ES2826173T3 - Sistema y procedimiento para evaluar el impacto en el rendimiento de actualizaciones de turbinas eólicas - Google Patents
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Abstract
Un procedimiento (200) para evaluar el impacto en el rendimiento de actualizaciones de turbinas eólicas, comprendiendo el procedimiento: determinar (202), con un dispositivo informático, una curva de potencia de base para una primera turbina eólica (10) antes de que se actualice la primera turbina eólica, trazando la potencia de salida de la primera turbina eólica en función de su velocidad de viento local medida; determinar (204) una función de transferencia de velocidad de viento de base para la primera turbina eólica antes de que se actualice la primera turbina eólica (10), donde la función de transferencia de velocidad de viento de base relaciona una velocidad de viento de referencia con una velocidad de viento local para la primera turbina eólica; determinar (208) una función de transferencia de velocidad de viento actualizada para la primera turbina eólica (10) después de que se actualice la primera turbina eólica, donde la función de transferencia de velocidad de viento actualizada relaciona la velocidad de viento de referencia con la velocidad de viento local para la primera turbina eólica medida después de que se actualice la primera turbina eólica; determinar (210) una velocidad de viento local corregida para la primera turbina eólica en base a un factor de corrección de la velocidad del viento calculado en base a la función de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada; y determinar (212) una curva de potencia actualizada para la primera turbina eólica en base a la velocidad de viento local corregida trazando la potencia de salida de la primera turbina eólica en función de su velocidad de viento local corregida.
Description
DESCRIPCIÓN
Sistema y procedimiento para evaluar el impacto en el rendimiento de actualizaciones de turbinas eólicas
REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUDES RELACIONADAS
[0001] La presente solicitud está basada en y reivindica la prioridad de la solicitud de patente provisional de EE.UU. n.° 61/907.230, presentada el 21 de noviembre de 2013.
CAMPO DE LA INVENCIÓN
[0002] La presente materia se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a un sistema y procedimiento para evaluar el impacto en el rendimiento de las actualizaciones instaladas en y/o dentro de una turbina eólica, incluyendo actualizaciones relacionadas con el hardware y/o el control.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
[0003] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más ecológicas disponibles actualmente, y las turbinas eólicas han atraído cada vez más atención en este sentido. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y una o más palas de rotor. Las palas de rotor capturan energía cinética del viento usando principios de lámina conocidos y transmiten la energía cinética a través de energía de rotación para hacer girar un árbol que acopla las palas de rotor a una multiplicadora, o, si no se usa una multiplicadora, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que puede distribuirse en una red de suministro.
[0004] Para mejorar el rendimiento de una turbina eólica existente, a menudo se instalan una o más actualizaciones en y/o dentro de la turbina eólica. Por ejemplo, diversas actualizaciones relacionadas con el hardware y/o actualizaciones relacionadas con el control/software pueden instalarse en y/o dentro de una turbina eólica en un intento de aumentar su producción anual de energía (AEP). Sin embargo, una vez que se ha actualizado una turbina eólica, a menudo es difícil evaluar o cuantificar el impacto que las mejoras instaladas han tenido en el rendimiento general de la turbina eólica. La tesis de maestría "The change of power curves as a function of various meteorological parameters" de Katharina Eichhorn presentada en Innsbruck en septiembre de 2013 describe el objetivo de determinar en qué medida parámetros meteorológicos, tales como temperatura y densidad, estabilidad atmosférica, turbulencia, cizalladura del viento y precipitaciones pueden afectar la producción de energía de las turbinas eólicas. Usando dos procedimientos diferentes, resultó que la producción de energía a altas temperaturas y bajas densidades respectivas a partir de una velocidad del viento de 8 m/s, difiere mucho de la curva de potencia de referencia, a pesar de la corrección de densidad. El mecanismo explicativo de la dependencia de la alta temperatura es el comportamiento de la lámina de aire y la aproximación al número crítico de Reynolds. Así, a altas temperaturas, se producen efectos de separación parcial y una reducción de potencia significativa. Esto se puede evitar posiblemente mediante generadores de vórtices, una mayor velocidad de rotación o una rutina sensible. Teniendo en cuenta la humedad relativa y la intensidad de la turbulencia, no hubo desviaciones distintivas claras y suficientemente grandes con respecto a la referencia. Sin embargo, la estabilidad de la atmósfera y la cizalladura del viento dieron indicaciones significativas de un efecto sobre la producción. A altas temperaturas, se mostró una marcada diferencia con respecto a la referencia con una estratificación inestable, menos cizalladura del viento con alta intensidad de turbulencia. En comparación, la producción a la misma temperatura, pero con estratificación estable, fue significativamente mayor. Esto sugiere que la turbulencia inducida térmicamente (estratificación atmosférica) y la turbulencia mecánica (cizalladura del viento) tienen un impacto notable en las curvas de rendimiento y pueden explicar algunas desviaciones con respecto a la curva de referencia. Cuando se producen precipitaciones, dos comportamientos se hicieron evidentes. Si llueve a temperaturas frescas, la producción se reduce; sin embargo, precipitaciones a altas temperaturas mejora la producción. Por lo tanto, las características aerodinámicas de la pala se modifican mecánicamente por las precipitaciones, con el resultado de que la curva de potencia se ve afectada.
[0005] En consecuencia, la tecnología se vería favorecida con un sistema y un procedimiento eficaces para evaluar el impacto en el rendimiento de las actualizaciones de las turbinas eólicas.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
[0006] Aspectos y ventajas de la invención se expondrán parcialmente en la siguiente descripción, o pueden resultar evidentes a partir de la descripción, o pueden aprenderse a través de la práctica de la invención.
[0007] La presente invención se refiere a un procedimiento para evaluar el impacto en el rendimiento de las actualizaciones de turbinas eólicas de acuerdo con la reivindicación 1. El procedimiento incluye determinar, con un dispositivo informático, una curva de potencia de base para una turbina eólica antes de que se actualice la turbina eólica y determinar una función de transferencia de velocidad de viento de base para la turbina eólica antes de que se actualice la turbina eólica, donde la función de transferencia de velocidad de viento de base relaciona una velocidad de viento de referencia con una velocidad de viento local para la turbina eólica. El procedimiento también incluye
determinar una función de transferencia de velocidad de viento actualizada para la turbina eólica después de que se actualice la turbina eólica, donde la función de transferencia de velocidad de viento actualizada relaciona la velocidad de viento de referencia con la velocidad de viento local para la turbina eólica medida después de que se actualice la turbina eólica. Además, el procedimiento incluye determinar una velocidad de viento local corregida para la turbina eólica en base a las funciones de transferencia de velocidad de viento, tanto la de base como la actualizada, y determinar una curva de potencia actualizada para la turbina eólica en base a la velocidad de viento local corregida.
[0008] En otro aspecto reflejado en las reivindicaciones dependientes, la presente materia se refiere a un procedimiento para evaluar el impacto en el rendimiento de las actualizaciones de turbinas eólicas. El procedimiento puede incluir, en general, determinar, con un dispositivo informático, una curva de potencia de base para una turbina eólica antes de que se actualice la turbina eólica y determinar una función de transferencia de velocidad de viento de base para la turbina eólica antes de que la turbina eólica se actualice usando un análisis de regresión polinómica, donde la función de transferencia de velocidad de viento de base se define como una función polinómica de base que relaciona una velocidad de viento de referencia con una velocidad de viento local para la turbina eólica. El procedimiento también puede incluir determinar una función de transferencia de velocidad de viento actualizada para la turbina eólica después de que la turbina eólica se actualice usando un análisis de regresión polinómica, donde la función de transferencia de velocidad de viento actualizada se define como una función polinómica actualizada que relaciona la velocidad de viento de referencia con la velocidad de viento local para la turbina eólica medida después de que se actualice la turbina eólica. Además, el procedimiento puede incluir determinar una velocidad de viento local corregida para la turbina eólica en base a las funciones polinómicas, tanto la de base como la actualizada, y determinar una curva de potencia actualizada para la turbina eólica en base a la velocidad de viento local corregida.
[0009] En un aspecto adicional reflejado en la reivindicación 12 y dependientes, la presente materia se refiere a un procedimiento para evaluar el impacto en el rendimiento de las actualizaciones de turbinas eólicas. El procedimiento incluye determinar, con un dispositivo informático, una función de transferencia de velocidad de viento de base para una primera turbina eólica antes de que se actualice la primera turbina eólica, donde la función de transferencia de velocidad de viento de base relaciona una velocidad de viento de referencia con una velocidad de viento local para la primera turbina eólica. El procedimiento también incluye determinar una función de transferencia de velocidad de viento actualizada para la primera turbina eólica después de que se actualice la primera turbina eólica, donde la función de transferencia de velocidad de viento actualizada relaciona la velocidad de viento de referencia con la velocidad de viento local para la primera turbina eólica medida después de se actualice la primera turbina eólica. Además, el procedimiento incluye determinar una curva de potencia de base para una segunda turbina eólica antes de que se actualice la segunda turbina eólica, determinar una velocidad de viento local corregida para la segunda turbina eólica después de que se actualice la segunda turbina eólica en base a las funciones de transferencia de velocidad de viento, tanto la de base como la actualizada, determinadas para la primera turbina eólica y determinar una curva de potencia actualizada para la segunda turbina eólica en base a la velocidad de viento local corregida.
[0010] Aún en otro aspecto no cubierto por las reivindicaciones, la presente materia se refiere a un sistema para evaluar el impacto en el rendimiento de las actualizaciones de turbinas eólicas. En general, el sistema puede incluir un controlador o dispositivo informático configurado para realizar uno o más de los elementos de procedimiento descritos anteriormente. Por ejemplo, el dispositivo informático puede incluir uno o más procesadores y una memoria asociada. La memoria puede almacenar instrucciones que, cuando son ejecutadas por el/los procesador(es), configuran el dispositivo informático para determinar una curva de potencia de base para una turbina eólica antes de que la turbina eólica se actualice y determinar una función de transferencia de velocidad de viento de base para la turbina eólica antes de que la turbina eólica se actualice, donde la función de transferencia de velocidad de viento de base relaciona una velocidad de viento de referencia con una velocidad de viento local para la turbina eólica. El dispositivo informático también puede estar configurado para determinar una función de transferencia de velocidad de viento actualizada para la turbina eólica después de que se actualice la turbina eólica, donde la función de transferencia de velocidad de viento actualizada relaciona la velocidad de viento de referencia con la velocidad de viento local para la turbina eólica medida después de que se actualice la turbina eólica. Además, el dispositivo informático puede estar configurado para determinar una velocidad de viento local corregida para la turbina eólica en base a las funciones de transferencia de velocidad de viento, tanto la de base como la actualizada, y determinar una curva de potencia actualizada para la turbina eólica en base a la velocidad de viento local corregida.
