ES2898432T3 - Control de velocidad nominal variable en operación a carga parcial de una turbina eólica - Google Patents

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Abstract

Un procedimiento (100) para operar una turbina eólica (10) durante una operación a carga parcial, comprendiendo el procedimiento: determinar (102) una potencia de salida de la turbina eólica (10); determinar si la potencia de salida está por debajo de una potencia nominal de la turbina eólica (10); si la potencia de salida está a la potencia nominal, mantener, por medio de un controlador (26), la velocidad de la turbina eólica (10) igual a una consigna de velocidad nominal; y si la potencia de salida está por debajo de la potencia nominal y existe un espacio operativo por debajo de las restricciones del sistema de la turbina eólica (10), variar, por medio del controlador (26), la velocidad de la turbina eólica (10) en base a una relación no monótona de par de torsión-velocidad, en el que variar la velocidad de la turbina eólica (10) en base a la relación no monótona de par de torsión-velocidad comprende además operar la turbina eólica (10) con respecto a una consigna de velocidad incrementada de la turbina eólica (10) por encima de la consigna de velocidad nominal a potencia nominal en función del par de torsión hasta que se alcancen las restricciones del sistema, en el que la consigna de velocidad incrementada se calcula dinámicamente en función del par de torsión de la turbina eólica (10) y comprende además recibir, por medio de un controlador de turbina (26), las restricciones eléctricas de uno o más componentes desde un controlador de convertidor de la turbina eólica (10) en tiempo real, calcular una pluralidad de consignas de velocidad intermedia en función del par de torsión de la turbina eólica (10) para las restricciones eléctricas, y seleccionar una de la pluralidad de consignas de velocidad intermedia para que sea la consigna de velocidad.

Description

DESCRIPCIÓN
Control de velocidad nominal variable en operación a carga parcial de una turbina eólica
[0001] La presente invención se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a sistemas y procedimientos para controlar una turbina eólica en operación a carga parcial usando una consigna de velocidad nominal variable.
[0002] La potencia eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más ecológicas disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y un rotor. El rotor incluye típicamente un buje giratorio que tiene una o más palas de rotor unidas al mismo. Un rodamiento de pitch está configurado típicamente de forma operativa entre el buje y el encastre de pala de la pala de rotor para permitir la rotación alrededor de un eje de pitch. Las palas de rotor captan energía cinética del viento usando principios aerodinámicos conocidos. Las palas de rotor transmiten la energía cinética en forma de energía de rotación para hacer girar un eje que acopla las palas de rotor a una multiplicadora o, si no se usa una multiplicadora, directamente al generador. A continuación, el generador convierte la energía mecánica en energía eléctrica que se puede distribuir en una red de suministro.
[0003] A bajas velocidades del viento, el par de torsión ejercido por el viento sobre las palas de rotor es insuficiente para hacerlas girar. Sin embargo, a medida que aumenta la velocidad del viento, el rotor de la turbina eólica comienza a girar y a generar potencia eléctrica. La velocidad del viento a la que la turbina eólica comienza a girar y a generar potencia se denomina generalmente velocidad de conexión del viento. A medida que la velocidad del viento se eleva por encima de la velocidad de conexión del viento, el nivel de potencia eléctrica aumenta rápidamente hasta que la potencia de salida alcanza el límite que el generador eléctrico de la turbina eólica es capaz de alcanzar, lo que generalmente se denomina potencia de desconexión nominal. De forma similar, la velocidad del viento a la que se alcanza la potencia nominal se denomina generalmente velocidad de viento nominal. A velocidades del viento por encima de la velocidad de viento nominal, la turbina eólica está diseñada para limitar la potencia de salida a la potencia nominal. Para evitar daños en la turbina eólica, típicamente se emplea un sistema de frenado cuando la velocidad del viento alcanza la velocidad de desconexión del viento. Por tanto, en la operación convencional, la velocidad de viento nominal es un valor constante. En otras palabras, cuando el rotor alcanza la potencia nominal a partir de un incremento en la velocidad del viento, mantiene ese valor a medida que el viento sigue aumentando.
[0004] Típicamente, la turbina eólica opera de modo que alcanza una velocidad de rotor nominal a una velocidad del viento igual o inferior a la velocidad de viento nominal. En la región de operación a carga parcial superior, definida en una curva de par de torsión-velocidad como la porción a velocidad nominal y par de torsión creciente hasta la potencia nominal, la turbina eólica experimenta un rendimiento más bajo debido a que opera fuera de su velocidad específica (“tip speed ratio”, TSR) óptima. Dicha operación introduce la posibilidad de una reducción de la eficacia aerodinámica y la necesidad de mitigar esa posibilidad. El aumento de la velocidad del rotor permite que la turbina eólica mantenga una operación con una TSR óptima hasta una velocidad del viento más alta; sin embargo, el sistema está eléctrica, mecánica y/o térmicamente limitado de modo que no puede mantener una mayor velocidad del generador a niveles de potencia nominal.
