ES2898205T3 - Sistema y procedimiento para controlar un sistema dinámico, en particular, una turbina eólica - Google Patents

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Abstract

Un sistema de control (200) para un sistema dinámico, comprendiendo dicho sistema de control (200): al menos un sensor de medición (240) acoplado al sistema dinámico; al menos un dispositivo de regulación (250) configurado para regular una operación del sistema dinámico en función de al menos una característica de sistema dinámico; y al menos un dispositivo informático (105) acoplado a dicho al menos un sensor de medición (240) y dicho al menos un dispositivo de regulación (250), estando dicho al menos un dispositivo informático (105) configurado para: recibir al menos una señal de medición desde dicho al menos un sensor de medición, en el que la al menos una señal de medición incluye datos de medición; clasificar, usando los datos de medición, un perfil del sistema dinámico a partir del cual se va a inferir la al menos una característica de sistema dinámico; inferir la al menos una característica de sistema dinámico en base, al menos en parte, al perfil; generar al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación en base, al menos en parte, a la inferida al menos una característica de sistema dinámico; y transmitir la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación a dicho al menos un dispositivo de regulación para regular una operación del sistema dinámico, en el que el sistema dinámico es una turbina eólica, en el que el perfil del sistema dinámico es un perfil de variación de la velocidad del viento con la altura, y en el que dicho sistema de control está configurado para clasificar el perfil de variación de la velocidad del viento con la altura determinando si los datos de medición son consistentes con un perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura.

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y procedimiento para controlar un sistema dinámico, en particular, una turbina eólica
Antecedentes
[0001] El campo de la divulgación se refiere a sistemas dinámicos y, más particularmente, a un sistema y procedimiento para controlar un sistema dinámico en base a una o más características inferidas.
[0002] Muchos sistemas conocidos incluyen elementos dinámicos interconectados que cambian a lo largo del tiempo, y dichos sistemas son conocidos como sistemas dinámicos. Un sistema dinámico conocido incluye un flujo de viento que actúa sobre una turbina eólica. Las turbinas eólicas más conocidas incluyen un rotor que tiene múltiples palas. El rotor a veces está acoplado a una carcasa, o góndola, que está situada encima de una base, por ejemplo, una torre tubular. Al menos algunas turbinas eólicas comerciales conocidas, es decir, turbinas eólicas diseñadas para proporcionar potencia eléctrica a una red eléctrica, incluyen palas de rotor que tienen formas y dimensiones predeterminadas. Las palas de rotor transforman energía cinética del viento en fuerzas aerodinámicas de pala inducidas que además inducen un par mecánico de rotación que acciona uno o más generadores que generan potencia eléctrica. Una pluralidad de generadores de turbina eólica en un despliegue geográfico localizado se denomina típicamente parque eólico o central eólica.
[0003] Las turbinas eólicas están expuestas a grandes variaciones de flujo de viento, que ejerce cargas variables sobre la estructura de turbina eólica, en particular el rotor y el eje de turbina eólica. Las características de viento, tales como una variación de la velocidad del viento con la altura (“wind shear”), se pueden usar para permitir un mejor control de turbina para incrementar el rendimiento de potencia y la producción anual de energía y reducir las cargas mecánicas.
[0004] Se han empleado algunos enfoques conocidos para abordar el problema de la medición de características de viento para una turbina eólica. Uno de dichos enfoques consiste en usar sensores LiDAR, sensores de mástil meteorológico o sensores de radar. Por ejemplo, el documento US 2012/0185414 A1 describe un sistema de pronóstico de eventos de rampa de potencia eólica que incluye un analizador de condición de viento para detectar una señal de rampa de potencia eólica, un conjunto de sensores, situado en un área relacionada con un parque eólico, proporcionando el conjunto de sensores datos al analizador de condición de viento; un modelo numérico de mesoescala; un reconocedor de patrones de red neuronal; y un modelo de pronóstico estadístico. El modelo estadístico recibe entradas del analizador de condición de viento, el modelo numérico de mesoescala y el reconocedor de patrones de red neuronal. El modelo de pronóstico estadístico genera un tiempo y una duración para el evento de rampa de potencia eólica para el parque eólico. Sin embargo, estos sensores son costosos y su rendimiento a menudo está sujeto a las condiciones climáticas.
Breve descripción
[0005] En un aspecto, se proporciona un sistema de control para un sistema dinámico. El sistema de control incluye al menos un sensor de medición acoplado al sistema dinámico. El sistema de control también incluye al menos un dispositivo de regulación configurado para regular la operación del sistema dinámico en función de al menos una característica. El sistema de control también incluye al menos un dispositivo informático acoplado al al menos un sensor de medición y al al menos un dispositivo de regulación. El al menos un dispositivo informático está configurado para recibir al menos una señal de medición desde el al menos un sensor de medición, en el que la al menos una señal de medición incluye datos de medición. El al menos un dispositivo informático está configurado además para clasificar, usando los datos de medición, un perfil a partir del cual se va a inferir la al menos una característica. El al menos un dispositivo informático también está configurado para inferir la al menos una característica en base al perfil. El al menos un dispositivo informático está configurado además para generar al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación en base a la al menos una característica. El al menos un dispositivo informático también está configurado para transmitir la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación al al menos un dispositivo de regulación para regular la operación del sistema dinámico. El sistema dinámico es una turbina eólica. El perfil del sistema dinámico es un perfil de variación de la velocidad del viento con la altura. El sistema de control está configurado para clasificar el perfil de variación de la velocidad del viento con la altura determinando si los datos de medición son consistentes con un perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura.
[0006] En otro aspecto, se proporciona un procedimiento para controlar un sistema dinámico. El sistema dinámico incluye una turbina eólica, al menos un sensor de medición acoplado al sistema dinámico. El sistema dinámico también incluye al menos un dispositivo de regulación. El sistema dinámico incluye además al menos un dispositivo informático acoplado al al menos un sensor de medición y al al menos un dispositivo de regulación. El procedimiento incluye recibir, por parte del al menos un dispositivo informático, al menos una señal de medición desde el al menos un sensor de medición. La al menos una señal de medición incluye datos de medición. El procedimiento también incluye clasificar, por parte del al menos un dispositivo informático usando los datos de medición, un perfil a partir del cual se va a inferir al menos una característica, determinando si los datos de medición son consistentes con un perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura. El procedimiento incluye además inferir, por parte del al menos un dispositivo informático, la al menos una característica en base al perfil. El procedimiento también incluye generar, por parte del al menos un dispositivo informático, al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación en base a la al menos una característica. El procedimiento incluye además transmitir, por parte del al menos un dispositivo informático, la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación al al menos un dispositivo de regulación para regular la operación del sistema dinámico.
[0007] Aún en otro aspecto, se proporciona un parque de turbinas eólicas. El parque de turbinas eólicas incluye una pluralidad de turbinas eólicas que incluyen una turbina eólica en operación. El parque de turbinas eólicas también incluye al menos un sensor de medición acoplado a al menos una turbina eólica. El parque de turbinas eólicas incluye además al menos un dispositivo de regulación de turbina eólica configurado para regular la operación de al menos una turbina eólica en función de al menos una característica de viento. El parque de turbinas eólicas también incluye al menos un dispositivo informático acoplado al al menos un sensor de medición y al al menos un dispositivo de regulación de turbina eólica. El al menos un dispositivo informático está configurado para recibir al menos una señal de medición desde el al menos un sensor de medición. La al menos una señal de medición incluye datos de medición. El al menos un dispositivo informático está configurado además para clasificar, usando los datos de medición, un perfil de viento a partir del cual inferir la al menos una característica de viento determinando si los datos de medición son consistentes con un perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura. El al menos un dispositivo informático está configurado además para inferir la al menos una característica de viento en base al perfil de viento. El al menos un dispositivo informático también está configurado para generar al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica en base a la al menos una característica de viento. El al menos un dispositivo informático está configurado además para transmitir la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica al al menos un dispositivo de regulación de turbina eólica para regular la operación del parque de turbinas eólicas.
