valor inicial durante la vida útil de una turbina eólica, y variar un valor inicial para el número de reemplazos de componentes, para uno o más componentes, que van a realizarse en el transcurso de la programación para determinar una combinación del número de reemplazos de componentes para uno o más componentes de turbina y una vida útil mínima objetivo de la turbina eólica.

Las siguientes características opcionales pueden aplicarse a los aspectos tercero, cuarto o quinto.

La programación de control puede aplicarse durante la totalidad de la vida útil de la turbina.

Opcionalmente, el método comprende además optimizar la programación de control variando el tiempo y el número de reemplazos de componentes hasta el número máximo.

Opcionalmente, el uno o más componentes de turbina que pueden reemplazarse incluyen uno o más de: las palas, cojinete de paso, sistema de accionamiento de paso, buje, árbol principal, cojinete principal, caja de engranajes, generador, convertidor, unidad de guiñada, cojinete de guiñada o transformador.

Opcionalmente, la programación de control inicial especifica la variación relativa a lo largo del tiempo del nivel máximo de potencia de la turbina hasta el que puede funcionar la turbina.

Opcionalmente, las restricciones de entrada comprenden además la salida de potencia máxima superior de la turbina permitida por el diseño de la turbina y/o la salida de potencia mínima de la turbina.

Opcionalmente, determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina o uno o más componentes de turbina comprende aplicar datos de sensor de uno o más sensores de turbina a uno o más algoritmos de estimación de uso durante la vida útil.

Opcionalmente, determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina o uno o más componentes de turbina comprende usar datos obtenidos de sensores de parque eólico en combinación con un programa de verificación de emplazamiento que determina las cargas que actúan sobre los componentes de turbina basándose en los sensores de parque eólico y parámetros relacionados con el parque eólico y el diseño de turbina eólica.

Opcionalmente, la optimización de la programación de control comprende variar la programación de control para minimizar el coste nivelado de energía (LCoE, por sus siglas en inglés). Puede usarse un modelo de LCoE para determinar LCoE, incluyendo el modelo parámetros para uno o más de: factor de carga, indicativo de la energía generada a lo largo de un periodo dividida entre la energía que podría haberse generado si la turbina se hubiera hecho funcionar de manera continua a la potencia de régimen durante ese periodo; disponibilidad, indicativa del tiempo que la turbina estará disponible para generar electricidad; y la eficiencia de parque, indicativa de la energía generada a lo largo de un periodo dividida entre la energía que podría haberse generado si la turbina se hubiera hecho funcionar con un viento que no se hubiera visto perturbado completamente por turbinas aguas arriba. El modelo puede incluir además parámetros para uno o más de: costes asociados con el reemplazo de uno o más componentes, incluyendo tiempo de inactividad de la turbina, mano de obra y equipos para el reemplazo de componentes, costes de fabricación o reacondicionamiento de los componentes de reemplazo, y costes de transporte de los componentes reacondicionados o de reemplazo a la central eléctrica; y costes de servicio asociados con el reemplazo de piezas de desgaste.

Opcionalmente, la programación de control optimizada es una programación de niveles máximos de potencia hasta los que puede hacerse funcionar la turbina, y puede especificar niveles máximos de potencia por encima de la potencia de régimen de la turbina eólica. Alternativamente, la programación de control puede especificar la cantidad de daño por fatiga en el que debe incurrirse a lo largo del tiempo, comprendiendo el método además hacer funcionar la turbina eólica, basándose en uno o más LUE, para incurrir en daño por fatiga a la tasa indicada por la programación de control.

La programación de control puede indicar cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo de la vida útil de la turbina.

Opcionalmente, el método puede comprender además proporcionar la programación de control optimizada a un controlador de turbina eólica o controlador de central eólica para controlar la salida de potencia de una turbina eólica.

Opcionalmente, el método se repite periódicamente. El método puede repetirse diaria, mensual o anualmente. Puede proporcionarse un controlador correspondiente para una turbina eólica o una central eólica configurado para realizar los métodos de los aspectos tercero, cuarto o quinto descritos en el presente documento.

Según el tercer aspecto, se proporciona un optimizador para generar una programación de control para una turbina eólica, indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el optimizador:

un módulo de optimización configurado para recibir: valores iniciales para un conjunto de variables, que son variables operativas de la turbina eólica e incluyen una programación de control inicial; una o más restricciones; y datos indicativos de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina o uno o más componentes de turbina;

en el que el módulo de optimización está configurado para:

optimizar la programación de control minimizando o maximizando un parámetro de funcionamiento recibido en el módulo de optimización que depende del conjunto de variables variando una o más de las variables con respecto a su valor inicial según la vida útil de fatiga restante de la turbina o el uno o más componentes de turbina y la una o más restricciones; y

emitir la programación de control optimizada;

en el que las restricciones incluyen un número máximo de reemplazos de componentes permitidos para uno o más componentes de turbina y el módulo de optimización está configurado además para variar un valor inicial durante la vida útil de una turbina eólica para determinar una vida útil objetivo de la turbina eólica.

Según el cuarto aspecto, se proporciona un optimizador para generar una programación de control para una turbina eólica, indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el optimizador:

un módulo de optimización configurado para recibir: valores iniciales para un conjunto de variables, que son variables operativas de la turbina eólica y que incluyen una programación de control inicial; una o más restricciones; y datos indicativos de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina o uno o más componentes de turbina; en el que el módulo de optimización está configurado para:

emitir la programación de control optimizada;

en el que las restricciones incluyen una vida útil mínima objetivo de la turbina eólica y el módulo de optimización está configurado además para variar un valor inicial para el número de reemplazos de componentes, para uno o más componentes, que van a realizarse en el transcurso de la programación para determinar un número máximo de reemplazos de componentes.

Según el quinto aspecto, se proporciona un optimizador para generar una programación de control para una turbina eólica, indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el optimizador:

emitir la programación de control optimizada:

en el que el módulo de optimización está configurado además para variar un valor inicial durante la vida útil de una turbina eólica, y variar un valor inicial para el número de reemplazos de componentes, para uno o más componentes, que van a realizarse en el transcurso de la programación para determinar una combinación del número de reemplazos de componentes para uno o más componentes de turbina y una vida útil mínima objetivo de la turbina eólica.

Las siguientes características opcionales pueden aplicarse a los optimizadores de los aspectos tercero, cuarto o quinto.

Opcionalmente, el optimizador comprende además un módulo de inicialización configurado para recibir los valores iniciales para el conjunto de variables y los datos de sensor, estando configurado el módulo de inicialización para calcular un valor inicial para el parámetro de funcionamiento.

Opcionalmente, uno o más componentes de turbina son uno o más de: las palas, cojinete de paso, sistema de accionamiento de paso, buje, árbol principal, cojinete principal, caja de engranajes, generador, convertidor, unidad de guiñada, cojinete de guiñada o transformador.

Opcionalmente, el parámetro de funcionamiento es el coste nivelado de energía (LCoE) para la turbina, y la optimización del control programado comprende minimizar el coste nivelado de energía (LCoE). Puede usarse un modelo de LCoE para determinar LCoE, incluyendo el modelo parámetros para uno o más de: factor de carga, indicativo de la energía generada a lo largo de un periodo dividida entre la energía que podría haberse generado si la turbina se hubiera hecho funcionar de manera continua a la potencia de régimen durante ese periodo; disponibilidad, indicativa del tiempo que la turbina estará disponible para generar electricidad; y la eficiencia de parque, indicativa de la energía generada a lo largo de un periodo dividida entre la energía que podría haberse generado si la turbina se hubiera hecho funcionar con un viento que no se hubiera visto perturbado completamente por turbinas aguas arriba. El modelo puede incluir además parámetros para uno o más de: costes asociados con el reemplazo de uno o más componentes, incluyendo tiempo de inactividad de la turbina, mano de obra y equipos para el reemplazo de componentes, costes de fabricación o reacondicionamiento de los componentes de reemplazo, y costes de transporte de los componentes reacondicionados o de reemplazo a la central eléctrica; y costes de servicio asociados con el reemplazo de piezas de desgaste.

Puede proporcionarse un controlador que comprende optimizador según cualquiera de los aspectos tercero, cuarto o quinto.

Según el tercer aspecto, se proporciona un método de generación de una programación de control para una central eólica que comprende una pluralidad de turbinas eólicas, indicando la programación de control, para cada turbina eólica, cómo varía el nivel máximo de potencia a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de cada una de las turbinas, o uno o más componentes de cada una de las turbinas, basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica;

aplicar una función de optimización que varía una programación de control inicial de cada una de las turbinas para determinar una programación de control optimizada variando el compromiso entre la captación de energía y la vida útil de fatiga consumida por cada una de las turbinas o el uno o más componentes de turbina hasta que se determina una programación de control optimizada, incluyendo la optimización:

estimar la vida útil de fatiga futura consumida por las turbinas o los componentes de turbina a lo largo de la duración de la programación de control variada basado en la vida útil de fatiga restante actual y la programación de control variada usando un programa de verificación de emplazamiento que determina las cargas que actúan sobre los componentes de turbina basándose en los datos obtenidos de los sensores de central eólica y parámetros relacionados con la central eólica y el diseño de turbina eólica e incluye interacciones entre las turbinas de la central eólica; y

en el que las restricciones incluyen un número máximo de reemplazos de componentes permitidos para cada uno de los componentes de turbina eólica de cada una de las turbinas eólicas, y el módulo de optimización está configurado además para variar un valor inicial durante la vida útil de una turbina eólica para determinar una vida útil objetivo de la turbina eólica.

Según el cuarto aspecto, se proporciona un método de generación de una programación de control para una central eólica que comprende una pluralidad de turbinas eólicas, indicando la programación de control, para cada turbina eólica, cómo varía el nivel máximo de potencia a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

estimar la vida útil de fatiga futura consumida por las turbinas o los componentes de turbina a lo largo de la duración de la programación de control variada basándose en la vida útil de fatiga restante actual y la programación de control variada usando un programa de verificación de emplazamiento que determina las cargas que actúan sobre los componentes de turbina basándose en los datos obtenidos de los sensores de central eólica y parámetros relacionados con la central eólica y el diseño de turbina eólica e incluye interacciones entre las turbinas de la central eólica; y

en el que las restricciones incluyen una vida útil mínima objetivo de la turbina eólica, para cada una de las turbinas eólicas, y el módulo de optimización está configurado además para variar un valor inicial para el número de reemplazos de componentes, para uno o más componentes de cada una de las turbinas eólicas, que van a realizarse en el transcurso de la programación para determinar un número máximo de reemplazos de componentes. Según el quinto aspecto, se proporciona un método de generación de una programación de control para una central eólica que comprende una pluralidad de turbinas eólicas, indicando la programación de control, para cada turbina eólica, cómo varía el nivel máximo de potencia a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

en el que la optimización incluye además variar un valor inicial para la vida útil de cada una de las turbinas eólicas, y variar un valor inicial para el número de reemplazos de componentes, para uno o más componentes de cada una de las turbinas eólicas, que van a realizarse en el transcurso de la programación para determinar una combinación del número de reemplazos de componentes para uno o más componentes de turbina para cada una de las turbinas eólicas y una vida útil mínima objetivo de la turbina eólica para cada una de las turbinas eólicas.

Las siguientes características opcionales pueden aplicarse a los métodos de nivel de central eléctrica de los aspectos tercero, cuarto o quinto.

Opcionalmente, la programación de control inicial especifica, para cada turbina, la variación relativa a lo largo del tiempo del nivel máximo de potencia de la turbina hasta el que puede funcionar la turbina.

Opcionalmente, la función de optimización varía, para uno o más de los componentes de turbina, el número de veces que ese componente puede reemplazarse a lo largo de la vida útil restante de la turbina. La función de optimización puede variar, para uno o más de los componentes de turbina, cuando el componente puede reemplazarse durante la vida útil restante de la turbina.