[0005] El documento US 2003/185665A1 divulga un procedimiento para controlar una turbina eólica, que mejora la producción de energía de la turbina al tiempo que garantiza que no se produzcan daños o sobrecargas estructurales. La turbina puede operar en o cerca de la trayectoria Cp,max a velocidades de rotación que exceden la velocidad de rotación nominal del rotor de la turbina.
[0006] En consecuencia, un sistema y procedimiento que aborde los problemas mencionados anteriormente serían bienvenidos en la tecnología. Por ejemplo, sería ventajoso un sistema y procedimiento que incorpore una consigna de velocidad nominal variable en la operación a carga parcial de la turbina eólica.
[0007] Diversos aspectos y ventajas de la invención se expondrán en parte en la siguiente descripción, o pueden resultar evidentes a partir de la descripción o se pueden descubrir llevando a la práctica la invención.
[0008] En un aspecto, la presente materia objeto se refiere a un procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 para operar una turbina eólica durante una operación a carga parcial. El procedimiento incluye determinar una potencia de salida de la turbina eólica. El procedimiento también incluye determinar si la potencia de salida está por debajo de la potencia nominal de la turbina eólica. Si la potencia de salida está a la potencia nominal, el procedimiento incluye mantener una consigna de velocidad de la turbina eólica igual a una consigna de velocidad nominal. Sin embargo, si la potencia de salida está por debajo de la potencia nominal y existe un espacio operativo por debajo de las restricciones del sistema de la turbina eólica, entonces el procedimiento incluye variar, por medio del controlador, la velocidad de la turbina eólica en base a una relación no monótona de par de torsión-velocidad.
[0009] La etapa de variar la velocidad de la turbina eólica en base a la relación no monótona de par de torsiónvelocidad incluye la operación a una consigna de velocidad incrementada de la turbina eólica por encima de la consigna de velocidad nominal a potencia nominal hasta que se alcance al menos una de las restricciones del sistema.
[0010] Además, la etapa de variar la velocidad de la turbina eólica en base a la relación no monótona de par de torsión-velocidad puede incluir disminuir la velocidad de la turbina eólica en función del par de torsión después de alcanzar la consigna de velocidad incrementada de la turbina eólica por encima de la consigna de velocidad nominal hasta que se alcance la potencia nominal. Más específicamente, en dichos modos de realización, el procedimiento puede incluir disminuir la velocidad de la turbina eólica hasta la consigna de velocidad nominal después de que se alcance al menos una de las restricciones del sistema.
[0011] Además, el procedimiento incluye calcular dinámicamente la consigna de velocidad incrementada en función del par de torsión o la potencia de la turbina eólica. Más específicamente, la etapa de calcular dinámicamente la consigna de velocidad incrementada en función del par de torsión o la potencia de la turbina eólica incluye recibir, por medio de un controlador de turbina, las restricciones eléctricas de uno o más componentes de un controlador de convertidor de la turbina eólica en tiempo real, calcular una pluralidad de consignas de velocidad intermedia en función del par de torsión de la turbina eólica para las restricciones eléctricas, y seleccionar una de la pluralidad de consignas de velocidad intermedia para que sea la consigna de velocidad.
[0012] En varios modos de realización, el procedimiento puede incluir además incrementar uno o más márgenes de condición de exceso de velocidad de la turbina eólica en respuesta a la variación de la consigna de velocidad de la turbina eólica en función de un par de torsión de la turbina eólica.
[0013] Debe entenderse que la(s) restricción(es) del sistema puede(n) incluir restricciones mecánicas, restricciones eléctricas y/o restricciones térmicas de uno o más componentes de la turbina eólica. Más específicamente, en dichos modos de realización, las restricciones mecánicas del uno o más componentes de la turbina eólica pueden incluir cargas determinadas por medición directa, cargas calculadas en base a modelos internos del controlador, cargas calculadas en base al historial operativo de la turbina eólica, cargas calculadas en base a un recurso eólico, perfiles de carga simulados o combinaciones de los mismos. Además, las restricciones eléctricas del uno o más componentes de la turbina eólica pueden incluir una condición de red de suministro, una demanda de potencia reactiva, márgenes de corriente del convertidor, márgenes de voltaje del convertidor, ampacidad de cables, instrucciones de potencia interna o externa, la robustez de la red de distribución, condiciones ambientales, márgenes térmicos, temperatura o similar.