Dibujos
[0008] Estas y otras características, aspectos y ventajas de la presente divulgación se comprenderán mejor al leer la siguiente descripción detallada con referencia a los dibujos adjuntos en los que caracteres similares representan partes similares en todos los dibujos, en los que:
la FIG. 1 es un diagrama de bloques de un dispositivo informático de ejemplo;
la FIG. 2 es un diagrama de bloques de una parte de un sistema de control de turbina eólica de ejemplo que incluye el dispositivo informático mostrado en la FIG. 1;
la FIG. 3 es una vista esquemática de una turbina eólica de ejemplo que se regula a través del sistema de control de turbina eólica mostrado en la FIG. 2;
la FIG. 4 es una vista esquemática de un sistema de control de parque de turbinas eólicas de ejemplo que se usa para regular una pluralidad de las turbinas eólicas mostradas en la FIG. 3;
la FIG. 5 es una vista en sección transversal esquemática de una góndola de la turbina eólica mostrada en la FIG. 3;
la FIG. 6 es una vista esquemática de un procedimiento de ejemplo para inferir características de viento para regular la operación de la turbina eólica mostrada en la FIG. 3;
la FIG. 7 es una vista esquemática de un procedimiento de ejemplo para inferir una característica de variación de la velocidad del viento con la altura para regular la operación de la turbina eólica mostrada en la FIG. 3; y la FIG. 8 es una vista esquemática de un recurso de alta temperatura, es decir, una turbomáquina, y más específicamente, en el modo de realización de ejemplo, un motor de turbina de gas que se puede usar con el dispositivo informático mostrado en la FIG. 1.
[0009] A menos que se indique lo contrario, los dibujos proporcionados en el presente documento pretenden ilustrar características de modos de realización de la presente divulgación. Se considera que estas características son aplicables a una amplia variedad de sistemas que comprenden uno o más modos de realización de la presente divulgación. Así pues, los dibujos no pretenden incluir todas las características convencionales conocidas por los expertos en la técnica que se requieren para la puesta en práctica de los modos de realización divulgados en el presente documento.
Descripción detallada de la divulgación
[0010] En la siguiente memoria descriptiva y las reivindicaciones, se hará referencia a un número de términos, que se deberán definir para que tengan los siguientes significados.
[0011] Las formas singulares "un", "una" y "el/la" incluyen las formas plurales a menos que el contexto indique claramente lo contrario.
[0012] "Opcional" u "opcionalmente" significa que el evento o la circunstancia descrita posteriormente se puede producir o no, y que la descripción incluye casos en los que el evento se produce y casos en los que no.
[0013] El lenguaje aproximado, como se usa en el presente documento a lo largo de la memoria descriptiva y las reivindicaciones, se puede aplicar para modificar cualquier representación cuantitativa que podría variar permisiblemente sin dar como resultado un cambio en la función básica con la que está relacionada. En consecuencia, un valor modificado por un término o unos términos, tales como "aproximadamente", "alrededor de" y "sustancialmente", no se debe limitar al valor preciso especificado. En al menos algunos casos, el lenguaje aproximado puede corresponder a la precisión de un instrumento para medir el valor. Aquí y a lo largo de la memoria descriptiva y las reivindicaciones, las limitaciones de alcance se pueden combinar y/o intercambiar, dichos alcances están identificados e incluyen todos los subalcances contenidos en los mismos a menos que el contexto o el lenguaje indique lo contrario.
[0014] Como se usa en el presente documento, los términos "procesador" y "ordenador" y términos relacionados, por ejemplo, "dispositivo de procesamiento", "dispositivo informático" y "controlador" no se limitan solo a los circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como ordenador, sino que en términos generales se refieren a un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables, y estos términos se usan de manera intercambiable en el presente documento. En los modos de realización descritos en el presente documento, la memoria puede incluir, pero no se limita a, un medio legible por ordenador, tal como una memoria de acceso aleatorio (RAM), y un medio no volátil legible por ordenador, tal como una memoria flash. De forma alternativa, también se puede usar un disquete, una memoria de solo lectura de disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD) y/o un disco versátil digital (DVD). Asimismo, en los modos de realización descritos en el presente documento, unos canales de entrada adicionales pueden ser, pero no se limitan a, periféricos de ordenador asociados con una interfaz de operario, tal como un ratón y un teclado. De forma alternativa, también se pueden usar otros periféricos de ordenador que pueden incluir, por ejemplo, pero no se limitan a, un escáner. Además, en el modo de realización de ejemplo, unos canales de salida adicionales pueden incluir, pero no se limitan a, un monitor de interfaz de operario.
[0015] Además, como se usa en el presente documento, los términos "software" y "firmware" son intercambiables e incluyen cualquier programa informático almacenado en la memoria para su ejecución por ordenadores personales, estaciones de trabajo, clientes y servidores.
[0016] Como se usa en el presente documento, el término "medio no transitorio legible por ordenador" pretende ser representativo de cualquier dispositivo tangible basado en ordenador implementado en cualquier procedimiento o tecnología para el almacenamiento de información a corto plazo y largo plazo, tal como unas instrucciones legibles por ordenador, unas estructuras de datos, unos módulos y submódulos de programa u otros datos en cualquier dispositivo. Por lo tanto, los procedimientos descritos en el presente documento se pueden codificar como instrucciones ejecutables incorporadas en un medio tangible no transitorio legible por ordenador, que incluye, sin limitación, un dispositivo de almacenamiento y/o un dispositivo de memoria. Dichas instrucciones, cuando son ejecutadas por un procesador, hacen que el procesador realice al menos una parte de los procedimientos descritos en el presente documento. Además, como se usa en el presente documento, el término "medios no transitorios legibles por ordenador" incluye todos los medios tangibles legibles por ordenador, que incluyen, sin limitación, dispositivos de almacenamiento informático no transitorio, que incluyen, sin limitación, medios volátiles y no volátiles, y medios extraíbles y no extraíbles tales como firmware, almacenamiento físico y virtual, CD-ROM, DVD y cualquier otra fuente digital tal como una red o Internet, así como medios digitales aún por desarrollar, con la única excepción de una señal transitoria que se propaga.
[0017] Además, como se usa en el presente documento, el término "tiempo real" se refiere a al menos uno de la hora a la que se han producido los eventos asociados, la hora de medición y recopilación de unos datos predeterminados, la hora de procesar los datos y la hora de una respuesta del sistema a los eventos y el entorno. En los modos de realización descritos en el presente documento, estas actividades y eventos se producen de manera sustancialmente instantánea.
[0018] Los sistemas de control descritos en el presente documento proporcionan un procedimiento para inferir una o más características usando uno o más sensores. La una o más características se infieren en tiempo real y se usan para regular la operación de un sistema dinámico, tal como una turbina eólica. Específicamente, los modos de realización descritos en el presente documento incluyen sistemas de control que utilizan mediciones de sensor para (1) clasificar un perfil para determinar un modelo apropiado a partir del cual se infieren la una o más características, e (2) inferir la una o más características a partir del modelo. En el modo de realización de ejemplo, un sistema de control de turbina eólica está configurado para inferir una o más características de viento usando medidas de sensor y controlar la operación de la turbina eólica al menos parcialmente usando la una o más características de viento inferidas.
[0019] La FIG. 1 es un diagrama de bloques de un dispositivo informático de ejemplo 105 usado para inferir una o más características en base a unas mediciones de sensor recibidas desde uno o más sensores. En un modo de realización, el dispositivo informático 105 se usa para inferir una o más características de viento en base a unas mediciones de sensor recibidas desde uno o más sensores de una turbina eólica. En este modo de realización, el dispositivo informático 105 se usa además para facilitar la operación de una turbina eólica (no mostrada en la FIG. 1) a través de un sistema de control de turbina eólica (no mostrado en la FIG. 1). El dispositivo informático 105 controla la operación de la turbina eólica al menos parcialmente usando la una o más características de viento inferidas.
[0020] El dispositivo informático 105 incluye un dispositivo de memoria 110 y un procesador 115 acoplado funcionalmente a un dispositivo de memoria 110 para ejecutar instrucciones. En algunos modos de realización, las instrucciones ejecutables se almacenan en el dispositivo de memoria 110. El dispositivo informático 105 es configurable para realizar una o más operaciones descritas en el presente documento por parte del procesador de programación 115. Por ejemplo, el procesador 115 se puede programar codificando una operación como una o más instrucciones ejecutables y proporcionando las instrucciones ejecutables en el dispositivo de memoria 110. En el modo de realización de ejemplo, el dispositivo de memoria 110 es uno o más dispositivos que permiten el almacenamiento y la recuperación de información tal como instrucciones ejecutables y/u otros datos. El dispositivo de memoria 110 puede incluir uno o más medios legibles por ordenador.