Opcionalmente, el método está restringido adicionalmente, de tal manera que para cualquier periodo de tiempo dado dentro de la programación, cuando se suma conjuntamente la potencia de todas las turbinas, no supera la cantidad de potencia que puede transportarse en la conexión desde la central eléctrica hasta la red.

Puede proporcionarse un controlador de central eólica correspondiente configurado para realizar los métodos anteriores de los aspectos tercero, cuarto o quinto.

Cualquiera de los métodos descritos en el presente documento puede incorporarse en software que, cuando se ejecuta en un procesador de un controlador, hace que lleve a cabo el método correspondiente.

Las referencias realizadas en el presente documento al software de verificación de emplazamiento incluyen herramientas de verificación de emplazamiento conocidas por el experto para simular el funcionamiento de turbinas eólicas para determinar características operativas de turbinas eólicas y centrales eólicas, basándose en datos de sensores de antes de la construcción y/o antes de la puesta en marcha y otra información de emplazamiento, tal como topografía, etc. La herramienta de verificación de emplazamiento también puede usar datos operativos de la turbina o central eléctrica, o de turbinas o centrales eléctricas similares, cuando esto esté disponible. Los ejemplos incluyen la herramienta Vestas™ Site Check. DNV GL proporciona un paquete de software de verificación de emplazamiento alternativo. Se compone de tres programas conectados: “WindFarmer”, “WindFarmer Bladed Link” y “Bladed” que permiten que un usuario realice la gama completa de cálculos de rendimiento y carga.

Breve descripción de los dibujos

La invención se describirá ahora adicionalmente sólo a modo de ejemplo 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 central 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 un gráfico que ilustra cómo la potencia producida por una turbina eólica a lo largo del tiempo puede variar con la vida útil objetivo de la turbina;

la figura 4 es un gráfico que muestra diferentes programaciones de potencia para una turbina eólica en las que el nivel máximo de potencia individual de la turbina eólica varía a lo largo de la vida útil de la turbina para controlar la salida de potencia;

la figura 5 es un gráfico que muestra variaciones de ejemplo en la fatiga de vida útil total acumulada entre diferentes componentes de turbina;

la figura 6 es un ejemplo de un modelo simplificado de coste nivelado de energía para una central eólica;

la figura 7 es un diagrama de bloques de un optimizador de ejemplo para optimizar la estrategia de control de turbina eólica;

la figura 8 es un ejemplo de un método para determinar un nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica; y la figura 9 es un esquema de una disposición de controlador de turbina eólica.

Descripción detallada de realizaciones preferidas

Las realizaciones de la invención tratan de mejorar la flexibilidad disponible para el operador de turbina cuando se emplean métodos de control que buscan un compromiso entre la captación de energía y las cargas de fatiga. En particular, las realizaciones proporcionan un método de optimización para permitir que un operador de turbina optimice el rendimiento de turbina, tal como AEP, según sus requisitos.

Para optimizar el rendimiento, hay tres parámetros disponibles para variar en la estrategia global de control de turbina eólica. Estos son (i) la programación de potencia de la turbina eólica; (ii) la vida útil restante de la turbina eólica; y (iii) el número de reemplazos de componentes permitidos durante la vida útil restante de la turbina eólica. Uno o más de estos parámetros pueden variar en relación con uno o más de los otros parámetros para llegar a una estrategia de control optimizada. Los parámetros también pueden estar limitados por restricciones.

Puede realizarse una optimización para mejorar la AEP de una turbina a lo largo de su vida útil y mejorar la rentabilidad, por ejemplo. El operador de turbina puede especificar una o más restricciones y luego puede realizarse la optimización. El operador puede solicitar uno o más de una vida útil mínima de la turbina eólica (por ejemplo, 19 años), un número máximo de reemplazos de componentes individuales (por ejemplo, un reemplazo de la caja de engranajes) y/o una programación de potencia, curva o forma de programación particular, o gradiente de programación.

La programación de potencia es la programación de una variable usada por el controlador de turbina eólica para buscar un compromiso entre la captación de energía y las cargas de fatiga a lo largo de la vida útil restante de la turbina, tal como cuando se aumenta el régimen de la turbina. La potencia adicional generada por el aumento de régimen de una turbina dada puede controlarse especificando el valor de una variable, tal como el nivel máximo de potencia de turbina eólica individual. Este nivel máximo de potencia especifica la potencia, por encima de la potencia de régimen, hasta la que la turbina puede funcionar cuando se aumenta el régimen (over-rating). La programación de potencia puede especificar un nivel máximo de potencia constante durante la vida útil de la turbina. Alternativamente, la programación de potencia puede especificar un nivel máximo de potencia que varía a lo largo de la vida útil de la turbina eólica, de modo que la cantidad de potencia adicional que puede generarse mediante un aumento de régimen varía a lo largo del tiempo. Por ejemplo, el operador de la central eléctrica puede desear generar más potencia durante los primeros años de la vida útil de la turbina eólica, a expensas de un consumo aumentado de vida de fatiga de los componentes de turbina, porque el valor financiero de la generación en los primeros años de un proyecto es desproporcionadamente alto.

El nivel máximo de potencia de turbina eólica individual para un tipo de turbina dado está restringido por los límites de carga de rotura de los componentes mecánicos de la turbina eólica y los límites de diseño de los componentes eléctricos, puesto que la potencia máxima no puede aumentarse de manera segura más allá de un nivel que podría provocar que la turbina experimentase valores de carga mecánica o cargas eléctricas mayores que sus límites de carga de diseño de rotura. Este nivel máximo de potencia superior, más allá del cual no puede superar el nivel máximo de potencia de turbina eólica individual, puede denominarse “nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica”, y especifica el nivel máximo de potencia en el que la carga determinada no supera la carga de diseño para el tipo de turbina eólica. A continuación, en la sección “Cálculo del nivel máximo de potencia”, se facilita un ejemplo de la manera en que puede calcularse el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica.

El nivel máximo de potencia de turbina eólica individual es el nivel de potencia especificado en las programaciones según realizaciones de la invención, y simplemente puede denominarse el nivel máximo de potencia. El nivel máximo de potencia de turbina eólica individual puede refinarse para cada turbina individual, calculándose basándose en los valores de carga de fatiga para cada turbina, basándose en una o más de las condiciones a las que enfrenta cada una de las turbinas eólicas en su ubicación o posición específica en la central eólica, determinándose niveles máximos de potencia de turbina eólica individual para cada turbina en un emplazamiento dado. El nivel máximo de potencia de turbina eólica individual puede establecerse de modo que la tasa de consumo de la vida de fatiga por la turbina, o por los componentes de turbina individuales, proporcione una vida de fatiga que corresponda o supere la vida útil objetivo particular.

La vida útil restante de la turbina eólica especifica la cantidad de vida operativa que el operador está dispuesto a aceptar para optimizar la AEP. La vida útil restante dependerá del punto en el tiempo desde la primera activación en la que se implementa el método de optimización de AEP porque la vida útil restante disponible disminuye a medida que funciona la turbina.

El número de reemplazos de componentes permitidos a lo largo de la vida útil restante de la turbina eólica también puede usarse para optimizar la AEP. A medida que los componentes de turbina experimentan fatiga a diferentes tasas en diferentes condiciones, la vida útil real de algunos componentes puede ser considerablemente mayor que la vida útil esperada de 20 años para una turbina eólica, o igualmente podría aumentarse el régimen de los componentes en una cantidad mayor para una vida útil dada. Los componentes que tienen una vida útil más larga no están impulsando la vida útil global de la turbina y tienen una capacidad de producción de reserva. Sin embargo, aquellos componentes con una vida útil más corta pueden tener un efecto limitante sobre el aumento de régimen, y la AEP puede aumentarse reemplazando uno o más de estos componentes durante la vida útil de la turbina. En particular, el aumento de régimen, cuando se logra aumentando el par de torsión, tiene un impacto particularmente grande en la vida útil de fatiga de los componentes de la caja de engranajes, el generador y la toma de fuerza. Por el contrario, cuando el aumento de régimen se logra aumentando la velocidad del rotor, entonces la vida útil de fatiga de las palas y los componentes estructurales se ve más afectada.

Los componentes reemplazables en el contexto de las realizaciones de la invención se consideran componentes principales, tales como componentes que representan cada uno el 5% o más del coste total de la turbina eólica, y que pueden reemplazarse en el campo. No es necesario considerar los componentes de desgaste generales que representan sólo una pequeña fracción del coste total de la turbina eólica. En particular, los componentes considerados para el reemplazo podrían incluir una o más de las palas, cojinete de paso, sistema de accionamiento de paso, buje, árbol principal, cojinete principal, caja de engranajes, generador, convertidor, unidad de guiñada, cojinete de guiñada o transformador.

La figura 3 muestra un primer ejemplo de optimización, en el que una programación de potencia se varía frente a la vida útil objetivo de la turbina. En este ejemplo, la vida útil de diseño de la turbina es de 20 años y el nivel de potencia se fija durante la vida útil de la turbina. Tal como puede observarse, la cantidad de potencia producida en un año dado aumenta a medida que disminuye la vida útil de la turbina eólica. A medida que disminuye la vida útil de la turbina, puede aumentar la tasa de consumo de la vida de fatiga de la turbina o los componentes de turbina, lo que permite que se genere potencia adicional mediante un aumento de régimen. La optimización puede aplicarse según las preferencias del operador de turbina. Por ejemplo, puede determinarse y seleccionarse la vida útil que maximiza la AEP, el valor actual neto (NPV, por sus siglas en inglés) o el valor presente neto (NPW, por sus siglas en inglés) de la turbina. Puede calcularse NPV/NPW usando métodos conocidos.

La figura 4 muestra otro ejemplo de optimización, en el que una programación de potencia se vuelve a variar basándose en la vida útil objetivo de la turbina. En este ejemplo, el nivel máximo de potencia especificado por la programación es variable a lo largo de la vida útil de la turbina. Puede especificarse una programación inicial, por ejemplo, el operador de turbina puede tener una forma de programación deseada que va a usarse. La programación define cómo varía el nivel máximo de potencia de turbina eólica individual a lo largo del tiempo, pero puede hacerlo de una manera relativa en lugar de absoluta. En este ejemplo, la programación 401 deseada es una programación lineal desde el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica Pmáx hasta el nivel de potencia nominal o de régimen para el tipo de turbina Pnom a lo largo de una vida útil de la turbina de 20 años. La capacidad específica del emplazamiento de la turbina individual para una vida útil de 20 años se muestra en la línea de puntos A, para un emplazamiento de ejemplo típico en el que la velocidad del viento media anual está por debajo de la velocidad del viento de diseño de la turbina. Puede que no sea posible cumplir con la programación 401 deseada, para la turbina específica, sin superar la vida útil de fatiga de la turbina, o determinados componentes de turbina, a lo largo de la vida útil de la turbina. Por tanto, se ajusta la programación hasta que la fatiga total incurrida según la programación de potencia no supere la vida útil de fatiga de diseño del componente con mayor carga.

Esto puede lograrse estimando el daño por fatiga incurrido al seguir la programación a lo largo de su duración, por ejemplo hasta la vida de diseño de la turbina, o la vida útil de la turbina especificada por el usuario. El daño por fatiga incurrido puede estimarse usando la función de verificación de emplazamiento, y puede complementarse con datos de LUE, que tienen en cuenta ambos el daño por fatiga debido a las cargas en vista de las microcondiciones de emplazamiento dadas. Puede ajustarse la programación hasta que la vida útil de fatiga resultante del componente con mayor carga sea igual a la vida útil de fatiga de diseño de ese componente. Dicho de otro modo, se ajusta la programación hasta que la totalidad o sustancialmente la totalidad de la vida de fatiga del componente con mayor carga se agota a lo largo de la duración de la programación.

