ES2865054T3

ES2865054T3 - Sistema de control, parque eólico y procedimientos de optimización del funcionamiento de una turbina eólica

Info

Publication number: ES2865054T3
Application number: ES11193322T
Authority: ES
Inventors: Prashant Srinivasan; Philippe Giguere; Manish Gupta; Rwitam Mitra
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2010-12-21
Filing date: 2011-12-13
Publication date: 2021-10-14
Anticipated expiration: 2031-12-13
Also published as: EP2469081A3; US20110223018A1; EP2469081A2; CN102536656B; EP2469081B1; DK2469081T3; CN102536656A

Abstract

Un sistema de control (150) para una turbina eólica (100), estando configurada la turbina eólica (100) para generar una emisión acústica durante un funcionamiento, comprendiendo dicho sistema de control (150): un dispositivo de comunicación (208) configurado para recibir al menos una notificación de penalización que identifica una penalización que se va a evaluar en base a la emisión acústica generada, en el que la penalización se representa en unidades de producción de energía anual (AEP) o es una cantidad económica evaluada para la turbina eólica (100), y un procesador (200) acoplado a dicho dispositivo de comunicación, estando configurado dicho procesador (200) para: calcular (412) un nivel de emisión acústica (xi) que la turbina eólica va a generar (100) en base a la penalización y en base al menos a uno de una potencia generada por una turbina eólica y un valor económico atribuido a la turbina eólica, mientras se aumenta al máximo una diferencia entre la potencia de salida o el valor económico de la turbina eólica (100), y la penalización de modo que se genera una utilidad neta máxima de la turbina eólica (100), en el que la utilidad neta es una cantidad de potencia generada por una turbina eólica 100 y/o un valor económico atribuido a una turbina eólica (100) en base a la cantidad de potencia generada por una turbina eólica (100); y ajustar (414) al menos una característica de la turbina eólica para hacer que la turbina eólica funcione al nivel de emisión acústica calculado (xi).

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema de control, parque eólico y procedimientos de optimización del funcionamiento de una turbina eólica

[0001] La materia descrita en el presente documento se refiere en general a turbinas eólicas y, más en particular, a un sistema de control, un parque eólico y unos procedimientos de optimización del funcionamiento de una turbina eólica.

[0002] En general, una turbina eólica incluye un rotor que incluye un conjunto de buje rotatorio que tiene múltiples palas de rotor. Las palas de rotor transforman la energía eólica en un par de rotación mecánico que acciona uno o más generadores mediante el rotor. Los generadores algunas veces, aunque no siempre, están acoplados de forma rotativa al rotor a través de una multiplicadora. La multiplicadora aumenta la velocidad de rotación inherentemente baja del rotor para que el generador convierta eficazmente la energía mecánica de rotación en energía eléctrica, que se introduce en una red eléctrica a través de al menos una conexión eléctrica. También existen turbinas eólicas de accionamiento directo sin engranajes. El rotor, el generador, la multiplicadora y otros componentes típicamente están instalados dentro de una carcasa, o góndola, situada encima de una torre.

[0003] Al menos algunas turbinas eólicas conocidas están dispuestas en grupos lógicos o geográficos, conocidos como parques eólicos. Por otro lado, al menos algunas turbinas eólicas dentro de dichos parques eólicos generan emisiones acústicas, o ruido, en operación. Dichas emisiones acústicas se pueden incrementar, por ejemplo, a medida que se incrementa la velocidad del viento y/o se incrementa la velocidad de rotación del rotor. Cuando cada turbina eólica dentro de un parque eólico está funcionando, las emisiones acústicas combinadas de las turbinas eólicas pueden tener un impacto no deseable en las áreas circundantes, tales como núcleos de población.

[0004] Para tener en cuenta el impacto de dichas emisiones, al menos algunos parques eólicos conocidos incluyen al menos un sensor acústico. Véase el documento WO 2010/037387, por ejemplo. En general, los sensores acústicos conocidos miden emisiones acústicas y evalúan una penalización económica u otra penalización adecuada si las emisiones acústicas medidas superan un umbral. Dichas penalizaciones se pueden comunicar a, y evaluar contra, un operador de parque eólico u otra entidad que utiliza o es propietaria del parque eólico. En consecuencia un beneficio económico de las turbinas eólicas y el parque eólico se puede reducir de forma no deseable como resultado de dichas penalizaciones por emisiones acústicas.

[0005] La presente invención está definida por las reivindicaciones adjuntas.

[0006] Se describirán ahora diversos aspectos y modos de realización de la presente invención en relación con los dibujos adjuntos, en los que:

La Fig. 1 es una vista en perspectiva de una turbina eólica ejemplar.

La Fig. 2 es una vista en sección parcial de una góndola ejemplar adecuada para su uso con la turbina eólica mostrada en la Fig. 1.

La Fig. 3 es un diagrama de bloques de un sistema de control de turbina ejemplar adecuado para su uso con la turbina eólica mostrada en la Fig. 1.

La Fig. 4 es una vista esquemática de un parque eólico ejemplar que puede incluir la turbina eólica mostrada en la Fig. 1.

La Fig. 5 es un diagrama de flujo de un procedimiento ejemplar de optimización de un funcionamiento de al menos una turbina eólica adecuada para su uso con la turbina eólica mostrada en la Fig. 1 y/o dentro del parque eólico mostrado en la Fig. 4.

La Fig. 6 es un diagrama de flujo de otro procedimiento ejemplar de optimización de un funcionamiento de al menos una turbina eólica adecuada para su uso con la turbina eólica mostrada en la Fig. 1 y/o dentro del parque eólico mostrado en la Fig. 4.

[0007] La Fig. 1 es una vista esquemática de una turbina eólica 100 ejemplar. En el modo de realización ejemplar, la turbina eólica 100 es una turbina eólica de eje horizontal. De forma alternativa, la turbina eólica 100 puede ser una turbina eólica de eje vertical. En el modo de realización ejemplar, la turbina eólica 100 incluye una torre 102 que se extiende desde y está acoplada a una superficie de apoyo 104. La torre 102 puede estar acoplada a la superficie 104 con pernos de anclaje o con una pieza de cimentación (ninguno mostrado), por ejemplo. Una góndola 106 está acoplada a la torre 102, y un rotor 108 está acoplado a la góndola 106. El rotor 108 incluye un buje rotatorio 110 y una pluralidad de palas de rotor 112 acopladas al buje 110. En el modo de realización ejemplar, el rotor 108 incluye tres palas de rotor 112. De forma alternativa, el rotor 108 puede tener cualquier número adecuado de palas de rotor 112 que permite que la turbina eólica 100 funcione como se describe en el presente documento. La torre 102 puede tener cualquier altura y/o construcción adecuada que permite que la turbina eólica 100 funcione como se describe en el presente documento.