[0021] El dispositivo de memoria 110 está configurado para almacenar datos de sensor. Por ejemplo, el dispositivo de memoria 110 almacena, sin limitación, mediciones de condición atmosférica, datos operativos de turbina eólica, mediciones de carga mecánica, mediciones de ángulo de pitch de pala y/o cualquier otro tipo de datos. Asimismo, el dispositivo de memoria 110 incluye, sin limitación, suficientes datos, algoritmos y consignas para facilitar (i) la generación de decisiones basadas en datos de un perfil de los datos de sensor para determinar un modelo apropiado basado en física a partir del cual se infieren la una o más características, (ii) la inferencia de la una o más características del modelo, y (iii) el uso de la una o más características para regular un sistema dinámico. En el modo de realización de ejemplo, el dispositivo de memoria 110 incluye, sin limitación, datos, algoritmos y consignas suficientes para facilitar (a) la generación de clasificaciones basadas en datos de un perfil de viento de los datos de sensor para determinar un modelo apropiado a partir del cual se infieren la una o más características de viento, (b) la inferencia de la una o más características de viento del modelo, y (c) el uso de la una o más características de viento para regular la turbina eólica.
[0022] En algunos modos de realización, el dispositivo informático 105 incluye una interfaz de presentación 120 acoplada al procesador 115. La interfaz de presentación 120 presenta información a un usuario 125. En algunos modos de realización, la interfaz de presentación 120 incluye uno o más dispositivos de visualización y presenta, por ejemplo, datos y/o características de sensor al usuario 125 usando una interfaz hombre-máquina (HMI) (no mostrada en la FIG. 1). Asimismo, en algunos modos de realización, el dispositivo informático 105 incluye una interfaz de entrada de usuario 130. En el modo de realización de ejemplo, la interfaz de entrada de usuario 130 está acoplada al procesador 115 y recibe entradas del usuario 125.
[0023] Una interfaz de comunicación 135 está acoplada al procesador 115 y está configurada para acoplarse en comunicación con uno o más de otros dispositivos, tales como uno o más sensores, un dispositivo de control de turbina eólica u otro dispositivo informático 105, y para realizar operaciones de entrada y salida con respecto a dichos dispositivos mientras funciona como un canal de entrada. La interfaz de comunicación 135 recibe datos desde y/o transmite datos a uno o más dispositivos remotos. Por ejemplo, una interfaz de comunicación 135 del dispositivo informático 105 transmite una señal a la interfaz de comunicación 135 de otro dispositivo informático 105. En algunos modos de realización, la interfaz de comunicación 135 es una interfaz inalámbrica.
[0024] En algunos modos de realización, el dispositivo informático 105 se usa para facilitar la operación de una pluralidad de turbinas eólicas (no mostradas en la FIG. 1) a través de un sistema de control de parque de turbinas eólicas (no mostrado en la FIG. 1). En estos modos de realización, el dispositivo informático 105 incluye suficientes instrucciones legibles/ejecutables por ordenador, estructuras de datos, módulos de programa y submódulos de programa, para recibir otros datos asociados con valores medidos desde otras turbinas eólicas y sistemas de turbinas eólicas para facilitar la operación global del parque de turbinas eólicas.
[0025] La FIG. 2 es un diagrama de bloques de ejemplo de una parte de un sistema de control de turbina eólica 200 que infiere una o más características de viento usando uno o más sensores de monitorización 240 (también conocidos como sensores de medición) en una turbina eólica 300. El sistema de control de turbina eólica 200 se usa además para controlar al menos una parte de la turbina eólica 300. En el modo de realización de ejemplo, el sistema de control de turbina eólica 200 infiere una característica de variación de la velocidad del viento con la altura, como se describe a continuación.
[0026] En algunos modos de realización, el sistema de control de turbina eólica 200 incluye suficientes instrucciones legibles/ejecutables por ordenador, estructuras de datos, módulos de programa y submódulos de programa, para recibir otros datos asociados con valores medidos desde otros sistemas de turbina eólica para facilitar la operación global de la turbina eólica 300. De forma alternativa, el sistema de control de turbina eólica 200 es un sistema autónomo. Además, de forma alternativa, el sistema de control de turbina eólica 200 es cualquier sistema basado en ordenador que monitoriza partes de, e infiere una o más características de viento para una turbina eólica 300. En el modo de realización de ejemplo, el sistema de control de turbina eólica 200 incluye un dispositivo informático 105 configurado para ejecutar algoritmos de monitorización y lógica de monitorización. El dispositivo informático 105 está acoplado a otros dispositivos 220 por medio de una red 225. En algunos modos de realización, la red 225 es una red inalámbrica.
[0027] En el modo de realización de ejemplo, el dispositivo informático 105 está acoplado a la red 225 por medio de una interfaz de comunicación 135. En un modo de realización alternativo, el dispositivo informático 105 está integrado con otros dispositivos 220.
[0028] En el modo de realización de ejemplo, la turbina eólica 300 incluye uno o más sensores de monitorización 240 acoplados al dispositivo informático 105 por medio de al menos un canal de entrada 245. Los sensores 240 incluyen uno o más sensores de carga mecánica 242 para obtener mediciones de carga. Los sensores 240 también pueden incluir uno o más sensores de ángulo de pitch de pala 244 para obtener mediciones de ángulo de pitch de pala, uno o más sensores de condición atmosférica 246 para obtener mediciones de condición atmosférica y/o uno o más sensores de datos operativos 248 para obtener mediciones de datos operativos. Los sensores 240 recopilan mediciones que incluyen, sin limitación, orientación (“yaw"), cabeceo, pitch, velocidad de viento estimada por coordenadas de múltiples palas (MBC), salida eléctrica, momentos de flexión, momentos de torsión y rotaciones por minuto (r/min) que proceden de unas partes de turbina eólica 300. Los sensores 240 producen señales de sensor de medición de turbina eólica 300 que se transmiten al dispositivo informático 105. Dichos datos se transmiten por la red 225, y cualquier dispositivo que puede acceder a la red 225, incluidos, sin limitación, ordenadores de sobremesa, ordenadores portátiles y asistentes digitales personales (PDA) (ninguno mostrado) accede a los mismos.
[0029] Los sensores 240 repetidamente, por ejemplo, periódicamente, continuamente y/o a petición, transmiten lecturas de medición en el momento de medición. De forma alternativa, se establece cualquier número de mediciones, cualquier intervalo de tiempo y cualquier ventana de tiempo que permita la operación de la turbina eólica 300 y el sistema de control de turbina eólica 200 como se describe anteriormente.
[0030] En el modo de realización de ejemplo, el dispositivo informático 105 está configurado para inferir una característica de variación de la velocidad del viento con la altura. El dispositivo informático 105 clasifica un perfil de variación de la velocidad con la altura obtenido a partir de una o más mediciones de sensor. En base al perfil de variación de la velocidad con la altura, el dispositivo informático 105 determina un modelo apropiado a partir del cual se debería inferir la característica de variación de la velocidad con la altura. El dispositivo informático 105 infiere a continuación la característica de variación de la velocidad con la altura a partir del modelo.
[0031] Más específicamente, el dispositivo informático 105 usa un procedimiento de aprendizaje automático supervisado, tal como un algoritmo de bosques aleatorios, en los datos de medición de sensor para clasificar según si el perfil de variación de la velocidad con la altura se comporta de acuerdo con un perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura (como se supone normalmente) o si el perfil es un chorro de bajo nivel (donde se experimenta una velocidad menor a mayor elevación) o una distribución de velocidad plana (donde la velocidad de mayor elevación supera una predicción de ley de potencias).
[0032] En el modo de realización de ejemplo, el perfil de variación de la velocidad con la altura se clasifica usando un modelo de bosques aleatorios que se ha entrenado previamente con datos históricos donde, en un modo de realización, sensores a cinco elevaciones diferentes están configurados para registrar velocidades de viento estándar principales (por ejemplo, de un mástil meteorológico o un Lidar/Sodar de múltiples sensores). El algoritmo de bosques aleatorios genera múltiples árboles de decisión. Estos múltiples árboles de decisión a veces se denominan grupo de árboles o bosque aleatorio. Una vez que se ha entrenado el modelo, la información de cargas en tiempo real se aplica al grupo de árboles para obtener una clasificación sobre si el perfil de variación de la velocidad con la altura se comporta de acuerdo con una ley de potencias o si está en efecto un perfil de variación de la velocidad con la altura diferente.