[0014] En otro aspecto, la presente divulgación se refiere a un sistema para operar una turbina eólica de acuerdo con las reivindicaciones 9 a 15. En los dibujos:
la figura 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 2 ilustra una vista interna detallada de un modo de realización de la góndola de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 3 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un controlador de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para operar una turbina eólica durante una operación a carga parcial de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 5 ilustra un gráfico de un modo de realización de par de torsión de generador (eje x) frente a la velocidad de generador (eje y) de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 6 ilustra un gráfico de un modo de realización de velocidad de rotor (eje x) frente a la velocidad del viento (eje y) de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 7 ilustra un gráfico de un modo de realización de TSR (eje x) frente a la velocidad del viento (eje y) de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 8 ilustra un gráfico de un modo de realización de coeficiente de potencia (eje x) frente a la velocidad del viento (eje y) de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 9 ilustra un gráfico de un modo de realización de energía eléctrica (eje x) frente a la velocidad del viento (eje y) de acuerdo con la presente divulgación;
la figura 10 ilustra un gráfico de otro modo de realización de par de torsión de generador (eje x) frente a la velocidad del viento (eje y) de acuerdo con la presente divulgación, que ilustra, en particular, márgenes incrementados de condición de exceso de velocidad; y
la figura 11 ilustra un diagrama de flujo de otro modo de realización de un procedimiento para operar una turbina eólica durante una operación a carga parcial de acuerdo con la presente divulgación.
[0015] En general, la presente divulgación se refiere a sistemas y procedimientos que utilizan una consigna de velocidad variable que se introduce en el controlador con la intención de mejorar el rendimiento a carga parcial de una turbina eólica con limitación de velocidad en su condición de operación a carga parcial. Dichos sistemas de control son particularmente útiles para turbinas eólicas que operan con generadores de inducción de doble alimentación (DFIG). En las turbinas eólicas convencionales, la consigna de velocidad nominal es un valor constante. Por lo tanto, cuando el rotor alcanza por primera vez la consigna de velocidad nominal a partir de un incremento en la velocidad del viento, mantiene ese valor incluso cuando la velocidad del viento sigue aumentando. En la presente divulgación, sin embargo, la consigna de velocidad para la condición de operación a carga parcial es mayor que la consigna de velocidad a potencia nominal. De este modo, la presente divulgación utiliza los márgenes de sistema existentes en una operación con una potencia inferior a la nominal. Además, la nueva curva de par de torsión-velocidad es una curva no monótona que se define mediante una nueva restricción que sigue la curva de capacidad eléctrica, mecánica o térmica del sistema en una carga parcial superior.
[0016] Como se usa en el presente documento, la operación no monótona se refiere a una relación entre dos condiciones de operación que no aumentan ni disminuyen de forma continua. Más específicamente, una relación no monótona de velocidad-par de torsión se define de manera que cuando el par de torsión aumenta, la velocidad no siempre aumenta a medida que el par de torsión aumenta, sino que en un determinado momento (por ejemplo, un punto de inflexión), la velocidad comenzará a disminuir a medida que el par de torsión sigue aumentando. Por el contrario, la monotonicidad se refiere, en general, a la característica de una función con una primera derivada que no cambia de signo, que es característica de la operación estándar de par de torsión-velocidad. La no monotonicidad es lo contrario, en la que determinar si la variable dependiente está disminuyendo depende del valor y la dirección de la variable independiente.
[0017] Los diversos modos de realización del sistema y procedimiento descritos en el presente documento proporcionan numerosas ventajas que no están presentes en la técnica anterior. Por ejemplo, el cambio de controlador se puede implementar usando software de turbina existente. Además, al aumentar la velocidad del rotor, los sistemas y procedimientos de la presente divulgación permiten que la turbina eólica mantenga una operación con una velocidad específica óptima hasta una mayor velocidad del viento para mantener la región pico del coeficiente de potencia por más tiempo. Por tanto, la presente divulgación amplía el espacio operativo de la turbina eólica y aumenta el rendimiento de potencia. Además, la presente divulgación mejora el margen de pérdida de las palas ensuciadas o heladas.
[0018] En referencia ahora a las figuras, la figura 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10 que puede implementar la tecnología de control de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye, en general, una torre 12 que se extiende desde una superficie de soporte 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje giratorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada a y que se extiende hacia fuera del buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir una cantidad superior o inferior a tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 puede estar espaciada alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para permitir que la energía cinética del viento se convierta en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 puede estar acoplado de forma giratoria a un generador eléctrico 24 (figura 2) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.