[0008] Las palas de rotor 112 están separadas alrededor del buje 110 para facilitar la rotación del rotor 108, permitiendo de este modo la transferencia de energía cinética del viento 114 como energía mecánica usable y, posteriormente, como energía eléctrica. El rotor 108 y la góndola 106 giran alrededor de la torre 102 sobre un eje de orientación 116 para controlar una perspectiva de las palas de rotor 112 con respecto a una dirección del viento 114. Las palas de rotor 112 se engranan con el buje 110 acoplando una parte de raíz de pala de rotor 118 al buje 110 en una pluralidad de regiones de transferencia de carga 120. Las regiones de transferencia de carga 120 tienen cada una una región de transferencia de carga de buje y una región de transferencia de carga de pala de rotor (ninguna mostrada en la Fig. 1). Las cargas inducidas a las palas de rotor 112 se transfieren al buje 110 a través de unas regiones de transferencia de carga 120. Cada pala de rotor 112 también incluye una parte de punta de pala de rotor 122.

[0009] En el modo de realización ejemplar, las palas de rotor 112 tienen una longitud de entre aproximadamente 30 metros (m) (99 pies (ft)) y aproximadamente 120 m (394 ft). De forma alternativa, las palas de rotor 112 puede tener cualquier longitud adecuada que permite que la turbina eólica 100 funcione como se describe en el presente documento. Por ejemplo, las palas de rotor 112 pueden tener una longitud adecuada inferior a 30 m o superior a 120 m. Cuando el viento 114 entra en contacto con la pala de rotor 112, se inducen fuerzas de sustentación a la pala de rotor 112 y se induce la rotación del rotor 108 alrededor de un eje de rotación 124 a medida que se acelera la parte de punta de pala de rotor 122.

[0010] Un ángulo de pitch (no mostrado) de las palas de rotor 112, es decir, un ángulo que determina la perspectiva de la pala de rotor 112 con respecto a la dirección del viento 114, se puede cambiar mediante un conjunto de pitch (no mostrado en la Fig. 1). Más específicamente, al incrementarse el ángulo de pitch de la pala de rotor 112 disminuye una cantidad del área de superficie de pala de rotor 126 expuesta al viento 114 y, a la inversa, al disminuir un ángulo de pitch de la pala de rotor 112 se incrementa una cantidad de área de superficie de pala de rotor 126 expuesta al viento 114. Los ángulos de pitch de las palas de rotor 112 se ajustan alrededor de un eje de pitch 128 en cada pala de rotor 112. En el modo de realización ejemplar, los ángulos de pitch de las palas de rotor 112 se controlan individualmente.

[0011] La Fig. 2 es una vista en sección parcial de la góndola 106 de la turbina eólica 100 ejemplar (mostrada en la Fig. 1). Diversos componentes de la turbina eólica 100 están alojados en la góndola 106. En el modo de realización ejemplar, la góndola 106 incluye tres conjuntos de pitch 130. Cada conjunto de pitch 130 está acoplado a una pala de rotor 112 asociada (mostrada en la Fig. 1) y modula un pitch de una pala de rotor 112 asociada alrededor del eje de pitch 128. En la Fig. 2 se muestra solo uno de los tres conjuntos de pitch 130. En el modo de realización ejemplar, cada conjunto de pitch 130 incluye al menos un motor de accionamiento de pitch 131.

[0012] Como se muestra en la Fig. 2, el rotor 108 está acoplado de forma rotatoria a un generador eléctrico 132 situado dentro de la góndola 106 mediante un eje de rotor 134 (algunas veces denominado eje principal o eje de baja velocidad), una multiplicadora 136, un eje rápido 138 y un acoplamiento 140. La rotación del eje de rotor 134 acciona de forma rotatoria la multiplicadora 136 que posteriormente acciona el eje rápido 138. El eje rápido 138 acciona de forma rotatoria el generador 132 mediante un acoplamiento 140, y la rotación del eje rápido 138 facilita la producción de potencia eléctrica por el generador 132. La multiplicadora 136 se sostiene mediante un soporte 142 y el generador 132 se sostiene mediante un soporte 144. En el modo de realización ejemplar, la multiplicadora 136 utiliza una geometría de ruta doble para accionar el eje rápido 138. De forma alternativa, el eje de rotor 134 está acoplado directamente al generador 132 mediante el acoplamiento 140.

[0013] La góndola 106 también incluye un mecanismo de accionamiento de orientación 146 que hace girar la góndola 106 y el rotor 108 alrededor de un eje de orientación 116 (mostrado en la Fig. 1) para controlar la perspectiva de las palas de rotor 112 con respecto a la dirección del viento 114. La góndola 106 también incluye al menos un mástil meteorológico 148 que incluye una veleta y un anemómetro (ninguno mostrado en la Fig. 2). En un modo de realización, el mástil meteorológico 148 proporciona información, incluyendo la dirección del viento y/o la velocidad del viento, a un sistema de control de turbina 150. En el modo de realización ejemplar, el sistema de control de turbina 150 ejecuta un programa SCADA (de supervisión, control y adquisición de datos).

[0014] El conjunto de pitch 130 está acoplado de forma operativa al sistema de control de turbina 150. En el modo de realización ejemplar, la góndola 106 también incluye un rodamiento de apoyo delantero 152 y un rodamiento de apoyo trasero 154. El rodamiento de apoyo delantero 152 y el rodamiento de apoyo trasero 154 facilitan el apoyo radial y la alineación del eje de rotor 134. El rodamiento de apoyo delantero 152 está acoplado al eje de rotor 134 cerca del buje 110. El rodamiento de apoyo trasero 154 está situado en el eje de rotor 134 cerca de la multiplicadora 136 y/o del generador 132. La góndola 106 puede incluir cualquier número de rodamientos de apoyo que permiten que la turbina eólica 100 funcione como se divulga en el presente documento. El eje de rotor 134, el generador 132, la multiplicadora 136, el eje rápido 138, el acoplamiento 140 y cualquier dispositivo de sujeción, apoyo y/o fijación asociado que incluye, pero sin limitarse a, el soporte 142, el soporte 144, el rodamiento de apoyo delantero 152 y el rodamiento de apoyo trasero 154, a veces se denominan tren de potencia 156.