Puede ajustarse la programación ajustando uno o más parámetros de la misma. Esto puede incluir:

— aplicar una compensación a la programación sumando o restando un valor a través de toda la programación;

— aplicar una ganancia mayor o menor de 1 a la programación;

— cualquier otra función apropiada para la subida o el descenso no lineal de la programación de control mediante el ajuste de parámetros relevantes, para expandir/contraer o aumentar/reducir de otro modo la programación según sea apropiado para cambiar los valores de nivel de potencia de la programación. En un ejemplo, el ajuste de la programación puede lograrse basándose en un gráfico equivalente de daño por fatiga incurrido frente al tiempo, o la vida de fatiga restante frente al tiempo, para el componente con mayor fatiga, determinado a partir del gráfico de programación de potencia y usando el software de verificación de emplazamiento para determinar el daño por fatiga de los componentes en que se incurriría a niveles de potencia dados, en la ubicación de turbina particular dentro de la central eléctrica (también conocida como el microemplazamiento de la turbina). El gráfico se ajusta hasta que las áreas definidas por cada programación por encima y por debajo de la línea de capacidad respectiva en la curva de fatiga equivalente, aplicable a la vida deseada de la turbina, sean iguales. Por ejemplo, esto puede lograrse igualando las áreas de la curva por encima y por debajo de una línea que muestra el daño por fatiga incurrido para la turbina individual que funciona con un nivel máximo de potencia constante establecido en la capacidad específica del emplazamiento durante la vida útil deseada. Por ejemplo, esta sería una línea equivalente a la línea de puntos A de la figura 3, pero que muestra el daño por fatiga incurrido para la potencia máxima de turbina eólica individual a lo largo del tiempo. La igualación de áreas puede lograrse moviendo la curva de programación de potencia hacia arriba o hacia abajo sumando o restando una compensación a la curva hasta que las áreas se igualen, o amplificando o contrayendo la curva ajustando uno o más parámetros de la curva. La vida de fatiga total consumida por la turbina o los componentes de turbina alcanzará entonces los 20 años de funcionamiento. Se muestra una programación de ejemplo en la línea 402, que termina en el cuadrado negro i. La capacidad específica del emplazamiento de la turbina para una vida de 19 años para el mismo emplazamiento de ejemplo se muestra en la línea de puntos B. Tal como puede observarse, la capacidad a lo largo de una vida útil de 19 años es mayor que la de una vida útil de 20 años. Como tal, una programación resultante de 19 años, de la que se facilita un ejemplo mediante la línea 403, puede tener un valor de nivel máximo de potencia inicial mayor, Phgaños, que el de una programación de vida útil de 20 años 402, Pl²⁰años. La programación 403 termina a los 19 años, indicado por el cuadrado negro ii.

En los ejemplos de la figura 4, los ajustes de la programación están sujetos a la restricción adicional de que la pendiente o el gradiente de la programación debe ser igual al de la programación inicial 401 durante una vida útil de 20 años. También puede aplicarse una restricción adicional, tal como se usa en el ejemplo de la figura 4, mediante lo cual la pendiente de la programación es igual a la de la programación inicial 401 sólo hasta que se alcanza un nivel de potencia nominal, que puede ser la potencia de régimen de la turbina, punto a partir del cual el nivel máximo de potencia se mantiene en el nivel de potencia nominal. Alternativamente, las realizaciones pueden emplear una reducción de régimen de la turbina de modo que los niveles máximos de potencia especificados por la programación puedan establecerse en niveles por debajo de la potencia de régimen de la turbina.

Las programaciones se ajustan en escalones, o bien disminuyendo desde Pmáx o bien aumentando desde Pnom, o desde el valor de potencia de la línea A, hasta que se alcanza una programación apropiada para la que hay suficiente vida útil de fatiga en el componente de turbina con mayor carga para alcanzar la vida útil objetivo de la turbina. Por ejemplo, el nivel máximo de potencia inicial Pl puede aumentarse o disminuirse en escalones del 1% de Pnom hasta que se alcance una programación apropiada.

Existen otras posibilidades para optimizar la programación de potencia según el número de años de vida de la turbina. Por ejemplo, todas las programaciones pueden iniciarse desde el mismo valor inicial (por ejemplo, Pmáx) y el gradiente variarse hasta que las áreas definidas por cada programación por encima y por debajo de la línea de capacidad respectiva en la curva de fatiga equivalente, aplicable a la vida deseada de la turbina, sean iguales. Otra línea 404 muestra un ejemplo de una programación que puede lograrse para una turbina a lo largo de una vida de 20 años si se tienen en cuenta uno o más reemplazos de componentes. La programación 404 termina en el recuadro negro i. Uno o más componentes pueden ser particularmente susceptibles al daño por fatiga provocado por el aumento de régimen. Por ejemplo, tal como se muestra en la figura 5, después de 20 años de funcionamiento, un componente puede alcanzar el límite de fatiga de vida útil de 20 años, mientras que otros componentes todavía tienen cierta cantidad de vida útil en reserva. En este caso, reemplazar el componente o componentes que están incurriendo en una mayor tasa de daño por fatiga permite aumentar la AEP. Teniendo en cuenta la vida útil de la turbina, y considerando el coste total del reemplazo, esto todavía puede aumentar la rentabilidad de la turbina al calcular el NPV.

Como alternativa a la especificación de una programación de valores de nivel máximo de potencia, también es posible especificar una programación de daño por fatiga o vida de fatiga restante, puesto que la tasa de daño por fatiga incurrido está relacionada con el ajuste del nivel máximo de potencia de la turbina. La salida de potencia de la turbina se controla entonces para mantener la vida de fatiga restante en la especificada por la programación, por ejemplo, usando LUE para realizar un seguimiento de la vida útil de la fatiga en el controlador de turbina. Como alternativa adicional, también puede usarse una programación de energía, puesto que esta aún sería indicativa de cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo. La programación de energía podría ser por año o por mes natural o similar.

Para evitar cualquier duda, las programaciones también pueden tener formas no lineales, tales como seguir la forma de una curva polinómica.

Aunque se muestra que las programaciones varían de manera continua a lo largo de su duración, pueden variar de manera escalonada, especificando un nivel máximo de potencia dado a lo largo de un periodo de tiempo particular, tal como un mes, una estación o un año. La programación puede ser, por ejemplo, una serie de valores anuales a lo largo de la vida útil de la turbina.

Las programaciones pueden calcularse una vez, o el cálculo puede repetirse a intervalos. Por ejemplo, las programaciones pueden calcularse mensual o anualmente. Para una programación que especifica un nivel máximo de potencia anualmente, puede ser ventajoso calcular la programación cada mes o semana (por ejemplo), porque cambios en la programación pueden alertar al usuario sobre parámetros que están cambiando más rápido de lo esperado.

Si una programación se calcula una vez, este cálculo puede tener lugar antes de la puesta en marcha de la central eólica, o puede tener lugar en cualquier momento posterior a la puesta en marcha. Para un cálculo que se repite a intervalos, el primer cálculo puede tener lugar antes de la puesta en marcha de la central eólica, o puede tener lugar en cualquier momento posterior a la puesta en marcha.

- PRIMER EJEMPLO

Según un primer ejemplo, se produce una programación de control que puede usarse para controlar una turbina eólica. Puede definirse una programación relativa, y puede definirse uno o más de la vida mínima de la turbina eólica o un número máximo de reemplazos de componentes principales. Se ajusta la programación para garantizar que la vida útil de fatiga de la turbina cumpla con la vida útil objetivo mientras se maximiza la AEP.

Se hace funcionar una turbina eólica según una de las técnicas de control de aumento de régimen descritas en el presente documento usando un controlador de aumento de régimen, que puede implementarse por el controlador de turbina eólica.

Pueden usarse estimadores de uso durante la vida útil (LUE, por sus siglas en inglés) para determinar y monitorizar el uso durante la vida útil de los componentes. Pueden usarse estimadores de uso durante la vida útil para garantizar que los límites de carga de fatiga de todos los componentes de turbina permanezcan dentro de sus vidas útiles de diseño. Las cargas que experimenta un componente dado (o bien momentos de flexión, temperaturas, fuerzas o movimientos, por ejemplo) pueden medirse y calcular la cantidad de vida de fatiga del componente que se consume, por ejemplo, usando una técnica tal como un recuento Rainflow y una regla de Miner o una ecuación de descomposición química. Basándose en los estimadores de uso durante la vida útil, las turbinas individuales pueden hacerse funcionar entonces de tal manera que no superen sus límites de diseño. Un dispositivo, módulo, componente de software o componente lógico para la medición de la vida de fatiga consumida por un componente de turbina dado también puede denominarse su Estimador de uso durante la vida útil, y se usará el mismo acrónimo (LUE) para referirse al algoritmo para determinar una estimación de uso durante la vida útil y al dispositivo, módulo o software o componente lógico correspondiente. Los LUE se describen con más detalle a continuación.

Según el modo de funcionamiento por defecto, el controlador de aumento de régimen controlará la cantidad de aumento de régimen aplicada basándose en una función o programación a lo largo de la vida útil esperada o certificada de la turbina eólica. Normalmente, esto son 20 ó 25 años.

El controlador está configurado para recibir parámetros de entrada, por ejemplo de un operador del emplazamiento, definiendo la entrada una nueva vida útil objetivo para la turbina eólica o para uno o más componentes de turbina específicos. El uso durante la vida útil hasta la fecha de la turbina, o los componentes de turbina relevantes, se determina usando los LUE. Esto pone una restricción a la cantidad de vida útil restante del componente para la turbina eólica y, por tanto, a la programación de control. Además, la vida útil objetivo modificada pone una restricción a la cantidad de tiempo a lo largo del que la vida útil restante del componente debe extenderse.

La vida útil de fatiga disponible futura puede calcularse fuera de línea o en línea usando el software de verificación de emplazamiento, y esto se usa para especificar la programación de control modificada. La función de verificación de emplazamiento puede incluir un cálculo, o una o más simulaciones, para determinar la tasa esperada de daño por fatiga usando datos históricos basados en el emplazamiento, incluidos datos climáticos del emplazamiento medidos antes de la construcción, y/o datos climáticos del emplazamiento medidos después de la construcción, y/o datos de LUE. Los datos climáticos del emplazamiento incluyen normalmente datos de un LIDAR terrestre o Met Mast (mástil de medición), y pueden incluir la velocidad del viento, la intensidad de turbulencia, la dirección del viento, la densidad del aire, la cizalladura vertical del viento y la temperatura. Los cálculos de verificación de emplazamiento pueden realizarse de manera remota o por los controladores de nivel de turbina/central eléctrica, según sea apropiado.

El software de verificación de emplazamiento puede llenarse de información o parámetros relacionados con la topografía del emplazamiento de la WPP (wind power plant, central eólica), el terreno, las condiciones del viento dados, etc. La información de la topografía y el terreno puede proporcionarse mediante estudios del emplazamiento y/o por el conocimiento del emplazamiento de la ^wP^p, que puede incluir detalles de pendientes, acantilados, ángulos de flujo entrante a cada turbina en la WPP, etc. Pueden proporcionarse las condiciones del viento, por ejemplo la velocidad del viento (estacional, anual, etc.), la intensidad de turbulencia (estacional, anual, etc.), la densidad del aire (estacional, anual, etc.), la temperatura (estacional, anual, etc.), etc., por los datos de Met Mast y/o por las condiciones del viento experimentadas y registradas por las turbinas eólicas y/o WPPC (wind power plant controller, controlador de central eólica) en la ubicación de la WPP.

La herramienta de verificación de emplazamiento puede comprender una o más memorias, bases de datos u otra estructura de datos, para almacenar y mantener los valores de carga de fatiga para cada tipo de turbina eólica, los niveles máximos de potencia del tipo de turbina eólica para cada tipo de turbina eólica, e información y/o parámetros relacionados con las condiciones del emplazamiento de la WPP.

Por tanto, se genera una programación de control modificada, mediante lo cual se ajusta la potencia adicional producida mediante el aumento de régimen de manera que la turbina esté expuesta a una tasa mayor o menor de acumulación de daño por fatiga, dependiendo de si la nueva fecha objetivo para el final de la vida útil es anterior o posterior a la fecha objetivo anterior, que puede ser la vida útil certificada.