[0019] La turbina eólica 10 puede incluir también un controlador de turbina eólica 26 centralizado dentro de la góndola 16. Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 26 puede estar situado dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 10 o en una ubicación en el exterior de la turbina eólica. Además, el controlador 26 puede estar acoplado de forma comunicativa a cualquier número de componentes de la turbina eólica 10 para controlar la operación de dichos componentes y/o implementar una acción de corrección. De este modo, el controlador 26 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 26 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica.
[0020] En referencia ahora a la figura 2, se ilustra una vista interna simplificada de un modo de realización de la góndola 16 de la turbina eólica 10 mostrada en la figura 1. Como se muestra, el generador 24 puede estar acoplado al rotor 18 para producir energía eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 puede incluir un eje de rotor 34 acoplado al buje 20 para su rotación con el mismo. El eje de rotor 34 puede, a su vez, estar acoplado de forma rotativa a un eje de generador 36 del generador 24 a través de una multiplicadora 38. Como se entiende generalmente, el eje de rotor 34 puede proporcionar una entrada de par de torsión alto y velocidad baja a la multiplicadora 38 en respuesta a la rotación de las palas de rotor 22 y del buje 20. La multiplicadora 38 puede estar configurada entonces para convertir la entrada de par de torsión alto y velocidad baja en una salida de par de torsión bajo y velocidad alta para accionar el eje de generador 36 y, por tanto, el generador 24.
[0021] Cada pala de rotor 22 puede incluir también un mecanismo de ajuste de pitch 32 configurado para hacer rotar cada pala de rotor 22 sobre su eje de pitch 28. Además, cada mecanismo de ajuste de pitch 32 puede incluir un motor de accionamiento de pitch 40 (por ejemplo, cualquier motor eléctrico, hidráulico o neumático adecuado), una multiplicadora de accionamiento de pitch 42 y un piñón de accionamiento de pitch 44. En dichos modos de realización, el motor de accionamiento de pitch 40 puede estar acoplado a la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 de modo que el motor de accionamiento de pitch 40 imparta fuerza mecánica a la multiplicadora de accionamiento de pitch 42. De forma similar, la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 puede estar acoplada al piñón de accionamiento de pitch 44 para su rotación con el mismo. El piñón de accionamiento de pitch 44 puede, a su vez, estar en acoplamiento rotativo con un rodamiento de pitch 46 acoplado entre el buje 20 y una pala de rotor 22 correspondiente de modo que la rotación del piñón de accionamiento de pitch 44 cause la rotación del rodamiento de pitch 46. Por tanto, en dichos modos de realización, la rotación del motor de accionamiento de pitch 40 acciona la multiplicadora de accionamiento de pitch 42 y el piñón de accionamiento de pitch 44, haciendo rotar de este modo el rodamiento de pitch 46 y la pala de rotor 22 sobre el eje de pitch 28. En modos de realización adicionales, la turbina eólica 10 puede emplear un sistema de accionamiento de pitch directo o un sistema de accionamiento de pitch separado que incluyen sistemas hidráulicos. De forma similar, la turbina eólica 10 puede incluir uno o más mecanismos de accionamiento de orientación (“yaw") 66 acoplados de forma comunicativa al controlador 26, donde cada mecanismo de accionamiento de orientación 66 está configurado para cambiar el ángulo de la góndola 16 con respecto al viento (por ejemplo, acoplándose a un rodamiento de orientación 68 de la turbina eólica 10).
[0022] Aún en referencia a la figura 2, la turbina eólica 10 también puede incluir uno o más sensores 48, 50, 52 para medir condiciones de operación y/o de carga de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en varios modos de realización, los sensores pueden incluir sensores de pala 48 para medir el ángulo de pitch de una de las palas de rotor 22 o para medir una carga que actúa sobre una de las palas de rotor 22; sensores de generador 50 para monitorizar el generador 24 (por ejemplo, par de torsión, velocidad, aceleración y/o potencia de salida); y/o diversos sensores de viento 52 para medir diversos parámetros del viento, tales como velocidad del viento, ráfagas de viento, turbulencia del viento, cizalladura del viento, cambios en la dirección del viento, densidad del aire o similares. Además, los sensores pueden estar ubicados cerca del suelo de la turbina eólica 10, en la góndola 16 o en un mástil meteorológico de la turbina eólica 10. También se debe entender que se puede emplear cualquier otro número o tipo de sensores y en cualquier ubicación. Por ejemplo, los sensores pueden ser microunidades de medición inercial (MIMU), galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de presión, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de detección y alcance de luz (LIDAR), sistemas de cámaras, sistemas de fibra óptica, anemómetros, veletas, sensores de detección y alcance sónicos (SODAR), infraláseres, radiómetros, tubos de Pitot, radiovientosondas, otros sensores ópticos y/o cualquier otro sensor adecuado. Se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variaciones del mismo indica que los diversos sensores se pueden configurar para proporcionar una medición directa de los parámetros que se monitorizan o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, los sensores se pueden usar, por ejemplo, para generar señales relativas al parámetro operativo que se esté monitorizando, que puede utilizarse entonces por el controlador 26 para determinar el parámetro concreto.