[0015] La Fig. 3 es un diagrama de bloques de un sistema de control de turbina 150 ejemplar que se puede usar con la turbina eólica 100 (mostrada en la Fig. 1). En el modo de realización ejemplar, el sistema de control de turbina 150 incluye un procesador 200 que está acoplado de forma operativa a un dispositivo de memoria 202, a al menos un sensor 204, a al menos un actuador 206 y a al menos un dispositivo de comunicación 208.

[0016] En el modo de realización ejemplar, el procesador 200 incluye cualquier circuito programable adecuado incluyendo uno o más sistemas y microcontroladores, microprocesadores, circuitos de conjunto de instrucciones reducido (RISC), circuitos integrados específicos de la aplicación (ASIC), circuitos lógicos programables (PLC), matrices de puertas programables in situ (FPGA) y cualquier otro circuito que pueda ejecutar las funciones descritas en el presente documento. Los ejemplos anteriores son solo ejemplares y, por tanto, no pretenden limitar de ninguna forma la definición y/o el significado del término “procesador”.

[0017] El dispositivo de memoria 202 incluye un medio legible por ordenador, tal como, sin limitación, una memoria de acceso aleatorio (RAM), una memoria flash, una unidad de disco duro, una unidad de estado sólido, un disquete y/o una unidad flash. De forma alternativa, el dispositivo de memoria 202 puede incluir cualquier medio legible por ordenador adecuado que permite que el sistema de control de turbina 150 funcione como se describe en el presente documento. El dispositivo de memoria 202 almacena y transfiere información e instrucciones que el procesador 200 va a ejecutar.

[0018] En el modo de realización ejemplar, los sensores 204 incluyen, por ejemplo, uno o más de los siguientes: un sensor de voltaje, un sensor de corriente, un sensor de velocidad del viento, un sensor de dirección del viento, un sensor de densidad del aire, un sensor de temperatura, un acelerómetro y/o cualquier sensor adecuado. Los sensores 204 proporcionan mediciones de una o más condiciones de funcionamiento de la turbina eólica 100. En el modo de realización ejemplar, las condiciones operativas medidas de la turbina eólica 100 incluyen, sin limitación, una potencia generada, un par generado, una velocidad de rotación del rotor 108 (mostrado en la Fig. 1) , una carga mecánica de uno o más componentes de la turbina eólica 100, una densidad del aire, una altitud, una velocidad del viento, una dirección del viento, una temperatura ambiente y/o cualquier condición adecuada en o dentro de la turbina eólica 100.

[0019] El dispositivo de comunicación 208, en el modo de realización ejemplar, incluye un receptor inalámbrico y un transmisor inalámbrico (ninguno mostrado) que reciben y transmiten datos desde y a uno o más dispositivos. Dichos dispositivos pueden incluir, pero no se limitan a solo incluir, otras turbinas eólicas 100, receptores acústicos (no mostrados en la Fig. 3), sistemas informáticos tales como un servidor de parque eólico (no mostrado) y/o cualquier otro dispositivo que permite que el sistema de control de turbina 150 funcione como se describe en el presente documento. De forma adicional o alternativa, el dispositivo de comunicación 208 recibe y/o transmite datos desde y/o a otros dispositivos a través de uno o más cables de datos u otros conductores.

[0020] En el modo de realización ejemplar, el procesador 200 recibe datos desde el dispositivo de comunicación 208 y/o los sensores 204 y utiliza los actuadores 206 en base a los datos recibidos para ajustar uno o más componentes y/o características de la turbina eólica 100. Por ejemplo, los actuadores 206 incluyen y/o están incorporados dentro de uno o más motores de accionamiento de pitch 131 (mostrados en la Fig. 2), un mecanismo de accionamiento de orientación 146 (mostrado en la Fig. 2) y/o cualquier otro componente que permite que la turbina eólica 100 funcione como se describe en el presente documento. En consecuencia, por ejemplo, los actuadores 206 ajustan un ángulo de pitch de una o más palas de rotor 112 y/o un ángulo de orientación de la góndola 106 (ambos mostrados en la Fig. 1) para cambiar una velocidad de rotación del rotor 108 y/o para cambiar una cantidad de potencia generada por la turbina eólica 100.

[0021] La Fig. 4 es una vista esquemática de un parque eólico 300 ejemplar. En el modo de realización ejemplar, el parque eólico 300 incluye una pluralidad de turbinas eólicas 100 y al menos un receptor acústico 302. Como se describe anteriormente, cada turbina eólica 100 incluye un sistema de control de turbina 150 (mostrado en la Fig. 2) que se comunica con unos receptores acústicos 302 y/u otras turbinas eólicas 100 (es decir, con el sistema de control de turbina 150 de otras turbinas eólicas 100).

[0022] Cada receptor acústico 302, en el modo de realización ejemplar, incluye un sensor acústico 304 y un dispositivo de comunicación 306 que incluye un transmisor inalámbrico y/o un receptor inalámbrico (ninguno mostrado). Los sensores acústicos 304 miden una cantidad de emisiones acústicas (es decir, una amplitud de ondas sonoras) recibidas por el receptor acústico 302. Dichas emisiones acústicas pueden ser generadas por turbinas eólicas 100 y/o por cualquier otra fuente situada dentro de una zona de detección 308 de los sensores acústicos 304.

[0023] Por otro lado, en el modo de realización ejemplar, cada receptor acústico 302 filtra las emisiones acústicas recibidas desde fuentes distintas de las turbinas eólicas 100 de modo que el receptor acústico 302 almacena y/o procesa solo las emisiones acústicas generadas por las turbinas eólicas 100.