[0011] Estas y otras características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, junto con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
[0012] En la memoria descriptiva se expone una divulgación completa y habilitante de la presente invención, incluido el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la materia, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:
la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica;
la FIG. 2 ilustra una vista interna en perspectiva de un modo de realización de una góndola adecuada para su uso con la turbina eólica mostrada en la FIG. 1;
la FIG. 3 ilustra una vista en perspectiva simplificada de un modo de realización de un parque de turbinas eólicas de acuerdo con aspectos de la presente materia;
la FIG. 4 ilustra un perfil de velocidad de viento de ejemplo que se aproxima a la ubicación de una turbina eólica;
la FIG. 5 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para evaluar el impacto en el rendimiento de las actualizaciones de turbinas eólicas de acuerdo con aspectos de la presente materia;
la FIG. 6 ilustra una curva de potencia de base de ejemplo para una turbina eólica de acuerdo con aspectos de la presente materia;
la FIG. 7 ilustra un gráfico que proporciona datos de densidad de aire calculados en un parque de turbinas eólicas durante un período de tiempo dado;
la FIG. 8 ilustra una pluralidad de curvas de potencia de base trazadas en función de un número correspondiente de intervalos de densidad de aire;
la FIG. 9 ilustra la curva de potencia de base de ejemplo mostrada en la FIG. 6 y una curva de potencia actualizada de ejemplo para la turbina eólica de acuerdo con aspectos de la presente materia; y
la FIG. 10 ilustra una vista esquemática de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro de un controlador de turbina de cada turbina eólica y/o un controlador del parque eólico de acuerdo con aspectos de la presente materia.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
[0013] A continuación se hará referencia con detalle a modos de realización de la invención, de los cuales se ilustran uno o más ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención. De hecho, resultará evidente para los expertos en la materia que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse de su alcance. Por ejemplo, rasgos característicos ilustrados o descritos como parte de un modo de realización se pueden usar con otro modo de realización para producir otro modo de realización más. Por tanto, se pretende que la presente invención cubra dichas modificaciones y variaciones de modo que entren dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas y de sus equivalentes.
[0014] En general, la presente materia se refiere a un sistema y a un procedimiento para evaluar el impacto en el rendimiento de actualizaciones instaladas en turbinas eólicas. Específicamente, en diversos modos de realización, los datos de base asociados al rendimiento y los parámetros operativos de una turbina eólica pueden determinarse inicialmente antes de instalar una/varias actualización(es) (por ejemplo, una/varias actualización(es) basada(s) en hardware y/o basadas en control) en y/o dentro de la turbina eólica. Por ejemplo, se puede definir una curva de potencia de base de acuerdo con la potencia de salida de la turbina eólica en función de su velocidad de viento local (es decir, una velocidad del viento medida en la turbina eólica, o en otra adyacente a la misma, de manera que la velocidad del viento no sea igual a la velocidad de viento en corriente libre asociada debido a la presencia de la turbina eólica). Además, también se puede establecer una función de transferencia de velocidad de viento de base que relacione la velocidad de viento local de la turbina eólica con una velocidad de viento de referencia (por ejemplo, la velocidad de viento en corriente libre para la turbina eólica) en base a las mediciones de velocidad del viento previas a la actualización. Además, después de actualizar la turbina eólica, puede establecerse una segunda función de transferencia de velocidad de viento actualizada que relaciona nuevamente la velocidad de viento local de la turbina eólica con la velocidad de viento de referencia en base a las mediciones de velocidad de viento posteriores a la actualización. Después, dichas funciones de transferencia, la de base y la actualizada, se pueden utilizar para ajustar las mediciones de velocidad de viento local para la turbina eólica con el fin de tener en cuenta cualquier cambio resultante de las actualización(es) instalada(s). Las mediciones de la velocidad de viento local ajustadas se pueden utilizar para determinar una curva de potencia actualizada para la turbina eólica, que luego se puede comparar con la curva de potencia de base correspondiente de la turbina. Al comparar dichas curvas, se puede realizar una evaluación directa del impacto de la(s) actualización(es) instalada(s) en el rendimiento general de la turbina eólica. Por ejemplo, se pueden calcular valores AEP individuales para la turbina eólica en base a las curvas de potencia, la de base y la actualizada, lo que permite cuantificar el aumento general de la producción de energía.
[0015] Se debe apreciar que, al desarrollar las funciones de transferencia divulgadas para una o más turbinas eólicas en un emplazamiento de turbina eólica dado, las funciones de transferencia se pueden utilizar entonces para evaluar el impacto en el rendimiento de las mismas actualizaciones, o similares, instaladas en otras turbinas eólicas ubicadas en el mismo emplazamiento. Específicamente, las funciones de transferencia desarrolladas inicialmente para la(s) turbina(s) eólica(s) pueden extrapolarse a las turbinas eólicas restantes en un emplazamiento dado que tengan la misma configuración y que estén recibiendo las mismas actualizaciones, o similares. Además, la aplicación de las
funciones de transferencia no necesita ser específica del emplazamiento. Por ejemplo, las funciones de transferencia desarrolladas para turbinas eólicas en un primer emplazamiento también pueden utilizarse para evaluar las mismas actualizaciones, o similares, instaladas en turbinas eólicas del mismo tipo de modelo o configuración ubicadas en uno o más emplazamientos, incluidos emplazamientos de turbinas eólicas que son significativamente remotos al primer emplazamiento.
[0016] Con referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye, en general, una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje giratorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia fuera del buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir un número mayor o menor de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 puede estar espaciada en torno al buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para permitir que la energía cinética del viento se convierta en energía mecánica útil y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 puede estar acoplado de forma giratoria a un generador eléctrico 24 (FIG. 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.
[0017] La turbina eólica 10 también puede incluir también un sistema de control de turbina o un controlador de turbina 26 centralizado dentro de la góndola 16. En general, el controlador 26 puede comprender un dispositivo informático y/o cualquier otra unidad de procesamiento adecuada. Por lo tanto, en varios modos de realización, el controlador 26 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica. De este modo, el controlador 26 puede estar configurado, en general, para controlar los diversos modos de funcionamiento (por ejemplo, secuencias de arranque o de apagado) y/o componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el controlador 26 puede estar configurado para ajustar el pitch de la pala o el ángulo de pitch de cada pala de rotor 22 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de la pala 22 con respecto a la dirección del viento) en torno a su eje de pitch 28 para controlar la velocidad de rotación de la pala de rotor 22 y/o la potencia de salida generada por la turbina eléctrica 10. Específicamente, en diversos modos de realización, el controlador 26 puede controlar el ángulo de pitch de las palas de rotor 22, ya sea de forma individual o simultánea, transmitiendo señales de control adecuadas directa o indirectamente (por ejemplo, por medio de un controlador de pitch 30 (FIG. 2)) a uno o más mecanismos de ajuste de pitch 32 (FIG. 2) de la turbina eólica 10. De forma similar, el controlador 26 puede estar configurado para ajustar el ángulo de guiñada de la góndola 16 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de la góndola 16 con respecto a la dirección del viento) en torno a un eje de guiñada 34 de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el controlador 26 puede transmitir señales de control adecuadas a uno o más mecanismos de accionamiento de guiñada 36 (FIG. 2) de la turbina eólica 10 para controlar automáticamente el ángulo de guiñada.
[0018] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra una vista simplificada e interna de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10 mostrada en la FIG. 1. Como se muestra, un generador 24 puede estar dispuesto dentro de la góndola 16. En general, el generador 24 puede estar acoplado al rotor 18 para producir energía eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 puede incluir un árbol de rotor 38 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El árbol de rotor 38 puede, a su vez, estar acoplado de forma rotativa a un árbol de generador 40 del generador 24 a través de una multiplicadora 42. Como se entiende generalmente, el árbol de rotor 38 puede proporcionar una entrada de par de torsión alto y velocidad baja a la multiplicadora 42 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 22 y del buje 20. La multiplicadora 42 puede estar configurada entonces para convertir la entrada de par de torsión alto y velocidad baja en una salida de par de torsión bajo y velocidad alta para accionar el árbol de generador 40 y, por tanto, el generador 24.
[0019] Además, como se indicó anteriormente, el controlador 26 también puede estar ubicado dentro de la góndola 16 (por ejemplo, dentro de una caja o panel de control). Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 26 puede estar ubicado dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 10 o en una ubicación fuera de la turbina eólica (por ejemplo, cuando el controlador 26 está configurado como un controlador de parque para controlar una pluralidad de turbinas eólicas). Como se entiende en general, el controlador 26 puede estar acoplado de forma comunicativa a cualquier pluralidad de los componentes de la turbina eólica 10 para controlar el funcionamiento de dichos componentes. Por ejemplo, como se indicó anteriormente, el controlador 26 puede estar acoplado de forma comunicativa a cada mecanismo de ajuste de pitch 32 de la turbina eólica 10 (uno para cada pala de rotor 22) por medio de un controlador de pitch 30 para facilitar la rotación de cada pala de rotor 22 sobre su eje de pitch 28.