[0033] Después de que se haya clasificado el perfil usando un modelo de bosques aleatorios (u otro modelo de aprendizaje automático supervisado, tal como regresión contraída y red neuronal), las características del modelo de variación de la velocidad con la altura se pueden determinar a partir de los datos. Si el perfil es un perfil de ley de potencias, una única característica a (alfa) caracteriza el perfil de variación de la velocidad con la altura. La ley de potencias de perfil de viento viene dada por:
V(h)/V(HH) = (h/HH)a, Ec. (1)
donde V = velocidad de viento, HH = altura 1 (altura inferior), h = altura 2 (altura superior) y a = exponente de variación de la velocidad del viento con la altura. La variación de la velocidad del viento con la altura se cuantifica como el exponente de variación de la velocidad del viento con la altura a en la ecuación de ley de potencias que relaciona velocidades de viento a dos alturas diferentes. El exponente de variación de la velocidad del viento con la altura a se puede determinar a partir de los datos reduciendo al mínimo una métrica de error de ajuste, por ejemplo, el error medio cuadrático, entre los datos de entrenamiento y el perfil de variación de la velocidad con la altura de ley de potencias. En la práctica, a varía con características tales como elevación, hora del día, estación, temperatura, terreno y estabilidad atmosférica. Un exponente más grande significa un gradiente vertical más grande en la velocidad de viento. Si el dispositivo informático 105 determina que el perfil de variación de la velocidad con la altura es consistente con la ley de potencias, el exponente de variación de la velocidad del viento con la altura a se infiere como la característica de variación de la velocidad del viento con la altura.
[0034] Si el perfil no es una ley de potencias, se determinan dos características que pueden describir un perfil de variación de la velocidad con la altura más complejo. Más específicamente, si el dispositivo informático 105 determina que el perfil de variación de la velocidad con la altura no se comporta de acuerdo con la ley de potencias de perfil de viento, el dispositivo informático 105 usa un modelo cuadrático ajustado con unas características a y b en un ajuste cuadrático. El modelo cuadrático ajustado representa una corriente de chorro de bajo nivel (LLJ) o una distribución de velocidad plana (casi lineal). El modelo cuadrático ajustado viene dado por:
V(h) = V(HH)[a(h-HH)2 b(h-HH) 1], Ec. (2)
donde V = velocidad de viento, HH = altura 1 (altura inferior), h = altura 2 (altura superior), a = primer coeficiente de ajuste cuadrático y b = segundo coeficiente de ajuste cuadrático.
[0035] El modelo cuadrático ajustado ajusta una función cuadrática (ai, bi) de variación de la velocidad con la altura a cinco elevaciones diferentes de velocidad de viento, donde i representa la elevación. Las características ai y bi son los coeficientes del modelo cuadrático, donde a representa una curvatura y b representa la pendiente. La característica b está cerca de a (alfa) cuando el perfil de viento está cerca de la ley de potencias. Al igual que con el exponente de variación de la velocidad del viento con la altura a (alfa) anterior, las características ai y bi se determinan reduciendo al mínimo el error medio cuadrático entre unas mediciones de velocidad real determinadas por los sensores 240 en un intervalo de altitudes y velocidades predichas en el intervalo de altitudes. Típicamente, el coeficiente de curvatura a será pequeño para un perfil plano y más grande para un perfil de chorro de bajo nivel.
[0036] Cuando el modelo cuadrático ajustado se reescribe en su forma derivada, el coeficiente de ajuste cuadrático b’ es la característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida, y es igual al exponente de variación de la velocidad con la altura a dado en la ley de potencias. Esto se puede probar usando una expansión de Taylor de la ley de potencias para demostrar que b' = a. Así pues, en algunos modos de realización, el dispositivo informático 105 está configurado para identificar a o las características cuadráticas independientemente del tipo de perfil. En estos modos de realización, la etapa de identificar el tipo de perfil (por ejemplo, ley de potencias, LLJ o plano) no se realiza después de inferir la(s) característica(s).
[0037] Los perfiles de variación de la velocidad con la altura son accionados por diferentes diferenciales de potencia. La ley de potencias describe la variación de la velocidad con la altura normal. El perfil de corriente de chorro de bajo nivel tiene menor energía que la correspondiente ley de potencias basada en una medición hasta la altura del buje (la velocidad de viento disminuye con la altura). La corriente de chorro plano describe una curva de variación de la velocidad con la altura más plana que la ley de potencias, lo que da como resultado una mayor energía en el perfil de viento (la velocidad de viento se incrementa con la altura a una velocidad más pronunciada que al variación de la velocidad del viento con la altura normal). La operación de la turbina eólica se puede mejorar dependiendo de las condiciones de viento descritas por el perfil de variación de la velocidad con la altura.
[0038] El dispositivo informático 105 está configurado además para generar al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica en base a la característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida. El dispositivo informático 105 también está configurado además para transmitir la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica al dispositivo de regulación de turbina eólica 250. El dispositivo de regulación de turbina eólica 250 está configurado para recibir la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica para regular la operación de la turbina eólica 300. El dispositivo de regulación de turbina eólica 250 incluye, pero no se limita a, un regulador de pitch para ajustar el pitch de pala, un regulador de par de torsión para modular el par de torsión en un tren de potencia, un regulador de orientación para modificar una posición de orientación de la turbina eólica 300 y un regulador de freno mecánico para activar un dispositivo de frenado para el tren de potencia.
[0039] La regulación de la operación de la turbina eólica 300 incluye, pero no se limita a, controlar la orientación de la turbina eólica 300, controlar el pitch de al menos una de las palas de turbina (no mostrado en la FIG. 2), controlar los convertidores electrónicos de potencia conectados al generador de turbina, controlar la potencia generada por la turbina eólica 300, controlar la velocidad de rotación del rotor de turbina y controlar el par de torsión de la turbina eólica 300. Por ejemplo, la señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica ordena al dispositivo de regulación de turbina eólica que cambie el pitch de una o más palas de rotor para mejorar el par de torsión o reducir las cargas dado un perfil de variación de la velocidad del viento con la altura particular.
[0040] Los efectos técnicos de usar una característica de viento inferida para controlar al menos parcialmente la turbina eólica incluyen, sin limitación, incrementar la producción de energía, mejorar la duración de los componentes de turbina eólica, validar el rendimiento, mejorar el control de pitch fino, localizar y resolver problemas y proporcionar capacidades de información general. Por ejemplo, la característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida se usa para incrementar la producción de energía mediante control de pitch fino u otros procedimientos de control de turbina, proporcionar conocimiento para reducir la interrupción (“tripping”) o la reducción de suministro de potencia (“curtailment”) protectoras innecesarias que no son apropiadas para el perfil de variación de la velocidad con la altura dado y/o para la optimización a nivel de parque.
[0041] Además, el sistema de control de turbina eólica 200 descrito en el presente documento facilita un control mejorado de turbina eólica 300 y/o una pluralidad de turbinas eólicas 300 en un parque de turbinas eólicas. Específicamente, los modos de realización descritos en el presente documento facilitan un control mejorado de la turbina eólica a través de determinaciones de estimaciones en tiempo real, diarias y estacionales de flujo de viento en un sitio de turbina eólica. Así pues, los modos de realización descritos en el presente documento facilitan una mejora del rendimiento de generación de potencia y un incremento de la producción anual de energía (AEP) teniendo en cuenta las variables de flujo dependientes del tiempo, tales como unos cambios de configuración de turbina eólica, que incluyen paradas de turbina y contaminación y erosión de palas.
[0042] Aunque el ejemplo anterior incluye una característica de variación de la velocidad del viento con la altura (vertical) inferida, una característica de viento también se podría inferir para, pero sin limitarse a, variaciones direccionales, velocidad de viento a varias alturas, variación de la dirección con la altura (“veer”), intensidad de turbulencia, desalineación de orientación, flujo ascendente, variación de la velocidad en dirección horizontal (“horizontal shear”), estado de estela (“waked state”) y estado de no estela. Estas características de viento podrían tener uno o más perfiles que se podrían describir mediante uno o más modelos, que incluyen, pero sin limitarse a, un modelo de ley de potencias. En modos de realización alternativos, se infieren una o más características de viento usando un modelo de parámetro único conocido, tal como un modelo lineal o una ley de potencias.