[0024] En el modo de realización ejemplar, la zona de detección 308 es un área centrada alrededor del receptor acústico 302, en la que el sensor acústico 304 detecta las emisiones acústicas generadas dentro de la zona de detección 308. Las zonas de detección 308, en el modo de realización ejemplar, se determinan para cada receptor acústico 302 durante la instalación de un parque eólico y/o durante cualquier otro período de tiempo adecuado, y se almacenan dentro de una tabla de consulta u otra estructura de datos dentro de un dispositivo de memoria (no mostrado) situado dentro del receptor acústico 302. Por otro lado, en el modo de realización ejemplar, se determinan y/o se actualizan zonas de detección 308 para englobar turbinas eólicas 100 que generan emisiones acústicas que superan un umbral acústico mínimo. En un modo de realización, las zonas de detección 308 se superponen de modo que una turbina eólica 100 está situada dentro de las zonas de detección 308 de una pluralidad de receptores acústicos 302.

[0025] En el modo de realización ejemplar, dependiendo de una posición relativa de cada receptor acústico 302 y cada turbina eólica 100 dentro del parque eólico 300, cada sensor acústico 304 recibe y/o mide unas emisiones acústicas generadas por una pluralidad de turbinas eólicas 100. Los receptores acústicos 302 comparan las amplitudes de las emisiones acústicas recibidas desde las turbinas eólicas 100 con un umbral de penalización predeterminado. En el modo de realización ejemplar, un gobierno, un organismo y/o cualquier otra entidad determina el umbral de penalización. Por otro lado, el umbral de penalización representa un nivel de emisiones acústicas cuya generación está autorizada y/o que se considera aceptable dentro del parque eólico 300 y/u otra área adecuada sin que se evalúe una penalización. En el modo de realización ejemplar, el umbral de penalización está basado en la amplitud de una o más emisiones acústicas y/o basado en un nivel medio o sostenido de emisiones acústicas recibidas durante un período de tiempo predeterminado.

[0026] Si las amplitudes de las emisiones acústicas recibidas superan el umbral de penalización, el receptor acústico 302 transmite una notificación de penalización a las turbinas eólicas 100. La notificación de penalización, en el modo de realización ejemplar, incluye una penalización que se va a evaluar contra el operador del parque eólico 300 y/o cualquier otra persona adecuada. Además, en el modo de realización ejemplar, la penalización se incrementa linealmente o no linealmente a medida que las amplitudes de emisión acústica se incrementan por encima del umbral de penalización. En un modo de realización alternativo, se puede generar una notificación de penalización si las emisiones acústicas anteriores han superado el umbral de penalización en una cantidad predeterminada y/o durante una cantidad de tiempo predeterminado, incluso si las emisiones acústicas actuales están por debajo del umbral de penalización. En dicho modo de realización, se puede seguir evaluando una penalización, pero la cantidad de penalización se puede reducir linealmente o no linealmente en base a la cantidad de tiempo que ha transcurrido desde que se ha superado el umbral de penalización, en base a la cantidad en que las emisiones acústicas están por debajo del umbral de penalización y/o en base cualquier otro criterio adecuado. Así pues, la penalización y/o la notificación de penalización se pueden actualizar a lo largo del tiempo, por ejemplo, actualizar de forma continua, periódica y/o intermitente. Por otro lado, en un modo de realización, el umbral de penalización se puede actualizar o modificar durante el funcionamiento del parque eólico 300 y/o la turbina eólica 100.

[0027] En el modo de realización ejemplar, la penalización se determina o calcula dentro del receptor acústico 302 en base a las emisiones acústicas recibidas. De forma alternativa, el receptor acústico 302 puede transmitir señales representativas de la cantidad de emisiones acústicas recibidas a cualquier otro sistema o dispositivo para su uso en la determinación o el cálculo de la penalización que se va a evaluar. Como se usa en el presente documento en el modo de realización ejemplar, el término "penalización" se refiere a una cantidad monetaria evaluada como resultado de las emisiones acústicas que superan el umbral de penalización. De forma alternativa, una "penalización" puede ser una cantidad de generación de potencia que las turbinas eólicas 100 y/o el parque eólico 300 deben reducir como resultado de emisiones acústicas que superan el umbral de penalización, y/o cualquier otra cantidad que permite que el parque eólico 300 funcione como se describe en el presente documento. Como se describe con más detalle en el presente documento, en el modo de realización ejemplar, las turbinas eólicas 100 optimizan una generación de potencia y/o una generación de emisión acústica en base a la notificación de penalización recibida. De forma alternativa, las turbinas eólicas 100 optimizan la generación de potencia y/o la generación de emisiones acústicas en base a una notificación de penalización esperada y/o en base a una notificación de una penalización que se espera evaluar. Así pues, las turbinas eólicas 100 pueden recibir una notificación de una penalización que se espera evaluar si se mantiene un nivel actual de emisiones acústicas, y las turbinas eólicas 100 pueden ajustar u optimizar la generación de potencia y/o la generación de emisiones acústicas para reducir y/o hacer que la penalización esperada se modifique.

[0028] La Fig. 5 es un diagrama de flujo de un procedimiento ejemplar 400 de optimización de un funcionamiento de al menos una turbina eólica, tal como la turbina eólica 100 (mostrada en la Fig. 1). En un modo de realización, un servidor de parque eólico u otro sistema informático (no mostrado) pueden ejecutar al menos parcialmente el procedimiento 400. En el modo de realización ejemplar, el sistema de control de turbina 150 (mostrado en la Fig. 2) de cada turbina eólica 100 dentro del parque eólico 300 (mostrado en la Fig. 4) ejecuta al menos parcialmente el procedimiento 400. Así pues, en el modo de realización ejemplar, el procedimiento 400 se ejecuta al menos parcialmente como un algoritmo distribuido usando sistemas de control de turbina 150 de una pluralidad de turbinas eólicas 100 dentro del parque eólico 300.

[0029] En el modo de realización ejemplar, el procedimiento 400 mide 402 unas emisiones acústicas recibidas por el receptor acústico 302 (mostrado en la Fig.4). Por ejemplo, en el modo de realización ejemplar, cada receptor acústico 302 mide 402 unas emisiones acústicas recibidas desde las turbinas eólicas 100 situadas dentro de la zona de detección 308 (mostrada en la Fig. 4). De forma alternativa, las turbinas eólicas 100 pueden medir las emisiones acústicas generadas por cada turbina eólica 100 y transmitir una señal de medición de emisión acústica al receptor acústico 302. Por otro lado, el receptor acústico 302 compara 404 las emisiones acústicas con un umbral acústico predeterminado. Si las emisiones acústicas superan el umbral acústico, el receptor acústico 302 determina 406 una penalización que se va a evaluar en base a las emisiones acústicas. En el modo de realización ejemplar, la penalización se actualiza si las emisiones acústicas cambian.