La capacidad para modificar la programación de control de la turbina permite que el operador cambie sus prioridades a lo largo del tiempo. Por ejemplo, un generador principal en la red local podría dejar de funcionar para una revisión a la mitad de la vida útil, o podría retirarse por completo, y la red podría necesitar soporte adicional. Esto puede reflejarse en tarifas a largo plazo sustancialmente mayores, por lo que sería ventajoso que el operador aumentase la producción de energía a corto plazo. Por tanto, el operador puede decidir reducir la vida de la turbina, o la vida de componentes afectados, tales como la caja de engranajes y el generador, y generar potencia adicional mediante un aumento de régimen, mientras acepta una vida más corta de la turbina eólica o de componentes de turbina.

Es posible determinar el uso durante la vida útil de la turbina eólica, o de componentes de turbina, usando métodos distintos a los LUE. En cambio, puede examinarse el funcionamiento hasta la fecha de la turbina y calcular el daño por fatiga que se ha producido hasta entonces. Esto puede ser particularmente útil cuando el control de aumento de régimen se adapta a una turbina eólica, y la vida útil de fatiga disponible futura se calcula de nuevo fuera de línea usando el software de verificación de emplazamiento, y esto se usa para especificar los niveles máximos de potencia. La función de verificación de emplazamiento puede incluir de nuevo un cálculo fuera de línea o en línea, o una o más simulaciones, para determinar la tasa esperada de daño por fatiga usando datos históricos basados en el emplazamiento o datos del emplazamiento medidos hasta el punto de instalación, aunque en este caso el cálculo se realiza sin datos de LUE disponibles.

El funcionamiento de una turbina eólica hasta la fecha de ajuste del controlador de aumento de régimen que emplea la funcionalidad descrita en el presente documento puede examinarse usando un software de verificación de emplazamiento para calcular las cargas de fatiga en componentes de turbina basándose en parámetros de entrada que especifican la topografía del emplazamiento, el terreno del emplazamiento, las condiciones meteorológicas del emplazamiento, etc., usando valores medidos relacionados con la ubicación precisa de la turbina eólica dentro del emplazamiento de la central eólica, tales como uno o más de producción de energía, velocidad del viento, dirección del viento, intensidad de turbulencia, cizalladura del viento, densidad del aire, mediciones de carga mecánica de la turbina (para ejemplo, de sensores de carga de pala), temperaturas y cargas de componentes eléctricos de la turbina, eventos de formación de hielo, temperaturas de componentes y salidas del sistema de monitorización de condición. Estos valores pueden usarse para calcular una estimación del daño por fatiga que se ha producido hasta entonces en los componentes de turbina. La vida útil disponible futura para la turbina, o los componentes de turbina, puede calcularse aplicar los valores medidos a un modelo o una simulación de turbina eólica de función de verificación de emplazamiento que proporciona como salida el daño por fatiga estimado y/o la vida de fatiga restante basándose en uno o más de estos valores medidos y un valor para el nivel máximo de potencia de la turbina eólica. La simulación o el modelo puede proporcionar daño por fatiga y/o vida de fatiga restante a nivel de componente, o para la turbina en su conjunto. Los cálculos de carga de fatiga pueden realizarse según diversos procedimientos de cálculo. Los expertos en la técnica conocerán diversos ejemplos de tales programas de verificación de emplazamientos y no se describirán en detalle.

La estimación resultante de la vida de fatiga consumida de la turbina o los componentes de turbina puede usarse para determinar la estrategia de aumento de régimen aplicada por el controlador. La estimación puede usarse una vez, en la inicialización del control de aumento de régimen, que puede realizarse a la mitad de la vida de la turbina si va a adaptarse. Alternativamente, la estimación puede realizarse periódicamente durante la vida de la turbina de tal manera que la estrategia de aumento de régimen se actualice periódicamente dependiendo de cómo cambie el consumo de fatiga de vida útil en la totalidad de la vida de la turbina.

La estrategia de aumento de régimen se determina basándose en la vida de fatiga restante de la turbina eólica o de los componentes de turbina eólica, que se basa a su vez en la vida útil de funcionamiento de la turbina eólica. La cantidad de aumento de régimen aplicada se controla de tal manera que la turbina o los componentes de turbina incurran en daño por fatiga a una tasa suficientemente baja como para garantizar que la vida de fatiga de la turbina sólo se agote al final, y preferiblemente sólo justo al final, de la vida predeterminada de la turbina.

La determinación de las estimaciones de vida útil de la fatiga de los componentes puede extenderse adicionalmente o reemplazarse mediante el uso de datos de uno o más sistemas de monitorización de condición. Los sistemas de monitorización de condición (CMS, por sus siglas en inglés) comprenden una serie de sensores en puntos estratégicos del sistema de transmisión, en la caja de engranajes de la turbina, el generador u otros componentes clave. Los sistemas de monitorización de condición proporcionan advertencias tempranas de fallos de componentes, antes de que el componente haya fallado realmente. Por tanto, la salida de los sistemas de monitorización de condición puede proporcionarse al controlador y usarse como una indicación de la vida útil de fatiga consumida por los componentes monitorizados, y puede proporcionar particularmente una indicación de cuándo las vidas útiles de fatiga para los componentes están llegando a su fin. Esto proporciona una forma adicional de estimar la vida útil usada.

- SEGUNDO EJEMPLO

Se proporciona un segundo ejemplo para llevar a cabo un proceso de optimización más general, que puede usarse para llevar a cabo tipos de optimización similares a los descritos anteriormente, así como otras optimizaciones más generales. El proceso de optimización del segundo ejemplo puede realizarse por un controlador que aplica un esquema de optimización.

Se incluye un modelo de coste financiero completo, o coste nivelado de energía (LCoE), de la turbina y, o bien se usa en cálculos fuera de línea antes de la instalación de un sistema de control de aumento de régimen, o bien se usa en línea como parte del controlador de turbina eólica o controlador de central eólica. El uso del modelo de LCoE permite la optimización de la estrategia de aumento de régimen y también puede tener en cuenta el reemplazo de componentes principales basándose en el coste de hacerlo. Tal como se usa en el presente documento, el término “Coste nivelado de energía” se refiere a una medida del coste de energía de una turbina que se calcula dividiendo los costes de vida útil de la turbina entre la producción de energía de vida útil de la turbina.

La figura 6 muestra un ejemplo de un modelo de LCoE simplificado en el que se tienen en cuenta los diversos costes asociados con la construcción y el funcionamiento de una turbina eólica y una central eólica.

Se tiene en cuenta el coste del aerogenerador (WTG, wind turbine generator) en los costes totales para la fabricación de la turbina eólica. El coste de transporte tiene en cuenta el coste de transportar los componentes de turbina hasta el emplazamiento para su instalación. Los costes de operaciones y mantenimiento (O&M, operation and maintenance) tienen en cuenta los costes de funcionamiento de la turbina, y pueden actualizarse a medida que se producen la operaciones y el mantenimiento. El técnico de servicio puede proporcionar esta información a los controladores locales de turbina, al controlador de parque eólico o en cualquier otro lugar. El factor de carga indica la energía generada a lo largo de un periodo dado, por ejemplo un año, dividido entre la energía que podría haberse generado si la turbina se hubiera hecho funcionar de manera continua a la potencia de régimen durante ese periodo. La disponibilidad indica el tiempo que la turbina estará disponible para generar electricidad. La eficiencia de parque indica la eficiencia de extracción de energía del viento, y se ve afectada por la separación de las turbinas dentro del parque.

Sólo los elementos de LCoE que se ven afectados por la estrategia de control y reemplazo de componentes deben incluirse en el modelo de LCoE, puesto que se fija el número de parámetros que pueden incluirse en un modelo de LCoE cuando se ha construido la turbina o el parque eólico. Los elementos afectados son:

• Coste de operaciones y mantenimiento (O&M)

^o Aumenta si se reemplazan más componentes

• Factor de carga

^o Aumenta si se usa un aumento de régimen más agresivo y, por tanto, se generan más MWh • Disponibilidad

^o Disminuye ligeramente si se reemplazan más componentes principales, debido al tiempo de inactividad requerido para el procedimiento de reemplazo

^o Disminuye levemente si un aumento de régimen más agresivo provoca un reemplazo preventivo aumentado de, o un fallo no programado de, componentes de desgaste.

• Vida útil

^o Se reduce o aumenta dependiendo de la elección de restricciones.

Tener un modelo de coste financiero (LCoE) de la turbina incluido en la turbina o el controlador de WPP permite determinar estrategias de control más flexibles y eficientes. Por ejemplo, si se determina que las condiciones en un emplazamiento particular son particularmente duras sobre las cajas de engranajes, entonces se identificará esto y el operador puede elegir si aumentar el régimen de la turbina y considera reemplazar la caja de engranajes un determinado número de veces. Luego, el controlador de turbina puede determinar cuándo debe reemplazarse una caja de engranajes, hacer funcionar la turbina por consiguiente y, opcionalmente, también proporcionar una indicación de cuándo reemplazar la caja de engranajes.

La figura 7 muestra un diagrama de bloques de un optimizador de ejemplo para optimizar la estrategia de control de turbina eólica, y que puede incorporarse a un controlador, y que puede usarse para implementar diversas realizaciones de la invención.

Cuando se inicia el algoritmo, el bloque marcado como “Inicializar” se ejecuta una vez. Esto proporciona condiciones iniciales para el ciclo de optimización. El ciclo marcado como “Optimizar” se ejecuta periódicamente, por ejemplo, una vez al día, al mes o al año. Cuando se ejecuta, el bucle se ejecuta tantas veces como sea necesario para lograr una convergencia suficientemente buena del proceso de optimización. Después de la convergencia, el nuevo conjunto de salidas se envía al controlador de turbina eólica (x1) y al operador (las otras salidas) para implementar la estrategia de control determinada. Los dos bloques “calcular estimación de LCoE” contienen métodos de cálculo idénticos. Incluyen todos los elementos de la figura 6 que no están fijados ya, es decir, el coste de O&M, el factor de carga, la disponibilidad y la vida útil. Por ejemplo, cAp EX de torre ya está fijada, de modo que no es necesario incluirla. Pero el coste de operaciones y mantenimiento (O&M) no es fijo, ya que la caja de engranajes podría funcionar de manera más dura y reemplazarse una vez durante la vida útil de la turbina, de modo que se incluye. No se muestran todas las conexiones en la figura 7 en las que hay muchas conexiones similares, por ejemplo entre el bloque de algoritmo de optimización y el bloque “Calcular estimación de LCoE”. Los siguientes términos se usan en, o con referencia a, la figura 7:

• N número de periodos (por ejemplo, años) de vida útil restante. El usuario puede cambiar esto según se adapte a su estrategia operativa deseada, si se requiere.

• x1 matriz unidimensional de niveles máximos de potencia de turbina eólica individual para los años 1...N, por ejemplo para una turbina de 3 MW [3,5 MW, 3,49 MW, 3,49 MW, 3,48 MW, 3,47 MW, ...]

• x2 matriz unidimensional del número de reemplazos de caja de engranajes para los años 1...N, por ejemplo [0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0,0]

• x3 matriz unidimensional del número de reemplazos de generador para los años 1...N

• x4 matriz unidimensional del número de reemplazos de cojinete principal para los años 1...N

• x5 matriz unidimensional del número de reemplazos de conjuntos de palas para los años 1...N

y opcionalmente:

• x6 matriz unidimensional del número de reemplazos de convertidor para los años 1...N

• x7 matriz unidimensional del número de reemplazos de cojinete de paso para los años 1...N

• x8 matriz unidimensional de número de reemplazos de accionador de paso (componentes hidráulicos o eléctricos) para los años 1...N

• x9 matriz unidimensional del número de reemplazos de unidad de guiñada para los años 1...N

• x10 matriz unidimensional del número de reemplazos de cojinete de guiñada para los años 1...N

• x11 matriz unidimensional del número de reemplazos de transformador para los años 1...N

• “_0” indica una condición inicial, por ejemplo x1_0 es la condición inicial de x1

Con referencia a la figura 7, el procedimiento de optimización requiere la determinación de varias constantes para una turbina dada y el cálculo de una condición inicial para la optimización usando los valores de varios parámetros físicos y de control. Una vez que se ha calculado la condición inicial, el proceso de optimización aplica una función que define una relación entre el coste nivelado de energía y los valores de entrada para los parámetros físicos y de control para determinar la combinación de valores de entrada que minimiza el coste nivelado de energía sin superar determinadas restricciones de optimización.