[0020] En general, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir cualquier componente adecuado y puede tener cualquier configuración adecuada que permita que el mecanismo de ajuste de pitch 32 funcione como se describe en el presente documento. Por ejemplo, en varios modos de realización, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 44 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico adecuado), una multiplicadora de accionamiento de pitch 46 y un piñón de accionamiento de pitch 48. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento de pitch 44 puede acoplarse a la multiplicadora de accionamiento de pitch 46 de modo que el motor de accionamiento de pitch 44 imparte fuerza mecánica a la multiplicadora de accionamiento de pitch 46. Del mismo modo, la multiplicadora de accionamiento de pitch 46 puede estar acoplada al piñón de accionamiento de pitch 48 para su
rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 48 puede, a su vez, estar en acoplamiento rotativo con un cojinete de pitch 50 acoplado entre el buje 20 y una pala de rotor 22 correspondiente de tal manera que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 48 causa la rotación del cojinete de pitch 50. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento de pitch 44 acciona la multiplicadora de accionamiento de pitch 46 y el piñón de accionamiento de pitch 48, haciendo rotar de este modo el cojinete de pitch 50 y la pala de rotor 22 sobre el eje de pitch 28.
[0021] En modos de realización alternativos, se debe apreciar que cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede tener cualquier otra configuración adecuada que facilite la rotación de una pala de rotor 22 sobre su eje de pitch 28. Por ejemplo, se conocen mecanismos de ajuste de pitch 32 que incluyen un dispositivo accionado hidráulico o neumático (por ejemplo, un cilindro hidráulico o neumático) configurado para transmitir energía de rotación al cojinete de pitch 50, haciendo de este modo que la pala de rotor 22 rote sobre su eje de pitch 28. Por tanto, en varios modos de realización, en lugar del motor eléctrico de accionamiento de pitch 44 descrito anteriormente, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir un dispositivo accionado hidráulico o neumático que utilice presión de fluido para aplicar un par de torsión al cojinete de pitch 50.
[0022] La turbina eólica 10 también puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de guiñada 36 para ajustar el ángulo de guiñada de la góndola 16. En diversos modos de realización, de forma similar a los mecanismos de ajuste de pitch 32, cada mecanismo de accionamiento de guiñada 36 puede incluir un motor de accionamiento de guiñada 52 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico adecuado), una multiplicadora de accionamiento de guiñada 54 y un piñón de accionamiento de guiñada 56 acoplados entre sí para una rotación simultánea. Sin embargo, en otros modos de realización, cada mecanismo de accionamiento de guiñada 36 puede tener cualquier otra configuración adecuada, tal como accionado de forma hidráulica o neumática. En cualquier caso, el/los mecanismo(s) de accionamiento de guiñada 36 puede(n) configurarse para ajustar el ángulo de guiñada acoplando rotacionalmente el piñón de accionamiento de guiñada 56 a un cojinete de guiñada adecuado 58 (también denominado engranaje de anillo giratorio o de torre) de la turbina eólica 10, permitiendo así que la góndola 16 gire alrededor del eje de guiñada 34 (FIG. 1) con respecto al viento.
[0023] Se debe apreciar que, controlando los diversos componentes de la turbina eólica 10, el controlador 26 puede estar configurado para ajustar automáticamente el funcionamiento de la turbina eólica 10. Por ejemplo, como se indicó anteriormente, el controlador 26 puede estar configurado para transmitir señales de control adecuadas a los mecanismos de ajuste de pitch 32 (por medio del controlador de pitch 30) para ajustar automáticamente el ángulo de pitch de las palas de rotor 22. De forma similar, el controlador 26 puede estar configurado para transmitir señales de control adecuadas al/a los mecanismo(s) de accionamiento de guiñada 36 para permitir que el ángulo de guiñada de la góndola 16 se ajuste automáticamente. Además, el controlador 26 puede estar acoplado de forma comunicativa a otros diversos componentes de turbina eólica para controlar diferentes aspectos del funcionamiento de la turbina eólica. Por ejemplo, el controlador 26 puede estar acoplado de forma comunicativa al generador 24 para permitir el ajuste automático del par de torsión del generador, la velocidad del generador y/o cualquier otro aspecto operativo adecuado del generador 24.
[0024] Además, la turbina eólica 10 también puede incluir uno o más sensores para supervisar diversos parámetros operativos de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en diversos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de árbol 60 configurados para supervisar uno o más parámetros operativos relativos a los árboles de la turbina eólica 10, tales como las cargas que actúan sobre el árbol de rotor 38 (por ejemplo, empuje, flexión y/o cargas de par de torsión), la deformación del árbol de rotor 38 (por ejemplo, incluida la flexión del eje), la velocidad de rotación del árbol de rotor 38 y/o similares. Además, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de pala 62 (FIGS. 1 y 2) configurados para supervisar uno o más parámetros operativos relativos a las palas de la turbina eólica 10, tales como las cargas que actúan sobre las palas 22 (por ejemplo, cargas de flexión), la deformación de las palas 22 (por ejemplo, incluida la flexión, torsión y/o similares de las palas), la vibración de las palas 22, el ruido generado por las palas 22, el ángulo de pitch de las palas 22, la velocidad de rotación de las palas 22 y/o similares. La turbina eólica 10 también puede incluir uno o más sensores de generador 64 configurados para supervisar uno o más parámetros operativos relativos al generador de la turbina eólica 10, tales como la potencia de salida del generador 24, la velocidad de rotación del generador 24, el par de torsión del generador y/o similares.
[0025] Además, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de viento de turbina 68 (por ejemplo, uno o más anemómetros) para supervisar la velocidad de viento local de la turbina eólica 10. Como se usa en el presente documento, el término "velocidad de viento local" corresponde a una velocidad del viento asociada a una turbina eólica dada 10 que difiere de la velocidad del viento en corriente libre para dicha turbina eólica 10 debido al efecto de la presencia de la turbina en la ubicación de turbina eólica. De forma similar, la velocidad del viento en corriente libre para una turbina eólica 10 dada, corresponde, en general, a la velocidad del viento que estaría presente en la ubicación de la turbina si la turbina eólica 10 no estuviera instalada en la ubicación. Por tanto, en diversos modos de realización, la velocidad de viento local puede corresponder a una velocidad del viento medida en una ubicación en y/o directamente contigua a un componente de la turbina eólica 10, tal como en una ubicación directamente aguas abajo de las palas de rotor 22. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, uno o varios sensores de viento de turbina 68 está(n) montado(s) en la parte superior de la góndola 16. De este modo, la velocidad de viento local medida por el/los sensor(es) de viento de turbina 68 montados en la góndola puede diferir de la velocidad del viento en corriente libre
debido al efecto que las palas 22, el buje 20 y/o la góndola 16 tienen en el viento a medida que fluye sobre, a través de y/o alrededor de dichos componentes. Sin embargo, en modos de realización alternativos, el/los sensor(es) de viento de turbina 68 pueden estar configurados para ubicarse en cualquier otra ubicación adecuada en y/o contigua a la turbina eólica 10 que permita la medición de la velocidad de viento local asociada a la turbina eólica 10.
[0026] Además, la turbina eólica 10 también puede incluir otros diversos sensores para supervisar otros numerosos parámetros operativos de la turbina. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de torre 66 para supervisar varios parámetros operativos relacionados con la torre, tales como las cargas que actúan sobre la torre 12, la deformación de la torre 12 (por ejemplo, flexión y/o torsión de la torre), vibraciones de la torre y/o similares. Además, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de buje 70 para supervisar diversos parámetros operativos relativos al buje (por ejemplo, las cargas transmitidas a través del buje 20, vibraciones del buje y/o similares) y/o uno o más sensores de góndola 72 (por ejemplo, uno o varios sensores de carga, uno o varios acelerómetros, etc.) para supervisar uno o más parámetros operativos relativos a la góndola (por ejemplo, las cargas transmitidas a través de la góndola 16, vibraciones de la góndola y/o similares). De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de temperatura 74 para supervisar la una o más temperaturas asociadas a la turbina eólica 10 (por ejemplo, la temperatura del aire ambiente asociada a la turbina eólica 10 o una temperatura interna de la turbina eólica 10) y/o uno o más sensores de humedad 78 para supervisar la humedad del medio ambiente.
[0027] Evidentemente, la turbina eólica 10 puede incluir además otros diversos sensores adecuados para supervisar cualquier otro parámetro operativo adecuado de la turbina eólica 10. Se debe apreciar que los diversos sensores descritos en el presente documento pueden corresponder a sensores preexistentes de una turbina eólica 10 y/o sensores que se han instalado específicamente dentro de la turbina eólica 10 para permitir que se supervisen uno o más parámetros operativos. También se debe apreciar que, tal como se usa en el presente documento, el término "supervisar" y sus variaciones indican que los diversos sensores de la turbina eólica 10 pueden estar configurados para proporcionar una medición directa de los parámetros operativos que se supervisan o una medición indirecta de dichos parámetros operativos. Por tanto, los sensores se pueden usar, por ejemplo, para generar señales relativas al parámetro operativo que se esté supervisando, que puede utilizarse entonces por el controlador 26 para determinar el parámetro operativo concreto.
[0028] En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de un parque de turbinas eólicas 100, de acuerdo con aspectos de la presente materia. En general, el parque de turbinas eólicas 100 puede incluir una pluralidad de turbinas eólicas 10. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el parque de turbinas eólicas 100 incluye ocho turbinas eólicas 10. Sin embargo, en otros modos de realización, el parque de turbinas eólicas 100 puede incluir cualquier otro número de turbinas eólicas 10, tal como menos de ocho turbinas eólicas 10 o más de ocho turbinas eólicas 10.
[0029] En general, cada turbina eólica 10 puede estar configurada de forma idéntica o similar a la turbina eólica 10 descrita anteriormente con referencia a las FIGS. 1 y 2. Por ejemplo, cada turbina eólica 10 puede incluir una torre 12, una góndola 16 montada en la parte superior de la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16, incluyendo el rotor 18 tanto un buje giratorio 20 como una pluralidad de palas de rotor 22 que se extienden hacia fuera desde el buje 20. Además, cada turbina eólica 10 puede incluir cualquier otro componente adecuado conocido en la técnica, tal como cualquiera de los componentes descritos anteriormente con referencia a las FIGS. 1 y 2 (por ejemplo, un controlador de turbina, mecanismos de ajuste de pitch, diversos sensores, etc.). Por ejemplo, como se indicó anteriormente, cada turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de viento de turbina 68 (por ejemplo, anemómetros montados en la góndola) para supervisar la velocidad de viento local de la turbina eólica 10. Por tanto, cada turbina eólica 10 incluida en el parque de turbinas eólicas 100 puede estar configurada para supervisar su propia velocidad de viento local individual.