[0043] El proceso descrito anteriormente es aplicable en un número de contextos. En este caso, la variación de la velocidad con la altura se describe en general usando un modelo de característica única y la etapa de clasificación identifica cuándo el modelo es inadecuado. Sin embargo, otras características se pueden caracterizar también mediante modelos. Por ejemplo, en modos de realización alternativos, los sistemas y procedimientos descritos en el presente documento usan un modelo de característica única para inferir al menos una característica. La al menos una característica incluye, pero no se limita a, una característica de variación de la velocidad del viento con la altura. Por tanto, el procedimiento es generalizable y escalable más allá de la variación de la velocidad con la altura.
[0044] Además, diferentes aplicaciones pueden enfatizar diferentes partes del proceso descrito. Por ejemplo, en una implementación, la clasificación de perfil (por ejemplo, ley de potencias, chorro de bajo nivel o chorro plano) para explicar un rendimiento insuficiente de turbina se puede enfatizar sin necesidad de modelizar con precisión el perfil de variación de la velocidad con la altura exacto. Mientras, en otra implementación, la clasificación de perfil no es tan importante como la inferencia de características. Los sistemas y procedimientos descritos proporcionan flexibilidad para ambas.
[0045] El dispositivo informático 105 interactúa con un primer operador 230, por ejemplo, sin limitación, por medio de la interfaz de entrada de usuario 130 y/o la interfaz de presentación 120. En un modo de realización, el dispositivo informático 105 presenta información sobre la turbina eólica 300, tal como unas posiciones de pitch de pala medidas, a un operario 230. Otros dispositivos 220 interactúan con un segundo operario 235, por ejemplo, sin limitación, por medio de la interfaz de entrada de usuario 130 y/o la interfaz de presentación 120. Por ejemplo, otros dispositivos 220 presentan información operativa al segundo operario 235. Como se usa en el presente documento, el término "operario" incluye a cualquier persona en cualquier capacidad asociada con la operación y el mantenimiento de la turbina eólica 300, incluyendo, sin limitación, personal de turno de operaciones, técnicos de mantenimiento y supervisores de instalaciones.
[0046] La FIG. 3 es una vista esquemática de una turbina eólica 300 de ejemplo que se monitoriza y controla a través de un sistema de control de turbina eólica 200 (mostrado en la FIG. 2). En el modo de realización de ejemplo, la turbina eólica 300 es una turbina eólica de eje horizontal. La turbina eólica 300 incluye una torre 302 que se extiende desde una superficie de apoyo 304, una góndola 306 acoplada a una torre 302 y un rotor 308 acoplado a una góndola 306. El rotor 308 tiene un buje rotatorio 310 y una pluralidad de palas de rotor 312 acopladas al buje 310. En el modo de realización de ejemplo, el rotor 308 tiene tres palas de rotor 312. De forma alternativa, el rotor 308 tiene cualquier número de palas de rotor 312 que permite que la turbina eólica 300 funcione como se describe en el presente documento. En el modo de realización de ejemplo, la torre 302 está fabricada en acero tubular y tiene una cavidad (no mostrada en la FIG. 3) que se extiende entre la superficie de apoyo 304 y la góndola 306. De forma alternativa, la torre 302 es cualquier torre que permite que la turbina eólica 300 funcione como se describe en el presente documento, incluyendo, pero sin limitarse a, una torre de celosía. La altura de la torre 302 es cualquier valor que permite que la turbina eólica 300 funcione como se describe en el presente documento.
[0047] Las palas 312 están situadas alrededor del buje de rotor 310 para facilitar la rotación del rotor 308, transfiriendo de este modo energía cinética del viento 324 como energía mecánica utilizable y, posteriormente, energía eléctrica. El rotor 308 y la góndola 306 se hacen girar alrededor de la torre 302 sobre un eje de orientación 316 para controlar la perspectiva de las palas 312 con respecto a la dirección del viento 324. Las palas 312 se unen al buje 310 acoplando una parte de raíz de pala 320 al buje 310 en una pluralidad de regiones de transferencia de carga 322. Las regiones de transferencia de carga 322 tienen una región de transferencia de carga de buje y una región de transferencia de carga de pala (ninguna mostrada en la FIG. 3). Las cargas inducidas en las palas 312 se transfieren al buje 310 por medio de las regiones de transferencia de carga 322. Cada una de las palas 312 también incluye una parte de punta de pala 325.
[0048] En el modo de realización de ejemplo, las palas 312 tienen una longitud de entre 50 metros (m) (164 pies (ft)) y 100 m (328 ft); sin embargo, estas características no constituyen ninguna limitación para la presente divulgación. De forma alternativa, las palas 312 tienen cualquier longitud que permite que la turbina eólica funcione como se describe en el presente documento. Cuando el viento 324 golpea cada una de las palas 312, se inducen fuerzas aerodinámicas (no mostradas) en cada una de las palas 312, y se induce una rotación del rotor 308 alrededor del eje de rotación 314 a medida que se aceleran las partes de punta de pala 325. Una posición de pitch, o ángulo de pitch (no mostrado) de las palas 312, es decir, un ángulo que determina la orientación de cada una de las palas 312 con respecto al plano del rotor, se cambia mediante un mecanismo de ajuste de pitch (no mostrado en la FIG. 3).
[0049] Además, en la FIG. 3, el número de referencia 324 es en general representativo del viento. Dado que el viento 324 se distribuye espacial y temporalmente, la velocidad de viento varía significativamente en diferentes puntos del área barrida por las palas de turbina eólica 312. Por lo tanto, diferentes partes de la turbina eólica 300 experimentan diferentes velocidades de viento. Los ángulos de pitch de las palas 312 se ajustan alrededor de un eje de pitch 318 para cada una de las palas 312. En el modo de realización de ejemplo, los ángulos de pitch de las palas 312 se controlan individualmente. De forma alternativa, el pitch de las palas 312 se controla como un grupo. Aún de forma alternativa, el pitch de las palas se modula.
[0050] La FIG. 4 es una vista esquemática de un sistema de control de parque de turbinas eólicas 400 de ejemplo. En el modo de realización de ejemplo, el sistema 400 incluye unos sensores 240 localizados cerca de, en, dentro de, sobre, o unidos de otro modo a, al menos un componente de al menos una turbina eólica 300 en un parque de turbinas eólicas 402. El sistema 400 incluye el sistema de control de turbina eólica 200. De forma alternativa, el sistema de control de turbina eólica 400 es una parte de cualquier otro sistema o sistemas independientemente de la arquitectura del sistema de control de turbina eólica 200.
[0051] En el modo de realización de ejemplo, el sistema de control de parque de turbinas eólicas 400 incluye un dispositivo de regulación de parque de turbinas eólicas 404 y una pluralidad de dispositivos de regulación de turbina eólica 250 acoplados al dispositivo de regulación de parque de turbinas eólicas 404. Los sensores 240 están acoplados al dispositivo informático 105 a través de una red 406 o un cable de transmisión de datos 406. El dispositivo de regulación de parque 404 controla principalmente cada turbina eólica 300 del parque de turbinas eólicas 402 a través de unos dispositivos de regulación de turbina eólica 250 en función de una característica de viento inferida, tal como una característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida, en base a unos análisis del dispositivo informático 105. Esto puede incluir regular la velocidad angular del rotor (revoluciones por minuto, es decir, r/min) y los ángulos de pitch de las palas 312 alrededor del eje de pitch 318 (ambos mostrados en la FIG. 3). El dispositivo informático 105 está configurado para generar y transmitir al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica al dispositivo de regulación de parque 404. El dispositivo de regulación de parque 404 transmite la señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica a los dispositivos de regulación 250 para regular la operación de las turbinas eólicas 300 en el parque de turbinas eólicas 402.
[0052] En un modo de realización alternativo, el sistema de control de parque de turbinas eólicas 400 no incluye un dispositivo de regulación de parque de turbinas eólicas 404 y el dispositivo informático 105 se comunica directamente con los dispositivos de regulación de turbina eólica 250.
[0053] La FIG. 5 es una vista esquemática en sección transversal de la góndola 506 de una turbina eólica 300 de ejemplo. Diversos componentes de la turbina eólica 300 están alojados en la góndola 506 encima de la torre 502 de la turbina eólica 300. La góndola 506 incluye un mecanismo de accionamiento de pitch 530 que está acoplado a una pala 312 (mostrada en la FIG. 3), donde el mecanismo 530 modula el pitch de la pala asociada 312 a lo largo del eje de pitch 518. En el modo de realización de ejemplo, el mecanismo de accionamiento de pitch 530 incluye al menos un motor de accionamiento de pitch 531.