Para el cálculo de la condición inicial para la optimización, se determinan varios valores de parámetros para una turbina dada y se introducen en el bloque “Inicializar”. Para cualquier optimización periódica dada (por ejemplo, mensualmente), estos valores son constantes. Son parámetros introducidos por el operador, y pueden cambiarse en cualquier momento, pero si se cambian, se aplicarán la próxima vez que se ejecute la optimización. Estos parámetros pueden incluir uno o más de: vida útil de la turbina/componentes de turbina individuales; coste de reemplazo de caja de engranajes; coste de reemplazo de cojinete; coste de reemplazo de generador; coste de reemplazo de pala; coste de reemplazo de sistema de paso; y el coste de reemplazo de cualquier otro componente según sea necesario.

La vida útil de la turbina y/o la vida útil de uno o más componentes se determinan, por ejemplo, usando una función de verificación de emplazamiento y/o uno o más LUE, o pueden proporcionarse como una restricción que debe cumplirse. Los componentes reemplazables incluyen las palas, el cojinete de inclinación, el sistema de accionamiento de inclinación, el buje, el árbol principal, el cojinete principal, la caja de engranajes, el generador, el convertidor, el unidad de guiñada, el cojinete de guiñada o el transformador.

Se determina el coste total de reemplazar cada uno de los componentes. Por ejemplo, para una caja de engranajes de repuesto, el coste tendrá en cuenta si se está instalando una caja de engranajes nueva o reacondicionada, los costes de transporte y costes de grúa y mano de obra. Los costes de tiempo de inactividad de la turbina también se incluyen, en la sección Disponibilidad de la figura 6.

Pueden incluirse otros costes, tales como los costes financieros, incluyendo el coste promedio ponderado de capital (WACC, por sus siglas en inglés), etc., y cualquier otro elemento necesario para calcular el efecto de la estrategia de funcionamiento de turbina futura en LCoE.

El operador puede establecer los parámetros de vida útil según su estrategia operativa para el emplazamiento, o puede determinarlos como parte de la optimización. Las otras constantes se basan en el mejor conocimiento, de modo que pueden actualizarse ocasionalmente, pero tales actualizaciones serían bastante raras. Específicamente, los costes de O&M sólo pueden estimarse por adelantado, y estas estimaciones se reemplazan por datos reales a medida que pasa el tiempo, lo que da lugar a estimaciones más precisas de los costes de O&M futuros.

Se usan las siguientes variables por el bloque “Inicializar” y el algoritmo de optimización:

• x1 matriz unidimensional de niveles máximos de potencia para los años 1...N, por ejemplo para una turbina de 3 MW [3,5 MW, 3,49 MW, 3,49 MW, 3,48 MW, 3,47 MW, ...]

• x2 matriz unidimensional del número de reemplazos de caja de engranajes para los años 1...N, por ejemplo

[0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0,0]

y opcionalmente:

El cálculo inicial de una estimación de LCoE usa estimaciones iniciales del operador para las condiciones iniciales, x1_0, x2_0, x3_0, etc.

La señal marcada como “Datos medidos” en la figura 7 consiste en datos de sensores y datos determinados a partir de procedimientos de O&M. Los datos medidos procedentes de los sensores pueden ser de la turbina o la central eólica y pueden incluir uno o más de:

- valores de LUE para uno o más de los componentes de turbina, tales como la caja de engranajes, el generador, cojinete principal, palas, convertidor, cojinete de paso, accionador de paso (componentes hidráulicos o eléctricos), unidad de guiñada, cojinete de guiñada, transformador, etc.

- datos ambientales y de velocidad del viento, u otros datos obtenidos de un programa de verificación de emplazamiento;

- datos de CMS para uno o más de los componentes de turbina.

Los datos medidos procedentes de las actividades de operaciones y mantenimiento (O&M) consisten en costes de O&M, que pueden incluir una estimación basada en los costes hasta la fecha (si los hubiera). Esto se usa, junto con el patrón de servicio programado futuro, la experiencia de otras turbinas del mismo diseño en la misma o en otras centrales eólicas, y la experiencia para determinados componentes de otras turbinas de diferentes diseños que usan el mismo componente, para dar una estimación del coste de O&M futuro en el cálculo de LCoE.

Desde las condiciones iniciales, el proceso de optimización usa las entradas y restricciones para minimizar el coste nivelado de energía (LCoE), o bien calculando el LCoE directamente o bien calculando determinadas variables de LCoE. Sólo debe calcularse la parte del LCoE que varía después de la construcción de la turbina, es decir, la proporción afectada por el coste de O&M, el factor de carga, la disponibilidad y la vida útil. La optimización se ejecuta hasta que se minimiza el LCoE, por ejemplo, hasta que el cambio en el LCoE calculado de un escalón a otro se encuentre dentro de una tolerancia dada.

Las restricciones en la optimización son regiones en las que el algoritmo de optimización no puede introducirse cuando se busca el valor mínimo de LCoE. Las restricciones pueden incluir uno o más de: nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica; salida de potencia mínima del tipo de turbina; capacidad máxima de potencia activa de la conexión de la central eólica a la red eléctrica, es decir, la suma máxima de la salida de potencia activa de todas las turbinas; y cualquier otra restricción apropiada.

Las restricciones también pueden incluir uno o más de los siguientes, que puede definirlos un usuario:

- vida mínima o deseada de la turbina eólica;

- un número máximo de intercambios de componentes, para todos los componentes o para uno o más componentes dados;

- una programación predefinida de nivel máximo de potencia o una programación predefinida de potencia máxima relativa que define la forma de la programación de potencia máxima.

El número de entradas para cada matriz unidimensional puede seleccionarse para que el tiempo de ejecución del algoritmo de optimización sea más manejable. Las matrices unidimensionales x1, x2, etc., se describen anteriormente como proporcionadas para cada año de funcionamiento. Aunque es posible proporcionar entradas para cada mes o estación de funcionamiento, esto proporcionaría 12 veces o 4 veces más entradas. Por tanto, pueden usarse valores anuales. Por supuesto, pueden usarse diferentes periodos de tiempo según sea apropiado, dependiendo del tiempo de computación deseado o la granularidad de la optimización.

De nuevo, para hacer que el tiempo de ejecución sea más manejable, los componentes de turbina eólica pueden seleccionarse de tal manera que sólo se usen los componentes más relevantes en la optimización. Los componentes que se incluirán pueden seleccionarse basándose en si su vida útil se ve afectada significativamente por la salida de potencia activa por encima de la velocidad del viento de régimen, particularmente la caja de engranajes, el generador, el cojinete principal y las palas.

Además, o alternativamente, los componentes usados en la optimización pueden seleccionarse basándose en su valor. Por ejemplo, pueden incluirse sólo componentes que tengan un valor del 5% o más del coste total de la turbina.

El algoritmo de optimizador genera un número de salidas cada vez que se ejecuta hasta convergencia. La matriz unidimensional x1, que representa una programación de niveles máximos de potencia para los años 1...N para la turbina puede usarse en el control de bucle cerrado al comunicar automáticamente los datos al controlador de turbina eólica para que se use como la demanda de potencia de la turbina hasta la próxima vez que se ejecute el bucle de optimización (por ejemplo, 1 mes después). Alternativamente, los niveles máximos de potencia pueden usarse sin un bucle de control automático, en una capacidad de aviso, por ejemplo, enviando los datos del nivel máximo de potencia a un sistema informático para su salida en una pantalla para su visualización por el departamento de servicio.

Las otras matrices unidimensionales x2, x3, x4 representan una programación para el reemplazo de componentes. Estos datos de programación pueden emitirse a otro sistema informático para permitir que se tomen acciones. Los datos pueden proporcionarse directamente en el software de programación de reemplazo de componentes. Alternativamente, los datos de reemplazo de componentes, incluidas las fechas de reemplazo sugeridas, pueden usarse como salida de aviso enviada a una pantalla para su visualización por el departamento de servicio para que decida sobre la implementación manual de planes de reemplazo de componentes.

Debe observarse que la matriz unidimensional de niveles máximos de potencia (x1) descrita anteriormente puede proporcionarse sólo como niveles de régimen aumentado, niveles de régimen aumentado o reducido, o sólo niveles de régimen reducido, de tal manera que sólo sería necesario que la variable de nivel máximo de potencia especificase la cantidad por encima (o por debajo) de la potencia de régimen. La demanda de potencia podría ser alternativamente una demanda de velocidad y/o una demanda de par de torsión para cada periodo, o un consumo de vida útil de fatiga en la que la potencia se controla mediante una función de control de uso durante la vida tal como se describe a continuación. La desventaja de usar tanto una demanda de velocidad como una demanda de par de torsión es que el tiempo de computación para calcular la configuración óptima será más largo.

Aunque el optimizador se describió anteriormente como ejecutado periódicamente, puede usarse esporádicamente, o incluso sólo una vez. Por ejemplo, la optimización puede realizarse fuera de línea, en el punto de instalación de un controlador de aumento de régimen. Alternativamente, el optimizador puede estar incorporado en un controlador, o bien en la turbina eólica, la central eólica o bien en cualquier otro lugar, en cuyo caso se ejecutará en un escalón de tiempo particular.

Tal como se mencionó anteriormente, la optimización puede realizarse con o sin LUE, puesto que pueden usarse datos del emplazamiento para determinar la fatiga de los componentes y, por tanto, dar una indicación de la vida útil restante disponible para la turbina o los componentes de turbina.

Aunque el algoritmo de optimización se ha descrito principalmente en relación con el uso con un controlador de aumento de régimen, esto no es un requisito. La optimización podría aplicarse con cualquier acción de control que busque un compromiso entre la captación de energía frente a la carga de fatiga de la turbina. Esto podría incluir uno o más de: demanda de energía cambiante, tal como mediante reducción de régimen; limitación de empuje, que limita la salida de potencia para evitar altas cargas de empuje al reducir el empuje del rotor en la “rodilla” de la curva de potencia a expensas de la salida de potencia; o cualquier otra característica de control que busque un compromiso entre la captación de energía y las cargas de fatiga.

Aunque los cálculos requeridos podrían llevarse a cabo en cualquier ubicación, en la práctica una acción estratégica como esta puede llevarse a cabo mejor en el controlador de central eólica, tal como un servidor SCADA. Esto permite que los datos de servicio se introduzcan directamente en el emplazamiento, evitando problemas de comunicación del emplazamiento con el centro de control. Sin embargo, los cálculos también podrían llevarse a cabo en el centro de control. Lo mismo se aplica a los otros métodos descritos en el presente documento, incluidos los métodos del primer ejemplo.

- CÁLCULO DEL NIVEL MÁXIMO DE POTENCIA

Ahora sigue una descripción de técnicas de ejemplo para determinar los niveles máximos de potencia que pueden aplicarse a las turbinas.

Un método para determinar un nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica para un tipo de turbina eólica puede comprender: simular un espectro de carga para dos o más niveles de potencia de prueba para determinar una carga en el tipo de turbina eólica para cada uno de los dos o más niveles de potencia de prueba; comparar la carga determinada para cada nivel de potencia de prueba con una carga de diseño para el tipo de turbina eólica; y establecer el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica para el tipo de turbina eólica como el nivel máximo de potencia de prueba en el que la carga determinada no supera la carga de diseño para el tipo de turbina eólica. Por consiguiente, puede determinarse un nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica para uno o más tipos de turbinas eólicas.