[0030] Además, como se muestra en la FIG. 3, el parque de turbinas eólicas 100 también puede incluir uno o más sensores de viento de referencia 102 configurados para supervisar la velocidad de viento de referencia para una o más de las turbinas de viento 10 ubicadas dentro del parque de turbinas eólicas 100. En diversos modos de realización, la velocidad de viento de referencia puede corresponder a una velocidad del viento en corriente libre asociada a una o más de las turbinas eólicas 10. Como se indicó anteriormente, la velocidad del viento en corriente libre para una o varias turbinas eólicas 10 dadas, corresponde, en general, a la velocidad del viento que se producía en la ubicación de turbina eólica suponiendo que la(s) turbina(s) eólica(s) 10 no estuviera(n) instalada(s) en la ubicación. Por lo tanto, la velocidad del viento en corriente libre para una o más de las turbinas eólicas 10 puede aproximarse, por ejemplo, situando el/los sensor(es) de viento de referencia 102 en una ubicación aguas arriba de la(s) turbina(s) eólica(s) 10 en la que la velocidad del viento no se ve afectada por la presencia de dicha(s) turbina(s). Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, en diversos modos de realización, cada sensor de viento de referencia 102 puede montarse en una torre 104 (por ejemplo, una torre meteorológica (también denominada mástil meteorológico) situada aguas arriba de la(s) turbina(s) eólica(s) 10 a una distancia 106 dada. En un modo de realización de este tipo, las torres 104 pueden estar configuradas de manera que cada sensor de viento de referencia 102 se coloque a una altura de sensor 108 que es aproximadamente igual a una altura de buje 110 de la(s) turbina(s) eólica(s) 10, permitiendo así supervisar la velocidad del viento en corriente libre a un nivel de altura de buje.
[0031] Se debe apreciar que aunque se muestra que el parque de turbinas eólicas 100 incluye simplemente dos sensores de viento de referencia 102, el parque 100 puede incluir, en general, cualquier número de sensores de viento de referencia 102, tal como un único sensor de viento de referencia 102 o tres o más sensores de viento 102. También se debe apreciar que cada sensor de viento de referencia 102 puede corresponder, en general, a cualquier dispositivo sensor adecuado capaz de supervisar una velocidad de viento de referencia para una o más de las turbinas eólicas 10 del parque de turbinas eólicas 100, tal como un anemómetro, un dispositivo de detección de luz y de medición de distancia (LIDAR) o cualquier otro dispositivo adecuado de medición de la velocidad del viento. Cuando se usa un dispositivo LIDAR para cada sensor de viento de referencia 102, las medidas de velocidad de viento de referencia pueden adquirirse sin montar el sensor 102 en la parte superior de una torre 104 correspondiente.
[0032] También se debe apreciar que el parque de turbinas eólicas 100 puede incluir además otros diversos sensores adecuados a nivel de parque para supervisar cualquier otro parámetro operativo adecuado. Por ejemplo, en un modo de realización, el parque 100 puede incluir uno o más sensores de temperatura configurados para supervisar una temperatura ambiente promedio para el parque 100 y/o supervisar una o varias temperaturas ambiente en o contiguas a cualquiera de las torres 104. Dicho(s) sensor(es) de temperatura a nivel de parque pueden permitir evaluar la precisión del/de los sensor(es) de temperatura específico(s) de turbina eólica, lo que permite la identificación de sensores defectuosos.
[0033] Además, el parque de turbinas eólicas 100 también puede incluir un controlador de parque 114 acoplado de forma comunicativa a cada turbina eólica 10, por ejemplo acoplado de forma comunicativa al controlador 26 de cada turbina. Se debe apreciar que el controlador de parque 114 se muestra en la FIG. 3 acoplado solamente a dos turbinas eólicas 10 para facilitar la ilustración. Un experto en la materia reconocerá que el controlador de parque 114 puede acoplarse a cada turbina eólica 10 (por ejemplo, por medio de una conexión por cable o inalámbrica).
[0034] De forma similar a cada controlador de turbina 26, el controlador de parque 114 puede comprender, en general, un dispositivo informático y/o cualquier otra unidad de procesamiento adecuada. Por lo tanto, en varios modos de realización, el controlador de parque 114 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 114 para realizar diversas funciones diferentes, tales como emitir y/o transmitir señales de control de turbina eólica a cada controlador de turbina 26. De este modo, el controlador de parque 114 puede estar configurado, en general, para controlar cualquiera o todos los controladores de turbina 26 en el parque de turbinas eólicas 100 para cambiar o alterar el modo de funcionamiento de cualquier pluralidad de las turbinas eólicas 10. Específicamente, el controlador de parque 114 puede estar configurado para ordenar a una sola turbina eólica 10, a grupos particulares de turbinas eólicas 10 o a todas las turbinas eólicas 10 del parque de turbinas eólicas 100, que entren en un modo de funcionamiento particular y/o realicen una acción particular para adaptar la(s) turbina(s) eólica(s) 10 a condiciones de funcionamiento cambiantes y/o controlar de otro modo el funcionamiento de la(s) turbina(s) 10.
[0035] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un perfil de velocidad de viento de ejemplo relativo al viento que se acerca a la ubicación de una turbina eólica 10, de acuerdo con aspectos de la presente materia. Como se muestra en la FIG. 4, el perfil de velocidad de viento incluye una pluralidad de bandas de velocidad de viento 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132, 134 correspondientes a intervalos de velocidad específicos para el viento, donde cada banda de velocidad de viento se identifica en la FIG. 4 con diferentes tipos de sombreado. Como se muestra, la velocidad del viento puede exhibir un perfil de velocidad sin obstrucciones típico en ubicaciones dentro de un primer tramo de distancia 140 situado aguas arriba de la turbina eólica 10. Específicamente, como se muestra en la FIG.4, las diversas bandas de velocidad del viento pueden apilarse, en general, verticalmente una encima de la otra a lo largo del primer tramo de distancias 140, donde la velocidad del viento aumentar a mayores alturas sobre el suelo. Por tanto, en una ubicación dada (indicada por el punto 142) dentro del primer tramo de distancia 140, se puede suponer que la velocidad del viento no se ve afectada por la turbina eólica 10. Por consiguiente, en diversos modos de realización, los sensores de viento de referencia 102 pueden estar ubicados dentro de dicho primer tramo de distancia 104 (por ejemplo, en la ubicación 142) para permitir que se supervise la(s) velocidad(es) de viento de referencia para la(s) turbina(s) eólica(s).
[0036] Sin embargo, como se muestra en la FIG. 4, cuando el viento fluye hacia un segundo tramo de distancia 144 definido directamente aguas arriba de la turbina eólica 10, el perfil de velocidad de viento varía significativamente con respecto al del primer tramo de distancia 140, ya que el viento se ve afectado por la turbina eólica 10 ubicada inmediatamente aguas abajo. Además, cuando el viento pasa por la turbina eólica 10 (por ejemplo, a través de un tercer tramo de distancia 146), se produce una estela que se caracteriza por una mayor turbulencia del viento y velocidades de viento reducidas. Como se muestra en la FIG. 4, en diversos modos de realización, el/los sensor(es) de viento de turbina 68 puede(n) estar configurado(s) para medir la velocidad de viento local para cada turbina eólica 10 dentro de dicho tercer tramo de distancia 146. En consecuencia, se debe apreciar que la velocidad de viento local medida para una turbina eólica 10 puede diferir significativamente de la velocidad de viento de referencia (por ejemplo, una velocidad de viento medida en el punto 142) para dicha turbina eólica 10.
[0037] En referencia ahora a la FIG. 5, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 200 para evaluar el impacto en el rendimiento de actualizaciones de turbinas eólicas de acuerdo con aspectos de la presente materia. En general, el procedimiento 200 se describirá en el presente documento como implementado con referencia a una o más turbinas eólicas de un parque de turbinas eólicas, tal como una o más de las turbinas eólicas 10 incluidas en el parque de turbinas eólicas 100 descrito anteriormente con referencia a la FIG. 3. Sin embargo, se
debe apreciar que el procedimiento divulgado 200 también puede implementarse con referencia a una sola turbina eólica 10. Además, aunque la FIG. 5 representa las etapas realizadas en un orden particular con fines de ilustración y análisis, los procedimientos descritos en el presente documento no se limitan a ningún orden o disposición particular. Un experto en la materia, usando las divulgaciones proporcionadas en el presente documento, apreciará que se pueden omitir, reorganizar, combinar y/o adaptar diversas etapas de los procedimientos de diversas formas.
[0038] En general, el procedimiento divulgado 200 puede utilizarse como un medio para cuantificar el impacto en el rendimiento proporcionado mediante la instalación de una o más actualizaciones en y/o dentro de una o varia(s) turbina(s) eólica(s) 10. Específicamente, en diversos modos de realización, antes de actualizar cualquiera de las turbinas eólicas 10, se pueden determinar curvas de potencia de referencia o de base para cada turbina eólica 10 dentro de un parque de turbinas eólicas 100 (o para al menos cada turbina eólica 10 que se esté actualizando). Además, se puede establecer una función de transferencia de velocidad de viento de base para una o más de las turbinas eólicas 10 que se actualizan mediante la recopilación de datos asociados a la(s) velocidad(es) de viento en corriente libre y la(s) velocidad(es) de viento local asociadas a dicha(s) turbina(s) eólica(s). Después de determinar las curvas de potencia de base y la(s) función(es) de transferencia de velocidad de viento de base, una o más actualizaciones (por ejemplo, actualizaciones basadas en hardware y/o basadas en control) pueden instalarse en y/o dentro de todas o una parte de las turbinas eólicas 10 del parque eólico 100. Después, en la(s) turbina(s) eólica(s) 10 para las que se estableció una función de transferencia de velocidad de viento de base, se puede establecer una segunda función de transferencia de velocidad de viento actualizada mediante la recopilación de datos asociados a la(s) velocidad(es) de viento en corriente libre y las velocidad(es) de viento local de dicha(s) turbina(s) eólica(s) 10 después de la instalación de la(s) actualización(es). Las funciones de transferencia de velocidad de viento, tanto la de base como la actualizada, se pueden utilizar entonces para ajustar las mediciones de velocidad de viento local para cada turbina eólica actualizada 10 para tener en cuenta el cambio en el rendimiento proporcionado por las actualizaciones. Las mediciones de velocidad de viento local corregidas pueden utilizarse entonces como referencia para trazar curvas de potencia actualizadas para cada una de las turbinas eólicas actualizadas 10. Comparando las curvas de potencia, tanto la de base como la actualizada, para cada turbina eólica actualizada 10, el impacto en el rendimiento proporcionado por la(s) actualización(es) instalada(s) puede evaluarse o cuantificarse de otro modo. Por ejemplo, usando las curvas de potencia, se puede calcular el cambio en AEP para las turbinas eólicas actualizadas 10, proporcionando así un indicador directo del impacto general de la(s) actualización(es).