[0023] En referencia ahora a la figura 3, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización del controlador 26 de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra en la figura 3, el controlador 26 puede incluir uno o más procesadores 58 y dispositivos de memoria asociados 60 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizando los procedimientos, etapas, cálculos y similares y almacenando datos relevantes, tal como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 26 puede incluir también un módulo de comunicaciones 62 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Además, el módulo de comunicaciones 62 puede incluir una interfaz de sensor 64 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde los sensores 48, 50, 52 se conviertan en señales que los procesadores 58 puedan entender y procesar. Debería apreciarse que los sensores 48, 50, 52 pueden estar acoplados de forma comunicativa al módulo de comunicaciones 62 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la figura 3, los sensores 48, 50, 52 están acoplados a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 48, 50, 52 pueden estar acoplados a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión inalámbrica, por ejemplo usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica.
[0024] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados mencionados en la técnica como incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación, una unidad de procesamiento de gráficos (GPU) y/u otros circuitos programables conocidos en la actualidad o desarrollados posteriormente. Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 60 puede(n) comprender, en general, uno o más elementos de memoria, incluyendo, pero sin limitarse a, un medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), un medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disco flexible, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 60 puede(n) estar configurado(s), en general, para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 58, configuran el controlador 26 para realizar diversas funciones descritas en el presente documento.
[0025] En referencia ahora a la figura 4, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 100 para operar una turbina eólica (por ejemplo, la turbina eólica 10 de la figura 1) durante una operación a carga parcial. Como se usa en el presente documento, "operación a carga parcial" se refiere, en general, a la operación de la turbina eólica 10 por debajo de la potencia nominal. En otras palabras, durante la operación a carga parcial, la turbina eólica 10 está produciendo menos de la potencia nominal. Por tanto, como se muestra en 102, el procedimiento 100 incluye determinar una potencia de salida de la turbina eólica 10. Como se muestra en 104, el procedimiento 100 incluye determinar si la potencia de salida está por debajo de la potencia nominal de la turbina eólica 10. Si la potencia de salida es la potencia nominal, como se muestra en 106, el procedimiento 100 incluye mantener la velocidad de la turbina eólica igual a una consigna de velocidad nominal.
[0026] Sin embargo, si la potencia de salida está por debajo de la potencia nominal, como se muestra en 108, el procedimiento 100 también incluye determinar si una consigna de par de torsión de la turbina eólica 10 está en o por encima de una restricción de sistema de la turbina eólica 10. Si la consigna de par de torsión está por debajo de la(s) restricción(es) del sistema, como se muestra en 110, el procedimiento 100 puede incluir fijar la consigna de velocidad a un valor máximo y mantener el par de torsión óptimo en función de la velocidad. Sin embargo, si la consigna de par de torsión está en o por encima de las restricciones del sistema, como se muestra en 112, entonces el procedimiento 100 incluye variar (por ejemplo, por medio del controlador 26) la velocidad de la turbina eólica en base a una relación no monótona de par de torsión-velocidad. Por ejemplo, en un modo de realización, el controlador 26 puede estar configurado para aumentar la velocidad de la turbina eólica 10 por encima de la consigna de velocidad nominal en función del par de torsión hasta que se alcance al menos una de las restricciones mecánicas, restricciones eléctricas o restricciones térmicas de uno o más componentes de la turbina eólica 10. Más específicamente, las restricciones mecánicas del uno o más componentes de la turbina eólica 10 pueden incluir cargas determinadas por medición directa, cargas calculadas en base a modelos internos del controlador, cargas calculadas en base al historial operativo de la turbina eólica, cargas calculadas en base a un recurso eólico, perfiles de carga simulados o combinaciones de los mismos. Además, las restricciones eléctricas del uno o más componentes de la turbina eólica 10 pueden incluir una condición de red de suministro, una demanda de potencia reactiva, márgenes de corriente del convertidor, márgenes de voltaje del convertidor, ampacidad de cables, instrucciones de potencia interna o externa, la robustez de la red de distribución, condiciones ambientales, márgenes térmicos, temperatura o similar.