[0054] La góndola 506 también incluye un rotor 508 que está acoplado de forma rotatoria a un generador eléctrico 532 situado dentro de la góndola 506 por medio del eje de rotor 534, una multiplicadora 536, un eje de alta velocidad 538 y un acoplamiento 540. La rotación del eje 534 acciona de forma rotatoria la multiplicadora 536 que posteriormente acciona de forma rotatoria el eje 538. El eje 538 acciona de forma rotatoria el generador 532 por medio del acoplamiento 540, y la rotación del eje 538 facilita la producción de potencia eléctrica por el generador 532. La multiplicadora 536 y el generador 532 están sostenidos por unos soportes 542 y 544, respectivamente. En el modo de realización de ejemplo, la multiplicadora 536 utiliza una geometría de doble ruta para accionar el eje de alta velocidad 538. De forma alternativa, el eje de rotor principal 534 está acoplado directamente al generador 532 por medio del acoplamiento 540.
[0055] La góndola 506 incluye además un mecanismo de ajuste de orientación 546 que se usa para hacer girar la góndola 506 y el rotor 508 sobre un eje para controlar la perspectiva de las palas 312 con respecto a la dirección del viento. La góndola 506 también incluye al menos un mástil meteorológico 548, donde el mástil 548 incluye una veleta y un anemómetro. El mástil 548 proporciona información a un sistema de control de turbina (no mostrado) que incluye dirección de viento y/o velocidad de viento.
[0056] Una parte del sistema de control de turbina reside dentro de un panel de control 550. La góndola 506 incluye además unos rodamientos de proa y popa 552 y 554, respectivamente, donde los rodamientos 552 y 554 facilitan el soporte y la alineación radial del eje 534.
[0057] La turbina eólica 300 incluye un sistema de control de pitch 560, donde al menos una parte del sistema de control de pitch 560 se sitúa en la góndola 506, o de forma alternativa, fuera de la góndola 506. Específicamente, al menos una parte del sistema de control de pitch 560 descrito en el presente documento incluye al menos un dispositivo de regulación de turbina eólica, es decir, un procesador 562 y un dispositivo de memoria (no mostrado), y al menos un conducto de entrada/salida (E/S) 564, donde el conducto 564 incluye al menos un canal de E/S (no mostrado). Más específicamente, el procesador 562 se sitúa dentro del panel de control 550. En algunos modos de realización, el procesador 562 es sustancialmente similar a, o incluye, el procesador 115 (mostrado en la FIG. 1).
[0058] El procesador 562 y otros procesadores (no mostrados) como se describe en el presente documento procesan información transmitida desde una pluralidad de dispositivos eléctricos y electrónicos que incluyen, pero no se limitan a, dispositivos de retroalimentación de posición de pitch de pala 566 (descritos más adelante) y dispositivos de retroalimentación de generación de potencia eléctrica (no mostrados). La RAM y los dispositivos de almacenamiento (no mostrados) almacenan y transfieren información e instrucciones que el procesador 562 va a ejecutar. La RAM y los dispositivos de almacenamiento también se pueden usar para almacenar y proporcionar variables temporales, información e instrucciones estáticas (es decir, que no cambian) u otra información intermedia al procesador 562 durante la ejecución de instrucciones por el procesador 562. Las instrucciones que se ejecutan incluyen, pero no se limitan a, unas consignas de control de sistema de pitch de pala residentes. La ejecución de secuencias de instrucciones no se limita a ninguna combinación específica de circuitos de hardware e instrucciones de software.
[0059] En el modo de realización de ejemplo, al menos una parte del sistema de control de pitch 560 que incluye, pero no se limita a, el procesador 562 se sitúa dentro del panel de control 550. Además, el procesador 562 está acoplado a unos motores de accionamiento de pitch de pala 531 por medio de al menos un conducto de E/S 564. El conducto de E/S 564 incluye cualquier número de canales que tienen cualquier arquitectura, incluyendo, pero sin limitarse a, un cable Cat 5/6, cableado de par trenzado y características de comunicación inalámbrica. El sistema de control de pitch 560 incluye arquitecturas de control distribuidas y/o centralizadas, o cualquier combinación de las mismas.
[0060] El sistema de control de pitch 560 también incluye una pluralidad de dispositivos de retroalimentación de posición de pitch de pala 566 independientes acoplados con el procesador 562 por medio de al menos un conducto de E/S 564. En el modo de realización de ejemplo, cada mecanismo de accionamiento de pitch 530 está asociado con un dispositivo de retroalimentación de posición de pitch de pala único 566 (también conocido como dispositivo de posición de pitch de pala o dispositivo de retroalimentación de posición). De forma alternativa, cualquier número de dispositivos de retroalimentación de posición de pitch de pala 566 están asociados con cada mecanismo 530. Por lo tanto, en el modo de realización de ejemplo, el mecanismo 530 y el motor de accionamiento 531 asociado, así como el dispositivo 566, están incluidos en el sistema 560 como se describe en el presente documento. Cada dispositivo de retroalimentación de posición de pitch de pala 566 mide una posición de pitch de cada pala 312 con respecto al buje de rotor 510. El dispositivo de retroalimentación de posición de pitch de pala 566 es cualquier sensor adecuado que tiene cualquier ubicación adecuada dentro de o alejada de la turbina eólica 300, tal como, pero sin limitarse a, unos codificadores ópticos angulares, codificadores magnéticos rotatorios y codificadores incrementales, o alguna combinación de los mismos. Además, el dispositivo de retroalimentación de posición de pitch de pala 566 transmite señales de medición de pitch (no mostradas) que son sustancialmente representativas de la posición de pitch de pala 312 asociada al procesador 562 para el procesamiento de las mismas.
[0061] La FIG. 6 es una vista esquemática de un procedimiento de ejemplo 600 para inferir una o más características de viento para regular al menos parcialmente la operación de la turbina eólica 300 de ejemplo (mostrada en la FIG. 3). En referencia a las FIGS. 1, 2, 3 y 6, los sensores de monitorización 240 de la turbina eólica 300 transmiten señales de sensor de medición al dispositivo informático 105. El dispositivo informático 105 recibe 602 las señales de sensor de medición, que incluyen datos de medición. El dispositivo informático 105 usa un procedimiento de aprendizaje automático, tal como bosques aleatorios, en los datos de medición para clasificar 604 un perfil de viento. En base al perfil de viento, el dispositivo informático 105 determina 606 un modelo apropiado a partir del cual se va a inferir una o más características de viento. A continuación, el dispositivo informático 105 infiere la una o más características de viento usando el modelo.
[0062] El dispositivo informático 105 transmite 610 una señal de consigna, en base a la una o más características de viento inferidas, a un dispositivo de regulación de turbina eólica para regular la turbina eólica.
[0063] La FIG. 7 es una vista esquemática de un procedimiento 700 de ejemplo para inferir una característica de variación de la velocidad del viento con la altura como se describe en la FIG. 3. En referencia a las FIGS. 1,2, 3 y 6, los sensores de monitorización 240 de la turbina eólica 300 de ejemplo transmiten señales de sensor de medición al dispositivo informático 105. El dispositivo informático 105 recibe 702 las señales de sensor de medición, que incluyen datos de medición. El dispositivo informático 105 usa un procedimiento de aprendizaje automático, tal como unos bosques aleatorios, en los datos de medición para clasificar 704 un perfil de variación de la velocidad del viento con la altura. En particular, el dispositivo informático 105 usa un procedimiento de aprendizaje automático en los datos de medición de sensor para clasificar si el perfil de variación de la velocidad del viento con la altura se comporta 706 de acuerdo con una ley de potencias de perfil de viento.
[0064] Si el perfil de variación de la velocidad del viento con la altura se comporta de acuerdo con la ley de potencias, el dispositivo informático 105 usa 708 la ley de potencias como el modelo apropiado a partir del cual se va a inferir 710 la característica de variación de la velocidad del viento con la altura. En consecuencia, el dispositivo informático 105 usa una característica alfa (a) de la ley de potencias como la característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida.
[0065] Si el perfil de variación de la velocidad del viento con la altura no se comporta de acuerdo con la ley de potencias de perfil de viento, el dispositivo informático 105 usa 712 una corriente de chorro de bajo nivel (LLJ) o una corriente de chorro plano como el modelo apropiado a partir del cual se va a inferir la característica de variación de la velocidad del viento con la altura. En consecuencia, el dispositivo informático 105 usa un modelo cuadrático ajustado para inferir 714 la característica de variación de la velocidad del viento con la altura. En base al procedimiento descrito anteriormente, el dispositivo informático 105 usa un coeficiente de ajuste cuadrático (a 'y b') como la característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida.