[0039] Como se indicó anteriormente, se debe apreciar que, una vez que se desarrollan funciones de transferencia adecuadas para una o más turbinas eólicas en un emplazamiento de turbina eólica dado, las funciones de transferencia se pueden utilizar para evaluar turbinas eólicas del mismo tipo o configuración ubicadas en el mismo emplazamiento (por ejemplo, otras turbinas eólicas dentro del mismo parque) o en diferentes emplazamientos que han recibido actualizaciones iguales o similares. Por lo tanto, las mediciones de la velocidad del viento en corriente libre, por ejemplo, solo necesitan recopilarse para un número limitado de turbinas eólicas (o incluso una sola turbina eólica) en un único emplazamiento de turbina eólica, reduciendo así los costos asociados a la recopilación de datos. Además, la capacidad de aplicar las funciones de transferencia desarrolladas a turbinas eólicas ubicadas en otros emplazamientos de turbina eólica puede permitir que se realicen evaluaciones de actualización globales por cada modelo de turbina eólica, lo que permite una mejor comercialización de las actualizaciones de servicio.
[0040] Como se muestra en la FIG. 5, en (202), el procedimiento 200 incluye determinar una curva de potencia de base para una o más turbinas eólicas 10 incluidas en un parque de turbinas eólicas 100. Específicamente, en varios modos de realización, se puede determinar una curva de potencia de base para cada turbina eólica 10 del parque de turbinas eólicas 100. De forma alternativa, las curvas de potencia de base solo se pueden determinar para las turbinas eólicas 10 ubicadas dentro del parque de turbinas eólicas 100 que se están actualizando realmente.
[0041] De acuerdo con aspectos de la presente materia, la curva de potencia de base para cada turbina eólica 10 puede determinarse trazando la potencia de salida de la turbina en función de su velocidad de viento local medida (a diferencia de usar una velocidad de viento de referencia, tal como la velocidad del viento en corriente libre). Como se indicó anteriormente, tales mediciones de la velocidad del viento se pueden proporcionar por medio de sensores de viento de turbina adecuados configurados para supervisar la velocidad de viento local de cada turbina (por ejemplo, usando los sensores montados en góndola 68 mostrados en las FIGS. 2 y 3). Por tanto, al supervisar de forma individual la velocidad del viento local para cada turbina eólica 10 dentro de un parque de turbinas eólicas 100, se puede establecer una curva de potencia de base única para cada turbina eólica 10. Por ejemplo, la FIG. 6 ilustra una curva de potencia de base 300 de ejemplo que puede determinarse trazando la potencia de salida de una turbina eólica en función de su velocidad de viento local.
[0042] Se debe apreciar que los datos utilizados para determinar la curva de potencia de base para cada turbina eólica 100 pueden recopilarse, en general, durante cualquier período de tiempo adecuado. Por ejemplo, en un modo de realización, la potencia de salida y las mediciones de velocidad de viento local pueden recopilarse y almacenarse durante un período de un año para cada turbina eólica 10. Sin embargo, en otros modos de realización, las mediciones se pueden recopilar y almacenar durante cualquier otro período de tiempo adecuado, tal como menos de un año o más de un año.
[0043] Además, en diversos modos de realización, se pueden determinar múltiples curvas de potencia de base para
cada turbina eólica 10. En dichos modos de realización, las curvas de potencia de base para cada turbina eólica 10 pueden organizarse o agruparse en función de uno o más parámetros secundarios, tales como densidad del aire, presión, temperatura o cualquier otro parámetro adecuado. Como resultado, los datos de la curva de potencia pueden separarse de una manera que permita acomodar el cambio en el rendimiento de la turbina eólica resultante de dicho(s) parámetro(s) secundario(s), lo que permite que los datos se analicen con mayor precisión para determinar el impacto real en el rendimiento proporcionado por la(s) actualización(es) instalada(s).
[0044] Por ejemplo, en diversos modos de realización, además de supervisar la potencia de salida y la velocidad de viento local para una turbina eólica 10 particular, también puede supervisarse o calcularse la densidad del aire que rodea a la turbina eólica 10. Específicamente, como se indicó anteriormente, cada turbina eólica 10 puede incluir uno o más sensores de temperatura 74 para supervisar la temperatura del aire ambiente alrededor de una turbina eólica 10. Además, la altitud o elevación de la turbina eólica 10 puede ser un valor registrado o almacenado. Por tanto, usando la altitud almacenada se puede calcular la presión del aire ambiente, que posteriormente se puede usar junto con las mediciones de la temperatura del aire ambiente para calcular la densidad del aire. De forma alternativa, si se dispone de sensores de presión, la presión del aire ambiente puede supervisarse directamente y utilizarse posteriormente con las mediciones de temperatura para calcular la densidad del aire. Cada cálculo de la densidad del aire puede almacenarse en un conjunto de datos junto con la correspondiente potencia de salida y las mediciones de velocidad de viento local tomadas al mismo tiempo.
[0045] Por ejemplo, la FIG. 7 ilustra un gráfico de ejemplo que proporciona cálculos de densidad del aire realizados en un parque de turbinas eólicas 100 durante un período de tiempo específico (por ejemplo, un año). Al recopilar una cantidad significativa de datos de densidad del aire durante un período de tiempo prolongado, los datos pueden agruparse o asociarse y utilizarse posteriormente como un medio para definir curvas de potencia de base individuales para una turbina eólica 10 dada en función de cada intervalo de densidad. Específicamente, en diversos modos de realización, se puede calcular un valor de densidad promedio para los datos de densidad del aire y, a continuación, se pueden definir diferentes intervalos de densidad en torno al valor de densidad promedio usando un incremento o variación de densidad dados. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 7, los datos de densidad del aire se han dividido en una pluralidad de intervalos (por ejemplo, un primer intervalo de densidad 400, un segundo intervalo de densidad 402, un tercer intervalo de densidad 404, un cuarto intervalo de densidad 406 y un quinto intervalo de densidad 408), donde cada intervalo de densidad tiene una variación de densidad de aproximadamente 0,04 kg/mA3. Los puntos de datos incluidos dentro de cada intervalo de densidad 400, 402, 404, 406, 408 se identifican en la FIG. 7 con diferentes sombreados. En otros modos de realización, se debe apreciar que se puede utilizar cualquier otra variación de densidad adecuada para dividir los datos de densidad del aire en un número dado de intervalos de densidad. Sin embargo, se ha descubierto que, en general, una variación de densidad de entre aproximadamente 0,02 kg/mA3 y aproximadamente 0,06 kg/mA3 proporciona una granularidad y una agrupación de datos deseables de los datos de densidad del aire.
[0046] Al agrupar los datos de densidad del aire, la potencia de salida y las mediciones de la velocidad de viento local asociadas a los puntos de datos específicos incluidos dentro de cada intervalo de densidad pueden trazarse para definir curvas de potencia de base en cada intervalo de densidad. Por ejemplo, la FIG. 8 ilustra curvas de potencia de base de ejemplo para una turbina eólica 10 trazadas usando los datos de densidad de aire de ejemplo mostrados en la FIG. 7. Como se muestra en la FIG. 8, se define una primera curva de potencia de base 302 que proporciona una correlación entre la potencia de salida y la velocidad de viento local para la turbina eólica 10 a densidades de aire incluidas dentro del primer intervalo de densidad 400. De forma similar, también se definen una segunda, tercera, cuarta y quinta curvas de potencia de base 304, 306, 308, 310 que proporcionan correlaciones entre la potencia de salida y la velocidad de viento local para la turbina eólica 10 en las densidades de aire incluidas dentro del segundo, tercero, cuarto y quinto intervalos de densidad 402, 404, 406, 408, respectivamente. Como se muestra en la FIG. 8, a medida que aumenta la densidad del aire, la curva de potencia de la turbina eólica 10 se desplaza hacia la izquierda. En consecuencia, al trazar distintas curvas de potencia en función de la densidad del aire, la variación en el rendimiento de la turbina eólica asociada a los cambios en la densidad del aire puede identificarse y contabilizarse de modo que curvas de potencia similares posteriores a la actualización relacionadas con la densidad se puedan comparar con las curvas de potencia mostradas en la FIG. 8 para poder identificar con mayor precisión el impacto en el rendimiento resultante de la(s) actualización(es) instalada(s).
[0047] Se debe apreciar que, además de proporcionar un medio para organizar o agrupar los datos de la curva de potencia, los datos de densidad del aire también se pueden utilizar para mejorar la precisión de las mediciones de velocidad de viento local proporcionadas por los sensores de viento de turbina 68. Por ejemplo, como generalmente entienden los expertos en la materia, las normas internacionales (por ejemplo, IEC61400-12-1,2005) contemplan que las mediciones de la velocidad del viento se corrijan o normalicen en base a la densidad del aire. Por tanto, en diversos modos de realización, las mediciones de velocidad de viento local utilizadas para determinar la(s) curva(s) de potencia de base (y también la(s) curva(s) de potencia actualizada(s)) para cada turbina eólica 10 pueden corresponder a mediciones de velocidad de viento normalizadas que se han corregido en función de la densidad del aire.