[0027] En referencia ahora a la figura 5, se ilustra un gráfico que ilustra una curva no monótona de par de torsiónvelocidad de acuerdo con la presente divulgación que sigue los límites eléctricos y/o mecánicos del sistema. Además, una curva monótona de referencia de par de torsión-velocidad se representa mediante el carácter de referencia 70, mientras que la nueva curva no monótona de par de torsión-velocidad se representa como 72. Como se muestra en la Región I, la velocidad del generador en la operación a potencia nominal de la turbina eólica 10 permanece igual cuando se aplica esta nueva curva y la consigna de velocidad nominal superior solo se aplica con una potencia nominal inferior. Sin embargo, como se muestra en la Región II, el nuevo procedimiento de control permite un aumento en la consigna de velocidad nominal en la operación a carga parcial de la turbina eólica 10, por ejemplo, como se muestra desde la consigna de velocidad nominal 74 hasta la consigna de velocidad incrementada 76, una velocidad constante como se muestra a lo largo de la línea 76, y una disminución subsiguiente en la velocidad como se muestra desde la consigna de velocidad incrementada 76 hasta la consigna de velocidad nominal 74. De este modo, en determinados modos de realización, la turbina eólica 10 está configurada para seguir la curva de control no monótona 72 de acuerdo con los límites recién definidos en función del par de torsión.
[0028] La aplicabilidad de la curva no monótona de par de torsión-velocidad 72 está determinada por el par de torsión conseguido en el generador y el convertidor de potencia de la turbina eólica 10 (no mostrada). Por ejemplo, en los sistemas convencionales existe una única región de velocidad variable que incrementa el par de torsión en una pendiente definida desde una velocidad mínima hasta una velocidad máxima. La pendiente se define manteniendo una velocidad específica óptima. Por el contrario, como se muestra en la figura 5, la nueva curva de par de torsión-velocidad 72 primero incrementa la consigna de velocidad nominal (es decir, de 74 a 76).
[0029] Después de que la velocidad de la turbina eólica 10 alcance la consigna de velocidad incrementada 76, la curva no monótona de par de torsión-velocidad 72 mantiene la velocidad operativa máxima hasta que se alcanzan uno o más límites del sistema. (figura 5). El controlador 26 puede entonces disminuir la velocidad de la turbina eólica 10 en función del par de torsión desde la consigna de velocidad incrementada 76 de la turbina eólica 10. Por ejemplo, en dichos modos de realización, el controlador 26 puede disminuir la velocidad de la turbina eólica 10 hasta la consigna de velocidad nominal 70 después de alcanzarse al menos una de las restricciones mecánicas, las restricciones eléctricas o las restricciones térmicas de uno o más componentes de la turbina eólica 10. Más específicamente, como se muestra en la figura 5, una vez que la curva no monótona de par de torsión-velocidad 72 alcanza la consigna de velocidad nominal superior 76 en carga parcial, el controlador 26 está configurado para aplicar una restricción adicional en la curva de par de torsión-velocidad 72 a niveles de par de torsión por encima del par de torsión alcanzado cuando se alcanza(n) por primera vez el/los límite(s) del sistema. De este modo, la restricción adicional puede seguir la curva de capacidad de sistema 78. Debe entenderse además que la curva de capacidad de sistema 78 puede cambiar de acuerdo con las condiciones ambientales y/o de red de suministro de la turbina eólica 10 y tiene en cuenta las restricciones eléctricas, mecánicas y/o térmicas de la turbina eólica 10.
[0030] En modos de realización particulares, el controlador 26 puede calcular dinámicamente la consigna de velocidad incrementada 76 en función del par de torsión, la potencia y/u otras entradas detectadas para el controlador 26. Más específicamente, en dichos modos de realización, el controlador 26 puede recibir una o más restricciones eléctricas de uno o más componentes desde un controlador de convertidor de la turbina eólica 10 en tiempo real. Por tanto, el controlador 26 puede usar las restricciones eléctricas para calcular una pluralidad de consignas de velocidad intermedia en función del par de torsión de la turbina eólica 10. Además, el controlador 26 puede seleccionar una de la pluralidad de consignas de velocidad intermedia para que sea la consigna de velocidad y el proceso puede actualizarse a medida que cambian las restricciones eléctricas. En modos de realización alternativos, el controlador 26 puede determinar la consigna de velocidad incrementada 76 basándose en el par de torsión o la potencia de la turbina eólica 10 por medio de una o más tablas de consulta.
[0031] Las ventajas de la presente divulgación se pueden entender mejor con respecto a los gráficos ilustrados en las figuras 6-9, que representan las características operativas de la turbina eólica 10 para un procedimiento de control de referencia y el procedimiento de control de la presente divulgación. Más específicamente, la figura 6 ilustra un gráfico de velocidad de rotor (eje y) frente a la velocidad del viento (eje x); la figura 7 ilustra un gráfico de velocidad específica (TSR) (eje y) frente a la velocidad del viento (eje x); la figura 8 ilustra un gráfico del coeficiente de potencia Cp (eje y) frente a la velocidad del viento (eje x), y la figura 9 ilustra un gráfico de potencia eléctrica (eje y) frente a la velocidad del viento (eje x).