La figura 8 muestra un diagrama de flujo que detalla un ejemplo de ajuste de los niveles máximos de potencia de turbina que pueden usarse con cualquier realización. En la etapa 301, se realiza una verificación para determinar los límites de diseño de componente mecánico de la turbina eólica para uno o más tipos de turbinas eólicas. En este ejemplo, se utiliza un sistema informático fuera de línea para determinar los límites de diseño. Sin embargo, tal como se apreciará, la funcionalidad puede implementarse mediante un sistema informático en línea, o cualquier otro software y/o hardware asociado con turbinas eólicas y/o WPP.

El nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica es el nivel máximo de potencia que un tipo dado de turbina eólica puede producir cuando el viento es adecuadamente alto si va a hacerse funcionar en el límite de las cargas de diseño de los componentes de la turbina eólica. El nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica se aplica efectivamente durante la vida útil de diseño de la turbina. Por tanto, el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica será normalmente mayor que el valor de régimen de placa de identificación para ese tipo de turbina eólica, ya que el valor de régimen de placa de identificación es normalmente un valor más conservador.

Un tipo de turbina eólica, tal como se usa en los siguientes ejemplos y realizaciones, puede entenderse como una turbina eólica con el mismo sistema eléctrico, sistema mecánico, generador, caja de engranajes, pala de turbina, longitud de pala de turbina, altura de buje, etc. Por consiguiente, cualquier diferencia con la estructura principal o los componentes de una turbina eólica genera efectivamente un nuevo tipo de turbina eólica, con el propósito de las realizaciones de la presente invención. Por ejemplo, la misma turbina eólica, excepto por diferentes alturas de buje (por ejemplo, alturas de torre) serían dos tipos diferentes de turbina eólica. Del mismo modo, la misma turbina eólica, excepto por diferentes longitudes de pala de turbina, también se consideraría dos tipos diferentes de turbina eólica. Además, una turbina eólica de 50 Hz y 60 Hz se consideran diferentes tipos de turbina eólica, al igual que las turbinas eólicas diseñadas para clima frío y clima cálido.

Por tanto, el tipo de turbina eólica no corresponde necesariamente a la clase de turbina eólica de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), ya que diferentes tipos de turbina pueden estar en la misma clase de turbina eólica de IEC, en la que cada tipo de turbina eólica puede tener un nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica diferente basado en el diseño y los componentes de la turbina eólica.

En el siguiente ejemplo, la turbina eólica está en un régimen con un nivel de potencia de régimen de placa nominal de 1,65 MW (1650 K^w), con una altura de buje de 78 metros y diseñada para el servicio en condiciones de una clase de viento de IEC específica.

El límite de diseño de los componentes mecánicos del tipo de turbina eólica puede determinarse entonces para este tipo de turbina eólica simulando un espectro de carga para un primer nivel de potencia de aumento de régimen de prueba para identificar las cargas en el tipo de turbina eólica para ese primer nivel de potencia. Las cargas pueden ser cargas mecánicas, cargas de fatiga, cualquier otra carga que pueda experimentar la turbina eólica, o cualquier combinación de las diferentes cargas. Sin embargo, en este ejemplo, se consideran las cargas mecánicas, tal como se apreciará, también podrían tenerse en cuenta otras cargas, por ejemplo cargas de fatiga. El proceso de simulación del espectro de carga también puede incluir o ser una extrapolación u otra forma de análisis que puede realizarse para determinar la carga en el tipo de turbina eólica.

Un espectro de carga incluye normalmente una gama de casos de prueba diferentes que pueden ejecutarse en una simulación por ordenador de una turbina eólica. Por ejemplo, el espectro de carga puede incluir casos de prueba para vientos a 8 m/s durante 10 minutos, para 10 m/s durante 10 minutos, para diferentes direcciones del viento, para diferentes turbulencias del viento, para el arranque de la turbina eólica, para el apagado de la turbina eólica, etcétera. Tal como se apreciará, hay muchas velocidades de viento, condiciones de viento, condiciones de funcionamiento de la turbina eólica y/o condiciones de fallo diferentes para las que hay casos de prueba que van a ejecutarse en la simulación de la turbina eólica del espectro de carga. Los casos de prueba pueden incluir datos reales, presentes o artificiales (por ejemplo, para ráfagas de 50 años que se definen en las normas relativas a las turbinas eólicas). La simulación del espectro de carga puede determinar las fuerzas y cargas que afectan a la turbina eólica para todos los casos de prueba en el espectro de carga. Esta simulación también puede estimar o determinar el número de veces que puede producirse el evento del caso de prueba, por ejemplo, puede esperarse que se produzca un caso de prueba de 10 m/s de viento durante 10 minutos 2000 veces durante la vida útil de 20 años de la turbina eólica y, por tanto, puede calcularse la fatiga en la turbina eólica durante la vida útil de la turbina eólica. La simulación también puede calcular o determinar el daño por fatiga o la carga en la que podrían incurrir los diversos componentes de turbina eólica basándose en las cargas determinadas que afectan a la turbina eólica.

En este ejemplo, el primer nivel de potencia de prueba puede ser de 1700 KW ya que es mayor que el nivel de potencia de régimen de placa de identificación nominal para el tipo de turbina eólica que se considera en este ejemplo. El espectro de carga puede simularse para el tipo dado de turbina eólica con el fin de determinar si el tipo de turbina eólica puede funcionar a ese primer nivel de potencia de prueba sin superar las cargas de diseño de rotura de los componentes mecánicos del tipo de turbina eólica. Si la simulación identifica que el tipo de turbina eólica puede funcionar al primer nivel de potencia de prueba, entonces puede repetirse el mismo proceso para un segundo nivel de potencia de prueba. Por ejemplo, el segundo nivel de potencia de prueba, en este ejemplo, puede ser de 1725 KW. Luego se simula el espectro de carga para el tipo dado de turbina eólica para identificar si ese tipo de turbina eólica puede funcionar a ese segundo nivel de potencia de prueba sin superar las cargas de diseño de rotura de los componentes mecánicos.

Si no se superan las cargas de diseño de rotura de los componentes mecánicos, entonces puede realizarse de manera iterativa el proceso de simulación del espectro de carga para niveles de potencia de prueba adicionales. En este ejemplo, los niveles de potencia de prueba se incrementan en escalones de 25 KW, sin embargo, tal como se apreciará, los escalones incrementales pueden ser cualquiera adecuado con el propósito de identificar el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica, por ejemplo 5 KW, 10 KW, 15 KW, 20 KW, 30 KW, 50 KW, etc., o aumentar en un porcentaje del nivel de potencia de prueba, por ejemplo incrementos del 1%, incrementos del 2%, incrementos del 5%, etc. Alternativamente, el proceso se inicia en un primer nivel de potencia de prueba alto y para cada iteración se decrementa el nivel de potencia de prueba en una cantidad adecuada hasta que se identifica el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica, es decir, el primer nivel de potencia de prueba en el que el tipo de turbina eólica puede funcionar sin superar las limitaciones de diseño de rotura.

En este ejemplo, se identifica el tipo de turbina eólica como que puede funcionar a niveles de potencia de prueba adicionales de 1750 KW, 1775 KW y 1800 KW antes de que se supere la limitación de diseño de uno o más componentes mecánicos a 1825 KW. Por tanto, el proceso identifica que el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica para este tipo de turbina es de 1800 KW.

En realizaciones adicionales, dado que el tipo de turbina eólica no superó las cargas de diseño de rotura para los componentes mecánicos a 1800 KW pero superó las cargas de diseño de rotura para los componentes mecánicos a 1825 KW, entonces el proceso podría incrementar adicionalmente de manera iterativa los niveles de potencia de prueba en incrementos más pequeños, por ejemplo 5 KW para identificar si la turbina eólica podría funcionar sin superar las cargas de diseño de rotura mecánica a un nivel de potencia entre 1800 KW y 1825 KW. Sin embargo, en el presente ejemplo, el nivel de potencia de 1800 KW se toma como el límite de diseño de componente mecánico del tipo de turbina eólica para este tipo de turbina eólica.

El proceso de determinar el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica puede realizarse para cualquier otro tipo de turbina eólica que vaya a analizarse. En la etapa 302 de la figura 8, las limitaciones de diseño para los componentes eléctricos en el tipo de turbina eólica pueden considerarse o evaluarse para los límites de diseño de componente mecánico de turbina eólica determinados previamente.

En la etapa 302, pueden considerarse los componentes eléctricos principales para garantizar que el nivel de potencia del tipo de turbina eólica determinado para los límites de diseño de componente mecánico no supere las limitaciones de diseño de los componentes eléctricos principales del tipo de turbina eólica que esté analizándose. Los componentes eléctricos principales pueden incluir, por ejemplo, el generador, transformador, cables internos, contactores o cualquier otro componente eléctrico en el tipo de turbina eólica.

Basándose en simulaciones y/o cálculos, se determina si los componentes eléctricos principales pueden funcionar al nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica determinado previamente para los límites de diseño de componente mecánico. Por ejemplo, el funcionamiento en el nivel de potencia límite de diseño de componentes mecánicos puede hacer que aumente la temperatura de uno o más cables eléctricos en el interior de la turbina eólica y reducir así la capacidad de conducción de corriente eléctrica de los cables eléctricos, que está determinada por el tamaño de conductor del cable y las condiciones para la disipación térmica. Por tanto, la capacidad de conducción de corriente se calcularía para las nuevas condiciones de temperatura con el fin de determinar si los cables eléctricos pueden funcionar a niveles de potencia hasta el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica. Pueden tenerse en cuenta consideraciones similares para otros componentes eléctricos, por ejemplo la temperatura de los componentes, la capacidad de los componentes, etc., para identificar si los componentes eléctricos pueden funcionar a niveles de potencia hasta los límites de diseño de componente mecánico.

Si se determina o identifica que los componentes eléctricos principales pueden funcionar en los límites de diseño de componente mecánico determinados previamente, entonces, en la etapa 303 de la figura 8, para el tipo dado de turbina eólica, se establece o registra el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica como el nivel máximo de potencia para el tipo dado de turbina eólica según los límites de diseño de componente mecánico. Sin embargo, si se determina o identifica que los componentes eléctricos principales no pueden funcionar en los límites de diseño de componente mecánico determinados previamente, entonces pueden realizarse otras investigaciones o acciones para llegar a un nivel máximo de potencia del tipo de turbina que albergue tanto los componentes mecánicos como los eléctricos.

Una vez que se ha determinado el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica para cada tipo de turbina eólica, entonces puede usarse este parámetro como restricción dentro de los métodos descritos anteriormente, para llegar a una programación de niveles máximos de potencia individuales, por ejemplo el nivel máximo de potencia de aumento de régimen, para cada turbina eólica en una WPP.

Los diferentes niveles máximos de potencia individuales para cada turbina eólica en una WPP son ventajosos ya que las condiciones en una WPP pueden variar en el emplazamiento de la WPP. Por tanto, puede darse el caso de que una turbina eólica en una ubicación en la WPP pueda enfrentarse a condiciones diferentes a otra turbina eólica del mismo tipo en una ubicación diferente en la WPP.

Por consiguiente, las dos turbinas eólicas del mismo tipo pueden requerir diferentes niveles máximos de potencia individuales, o el nivel máximo de potencia individual más bajo puede aplicarse a todas las turbinas eólicas de ese tipo en la WPP dependiendo de la implementación preferida. Los niveles máximos de potencia individuales específicos de turbina eólica individual se determinan como parte de la determinación de la programación, tal como se describe en el presente documento.

- CONTROL DE AUMENTO DE RÉGIMEN

Pueden aplicarse realizaciones de la invención a turbinas eólicas, o a centrales eólicas, que se hacen funcionar aplicando un control de aumento de régimen para determinar la cantidad de aumento de régimen a aplicar.