[0048] También debería apreciarse que, en modos de realización alternativos, cualquier otro parámetro secundario adecuado puede utilizarse como un medio para organizar o agrupar los datos de curva de potencia. Por ejemplo, en un modo de realización, los datos de curva de potencia pueden organizarse o agruparse en función de la temperatura
del aire ambiente asociada a una turbina eólica 10 y/o la presión de aire barométrica asociada a una turbina eólica. En otro modo de realización, los datos de curva de potencia pueden organizarse o agruparse en función de la época del año en la que se recopilaron los datos. Por ejemplo, los datos de curva de potencia se pueden agrupar semanalmente, mensualmente o según las estaciones.
[0049] Volviendo a la FIG. 5, en (204), el procedimiento 200 incluye determinar una función de transferencia de velocidad de viento de base que relaciona una velocidad de viento de referencia con una velocidad de viento local para una o más de las turbinas eólicas 10 del parque de turbinas eólicas 100. Específicamente, en diversos modos de realización, la función de transferencia de velocidad de viento de base puede determinarse para una o más de las turbinas eólicas 10 que se están actualizando. Como se indicó anteriormente, la velocidad de viento de referencia asociada a una turbina eólica 10 dada (por ejemplo, la velocidad del viento en corriente libre asociada a la turbina 10) se puede supervisar usando uno o más sensores de viento de referencia 102 ubicados dentro del parque eólico 100 (por ejemplo, un sensor de viento 102 adecuado montado en una torre 104 ubicada aguas arriba de una o más de las turbinas de viento 10). Además, como se indicó anteriormente, la velocidad de viento local para una turbina eólica 10 dada puede supervisarse usando el/los sensor(es) de viento de turbina 68 asociado(s) a dicha turbina eólica 10 (por ejemplo, los anemómetros montados en la góndola). Por lo tanto, al supervisar simultáneamente la velocidad de viento de referencia y la velocidad de viento local para una o más de las turbinas eólicas 10 del parque eólico 100, se puede establecer una relación dada entre las velocidades de viento de referencia y local para dicha(s) turbina(s) eólica(s) 10.
[0050] Específicamente, en diversos modos de realización, las mediciones de velocidad del viento proporcionadas por los sensores de viento de turbina y de referencia 68, 102 pueden estar inicialmente sincronizadas en el tiempo. Posteriormente, pueden recopilarse y almacenarse mediciones promedio de la velocidad del viento (por ejemplo, una medición promedio de la velocidad del viento de diez minutos) tanto para la velocidad de viento de referencia como para la velocidad de viento local asociadas a cada turbina eólica 10 para la que se está estableciendo una función de transferencia de velocidad de viento de base. Se debe apreciar que el período de tiempo específico durante el cual se recopilan las mediciones de la velocidad del viento puede variar, en general, dependiendo del número de intervalos de velocidad de viento definidos para el período de recopilación. Por ejemplo, usando intervalos de velocidad de viento definidos por una variación de velocidad de /- 0,25 m/s (por ejemplo, intervalos de velocidad de viento con velocidades de viento promedio de 3,0 m/s, 3,5 m/s, 4,0 m/s 4,5 m/s, 5,0 m/s ... 23,0 m/s, 23,5 m/s, 24,0 m/s 24,5 m/s 25,0 m/s), el período de recopilación de datos generalmente puede variar de aproximadamente tres a seis meses para permitir que cada intervalo incluya un mínimo de 30 minutos de datos muestreados y que la base de datos, en su conjunto, incluya un mínimo de 180 horas de datos muestreados.
[0051] En general, se debe apreciar que se puede utilizar cualquier relación matemática adecuada para establecer la función de transferencia de velocidad de viento de base para cada turbina eólica 10. Sin embargo, en diversos modos de realización, la función de transferencia de velocidad de viento de base puede corresponder a una proporción entre la velocidad de viento de referencia y la velocidad de viento local para una turbina eólica 10 dada en cada intervalo de velocidad del viento definido. Por ejemplo, en un modo de realización, la función de transferencia de velocidad del viento de base se puede expresar de acuerdo con la siguiente ecuación (Ecuación (1)):
[0052] En la misma, TFbase, i corresponde a la función de transferencia de velocidad de viento de base para una turbina eólica 10 en un intervalo de velocidad de viento dado (i), Ni corresponde al número de mediciones recopiladas dentro del intervalo de velocidad de viento (i) (por ejemplo, el número de mediciones de velocidad del viento promediadas a menudo en minutos), WSro ij corresponde a la velocidad de viento de referencia normalizada de la medición (j) en el intervalo de velocidad de viento (i) antes de instalar cualquier actualización y WSio ij corresponde a la velocidad de viento local normalizada de la medición (j) en el intervalo de velocidad de viento (i) antes de instalar cualquier actualización.
[0053] De forma alternativa, la función de transferencia de velocidad de viento de base se puede desarrollar usando un análisis de regresión. Específicamente, en diversos modos de realización, la función de transferencia de base puede desarrollarse usando una regresión polinómica en la que la relación entre la velocidad de viento local y la velocidad de viento de referencia se modela como un polinomio de primer orden, segundo orden, tercer orden o superior. Por ejemplo, las mediciones de velocidad de viento local y de referencia sincronizadas en el tiempo pueden trazarse (por ejemplo, trazando la velocidad de viento local a lo largo del eje x y la velocidad de viento de referencia a lo largo del eje y) y, a continuación, un modelo de regresión polinómica adecuado se puede ajustar a los datos trazados usando cualquier medio adecuado (por ejemplo, usando una metodología de mínimos cuadrados). El modelo resultante puede utilizarse entonces como la función de transferencia de velocidad de viento de base.
[0054] Se debe apreciar que, en otros modos de realización, la función de transferencia de base puede definirse usando cualquier otra fórmula o modelo adecuados que proporcione una relación entre la velocidad de viento de referencia y la velocidad de viento local para una turbina eólica 10 dada.
[0055] Además, en (206), el procedimiento 200 incluye actualizar una o más de las turbinas eólicas 10 del parque de turbinas eólicas 100. En general, la(s) actualización(es) específica(s) instalada(s) en y/o dentro de la(s) turbina(s) eólica(s) 10 puede(n) corresponder a cualquier mejora adecuada y/o cambios asociados a la configuración y/o manera de funcionamiento de la turbina eólica. Por tanto, en diversos modos de realización, la(s) actualización(es) puede(n) estar relacionada(s) con el hardware, relacionada(s) con el control y/o una combinación de ambas cosas. Por ejemplo, las actualizaciones relacionadas con el hardware pueden corresponder al reemplazo de y/o cambios en la configuración de uno o más de los componentes existentes de la turbina eólica 10 (por ejemplo, reemplazando las palas de rotor 22 con nuevas palas del rotor que tengan una aerodinámica actualizada) y/o a la instalación de uno o más componentes nuevos en y/o dentro de cualquier componente existente de la turbina eólica 10 (por ejemplo, mediante la instalación de modificadores de superficie, tales como generadores de vórtices, en el exterior de una o más de las palas del rotor 22 para ajustar las propiedades aerodinámicas de las palas 22). De forma similar, las actualizaciones relacionadas con el control pueden corresponder a cambios en la estrategia de control para controlar el funcionamiento de la turbina eólica 10 (por ejemplo, cargando software nuevo o adicional en el controlador 26 de la turbina o simplemente modificando el software existente instalado en el controlador 26).
[0056] Haciendo referencia todavía a la FIG. 5, en (208), el procedimiento 200 incluye determinar una función de transferencia de velocidad de viento actualizada para una o más de las turbinas de viento actualizadas 10. Específicamente, en diversos modos de realización, la función de transferencia de velocidad de viento actualizada puede determinarse para una o más de las turbinas eólicas 10 para las que se estableció una función de transferencia de velocidad de viento de base.
[0057] En general, la función de transferencia de velocidad de viento actualizada se puede determinar de la misma manera que la función de transferencia de velocidad de viento de base. Específicamente, la velocidad de viento de referencia (por ejemplo, la velocidad del viento en corriente libre) y la velocidad de viento local para cada turbina eólica actualizada 10 pueden supervisarse simultáneamente (por ejemplo, por medio de los sensores de viento de referencia 102 y los sensores de viento de turbina 68, respectivamente) durante un período de recopilación de datos dado. A continuación, puede establecerse una relación adecuada entre las velocidades de viento, tanto la de referencia como la local, para definir la función de transferencia de velocidad de viento actualizada para cada turbina eólica 10. Por ejemplo, usando la ecuación de ejemplo (Ecuación (1)) proporcionada anteriormente para la función de transferencia de velocidad de viento de base, la función de transferencia de velocidad de viento actualizada puede expresarse de acuerdo con la siguiente ecuación (Ecuación (2)):
J'P , _ _ 1 ai VKSj-£. .
1 r actualización,i ~ N. = i wsLí. . (2)
[0058] En la misma, TFactualización, j corresponde a la función de transferencia de velocidad de viento actualizada para una turbina eólica en un intervalo de velocidad de viento dado (i), Ni corresponde al número de mediciones recopiladas dentro del intervalo de velocidad de viento (i) (por ejemplo, el número de mediciones de velocidad del viento promediadas en periodos de diez minutos), WSm ,j corresponde a la velocidad de viento de referencia normalizada de la medición (j) en el intervalo de velocidad de viento (i) después de instalar la(s) actualización(es) y WSm j corresponde a la velocidad de viento local normalizada de la medición (j) en el intervalo de velocidad de viento (i) después de instalar la(s) actualización(es).
[0059] De forma alternativa, la función de transferencia de velocidad de viento actualizada se puede desarrollar usando una regresión polinómica en la que la relación entre las velocidades del viento, tanto la local como la de referencia, se modela como un polinomio de segundo orden, tercer orden o superior. Por ejemplo, las mediciones de velocidad de viento local y de referencia sincronizadas en el tiempo después de la actualización pueden trazarse (por ejemplo, trazando la velocidad de viento local a lo largo del eje x y la velocidad de viento de referencia a lo largo del eje y) y, a continuación, un modelo de regresión polinómica adecuado se puede ajustar a los datos trazados usando cualquier medio adecuado (por ejemplo, usando una metodología de mínimos cuadrados). El modelo resultante puede utilizarse entonces como la función de transferencia de velocidad de viento de referencia. Se debe apreciar que, cuando la función de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada se desarrollan usando un análisis de regresión, puede ser deseable ajustar los datos de viento previos y posteriores a la actualización con un modelo de regresión polinómica del mismo orden, por ejemplo definiendo tanto la función de transferencia de velocidad de viento de base como la función de transferencia de velocidad de viento actualizada como un polinomio de segundo orden.