[0032] Haciendo referencia en particular a la figura 6, la curva 80 representa la velocidad del rotor para un esquema de control convencional, mientras que la curva 82 representa la velocidad del rotor de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, se logra una consigna de velocidad nominal superior 86 (en comparación con la consigna de velocidad nominal original 84 de sistemas convencionales). Posteriormente, el esquema de control de la presente divulgación sigue la curva de restricción electromecánica 88 para devolver la consigna de velocidad de rotor nominal 86 a su consigna de velocidad nominal original 84 a potencia nominal.
[0033] Como se muestra en la figura 7, un beneficio de rendimiento de la presente divulgación se ilustra adicionalmente mediante la extensión de la línea de velocidad específica óptima constante 92 (en comparación con la línea TSR de referencia 90) a velocidades del viento más altas al lograr una velocidad de rotor nominal superior (como se muestra en la Región I). La línea de TSR constante 92 sigue la TSR óptima para la pala de rotor 22, logrando así un mayor coeficiente de potencia Cp, como se muestra en la figura 8. Más específicamente, como se muestra en la Región I de la figura 8, el nuevo coeficiente de potencia Cp 94 está ampliado en comparación con el coeficiente de potencia convencional Cp 93. Por tanto, como se muestra en la figura 9, se logra un aumento de rendimiento 97 (es decir, el área entre la salida de potencia de referencia 95 y la nueva salida de potencia 96) operando la turbina eólica 10 para que siga su restricción eléctrica a una potencia inferior a la nominal y a una velocidad superior a la nominal.
[0034] En ciertos casos, aumentar la velocidad como se describe anteriormente puede provocar un incremento en las consignas de exceso de velocidad del sistema de protección de la turbina eólica. De este modo, la presente divulgación también proporciona determinadas técnicas de gestión de exceso de velocidad. Por ejemplo, como se muestra en la figura 10, los nuevos márgenes de exceso de velocidad 99 pueden mantenerse en sus relaciones actuales con respecto a la consigna de velocidad nominal de referencia 74 e incrementarse proporcionalmente a la consigna de velocidad nominal superior 76 (en comparación con los márgenes de exceso de velocidad de referencia 98). En otras palabras, como se muestra, la consigna de velocidad nominal superior 76 está configurada para tener impactos de cargas negativas en cargas impulsadas por gravedad al aumentar el número de ciclos en la evaluación de la fatiga. En modos de realización adicionales, los nuevos márgenes de exceso de velocidad se pueden calcular dinámicamente, por ejemplo, usando una escala proporcional de los márgenes de exceso de velocidad con respecto a consignas de velocidad intermedia, un incremento constante en los márgenes y/o procedimientos alternativos de gestión de exceso de velocidad.
[0035] En referencia ahora a la figura 11, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 200 para operar una turbina eólica (por ejemplo, la turbina eléctrica 10 de la figura 1) durante una operación a carga parcial. Como se muestra en 202, el procedimiento 200 incluye proporcionar una potencia nominal para la turbina eólica 10. Como se muestra en 204, la potencia nominal se compara con la potencia de salida de la turbina eólica 10. Como se muestra en 206, si la potencia de salida de la turbina eólica 10 es la potencia nominal, el procedimiento 200 incluye mantener la velocidad de la turbina eólica 10 igual a una consigna de velocidad nominal. Por el contrario, como se muestra en 208, si la potencia de salida está por debajo de la potencia nominal, el procedimiento 200 incluye establecer la velocidad de la turbina eólica 10 en base a una relación no monótona de par de torsión-velocidad y restricciones del sistema (por ejemplo, restricciones mecánicas, restricciones eléctricas y/o restricciones térmicas) de la turbina eólica 10.

Claims (1)

  1. REIVINDICACIONES
    1. Un procedimiento (100) para operar una turbina eólica (10) durante una operación a carga parcial, comprendiendo el procedimiento:
    determinar (102) una potencia de salida de la turbina eólica (10);
    determinar si la potencia de salida está por debajo de una potencia nominal de la turbina eólica (10); si la potencia de salida está a la potencia nominal, mantener, por medio de un controlador (26), la velocidad de la turbina eólica (10) igual a una consigna de velocidad nominal; y
    si la potencia de salida está por debajo de la potencia nominal y existe un espacio operativo por debajo de las restricciones del sistema de la turbina eólica (10), variar, por medio del controlador (26), la velocidad de la turbina eólica (10) en base a una relación no monótona de par de torsión-velocidad, en el que variar la velocidad de la turbina eólica (10) en base a la relación no monótona de par de torsión-velocidad comprende además operar la turbina eólica (10) con respecto a una consigna de velocidad incrementada de la turbina eólica (10) por encima de la consigna de velocidad nominal a potencia nominal en función del par de torsión hasta que se alcancen las restricciones del sistema, en el que la consigna de velocidad incrementada se calcula dinámicamente en función del par de torsión de la turbina eólica (10) y comprende además
    recibir, por medio de un controlador de turbina (26), las restricciones eléctricas de uno o más componentes desde un controlador de convertidor de la turbina eólica (10) en tiempo real, calcular una pluralidad de consignas de velocidad intermedia en función del par de torsión de la turbina eólica (10) para las restricciones eléctricas, y
    seleccionar una de la pluralidad de consignas de velocidad intermedia para que sea la consigna de velocidad.