[0030] En el modo de realización ejemplar, la penalización es una cantidad económica (es decir, monetaria) evaluada para las turbinas eólicas 100 dentro de la zona de detección 308. De forma alternativa, la penalización se puede representar en unidades de producción de energía anual (AEP) de modo que la penalización se contabiliza frente a la cantidad de potencia generada por cada turbina eólica 100 dentro de la zona de detección 308 para su uso en la determinación de la AEP de cada turbina eólica 100. Además, en el modo de realización ejemplar, cada receptor acústico 302 transmite 408 una notificación de penalización que identifica la penalización a al menos una turbina eólica 100, tal como cada turbina eólica 100 situada dentro de la zona de detección 308, si las emisiones acústicas recibidas por el receptor acústico 302 superan el umbral acústico.

[0031] Cada turbina eólica 100, en el modo de realización ejemplar, recibe 410 una notificación de penalización desde al menos un receptor acústico 302. Por otro lado, en el modo de realización ejemplar, cada turbina eólica 100 recibe 410 una o más notificaciones de penalización desde cada receptor acústico 302 que tiene una zona de detección 308 que engloba la turbina eólica 100. Cada turbina eólica 100 calcula 412 un nivel de emisión acústica que genera una utilidad neta máxima de la turbina eólica 100. Como se usa en el presente documento, el término "utilidad neta" se refiere a una cantidad de potencia generada por la turbina eólica 100 (por ejemplo, la AEP de la turbina eólica 100) y/o un valor económico atribuido a la turbina eólica 100 en base a la cantidad de potencia generada por la turbina eólica 100 (por ejemplo, la AEP de la turbina eólica multiplicada por un coste de energía). La utilidad neta incorpora al menos una parte de la penalización recibida 410 desde los receptores acústicos 302. Más específicamente, en el modo de realización ejemplar, la turbina eólica 100 determina y/o estima la parte de cada penalización atribuible a las emisiones acústicas generadas por la turbina eólica 100, por ejemplo, haciendo referencia a un modelo acústico almacenado dentro del sistema de control de la turbina 150. De forma alternativa, el modelo acústico puede estar almacenado en, o ser actualizado por, uno o más sistemas remotos y/o puede estar basado en unas mediciones recibidas desde, y/o almacenadas dentro de, uno o más sistemas. En consecuencia, la utilidad neta de cada turbina eólica 100 incluye la parte de cada penalización atribuible a las emisiones acústicas generadas por la turbina eólica 100 restada de la AEP total o el valor económico de la turbina eólica 100.

[0032] En el modo de realización ejemplar, cada turbina eólica 100 calcula la utilidad neta máxima de la turbina eólica 100 resolviendo un algoritmo de optimización, como la ec. 1:

en la que j es un índice de un receptor acústico 302, i es un índice de una turbina eólica 100 dentro de la zona de detección 308 del receptor acústico 302, y f¡ (x¡) es la AEP o el valor económico o el rendimiento de la turbina eólica 100 en función del nivel de emisión acústica x de la turbina eólica 100. Pj es la penalización evaluada por un receptor acústico 302, y nij (xi) es el nivel de emisión acústica medido en el receptor acústico 302 debido a la turbina eólica 100 en función de la emisión acústica x¡ de la turbina eólica 100. En el modo de realización ejemplar, el nivel de emisión acústica en el receptor acústico 302 debido a la turbina eólica 100 se calcula y/o determina haciendo referencia a un modelo de emisión acústica y/o una tabla de consulta almacenada dentro del sistema de control de la turbina 150.

[0033] En el modo de realización ejemplar, el sistema de control de turbina 150 resuelve el algoritmo de optimización seleccionando un nivel de emisión acústica deseado x¡ que la turbina eólica 100 va a generar, que aumenta al máximo el valor resultante de la ec. 1. Más específicamente, en el modo de realización ejemplar, el sistema de control de la turbina 150 selecciona un nivel de emisión acústica x¡ que aumenta al máximo una diferencia entre la AEP o el valor económico o el rendimiento de la turbina eólica 100 y la suma de las penalizaciones Pj atribuibles a la turbina eólica 100. Por otro lado, en el modo de realización ejemplar, el sistema de control de la turbina 150 resuelve el algoritmo de optimización usando un solucionador de gradientes. De forma alternativa, el sistema de control de la turbina 150 resuelve el algoritmo de optimización usando cualquier solucionador o procedimiento adecuado.

[0034] En el modo de realización ejemplar, el sistema de control de la turbina 150 ajusta 414 al menos un componente y/o una característica de la turbina eólica 100 para que funcione al nivel de emisión acústica calculado o deseado. Más específicamente, en el modo de realización ejemplar, el sistema de control de la turbina 150 utiliza los actuadores 206 (mostrados en la Fig. 3) para ajustar un ángulo de pitch de las palas del rotor 112 y/o un ángulo de orientación de la góndola 106 (ambos mostrados en la Fig. 1) para incrementar o disminuir la potencia generada por la turbina eólica 100. Debido a que la generación de potencia es proporcional al nivel de emisión acústica de la turbina eólica 100, incrementar o disminuir la potencia generada por la turbina eólica 100 incrementa o disminuye el nivel de emisión acústica de la turbina eólica 100. Después de que al menos un componente y/o una característica de la turbina eólica 100 se haya ajustado 414 para funcionar al nivel de emisión acústica deseado, el procedimiento 400 vuelve a medir 402 las emisiones acústicas recibidas por cada receptor acústico 302.

[0035] En el modo de realización ejemplar, cada receptor acústico 302 dentro del parque eólico 300 ejecuta las etapas 402, 404, 406 y 408 del procedimiento 400, y cada turbina eólica 100 dentro del parque eólico 300 ejecuta las etapas 410, 412 y 414 del procedimiento 400. Más específicamente, en el modo de realización ejemplar, el procesador 200 del sistema de control de la turbina 150 dentro de cada turbina eólica 100 del parque eólico 300 ejecuta las etapas 410, 412 y 414. De forma alternativa, cualquier dispositivo o sistema adecuado que permite que el procedimiento 400 funcione como se describe en el presente documento puede ejecutar cualquier etapa del procedimiento 400.