Un controlador de aumento de régimen genera una señal de control de aumento de régimen y la usa un controlador de turbina eólica para aumentar el régimen de la turbina. La programación de control descrita anteriormente puede usarse dentro, o junto con, un controlador de aumento de régimen de este tipo para establecer un límite superior en la cantidad de potencia que puede generarse mediante un aumento de régimen. La manera específica en que se generan las señales de control de aumento de régimen no es crucial para las realizaciones de la presente invención, pero se proporcionará un ejemplo para facilitar la comprensión.

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

La figura 9 muestra un ejemplo esquemático de una disposición de controlador de turbina en la que un controlador de aumento de régimen 901 genera una señal de control de aumento de régimen que puede usarse por los controladores de turbina eólica para aplicar un aumento de régimen a la turbina. La señal de control de aumento de régimen puede generarse dependiendo de la salida de uno o más sensores 902/904 que detectan parámetros operativos de la turbina y/o condiciones locales tales como la velocidad y dirección del viento. El controlador de aumento de régimen 901 comprende uno o más módulos de control funcionales que pueden usarse en diversos aspectos del control de aumento de régimen. Pueden proporcionarse módulos funcionales adicionales, pueden combinarse las funciones de los módulos y pueden omitirse algunos módulos.

El optimizador 907 proporciona el valor para el nivel máximo de potencia de turbina individual según la programación determinada tal como se describe en el presente documento. Esto proporciona el nivel máximo de potencia al que puede hacerse funcionar la turbina, según la programación.

Los módulos funcionales adicionales generan demandas de potencia y, en general, servirán para reducir la demanda de potencia final sobre la que actúa el controlador de turbina. Un ejemplo específico de un módulo funcional adicional es el módulo de restricciones operativas 906. El aumento de régimen aprovecha la brecha que existe generalmente entre las cargas de diseño de los componentes y las cargas experimentadas por cada turbina en funcionamiento, que generalmente son más benignas que las condiciones simuladas de las normas de IEC en las que se calcularon las cargas de diseño. El aumento de régimen hace que la demanda de potencia de la turbina aumente con vientos fuertes o bien hasta que se alcance un límite operativo especificado por una restricción operativa (temperatura, etc.), o bien hasta que se alcance un límite de potencia superior que se haya establecido para impedir la superación de las cargas de diseño de componentes. Las restricciones operativas, implementadas por el módulo de control de restricciones operativas 906, limitan el posible aumento de régimen de la demanda de energía en función de diversos parámetros operativos. Por ejemplo, cuando existe una función de protección para iniciar un apagado cuando la temperatura del aceite de la caja de engranajes supera los 65°C, una restricción operativa puede dictar una disminución lineal de la señal de punto de consigna de aumento de régimen máxima posible basándose en la temperatura del aceite de la caja de engranajes para temperaturas mayores de 60°C, alcanzando “no es posible un aumento de régimen” (es decir, una señal de punto de consigna de potencia igual a la potencia de régimen) a 65°C.

El nivel máximo de potencia y las demandas de potencia de los módulos funcionales se proporcionan a una función mínima, bloque 908, y se selecciona el valor más bajo. Puede proporcionarse un bloque mínimo adicional 909 que selecciona la demanda de potencia mínima del controlador de aumento de régimen 901 y cualquier otra demanda de potencia de la turbina, tales como las especificadas por un operador de red, para producir la demanda de potencia final aplicada por el controlador de turbina eólica.

Como alternativa, el controlador de aumento de régimen 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 el ángulo de paso, la velocidad del rotor, la salida de potencia, etc. y puede enviar comandos a las turbinas individuales, tales como los puntos de consigna para el ángulo de paso, la velocidad del rotor, la salida de potencia, etc. El PPC 130 también recibe comandos de la red, por ejemplo, del operador de red para aumentar o reducir la 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, conoce la salida de potencia de cada turbina y de la central en su conjunto en el punto de conexión de red 140. Si se requiere, el controlador PPC 130 puede recibir un punto de consigna operativo para la salida de potencia de la central eléctrica en su conjunto y dividirlo entre cada una de las turbinas para que la salida no supere el punto de consigna asignado por el operador. Este punto de consigna de central eléctrica puede estar en cualquier lugar desde 0 hasta la salida de potencia de régimen de la central. La salida de “potencia de régimen” para la central es la suma de la salida de potencia de régimen de las turbinas individuales en la central. El punto de consigna de central eléctrica puede estar por encima de la salida de potencia de régimen de la central, es decir, la totalidad de la central está en aumento de régimen.

El PPC puede recibir una entrada directamente desde la conexión de red, o puede recibir una señal que es una medida de la diferencia entre la salida total de la central eléctrica y la salida nominal o de régimen de la central eléctrica. Esta diferencia puede usarse para proporcionar la base para el aumento de régimen de las turbinas individuales. En teoría, sólo una turbina individual puede estar en aumento de régimen, pero se prefiere aumentar el régimen de una pluralidad de turbinas, y lo más preferido es enviar la señal de aumento de régimen a todas las turbinas. La señal de aumento de régimen enviada a cada turbina puede no ser un control fijo, sino que puede ser más bien una indicación de una cantidad máxima de aumento de régimen que puede realizar cada turbina. Cada turbina puede tener un controlador asociado, que puede implementarse dentro del controlador de turbina o de manera central, tal como en el PPC, que implementará una o más de las funciones mostradas en la figura 9 para determinar si la turbina puede responder a la señal de aumento de régimen y, en caso afirmativo, en qué cantidad. Por ejemplo, cuando el controlador dentro del controlador de turbina determina que las condiciones en una turbina dada son favorables y por encima de la velocidad del viento de régimen, puede responder positivamente y la turbina dada está en aumento de régimen. A medida que los controladores implementen la señal de aumento de régimen, aumentará la salida de la central eléctrica.

Por tanto, se genera una señal de aumento de régimen, o bien de manera central o bien en cada turbina individual, siendo la señal indicativa de la cantidad de aumento de régimen que pueden realizar una o más turbinas, o las turbinas de la central eléctrica en su conjunto.

- ESTIMADORES DE USO DURANTE LA VIDA ÚTIL

Las realizaciones de la invención, tal como se describió anteriormente, hacen uso de los Estimadores de uso durante la vida útil (LUE). Los estimadores de uso durante la vida útil se describirán ahora con más detalle. El algoritmo requerido para estimar el uso durante la vida útil variará de un componente a otro y los LUE pueden comprender una biblioteca de algoritmos de LUE que incluye algunos o todos de los siguientes: duración de la carga, distribución de la revolución de la carga, recuento Rainflow, daño del ciclo de tensión, daño del ciclo de temperatura, velocidad de reacción térmica de generador, velocidad de reacción térmica de transformador y desgaste de cojinete. Adicionalmente, pueden usarse otros algoritmos. Tal como se mencionó anteriormente, la estimación del uso durante la vida útil sólo puede usarse para componentes clave seleccionados y el uso de una biblioteca de algoritmos permite seleccionar un nuevo componente para LUE y seleccionar el algoritmo adecuado de la biblioteca y parámetros específicos establecidos para esa parte componente.

En una realización, los LUE se implementan para todos los componentes principales de la turbina, incluidas las palas; cojinetes de paso; accionadores o elementos de accionamiento de paso; buje; árbol principal; carcasa del cojinete principal; cojinetes principales; cojinetes de caja de engranajes; dientes de engranaje; generador; cojinetes de generador; convertidor; cable de caja de terminales de generador; unidades de guiñada; cojinete de guiñada; torre; estructura de soporte marina si está presente; cimentación; y devanados de transformador. Alternativamente, puede realizarse una selección de uno o más de estos LUE.

Como ejemplos de los algoritmos apropiados, puede usarse el recuento Rainflow en los estimadores de estructura de pala, pernos de pala, sistema de paso, sistema de árbol principal, convertidor, sistema de guiñada, torre y cimientos. En el algoritmo de estructura de pala, se aplica el recuento Rainflow al momento de flexión de la raíz de pala a lo largo de la aleta y a lo largo del borde para identificar el intervalo y los valores medios del ciclo de tensión y la salida se envía al algoritmo de daño del ciclo de tensión. Para los pernos de pala, se aplica el recuento Rainflow al momento de flexión del perno para identificar el intervalo y los valores medios del ciclo de tensión y la salida se envía al algoritmo de daño del ciclo de tensión. En los estimadores del sistema de paso, sistema de árbol principal, torre y cimientos, también se aplica el algoritmo de recuento Rainflow para identificar el intervalo y los valores medios del ciclo de tensión y la salida se envía al algoritmo de daño del ciclo de tensión. Los parámetros a los que se aplica el algoritmo Rainflow pueden incluir:

- Sistema de inclinación: fuerza de inclinación;

- Sistema del árbol principal: par del árbol principal;

- Torre: tensión de la torre;

- Cimientos: tensión de los cimientos

En el sistema de guiñada, se aplica el algoritmo Rainflow a la torsión superior de la torre para identificar la duración de la carga y esta salida se envía al algoritmo de daño del ciclo de tensión. En el convertidor, la potencia del generador y las RPM se usan para inferir la temperatura y se usa el recuento Rainflow en esta temperatura para identificar el ciclo y los valores medios de temperatura.

El uso durante la vida útil en los cojinetes de pala puede monitorizarse introduciendo la carga a lo largo de la aleta de pala y la velocidad de paso como entradas al algoritmo de duración de la carga o a un algoritmo de desgaste de cojinete. Para la caja de engranajes, la duración de la revolución de carga se aplica al par de torsión del árbol principal para calcular la vida útil usada. Para el generador, las RPM del generador se usan para inferir la temperatura del generador que se usa como entrada al algoritmo de generador de velocidad de reacción térmica. Para el transformador, la temperatura del transformador se infiere a partir de la potencia y la temperatura ambiental para proporcionar una entrada al algoritmo de velocidad de reacción térmica del transformador.

Siempre que sea posible, se prefiere usar sensores existentes para proporcionar las entradas en las que funcionan los algoritmos. Así, por ejemplo, es común que las turbinas eólicas midan directamente el momento de flexión de la raíz de pala a lo largo del borde y a lo largo de la aleta requerido para los estimadores de estructura de pala, cojinete de pala y pernos de pala. Para el sistema de paso, puede medirse la presión en una primera cámara del cilindro e inferirse la presión en una segunda cámara, lo que permite calcular la fuerza de paso. Estos son sólo 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 hallarse en las siguientes normas y textos:

Distribución de revolución de carga y duración de carga:

Directrices para la certificación de turbinas eólicas, Germainischer Lloyd, Sección 7.4.3.2 Cargas de fatiga Rainflow:

IEC 61400-1 'Turbinas eólicas: Parte 1: Requisitos de diseño, Anexo G

Suma de Miner:

IEC 61400-1 'Turbinas eólicas: Parte 1: Requisitos de diseño, Anexo G

Ley de potencia (descomposición química):

IEC 60076-12 “Transformadores de potencia: Parte 12: Guía de carga para transformadores de potencia de tipo seco”, Sección 5.

- CONTROL A NIVEL DE CENTRAL ELÉCTRICA

Cualquiera de los métodos descritos en el presente documento puede realizarse a nivel de central eólica, mediante lo cual se genera una programación de control de central eléctrica que comprende programas de control individuales para cada turbina eólica. Esto tiene el beneficio de permitir que se tengan en cuenta las interacciones entre turbinas en una central eléctrica dada.

Los cambios en la demanda de potencia/nivel de potencia de una turbina o turbinas aguas arriba afectan a la salida de potencia y la tasa de acumulación de daño por fatiga de cualquier turbina en la estela de la turbina o turbinas aguas arriba. El software de verificación de emplazamiento incluye información sobre el posicionamiento de las turbinas dentro de una central eólica y tiene en cuenta las posiciones relativas de las turbinas entre sí dentro del parque eólico. Por tanto, los efectos de estela de las turbinas aguas arriba se tienen en cuenta en los cálculos mediante el software de verificación de emplazamiento.