[0060] Además, se debe apreciar que, en otros modos de realización, la función de transferencia actualizada puede definirse usando cualquier otra fórmula adecuada que proporcione una relación entre la velocidad de viento de referencia y la velocidad de viento local para una turbina eólica 10 dada.
[0061] Además, como se muestra en la FIG. 5, en (210), el procedimiento 200 incluye determinar una velocidad de viento local corregida para una o más de las turbinas eólicas actualizadas 10 en base a la función de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada. En general, la velocidad de viento local corregida puede corresponder a un valor de velocidad de viento local ajustado calculado en base a la función de transferencia de velocidad de viento
de base y la actualizada para tener en cuenta las actualizaciones realizadas en la(s) turbina(s) eólica(s). Como se describirá a continuación, la velocidad de viento local corregida puede, a su vez, utilizarse para determinar una curva de potencia actualizada para cada turbina eólica actualizada.
[0062] En la invención, la velocidad de viento local corregida se determina en base a un factor de corrección de velocidad de viento calculado de acuerdo con la función de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada. Específicamente, en modos de realización en las que las funciones de transferencia se calculan como una proporción entre la velocidad de viento de referencia y la velocidad de viento local (por ejemplo, usando las Ecuaciones (1) y (2), el factor de corrección de la velocidad del viento puede corresponder a una proporción entre la función de transferencia de velocidad de viento de base y la función de transferencia de velocidad de viento actualizada para cada intervalo de velocidad de viento en el que se recopilaron datos. Por ejemplo, el factor de corrección de velocidad del viento se puede calcular de acuerdo con la siguiente ecuación (Ecuación (3)):
En la misma, CF¡ corresponde al factor de corrección de la velocidad del viento para un intervalo de velocidad de viento dado (i), TFbase,i corresponde a la función de transferencia de velocidad de viento de base para el intervalo de velocidad del viento (i) yTFactua/¡zac¡ón,¡ corresponde a la función de transferencia de velocidad de viento actualizada para el intervalo de velocidad de viento (i).
[0063] Evidentemente, se debe apreciar que, en modos de realización alternativos, el factor de corrección de la velocidad del viento puede definirse usando cualquier otra fórmula adecuada que proporcione una relación entre la función de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada.
[0064] Además, se debe apreciar que las mediciones de velocidad de viento local para cada turbina eólica actualizada 10 pueden ajustarse en base al factor de corrección específico determinado para dicha turbina eólica 10 en base a sus funciones de transferencia de velocidad de viento de base y actualizada. De forma alternativa, si los factores de corrección solo están disponibles para una parte de las turbinas actualizadas 10, los factores de corrección calculados se pueden promediar para definir un factor de corrección promediado para cada intervalo de velocidad de viento. Dichos factores de corrección promediados pueden utilizarse después para ajustar las mediciones de velocidad de viento local para cada turbina eólica actualizada 10.
[0065] En diversos modos de realización, el/los factor(es) de corrección de la velocidad del viento se pueden utilizar como un multiplicador para ajustar las mediciones de velocidad de viento local para cada turbina eólica 10. Por ejemplo, en un modo de realización, las mediciones de velocidad de viento local para una turbina eólica 10 dada pueden ajustarse en base al/a los factor(es) de corrección de la velocidad del viento usando la siguiente ecuación (Ecuación (4)).
WScorregidü — l'VSi * CF¡ (4 )
En la misma, WScorreg¡da corresponde a la velocidad de viento local ajustada o corregida, WS/ corresponde a la medición de velocidad de viento local para la turbina eólica actualizada 10 y CF¡ corresponde al factor de corrección asociado al intervalo de velocidad de viento (i) al que pertenece la medición de velocidad de viento local (WS/). Como se indicó anteriormente, la medición de velocidad de viento local (WS/) puede corresponder a las mediciones directas de la velocidad del viento proporcionadas por los sensores de viento de turbina 68 o mediciones normalizadas de velocidad de viento local que han sido corregidas en función de la densidad del aire.
[0066] De forma alternativa, en modos de realización en los que la función de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada se calculan usando un análisis de regresión, los modelos polinómicos resultantes pueden utilizarse para calcular la velocidad de viento local corregida. Por ejemplo, en un modo de realización, la diferencia entre el modelo polinómico correspondiente a la función de transferencia de velocidad de viento de base y el modelo polinómico correspondiente a la función de transferencia de velocidad de viento actualizada se puede determinar para definir una función de transferencia de velocidad de viento delta para cada turbina eólica actualizada. Por ejemplo, la función de transferencia de velocidad de viento delta se puede calcular de acuerdo con la siguiente ecuación (Ecuación 5):
kTF — TFactuclizoción Tobase (5)
En la misma, A T F corresponde a la función de transferencia de velocidad de viento delta, TFactua/¡zac¡ón corresponde al modelo de regresión polinómica desarrollado en base a los datos de velocidad de viento posteriores a la actualización y TFbase corresponde al modelo de regresión polinómica desarrollado en base a los datos de velocidad de viento previos a la actualización.
[0067] Usando la función de transferencia de velocidad de viento delta, se puede determinar un valor de corrección
para cada velocidad de viento que permite calcular la velocidad de viento local corregida para cada turbina eólica actualizada. Por ejemplo, la función de transferencia de velocidad de viento delta se puede utilizar para determinar un valor que se puede sumar o restar a la velocidad de viento local para determinar la velocidad de viento local corregida. De forma alternativa, la propia función de transferencia de velocidad de viento delta puede corresponder a una función polinómica en lugar de simplemente un desfase.
[0068] En otros modos de realización, las ecuaciones polinómicas determinadas para las funciones de transferencia de velocidad de viento de base y actualizadas pueden utilizarse para calcular de manera retrospectiva una velocidad de viento local corregida. Por ejemplo, insertando las mediciones de velocidad de viento local para una turbina eólica actualizada en la función de transferencia actualizada, se puede calcular una velocidad de viento de referencia correspondiente para cada velocidad de viento local. Después, la velocidad de viento de ubicación corregida puede calcularse esclareciendo la velocidad de viento local necesaria para lograr la velocidad de viento de referencia calculada usando la función de transferencia de velocidad de viento de base.
[0069] En modos de realización adicionales, las ecuaciones polinómicas determinadas para las funciones de transferencia de velocidad de viento de base y actualizadas pueden utilizarse de cualquier otra manera que permita determinar velocidades de viento local corregidas.
[0070] Haciendo referencia todavía a la FIG. 5, en (212), el procedimiento 200 incluye determinar una curva de potencia actualizada para cada turbina eólica actualizada 10 en base a las velocidades de viento local corregidas calculadas para cada turbina eólica 10. Específicamente, en diversos modos de realización, la curva de potencia actualizada para cada turbina eólica 10 puede determinarse trazando la potencia de salida de la turbina en función de su velocidad de viento local corregida (por ejemplo, como se determinada en (212)). La curva de potencia actualizada para cada turbina eólica actualizada 10 puede compararse entonces con la curva de potencia de base correspondiente para dicha turbina eólica 10 con el fin de evaluar el impacto en el rendimiento proporcionado por la(s) actualización(es) instalada(s). Por ejemplo, la FIG. 9 ilustra la curva de potencia de base 300 de ejemplo mostrada en la FIG. 6 para una turbina eólica 10 dada, así como una curva de potencia actualizada 500 de ejemplo después de que la turbina eólica 10 haya sido actualizada. Como se muestra, la curva de potencia actualizada 500 está desplazada hacia arriba con respecto a la curva de potencia de base 300, lo que indica que la(s) actualización(es) de turbina ha(n) proporcionado un rendimiento mejorado de la turbina eólica 10.
[0071] Además, se debe apreciar que, en diversos modos de realización, se pueden determinar múltiples curvas de potencia actualizadas para cada turbina eólica actualizada 10, donde cada curva de potencia actualizada está organizada o agrupada en función de uno o más parámetros secundarios, tal como la densidad del aire o la temperatura. Por ejemplo, de manera similar a lo descrito anteriormente con referencia a las curvas de potencia de base, además de supervisar la potencia de salida y la velocidad de viento local para una turbina eólica actualizada particular 10, la densidad del aire que rodea a la turbina eólica 10 también se puede supervisar o calcular (por ejemplo, calculando la densidad del aire usando las mediciones de temperatura proporcionadas por los sensores de temperatura 74 y el valor de altitud almacenado). Al recopilar una cantidad significativa de datos de densidad del aire durante un período de tiempo prolongado, los datos pueden agruparse o asociarse y utilizarse posteriormente como un medio para definir curvas de potencia actualizadas individuales para una turbina eólica actualizada 10 dada en función de cada intervalo de densidad. En un modo de realización de este tipo, la curva de potencia de base asociada a un intervalo de densidad dado puede compararse con la curva de potencia actualizada correspondiente para dicho intervalo de densidad para evaluar el impacto en el rendimiento de la(s) actualización(es) instalada(s).
[0072] Se debe apreciar que se puede utilizar cualquier metodología o análisis adecuado para comparar o cuantificar de otro modo la diferencia entre los datos de la curva de potencia asociados a las curvas de potencia de base y actualizadas. Por ejemplo, en diversos modos de realización, se puede calcular una AEP de base para una turbina eólica 10 específica en base a sus datos de curva de potencia de base y se puede calcular una AEP actualizada para dicha turbina eólica 10 en base a sus datos de curva de potencia actualizados. Dichos valores de AEP pueden calcularse, por ejemplo, usando las siguientes ecuaciones (Ecuaciones (6) y (7)):
, , .,, v'W Po,enc1a actualización,i TT
^ F P actualización ~ ¿j í=1 1000 H o r a s P L F (7)
donde AEPbase corresponde a la AEP de base asociada a la turbina eólica 10 antes de que se actualice la turbina, Potenciábase,i corresponde a la potencia de salida de base en un intervalo de velocidad de viento dado (i) para la turbina eólica 10 antes de ser actualizada, AEPactualización corresponde a la AEP actualizada asociada a la turbina eólica actualizada, Potenciaactualizaciónj corresponde a la potencia de salida actualizada en el intervalo de velocidad de viento (i) para la turbina eólica actualizada 10, Horasi corresponde al número de horas empleadas por año en el intervalo de velocidad de viento (i), N corresponde al número de intervalos de velocidad de viento y PLF representa un factor de pérdida de potencia correspondiente a las pérdidas de transmisión asociadas a la turbina eólica 10 o al parque de
turbinas eólicas 100 en el que está instalada la turbina eólica 10. Se debe apreciar que la inclusión del factor de pérdida de potencia (PLF) es opcional.