[0066] El dispositivo informático 105 transmite 716 una señal de consigna, en base a la característica de variación de la velocidad con la altura de viento inferida, a un dispositivo de regulación de turbina eólica para regular la turbina eólica.
[0067] La FIG. 8 es una vista esquemática de un recurso de alta temperatura, es decir, una turbomáquina y, más específicamente, en el modo de realización de ejemplo, un motor de turbina de gas 800 que se puede usar con el dispositivo informático 105 (mostrado en la FIG. 1). De forma alternativa, la inferencia de una o más características en cualquier aparato, sistema e instalación de alta temperatura se puede monitorizar y detectar usando un sistema sustancialmente similar al sistema como se describe en el presente documento, incluyendo, sin limitación, sistemas de combustión tales como hornos de combustión fósil, sistemas de gasificación, calderas, turbinas de vapor y los sistemas de escape de alta temperatura asociados.
[0068] En el modo de realización de ejemplo, el motor de turbina de gas 800 incluye una sección de admisión de aire 802 y una sección de compresor 804 que está acoplada corriente abajo (“downstream”) de, y en comunicación de flujo con, la sección de aporte 802. La sección de compresor 804 está encerrada dentro de una carcasa de compresor 806. Una sección de combustor 808 está acoplada corriente abajo de, y en comunicación de flujo con, una sección de compresor 804, y una sección de turbina 810 está acoplada corriente abajo de, y en comunicación de flujo con, la sección de combustor 808. El motor de turbina de gas 800 está encerrado dentro de una carcasa de turbina 812 e incluye una sección de escape 814 que está corriente abajo de la sección de turbina 810. Además, en el modo de realización de ejemplo, la sección de turbina 810 está acoplada a la sección de compresor 804 por medio de un conjunto de rotor 816 que incluye, sin limitación, un rotor de compresor, o un eje de transmisión 818 y un rotor de turbina, o un eje de transmisión 820.
[0069] En el modo de realización de ejemplo, la sección de combustor 808 incluye una pluralidad de conjuntos de combustor, es decir, combustores 822 que están acoplados cada uno en comunicación de flujo con la sección de compresor 804. La sección de combustor 808 también incluye al menos un conjunto de boquilla de combustible 824. Cada combustor 822 está en comunicación de flujo con al menos un conjunto de boquilla de combustible 824. Además, en el modo de realización de ejemplo, la sección de turbina 810 y la sección de compresor 804 están acopladas de forma rotatoria a una carga 826 por medio del eje de transmisión 818. Por ejemplo, la carga 826 puede incluir, sin limitación, un generador eléctrico o una aplicación de accionamiento mecánico, por ejemplo, una bomba. De forma alternativa, el motor de turbina de gas 800 puede ser un motor de avión. En el modo de realización de ejemplo, la sección de compresor 804 incluye al menos un conjunto de pala de compresor 828, es decir, una pala 828 y al menos un conjunto de álabe estacionario 830 contiguo.
[0070] Asimismo, en el modo de realización de ejemplo, la sección de turbina 810 incluye al menos un conjunto de pala de turbina, es decir, un cubo 832 y al menos un conjunto de boquilla fija 834 contiguo. Cada conjunto de pala de compresor 828 y cada cubo de turbina 832 están acoplados a un conjunto de rotor 816 o, más específicamente, a un eje de transmisión de compresor 818 y a un eje de transmisión de turbina 820.
[0071] En operación, la sección de admisión de aire 802 canaliza aire 836 hacia una sección de compresor 804. La sección de compresor 804 comprime el aire de entrada 836 a presiones y temperaturas más altas antes de descargar aire comprimido 838 hacia la sección de combustor 808. El aire comprimido 840 se canaliza hacia el conjunto de boquilla de combustible 824, se mezcla con combustible (no mostrado) y se quema dentro de cada combustor 822 para generar gases de combustión 842 que se canalizan corriente abajo hacia la sección de turbina 810. Los gases de combustión 842 generados dentro de los combustores 822 se canalizan corriente abajo hacia la sección de turbina 810. Después de incidir en el cubo de turbina 832, la energía térmica se convierte en energía mecánica de rotación que se usa para accionar el conjunto de rotor 816. La sección de turbina 810 acciona la sección de compresor 804 y la carga 826 por medio de los ejes de transmisión 818 y 820, y los gases de escape 844 se descargan a través de la sección de escape 814 a la atmósfera ambiente.
[0072] En el modo de realización de ejemplo, el motor de turbina de gas 800 también incluye una pluralidad de sensores de monitorización (por ejemplo, los sensores 240), que están dispuestos en ubicaciones predeterminadas en todo el sistema. La pluralidad de sensores incluye, pero no se limita a, sensores de temperatura, acelerómetros, sensores de vibración y sensores de presión. Los sensores están acoplados al dispositivo informático 105 (no mostrado) para permitir que el motor de turbina de gas 800 se use con el sistema descrito en el presente documento para inferir una o más características. Otros sistemas dinámicos que se pueden usar con el sistema incluyen, pero no se limitan a, sistemas de fondo de pozo. En consecuencia, los expertos en la técnica podrán determinar otros sistemas dinámicos con sensores que se beneficiarían del sistema descrito.
[0073] El sistema de control de turbina eólica descrito anteriormente proporciona un procedimiento para inferir una o más características usando uno o más sensores. La una o más características se infieren en tiempo real y se usan para regular la operación de un sistema dinámico, tal como una turbina eólica. Específicamente, los modos de realización descritos en el presente documento incluyen sistemas de control que utilizan mediciones de sensor para (1) clasificar un perfil para determinar un modelo apropiado a partir del cual se infieren la una o más características, e (2) inferir la una o más características a partir del modelo. En el modo de realización de ejemplo, un sistema de control de turbina eólica está configurado para inferir una o más características de viento usando medidas de sensor y controlar la operación de la turbina eólica al menos parcialmente usando la una o más características de viento.
[0074] Un efecto técnico de ejemplo de los procedimientos, sistemas y aparatos descritos en el presente documento incluye al menos uno de: (a) usar conocimiento en tiempo real de condiciones que afectan a un sistema dinámico en estrategias de control para el sistema dinámico; (b) usar conocimiento en tiempo real de condiciones de viento en un sitio de turbina eólica en estrategias de control para uno o más de lo siguiente: mejorar el rendimiento de generación de potencia, incrementar la producción anual de energía (AEP) y reducir las cargas mecánicas; (c) incrementar la exactitud en la predicción de rendimiento de potencia y las cargas de turbina eólica en diferentes condiciones de viento; (d) mejorar un tiempo de vida útil de componentes mecánicos, incluyendo componentes de turbina eólica; (e) localizar y resolver problemas; (f) proporcionar capacidades de información general; (g) proporcionar conocimiento para reducir la interrupción o la reducción de suministro de potencia protectoras de turbina eólica innecesarias que no son apropiados para un perfil de viento dado; y (h) optimizar el nivel de parque eólico.
[0075] Los modos de realización de ejemplo de procedimientos y sistemas para monitorizar y controlar sistemas dinámicos no se limitan a los modos de realización específicos descritos en el presente documento, sino que, en su lugar, los componentes de los sistemas 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 turbina eólica que requieren reconocimiento in situ de condiciones de flujo de viento, y no están limitados a la puesta en práctica solo con las turbinas eólicas y procedimientos descritos en el presente documento. En su lugar, el modo de realización de ejemplo se puede implementar y utilizar en conexión con muchas otras aplicaciones, equipos y sistemas que se pueden beneficiar de la modelización y el control basados en física en un entorno operativo con condiciones de flujo de viento.
[0076] Aunque se pueden mostrar características específicas de diversos modos de realización de la divulgación en algunos dibujos y no en otros, esto es solo es por conveniencia.
[0077] Algunos modos de realización implican el uso de uno o más dispositivos electrónicos o informáticos. Dichos dispositivos incluyen típicamente un procesador o controlador, tal como una unidad de procesamiento central (CPU) de propósito general, una unidad de procesamiento de gráficos (GPU), un microcontrolador, un procesador de ordenador de conjunto de instrucciones reducido (RISC), un circuito integrado específico de la aplicación (ASIC), un circuito lógico programable (PLC) y/o cualquier otro circuito o procesador que pueda ejecutar las funciones descritas en el presente documento. Los procedimientos descritos en el presente documento se pueden codificar como instrucciones ejecutables incorporadas en un medio legible por ordenador, incluyendo, sin limitación, un dispositivo de almacenamiento y/o un dispositivo de memoria. Dichas instrucciones, cuando son ejecutadas por un procesador, hacen que el procesador realice al menos una parte de los procedimientos descritos en el presente documento. Los ejemplos anteriores son solo de ejemplo y, por tanto, no pretenden limitar de ningún modo la definición y/o el significado del término procesador.