En el caso de algunas centrales eólicas, la capacidad de conducción de energía de la conexión desde la central eléctrica a la red de distribución eléctrica es menor que la suma de la energía que genera cada turbina en el caso en que todas las turbinas están generando energía en el nivel máximo de potencia del tipo de turbina eólica. En tales casos, las programaciones de control de las turbinas eólicas, o de la central eólica, están restringidas adicionalmente de modo que, para cualquier periodo de tiempo dado dentro de la programación, cuando se suma la potencia de todas las turbinas no supera el cantidad de potencia que puede conducirse en la conexión desde la central eléctrica a la red.

Las realizaciones descritas en el presente documento se basan en el análisis de las propiedades de turbina y las propiedades del emplazamiento de turbina, en la determinación de una programación de control para una turbina. Los diversos cálculos, incluidos los realizados por el software de verificación de emplazamiento, pueden implementarse fuera de línea, en uno o más sistemas informáticos diferentes, y la programación de control resultante se proporciona a la turbina eólica o al controlador de central eléctrica. Alternativamente, los cálculos pueden realizarse en línea en el controlador de turbina eólica o en el controlador de central eléctrica.

Las realizaciones descritas anteriormente no son exclusivas y una o más de las características pueden combinarse o actuar conjuntamente para lograr el control de aumento de régimen mejorado mediante el establecimiento de niveles máximos de potencia para cada turbina eólica en una central eólica que tenga en cuenta las condiciones ambientales y del emplazamiento a las que se enfrentan o que afectan a la turbina eólica.

Debe observarse que pueden aplicarse realizaciones de la invención tanto a turbinas de velocidad constante como de velocidad variable. La turbina puede emplear un control de paso activo, mediante lo cual la limitación de potencia por encima de la velocidad del viento de régimen se logra mediante la puesta en la posición de bandera, que implica rotar la totalidad o parte de cada pala para reducir el ángulo de ataque. Alternativamente, la turbina puede emplear un control activo de pérdida aerodinámica, que logra una limitación de potencia por encima de la velocidad del viento de régimen al regular el paso de las palas en pérdida aerodinámica, en sentido opuesto al usado en el control de paso activo.

Aunque se han mostrado y descrito realizaciones de la invención, se entenderá que tales realizaciones se describen sólo a modo de ejemplo. A los expertos en la técnica se les ocurrirán numerosas variaciones, cambios y sustituciones sin apartarse del alcance de la presente invención tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES

i. Un método de generación de una programación de control para una turbina eólica (1), indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina (1), o uno o más componentes de turbina, basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica;

aplicar una función de optimización que varía una programación de control inicial para determinar una programación de control optimizada variando el compromiso entre la captación de energía y la vida de fatiga consumida por la turbina (1) o el uno o más componentes de turbina hasta que se determina una programación de control optimizada, incluyendo la optimización:

estimar la vida útil de fatiga futura consumida por la turbina (1) o el componente de turbina a lo largo de la duración de la programación de control variada basándose en la vida útil de fatiga restante actual y la programación de control variada; y

restringir la optimización de la programación de control según una o más restricciones de entrada; en el que las restricciones de entrada incluyen un número máximo de reemplazos de componentes permitidos para uno o más componentes de turbina y la optimización incluye además variar un valor inicial a lo largo de la vida útil de una turbina eólica para determinar una vida útil objetivo de la turbina eólica.
2. Un método según la reivindicación 1, que comprende además:

optimizar la programación de control variando el tiempo y el número de reemplazos de componentes hasta el número máximo.
3. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que la programación de control inicial especifica la variación relativa a lo largo del tiempo del nivel máximo de potencia de la turbina hasta el que puede funcionar la turbina (1).
4. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que las restricciones de entrada comprenden además la salida de potencia máxima superior de la turbina (1) permitida por el diseño de la turbina y/o la salida de potencia mínima de la turbina (1).
5. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina (1) o uno o más componentes de turbina comprende:

aplicar datos de sensor de uno o más sensores de turbina a uno o más algoritmos de estimación de uso durante la vida útil, o

usar datos de un sistema de monitorización de condición, o

usar datos obtenidos de sensores de parque eólico en combinación con un programa de verificación de emplazamiento que determina las cargas que actúan sobre los componentes de turbina basándose en los sensores de parque eólico y parámetros relacionados con el parque eólico y el diseño de la turbina eólica.
6. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que la optimización de la programación de control comprende:

variar la programación de control para minimizar el coste nivelado de energía (LCoE).
7. Un método según la reivindicación 6, en el que se usa un modelo de LCoE para determinar LCoE, incluyendo el modelo parámetros para uno o más de:

factor de carga, indicativo de la energía generada a lo largo de un periodo dividida entre la energía que podría haberse generado si la turbina (1) se hubiera hecho funcionar de manera continua a la potencia de régimen durante ese periodo;

disponibilidad, indicativa del tiempo que la turbina (1) estará disponible para generar electricidad; y eficiencia de parque, indicativa de la energía generada a lo largo de un periodo dividida entre la energía que podría haberse generado si la turbina (1) se hubiera hecho funcionar con un viento que no se hubiera visto perturbado completamente por turbinas aguas arriba.
8. Un método según la reivindicación 7, en el que el modelo incluye además parámetros para uno o más de: costes asociados con el reemplazo de uno o más componentes, incluyendo tiempo de inactividad de la turbina, mano de obra y equipos para el reemplazo de componentes, costes de fabricación o reacondicionamiento de componentes de los componentes de reemplazo, y costes de transporte de los componentes reacondicionados o de reemplazo a la central eléctrica; y

costes de servicio asociados con el reemplazo de piezas de desgaste.
9. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que la programación de control optimizada es una programación de niveles máximos de potencia hasta los que puede hacerse funcionar la turbina (1).
10. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, en el que la programación de control es indicativa de la cantidad de daño por fatiga en el que debe incurrirse a lo largo del tiempo, comprendiendo además el método hacer funcionar la turbina eólica (1), basándose en uno o más LUE, para incurrir en daño por fatiga a la tasa indicada por la programación de control.
11. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que la programación de control indica cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo de la vida útil de la turbina (1).
12. Un método según cualquier reivindicación anterior, que comprende además proporcionar la programación de control optimizada a un controlador de turbina eólica o controlador de central eólica para controlar la salida de potencia de una turbina eólica (1).
13. Un método según cualquier reivindicación anterior, en el que el método se repite periódicamente.
14. Un controlador para una turbina eólica (1) o central eólica (100) configurado para realizar el método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13.
15. Un optimizador para generar una programación de control para una turbina eólica (1), indicando la programación de control cómo varía el nivel máximo de potencia de la turbina a lo largo del tiempo, comprendiendo el optimizador:

un módulo de optimización configurado para recibir: valores iniciales para un conjunto de variables, que son variables operativas de la turbina eólica (1) y que incluyen una programación de control inicial; una o más restricciones; y datos indicativos de la vida útil de fatiga restante actual de la turbina (1) o uno o más componentes de turbina;

en el que el módulo de optimización está configurado para:

optimizar la programación de control minimizando o maximizando un parámetro de funcionamiento recibido en el módulo de optimización que depende del conjunto de variables variando una o más de las variables con respecto a su valor inicial según la vida útil de fatiga restante de la turbina (1) o el uno o más componentes de turbina y la una o más restricciones; y

emitir la programación de control optimizada;

en el que las restricciones incluyen un número máximo de reemplazos de componentes permitidos para uno o más componentes de turbina y el módulo de optimización está configurado además para variar un valor inicial a lo largo de la vida útil de una turbina eólica para determinar una vida útil objetivo de la turbina eólica.
16. Un optimizador según la reivindicación 15, que comprende además un módulo de inicialización configurado para recibir los valores iniciales para el conjunto de variables y los datos de sensor, estando configurado el módulo de inicialización para calcular un valor inicial para el parámetro de funcionamiento.
17. Un optimizador según la reivindicación 15 ó 16, en el que el parámetro de funcionamiento es el coste nivelado de energía (LCoE) para la turbina (1), y optimizar el control programado comprende minimizar el coste nivelado de energía (LCoE).
18. Un optimizador según la reivindicación 17, en el que se usa un modelo de LCoE para determinar LCoE, incluyendo el modelo parámetros para uno o más de:

factor de carga, indicativo de la energía generada a lo largo de un periodo dividida entre la energía que podría haberse generado si la turbina (1) se hubiera hecho funcionar de manera continua a la potencia de régimen durante ese periodo;

disponibilidad, indicativa del tiempo que la turbina (1) estará disponible para generar electricidad; y eficiencia de parque, indicativa de la energía generada a lo largo de un periodo dividida entre la energía que podría haberse generado si la turbina (1) se hubiera hecho funcionar con un viento que no se hubiera visto perturbado completamente por turbinas aguas arriba.
19. Un optimizador según la reivindicación 18, en el que el modelo incluye además parámetros para uno o más de:

costes asociados con el reemplazo de uno o más componentes, incluyendo tiempo de inactividad de la turbina, mano de obra y equipos para el reemplazo de componentes, costes de fabricación o reacondicionamiento de los componentes de reemplazo, y costes de transporte de los componentes reacondicionados o de reemplazo a la central eléctrica; y

costes de servicio asociados con el reemplazo de piezas de desgaste.
20. Un controlador, que comprende un optimizador según cualquiera de las reivindicaciones 15 a 19.
21. Una turbina eólica (1) que comprende un controlador según la reivindicación 20.
22. Una central eólica (100) que comprende un controlador según la reivindicación 20.
23. Un método de generación de una programación de control para una central eólica (100) que comprende una pluralidad de turbinas eólicas (110), indicando la programación de control, para cada turbina eólica (1), cómo varía el nivel máximo de potencia a lo largo del tiempo, comprendiendo el método:

determinar un valor indicativo de la vida útil de fatiga restante actual de cada una de las turbinas (1), o uno o más componentes de cada una de las turbinas (1), basándose en datos de emplazamiento y/u operativos medidos de la turbina eólica;

aplicar una función de optimización que varía una programación de control inicial de cada una de las turbinas (1) para determinar una programación de control optimizada variando el compromiso entre la captación de energía y la vida de fatiga consumida por cada una de las turbinas (1) o el uno o más componentes de cada una de las turbinas (1) hasta que se determina una programación de control optimizada, incluyendo la optimización:

estimar la vida útil de fatiga futura consumida por las turbinas o los componentes de turbina a lo largo de la duración de la programación de control variada basándose en la vida útil de fatiga restante actual y la programación de control variada usando un programa de verificación de emplazamiento que determina las cargas que actúan sobre los componentes de turbina basándose en datos obtenidos de sensores de central eólica y parámetros relacionados con la central eólica y el diseño de la turbina eólica e incluye interacciones entre las turbinas (1) de la central eólica (100); y

restringir la optimización de la programación de control según una o más restricciones de entrada; en el que las restricciones incluyen un número máximo de reemplazos de componentes permitidos para uno o más componentes de turbina de cada una de las turbinas eólicas (1), y el modelo de optimización está configurado además para variar un valor inicial a lo largo de la vida útil de una turbina eólica para determinar una vida útil objetivo de la turbina eólica.
24. Un método según la reivindicación 23, en el que la función de optimización varía, para uno o más de los componentes de turbina, el número de veces y/o cuándo ese componente puede reemplazarse a lo largo de la vida útil restante de la turbina.
25. Un método según la reivindicación 23 ó 24, en el que el método está restringido además de tal manera que para cualquier periodo de tiempo dado dentro de la programación, cuando se suma conjuntamente la potencia de todas las turbinas, no supera la cantidad de potencia que puede transportarse en la conexión desde la central eléctrica hasta la red.
26. Un controlador de central eólica configurado para realizar el método según cualquiera de las reivindicaciones 23 a 25.