[0036] La Fig. 6 es un diagrama de flujo de un procedimiento 500 ejemplar de optimización de un funcionamiento de una primera turbina eólica, tal como la turbina eólica 100 (mostrada en la Fig. 1). En el modo de realización ejemplar, el procedimiento 500 es sustancialmente similar al procedimiento 400 (mostrado en la Fig. 5), y unas etapas similares del procedimiento 500 están marcadas con los mismos números de referencia que las etapas del procedimiento 400. Así pues, el procedimiento 500 incluye las etapas 402, 404, 406, 408 y 410 como se describe con más detalle con respecto a la Fig. 5.

[0037] En el modo de realización ejemplar, el procedimiento 500 se ejecuta en una primera turbina eólica 100 de una pluralidad de turbinas eólicas 100 dentro del parque eólico 300 (mostrado en la Fig. 3). La primera turbina eólica 100 está situada antes de una segunda turbina eólica 100 de modo que una segunda turbina eólica 100 está situada dentro de una zona de estela de la primera turbina eólica 100. En el modo de realización ejemplar, un efecto de estela causado por la primera turbina eólica 100 afecta de forma no deseable a la carga inducida a la segunda turbina eólica 100. Como se usa en el presente documento, el término "efecto de estela" se refiere a una turbulencia o carga inducida a una turbina eólica 100 posterior situada dentro de una zona de estela de una turbina eólica 100 anterior. Por otro lado, como se usa en el presente documento, el término "zona de estela" se refiere a un área de turbulencia incrementada posterior a una turbina eólica 100 que puede estar causada por una interacción de unas palas de rotor 112 con el viento que pasa por la turbina eólica 100. Se debe entender que a medida que cambia una dirección del viento y/o una rotación de las palas del rotor 112, también puede cambiar una orientación y/o un tamaño de una zona de estela. Por otro lado, en determinadas condiciones, una pluralidad de turbinas eólicas 100 anteriores pueden generar una o más zonas de estela que de forma individual o conjunta afectan a una o más turbinas eólicas 100 posteriores.

[0038] La primera turbina eólica 100, en el modo de realización ejemplar, recibe 502 una notificación de penalización de carga desde al menos una turbina eólica 100, tal como la segunda turbina eólica 100. En un modo de realización, la primera turbina eólica 100 recibe 502 una notificación de penalización de carga desde una pluralidad de turbinas eólicas 100 situadas dentro de la zona de estela de la primera turbina eólica 100. Como se usa en el presente documento, el término "penalización de carga" se refiere a una cantidad monetaria y/o una cantidad de reducción de generación de potencia evaluada para y/o contabilizada contra una turbina eólica 100 como resultado de un efecto de estela inducido a la turbina eólica 100.

[0039] En el modo de realización ejemplar, se calcula 504 un nivel de emisión acústica que genera una utilidad neta máxima de la primera turbina eólica 100. En el modo de realización ejemplar, el nivel de emisión acústica deseado de la primera turbina eólica 100 se calcula 504 resolviendo un algoritmo de optimización, tal como la ec.

2, para aumentar al máximo la utilidad neta de la primera turbina eólica 100:

en la que j es un índice de un receptor acústico 302, k es un índice de la primera turbina eólica 100 situada dentro de la zona de detección 308 del receptor acústico 302, i es un índice de la segunda turbina eólica 100 situada dentro de una zona de estela de la primera turbina eólica 100, y fk (xk) es la AEP o el valor económico o el rendimiento de la primera turbina eólica 100 en función del nivel de emisión acústica xk de la primera turbina eólica 100. El término df¡ / dxk * xk representa el cambio en o la AEP incremental o el valor económico o el rendimiento de la segunda turbina eólica 100 debido al efecto de estela de la primera turbina eólica 100 en función del funcionamiento de la primera turbina eólica 100 al nivel de emisión acústica xk. El término Qi representa una penalización de carga comunicada a la primera turbina eólica 100 desde la segunda turbina eólica 100, y L representa la carga mecánica en la segunda turbina eólica 100. Así pues, el término Qi * dL / dxk * xk representa la penalización debida a la carga adicional inducida a la segunda turbina eólica 100 como resultado de la estela inducida a la segunda turbina eólica 100 por la primera turbina eólica 100.

[0040] El término Pj representa la penalización evaluada por el receptor acústico 302, y nkj (xk) representa el nivel de emisión acústica medido en el receptor acústico 302 debido a la primera turbina eólica 100 en función de la emisión acústica Xk de la primera turbina eólica 100. En el modo de realización ejemplar, el nivel de emisión acústica en el receptor acústico 302 debido a la primera turbina eólica 100 se calcula y/o determina haciendo referencia a un modelo de emisión acústica y/o una tabla de consulta almacenada dentro del sistema de control de la turbina 150. En consecuencia, el término Z Pj * nkj (xk) representa la suma de penalizaciones debidas a las emisiones acústicas de la primera turbina eólica 100 recibidas por cada receptor acústico 302.

[0041] En el modo de realización ejemplar, la primera turbina eólica 100 selecciona un valor de Xk que aumenta al máximo la ec. 2 y comunica el valor de segunda turbina eólica 100 para su uso en la determinación de la emisión acústica óptima x¡ de la segunda turbina eólica 100. Más específicamente, en el modo de realización ejemplar, la primera turbina eólica 100 selecciona un nivel de emisión acústica Xk que aumenta al máximo una diferencia entre la AEP o el valor económico o el rendimiento de la primera turbina eólica 100 y la suma de las penalizaciones de carga Qi y/o las penalizaciones de emisión acústica Pj atribuibles a la primera turbina eólica 100. Al menos un componente y/o una característica de la primera turbina eólica 100 se ajusta 414 para que funcione al nivel de emisión acústica deseado o calculado de una manera similar a la descrita anteriormente con referencia a la Fig. 5. En un modo de realización, la segunda turbina eólica 100 actualiza la penalización de carga en base al funcionamiento 414 ajustado de la primera turbina eólica 100 (es decir, en base a un cambio en la carga inducida a la segunda turbina eólica 100 como resultado del funcionamiento de la primera turbina eólica 100 al nivel de emisión acústica ajustado). Después de que al menos un componente y/o una característica de la turbina eólica 100 se haya ajustado 414 para que funciones al nivel de emisión acústica deseado, el procedimiento 500 vuelve a medir 402 las emisiones acústicas recibidas por cada receptor acústico 302.