[0078] En esta descripción escrita se usan ejemplos para divulgar los modos de realización, incluyendo el mejor modo, y asimismo para permitir que cualquier experto en la técnica lleve a la práctica los modos de realización, lo cual incluye fabricar y usar unos dispositivos o sistemas cualesquiera y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la divulgación está definido por las reivindicaciones.

Claims (15)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Un sistema de control (200) para un sistema dinámico, comprendiendo dicho sistema de control (200): al menos un sensor de medición (240) acoplado al sistema dinámico;
    al menos un dispositivo de regulación (250) configurado para regular una operación del sistema dinámico en función de al menos una característica de sistema dinámico; y
    al menos un dispositivo informático (105) acoplado a dicho al menos un sensor de medición (240) y dicho al menos un dispositivo de regulación (250), estando dicho al menos un dispositivo informático (105) configurado para:
    recibir al menos una señal de medición desde dicho al menos un sensor de medición, en el que la al menos una señal de medición incluye datos de medición;
    clasificar, usando los datos de medición, un perfil del sistema dinámico a partir del cual se va a inferir la al menos una característica de sistema dinámico;
    inferir la al menos una característica de sistema dinámico en base, al menos en parte, al perfil; generar al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación en base, al menos en parte, a la inferida al menos una característica de sistema dinámico; y
    transmitir la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación a dicho al menos un dispositivo de regulación para regular una operación del sistema dinámico,
    en el que el sistema dinámico es una turbina eólica,
    en el que el perfil del sistema dinámico es un perfil de variación de la velocidad del viento con la altura, y
    en el que dicho sistema de control está configurado para clasificar el perfil de variación de la velocidad del viento con la altura determinando si los datos de medición son consistentes con un perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura.
  2. 2. El sistema de control (200) de acuerdo con la reivindicación 1, en el que dicho al menos un dispositivo informático está configurado además para clasificar el perfil usando un procedimiento de aprendizaje automático.
  3. 3. El sistema de control de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, en el que el perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura de viento incluye un exponente de variación de la velocidad con la altura a, estando dicho al menos un dispositivo informático configurado además para determinar que los datos de medición son consistentes con el perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura, en el que dicho al menos un dispositivo informático (105) usa el exponente de variación de la velocidad con la altura a (alfa) como la al menos una característica de sistema dinámico.
  4. 4. El sistema de control de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que dicho al menos un dispositivo informático (105) está configurado además para determinar que los datos de medición no son consistentes con el perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura, en el que dicho al menos un dispositivo informático usa un modelo cuadrático ajustado para inferir una característica de variación de la velocidad del viento con la altura como la al menos una característica de sistema dinámico.
  5. 5. El sistema de control de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que dicho al menos un dispositivo informático (105) está configurado además para inferir la al menos una característica de sistema dinámico para al menos uno de variaciones direccionales, velocidades de viento a una o más alturas, variación de la dirección con la altura, densidad, intensidad de turbulencia, desalineación de orientación, flujo ascendente, variación de la velocidad en dirección vertical, variación de la velocidad en dirección horizontal, estado de estela y estado de no estela.
  6. 6. El sistema de control de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en el que dicho al menos un dispositivo informático (105) usa un modelo de característica única para inferir la al menos una característica de sistema dinámico.
  7. 7. Un parque de turbinas eólicas (402) que comprende:
    una pluralidad de turbinas eólicas (300);
    al menos un sensor de medición (240) acoplado a al menos una turbina eólica de dicha pluralidad de turbinas eólicas;
    al menos un dispositivo de regulación de turbina eólica (250) configurado para regular una operación de dicha al menos una turbina eólica en función de al menos una característica de viento; y al menos un dispositivo informático (105) acoplado a dicho al menos un sensor de medición (240) y dicho al menos un dispositivo de regulación de turbina eólica (250), estando dicho al menos un dispositivo informático (105) configurado para:
    recibir al menos una señal de medición desde dicho al menos un sensor de medición (240), en el que la al menos una señal de medición incluye datos de medición;
    clasificar, usando los datos de medición, un perfil de viento a partir del cual se va a inferir la al menos una característica de viento determinando si los datos de medición son consistentes con un perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura;
    inferir la al menos una característica de viento en base, al menos en parte, al perfil de viento; generar al menos una señal de consigna del dispositivo de regulación de turbina eólica en base, al menos en parte, a la al menos una característica de viento; y
    transmitir la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica a dicho al menos un dispositivo de regulación de turbina eólica (250) para regular una operación de dicho parque de turbinas eólicas (402).
  8. 8. El parque de turbinas eólicas (402) de acuerdo con la reivindicación 7, en el que dicho al menos un dispositivo informático está configurado además para clasificar el perfil de viento usando un procedimiento de aprendizaje automático.
  9. 9. El parque de turbinas eólicas (402) de acuerdo con la reivindicación 7 u 8, en el que el perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura incluye un exponente de variación de la velocidad con la altura a, estando dicho al menos un dispositivo informático configurado además para determinar que los datos de medición son consistentes con el perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura, en el que dicho al menos un dispositivo informático (105) usa el exponente de variación de la velocidad con la altura a (alfa) como la al menos una característica de viento.
  10. 10. El parque de turbinas eólicas (402) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 7 a 9, en el que dicho al menos un dispositivo informático está configurado además para determinar que los datos de medición no son consistentes con el perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura, en el que dicho al menos un dispositivo informático (105) usa un modelo cuadrático ajustado para inferir una característica de variación de la velocidad del viento con la altura como la al menos una característica de viento.
  11. 11. El parque de turbinas eólicas de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 7 a 10, en el que dicho al menos un dispositivo informático (105) está configurado además para inferir la al menos una característica de viento para al menos uno de variaciones direccionales, velocidades de viento en una o más alturas, variación de la dirección con la altura, densidad, intensidad de turbulencia, desalineación de orientación, flujo ascendente, variación de la velocidad en dirección vertical, variación de la velocidad en dirección horizontal, estado de estela y estado de no estela.
  12. 12. El parque de turbinas eólicas de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 7 a 11, en el que dicho al menos un dispositivo informático (105) usa un modelo de característica única para inferir la al menos una característica de sistema dinámico.
  13. 13. Un procedimiento para controlar un sistema dinámico, incluyendo el sistema dinámico una turbina eólica (300), al menos un sensor de medición (240), al menos un dispositivo de regulación (250), y al menos un dispositivo informático (105) acoplado al al menos un sensor de medición (240) y el al menos un dispositivo de regulación (250), comprendiendo dicho procedimiento:
    recibir, por parte del al menos un dispositivo informático (105), al menos una señal de medición desde el al menos un sensor de medición, en el que la al menos una señal de medición incluye datos de medición;
    clasificar, por parte del al menos un dispositivo informático (105) usando los datos de medición, un perfil de la turbina eólica (300) a partir del cual se va a inferir al menos una característica de sistema dinámico, determinando si los datos de medición son consistentes con un perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura;
    inferir, por parte del al menos un dispositivo informático (105), la al menos una característica de sistema dinámico en base, al menos en parte, al perfil;
    generar, por parte del al menos un dispositivo informático (105), al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación en base, al menos en parte, a la inferida al menos una característica de sistema dinámico; y
    transmitir, por parte del al menos un dispositivo informático (105), la al menos una señal de consigna de dispositivo de regulación al al menos un dispositivo de regulación (250) para regular una operación de la turbina eólica (300).
  14. 14. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 13, que comprende además clasificar, por parte del al menos un dispositivo informático (105), el perfil usando un procedimiento de aprendizaje automático.
  15. 15. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 13 o 14, en el que el perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura incluye un exponente de variación de la velocidad con la altura a, comprendiendo además el procedimiento determinar, por parte del al menos un dispositivo informático, que los datos de medición son consistentes con el perfil de ley de potencias de variación de la velocidad del viento con la altura, en el que el al menos un dispositivo informático usa el exponente de variación de la velocidad con la altura a (alfa) como la al menos una característica de sistema dinámico.
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