[0073] Calculando los valores de AEP de base y los actualizados, dichos valores de AEP pueden compararse después directamente para determinar el impacto exacto en el rendimiento proporcionado a una turbina eólica 10 por medio de la(s) actualización(es) instalada(s). Este impacto en el rendimiento puede expresarse, por ejemplo, simplemente como la diferencia entre los valores de AEP de base y los mejorados (por ejemplo, en cuanto a un aumento general en megavatios/hora (MWh) para una turbina eólica 10 dada). De forma alternativa, el impacto en el rendimiento puede expresarse como un aumento porcentual en la AEP general para la turbina eólica 10 usando la siguiente ecuación (Ecuación 8):
/ 1
r AEP'actualización AEPbase
11 — — * 100%
AEPbase ( 8)
donde PI corresponde al aumento porcentual en AEP conseguido gracias a la(s) actualización(es) de turbina eólica, AEPbase corresponde a la AEP de base asociada a la turbina eólica 10 antes de que se actualice la turbina y AEPactualización corresponde a la AEP actualizada asociada a la turbina eólica actualizada 10.
[0074] Se debe apreciar que, como se indicó anteriormente, los modos de realización de la metodología divulgada se pueden utilizar para evaluar el impacto en el rendimiento de cualquier turbina eólica adecuado que reciba actualizaciones iguales o similares a las de la(s) turbina(s) eólica(s) para la(s) que se desarrollaron las funciones de transferencia de velocidad de viento. Por ejemplo, se pueden desarrollar funciones de transferencia de velocidad de viento de base y actualizadas para una primera turbina eólica. Posteriormente, dichas funciones de transferencia se pueden utilizar en combinación con las velocidades de viento local medidas de una segunda turbina eólica actualizada (por ejemplo, una turbina eólica ubicada en el mismo emplazamiento de turbina eólica que la primera turbina eólica o en un emplazamiento de la turbina eólica completamente diferente) para determinar velocidades de viento local corregidas para la segunda turbina eólica. De forma similar a la metodología descrita anteriormente, las velocidades de viento local corregidas se pueden utilizar entonces para determinar una curva de potencia actualizada para la segunda turbina eólica, que se puede comparar posteriormente con los datos de potencia de base para la segunda turbina eólica para cuantificar el impacto en el rendimiento de la actualización de la segunda turbina eólica.
[0075] También se debe apreciar que, en diversos modos de realización, uno o más de los diversos elementos de procedimiento 202-214 pueden estar configurados para llevarse a cabo automáticamente por el controlador de turbina 26 de una o más de las turbinas eólicas individuales 10, por el controlador de parque 114 configurado para controlar una o más de las turbinas eólicas 10 de un parque de turbinas eólicas 100 o por una combinación tanto del/de los controlador(es) de turbina 26 y el controlador de parque 114. Por ejemplo, en un modo de realización particular, los elementos de procedimiento 202, 204, 208, 210, 212 y 214 pueden estar configurados para implementarse automáticamente a través de uno o ambos de los controladores 26, 114.
[0076] En referencia ahora a la FIG. 10, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir dentro de cada controlador de turbina 26 y/o del controlador de parque 114 de acuerdo con aspectos de la presente materia. Como se muestra, el controlador de turbina 26 y/o el controlador de parque 114 puede(n) incluir uno o más procesador(es) 602 y dispositivo(s) de memoria 604 asociado(s) configurado(s) para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizando los procedimientos, etapas, cálculos y similares divulgados en el presente documento). Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados que en la técnica se menciona que están incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 604 puede(n) comprender, en general, elemento(s) de memoria, incluidos, pero sin limitarse a, medios legibles por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), medios no volátiles legibles por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disco flexible, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magneto-óptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 604 puede(n) estar configurado(s), en general, para almacenar instrucciones adecuadas legibles por ordenador que, cuando son implementadas por el/los procesador(es) 602, configuran cada controlador de turbina 26 y/o el controlador de parque 114 para realizar diversas funciones que incluyen, pero sin limitarse a, uno o más de los elementos de procedimiento mostrados en la FIG. 5.
[0077] Además, cada controlador de turbina 26 y/o controlador de parque 114 también puede incluir un módulo de comunicaciones 606 para facilitar las comunicaciones entre el/los controlador(es) 26, 114 y los diversos componentes de cada turbina eólica 10 y/o para facilitar las comunicaciones entre cada controlador 26, 114. Por ejemplo, el módulo de comunicaciones 606 puede incluir una interfaz de sensor (por ejemplo, uno o más convertidores analógico-digital) para permitir que las señales transmitidas por el/los sensor(es) de turbina eólica se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 602.
[0078] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para permitir que cualquier experto en la materia lleve a la práctica la invención, incluyendo fabricar y usar cualquier
dispositivo o sistema y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención se define mediante las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos concebidos por los expertos en la materia. Dichos otros ejemplos están previstos para estar dentro del alcance de las reivindicaciones si incluyen elementos estructurales que no difieran del lenguaje literal de las reivindicaciones o si incluyen elementos estructurales equivalentes con diferencias insustanciales del lenguaje literal de las reivindicaciones.
Claims (14)
1. Un procedimiento (200) para evaluar el impacto en el rendimiento de actualizaciones de turbinas eólicas, comprendiendo el procedimiento:
determinar (202), con un dispositivo informático, una curva de potencia de base para una primera turbina eólica (10) antes de que se actualice la primera turbina eólica, trazando la potencia de salida de la primera turbina eólica en función de su velocidad de viento local medida;
determinar (204) una función de transferencia de velocidad de viento de base para la primera turbina eólica antes de que se actualice la primera turbina eólica (10), donde la función de transferencia de velocidad de viento de base relaciona una velocidad de viento de referencia con una velocidad de viento local para la primera turbina eólica;
determinar (208) una función de transferencia de velocidad de viento actualizada para la primera turbina eólica (10) después de que se actualice la primera turbina eólica, donde la función de transferencia de velocidad de viento actualizada relaciona la velocidad de viento de referencia con la velocidad de viento local para la primera turbina eólica medida después de que se actualice la primera turbina eólica;
determinar (210) una velocidad de viento local corregida para la primera turbina eólica en base a un factor de corrección de la velocidad del viento calculado en base a la función de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada; y
determinar (212) una curva de potencia actualizada para la primera turbina eólica en base a la velocidad de viento local corregida trazando la potencia de salida de la primera turbina eólica en función de su velocidad de viento local corregida.
2. El procedimiento (200) de la reivindicación 1, que comprende además comparar la curva de potencia de base con la curva de potencia actualizada para evaluar un impacto en el rendimiento proporcionado a la primera turbina eólica actualizada (10).
3. El procedimiento (200) de la reivindicación 1, en el que determinar (204) la función de transferencia de velocidad de viento de base comprende analizar la velocidad de viento de referencia y la velocidad de viento local usando un análisis de regresión polinómica para definir la función de transferencia de velocidad de viento de base como una función polinómica de base.
4. El procedimiento (200) de la reivindicación 3, en el que determinar la función de transferencia de velocidad de viento actualizada comprende analizar la velocidad de viento de referencia y la velocidad de viento local medidas después de que la primera turbina eólica se actualice usando un análisis de regresión polinómica para definir la función de transferencia de velocidad de viento actualizada como una función polinómica actualizada.
5. El procedimiento (200) de la reivindicación 4, en el que la velocidad de viento local corregida se determina según la función polinómica de base y la actualizada.
6. El procedimiento (200) de la reivindicación 4, que comprende además determinar una función de transferencia de velocidad de viento delta según la función polinómica de base y la actualizada.
7. El procedimiento (200) de la reivindicación 6, en el que la velocidad de viento local corregida se determina en base a la función de transferencia de velocidad de viento delta.
8. El procedimiento (200) de la reivindicación 1, en el que la función de transferencia de velocidad de viento de base corresponde a una proporción entre la velocidad de viento de referencia y la velocidad de viento local para la primera turbina eólica, correspondiendo la velocidad de viento de referencia a una velocidad del viento en corriente libre asociada a la primera turbina eólica (10).
9. El procedimiento (200) de la reivindicación 1, que comprende además determinar un factor de corrección de la velocidad del viento en base a las funciones de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada.
10. El procedimiento (200) de la reivindicación 9, en el que la velocidad de viento local corregida se determina en base al factor de corrección de la velocidad del viento.
11. El procedimiento (200) de la reivindicación 9, en el que el factor de corrección de la velocidad del viento corresponde a una proporción entre la función de transferencia de velocidad de viento de base y la función de transferencia de velocidad de viento actualizada.
12. El procedimiento (200) de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende además
determinar una curva de potencia de base para una segunda turbina eólica (10) antes de que se actualice la segunda turbina eólica; determinar (210) una velocidad de viento local corregida para la segunda turbina eólica (10) después de que la segunda turbina eólica se actualice en base al factor de corrección de la velocidad del viento calculado en base a la función de transferencia de velocidad de viento de base y la actualizada determinadas para la primera turbina eólica; y
determinar (212) una curva de potencia actualizada para la segunda turbina eólica (10) en base a la velocidad de viento local corregida trazando la potencia de salida de la segunda turbina eólica en función de la velocidad de viento local corregida determinada.
13. El procedimiento (200) de la reivindicación 12, en el que la primera y segunda turbinas eólicas (10) están ubicadas en el mismo emplazamiento de turbina eólica o en diferentes emplazamientos de turbina eólica.
14. El procedimiento (200) de la reivindicación 12, que comprende además comparar la curva de potencia de base con la curva de potencia actualizada para evaluar un impacto en el rendimiento proporcionado a la segunda turbina eólica actualizada (10).
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