[0042] En el modo de realización ejemplar, cada receptor acústico 302 dentro del parque eólico 300 ejecuta las etapas 402, 404, 406 y 408 del procedimiento 500, y cada turbina eólica 100 dentro del parque eólico 300 ejecuta las etapas 410 y 414 del procedimiento 500. Más específicamente, en el modo de realización ejemplar, el procesador 200 del sistema de control de la turbina 150 dentro de cada turbina eólica 100 del parque eólico 300 ejecuta las etapas 410, 414, 502 y 504. De forma alternativa, cualquier dispositivo o sistema adecuado que permite que el procedimiento 500 funcione como se describe en el presente documento puede ejecutar cualquier etapa del procedimiento 500.

[0043] Aunque el procedimiento 400 y el procedimiento 500 se describen en el presente documento en relación con las turbinas eólicas 100 y los receptores acústicos 302 dentro del parque eólico 300, se debe reconocer que el procedimiento 400 y/o el procedimientos 500 también se pueden ejecutar entre las turbinas eólicas 100 y/o los receptores acústicos 302 de una pluralidad de parques eólicos 300.

[0044] Por otro lado, en un modo de realización, el procedimiento 400 y/o el procedimiento 500 pueden optimizar el funcionamiento de una o más turbinas eólicas 100 en base a un estado operativo de una o más turbinas eólicas 100. Por ejemplo, en un modo de realización, a una turbina eólica 100 de rendimiento insuficiente o una turbina eólica 100 que ha experimentado una mayor cantidad de carga y/o fatiga que otras turbinas eólicas 100 se les pueden dar preferencia para que funcionen a niveles de emisión acústica y/o niveles de potencia menores para ampliar una vida operativa de la turbina eólica 100 mientras se determinan los niveles de emisión acústica, AEP, y/o el rendimiento económico óptimos de la turbina eólica 100. Por otro lado, durante un período de reducción de potencia, tal como un período de reducción de potencia impuesto por una red eléctrica, se puede dar preferencia a las turbinas eólicas 100 más cercanas a los receptores acústicos 302 para reducir la cantidad de emisiones acústicas recibidas por los receptores 302. Además, si una o más turbinas eólicas 100 se paran o inhabilitan, por ejemplo, con propósitos de mantenimiento, los niveles de emisión acústica y/o los niveles de potencia de las turbinas eólicas 100 activas se pueden incrementar para adaptarlos a la pérdida de potencia de la turbina eólica 100 inhabilitada, sin dejar de cumplir las limitaciones de emisión acústica y/u optimizar los niveles de emisión acústica generados por las turbinas eólicas 100 activas.

[0045] Un efecto técnico de determinados de los sistemas y procedimientos descritos en el presente documento puede incluir al menos uno de: (a) recibir al menos una notificación de penalización que identifica una penalización evaluada en base a una emisión acústica generada por al menos una turbina eólica; (b) calcular un nivel de emisión acústica que al menos una turbina eólica va a generar en base a la penalización y en base al menos a una potencia generada por la al menos una turbina eólica y un valor económico atribuido a la al menos una turbina eólica; y (c) ajustar al menos una característica de al menos una turbina eólica para hacer que la al menos una turbina eólica funcione a un nivel de emisión acústica calculado.

[0046] Diversos de los modos de realización descritos anteriormente pueden proporcionar un procedimiento eficaz y riguroso de optimizar el funcionamiento de una turbina eólica. Un receptor acústico mide las emisiones acústicas recibidas desde una o más turbinas eólicas y compara las emisiones acústicas con un umbral. Si se supera el umbral, se evalúa una penalización y se transmite a las turbinas eólicas dentro de una zona de detección del receptor acústico. Cada turbina eólica dentro de la zona de detección recibe la penalización y calcula un nivel óptimo de emisión acústica que la turbina eólica va a generar para aumentar al máximo una utilidad neta de la turbina eólica. Por otro lado, la carga adicional inducida a las turbinas eólicas posteriores se puede incluir en el cálculo del nivel de emisión acústica óptimo para tener en cuenta las penalizaciones de carga asociadas con los efectos de estela. En consecuencia, los procedimientos descritos en el presente documento permiten que las turbinas eólicas dentro de un parque eólico funcionen con un rendimiento económico óptimo con respecto a las penalizaciones de emisión acústica y/o de carga.

[0047] Los modos de realización ejemplares de un sistema de control, un parque eólico y los procedimientos de optimización del funcionamiento de una turbina eólica se describen en detalle anteriormente. El sistema de control, el parque eólico y los procedimientos no están limitados a los modos de realización específicos descritos en el presente documento, sino que, en su lugar, los componentes del sistema de control y/o el parque eólico y/o las etapas de los procedimientos se pueden utilizar independientemente y por separado de otros componentes y/o etapas descritos en el presente documento. Por ejemplo, los procedimientos también se pueden usar en combinación con otros sistemas de potencia, fluido y control, y no se limitan a su puesta en práctica solo con el parque eólico y el sistema de control como se describe en el presente documento. Más bien, el modo de realización ejemplar se puede implementar y utilizar en relación con muchas otras aplicaciones de sistema de potencia.

[0048] Aunque unas características específicas de diversos modos de realización de la invención se pueden mostrar en algunos dibujos y no en otros, esto es solo por comodidad. De acuerdo con los principios de la invención, se puede hacer referencia a y/o reivindicar cualquier característica de un dibujo en combinación con cualquier característica de cualquier otro dibujo.

[0049] En esta descripción escrita se usan ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para permitir que cualquier experto en la técnica lleve a la práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema de control (150) para una turbina eólica (100), estando configurada la turbina eólica (100) para generar una emisión acústica durante un funcionamiento, comprendiendo dicho sistema de control (150):

un dispositivo de comunicación (208) configurado para recibir al menos una notificación de penalización que identifica una penalización que se va a evaluar en base a la emisión acústica generada, en el que la penalización se representa en unidades de producción de energía anual (AEP) o es una cantidad económica evaluada para la turbina eólica (100), y

un procesador (200) acoplado a dicho dispositivo de comunicación, estando configurado dicho procesador (200) para:

calcular (412) un nivel de emisión acústica (xⁱ) que la turbina eólica va a generar (100) en base

a la penalización y

en base al menos a uno de una potencia generada por una turbina eólica y un valor económico atribuido a la turbina eólica,

mientras se aumenta al máximo una diferencia entre la potencia de salida o el valor económico de la turbina eólica (100), y la penalización de modo que se genera una utilidad neta máxima de la turbina eólica (100), en el que la utilidad neta es una cantidad de potencia generada por una turbina eólica 100 y/o un valor económico atribuido a una turbina eólica (100) en base a la cantidad de potencia generada por una turbina eólica (100); y

ajustar (414) al menos una característica de la turbina eólica para hacer que la turbina eólica funcione al nivel de emisión acústica calculado (xi).

2. El sistema de control (150) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que la utilidad neta máxima se calcula (412) resolviendo un algoritmo de optimización.

3. El sistema de control (150) de acuerdo con la reivindicación 2, en el que el algoritmo de optimización es:

M

f i ( x ú - ^ P j * n ij(X i)

]= i

en el que j es un índice de un receptor acústico (302), i es un índice de la turbina eólica 100) dentro de una zona de detección (308) del receptor acústico (302), y f¡(x¡) es la AEP o el valor económico o el rendimiento de la turbina eólica (100) en función del nivel de emisión acústica x de la turbina eólica (100), Pj es la penalización evaluada por el receptor acústico (302), y riij (x) es el nivel de emisión acústica medido en el receptor acústico (302) debido a la turbina eólica (100) en función de la emisión acústica xi de la turbina eólica (100).

4. El sistema de control (150) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que cada receptor acústico (302) filtra unas emisiones acústicas recibidas desde fuentes distintas de unas turbinas eólicas.

5. El sistema de control (150) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que dicho dispositivo de comunicación (208) está configurado para recibir al menos una notificación de penalización desde al menos dos de una pluralidad de receptores acústicos (302), identificando cada notificación de penalización una penalización que se va a evaluar en base a la emisión acústica generada por la turbina eólica (100).

6. El sistema de control (150) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que dicho procesador (200) está configurado para calcular un nivel de emisión acústica que la turbina eólica (100) va a generar en base a cada penalización recibida y en base a al menos uno de una potencia generada por la turbina eólica y un valor económico atribuido a la turbina eólica.

7. El sistema de control (150) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que la turbina eólica (100) es una primera turbina eólica de una pluralidad de turbinas eólicas, la penalización está basada en una emisión acústica de cada una de la pluralidad de turbinas eólicas, y en el que dicho procesador (200) identifica una parte de la penalización atribuible a la emisión acústica generada por la primera turbina eólica.

8. El sistema de control (150) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que dicho procesador (200) identifica una parte de la penalización atribuible a la emisión acústica generada por la primera turbina eólica (100) haciendo referencia a un modelo acústico.

9. El sistema de control (150) de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que la turbina eólica (100) es una primera turbina eólica de una pluralidad de turbinas eólicas, en el que dicho procesador (200) está configurado para calcular un nivel de emisión acústica que la turbina eólica va a generar en base a una carga inducida a una segunda turbina eólica de la pluralidad de turbinas eólicas.

10. Una turbina eólica (300) que comprende:

al menos un receptor acústico (302) configurado para:

medir una emisión acústica generada dentro de dicho parque eólico; y

generar una notificación de penalización que identifica una penalización que se va a evaluar en base a la emisión acústica medida, en la que la penalización está representada en unidades de producción de energía anual (AEP) o es una cantidad económica evaluada para la turbina eólica (100); y

una pluralidad de turbinas eólicas (100), en la que una primera turbina eólica de dicha pluralidad de turbinas eólicas comprende: un sistema de control (150) como se define en cualquier reivindicación anterior.

11. El parque eólico (300) de acuerdo con la reivindicación 10, en el que dicho al menos un receptor acústico (302) está configurado para:

medir unas emisiones acústicas de al menos dos de dicha pluralidad de turbinas eólicas (100); y

generar al menos una notificación de penalización que identifica una penalización que se va a evaluar en base a las emisiones acústicas medidas.

12. Un parque eólico (300) de acuerdo con la reivindicación 10 o la reivindicación 11, en el que dicho procesador (200) está configurado para calcular el nivel de emisión acústica que aumenta al máximo una diferencia entre la penalización y el al menos uno de una potencia generada por dicha primera turbina eólica (100) y un valor económico atribuido a dicha primera turbina eólica.

13. El parque eólico (300) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, en el que se calcula (504) un nivel de emisión acústica deseado de una primera turbina eólica (100) resolviendo el algoritmo de optimización:

en el que j es un índice de un receptor acústico (302), k es un índice de la primera turbina eólica (100) situada dentro de la zona de detección (308) del receptor acústico (302), i es un índice de una segunda turbina eólica (100) situada dentro de una zona de estela de una primera turbina eólica (100), y fk (xk) es la AEP o el valor económico o el rendimiento de la primera turbina eólica (100) en función del nivel de emisión acústica Xk de la primera turbina eólica (100).

14. Un procedimiento de optimización del funcionamiento de al menos una turbina eólica (100) configurada para generar una emisión acústica durante un funcionamiento que tiene un sistema de control (150) de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 9, comprendiendo dicho procedimiento:

recibir al menos una notificación de penalización que identifica una penalización evaluada en base a una emisión acústica generada por la al menos una turbina eólica (100);

calcular (412) el nivel de emisión acústica (xⁱ) que la turbina eólica (100) va a generar en base a la penalización y en base a al menos uno de una potencia generada por una turbina eólica y un valor económico,

mientras se aumenta al máximo la diferencia entre la potencia de salida o el valor económico de la turbina eólica (100), y la penalización atribuible a la turbina eólica (100) de modo que se genera una utilidad neta máxima de la turbina eólica (100); y ajustar (414) al menos una característica de la turbina eólica para hacer que la turbina eólica funcione al nivel de emisión acústica calculado (xi).