    2. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, en el que variar la velocidad de la turbina eólica (10) en base a la relación no monótona de par de torsión-velocidad comprende además: disminuir la velocidad de la turbina eólica (10) en función del par de torsión después de alcanzarse la consigna de velocidad incrementada de la turbina eólica (10) por encima de la consigna de velocidad nominal hasta que se alcance la potencia nominal.
    3. El procedimiento (100) de la reivindicación 2, en el que disminuir la velocidad de la turbina eólica (10) en función del par de torsión después de alcanzarse la consigna de velocidad incrementada comprende además: disminuir la velocidad de la turbina eólica (10) a la consigna de velocidad nominal después de que se alcance al menos una de las restricciones del sistema.
    4. El procedimiento (100) de cualquier reivindicación precedente, que comprende además que la consigna de velocidad incrementada se calcula dinámicamente en función de la potencia de la turbina eólica (10).
    5. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además incrementar uno o más márgenes de condición de exceso de velocidad de la turbina eólica (10) en respuesta a variar la velocidad de la turbina eólica (10) en base a la relación no monótona de par de torsión-velocidad.
    6. El procedimiento (100) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que las restricciones del sistema comprenden al menos una restricción mecánica, eléctrica o térmica de uno o más componentes de la turbina eólica (10).
    7. El procedimiento (100) de la reivindicación 6, en el que las restricciones mecánicas del uno o más componentes de la turbina eólica (10) comprenden al menos una de cargas determinadas por medición directa, cargas calculadas en base a modelos internos del controlador (26), cargas calculadas en base al historial operativo de la turbina eólica (10), cargas calculadas en base a un recurso eólico, perfiles de carga simulados o combinaciones de los mismos.
    8. El procedimiento (100) de la reivindicación 6 o 7, en el que las restricciones eléctricas del uno o más componentes de la turbina eólica (10) comprenden al menos uno de una condición de red de suministro, una demanda de potencia reactiva, márgenes de corriente del convertidor, márgenes de voltaje del convertidor, ampacidad de cables, instrucciones de potencia interna o externa, la robustez de la red de distribución, condiciones ambientales, márgenes térmicos o temperatura.
    9. Un sistema para operar una turbina eólica (10) durante una operación a carga parcial, comprendiendo el sistema: un controlador (26) que comprende uno o más procesadores, estando el uno o más procesadores configurados para realizar una o más operaciones, comprendiendo las una o más operaciones:
    proporcionar una potencia nominal para la turbina eólica (10);
    comparar una potencia de salida de la turbina eólica (10) con la potencia nominal;
    si la potencia de salida está a la potencia nominal, mantener una consigna de velocidad de la turbina eólica (10) igual a una consigna de velocidad nominal; y,
    si la potencia de salida está por debajo de la potencia nominal, variar la velocidad de la turbina eólica (10) en base a una relación no monótona de par de torsión-velocidad,
    en el que variar la velocidad de la turbina eólica (10) en base a la relación no monótona de par de torsión-velocidad comprende además operar la turbina eólica (10) con respecto a una consigna de velocidad incrementada de la turbina eólica (10) por encima de la consigna de velocidad nominal a potencia nominal en función del par de torsión hasta que se alcancen las restricciones del sistema,
    en el que la consigna de velocidad incrementada se calcula dinámicamente en función del par de torsión de la turbina eólica (10) y comprende además
    recibir, por medio de un controlador de turbina (26), las restricciones eléctricas de uno o más componentes desde un controlador de convertidor de la turbina eólica (10) en tiempo real,
    calcular una pluralidad de consignas de velocidad intermedia en función del par de torsión de la turbina eólica (10) para las restricciones eléctricas, y,
    seleccionar una de la pluralidad de consignas de velocidad intermedia para que sea la consigna de velocidad.
    10. El sistema de la reivindicación 9, en el que variar la velocidad de la turbina eólica (10) en base a la relación no monótona de par de torsión-velocidad comprende además:
    disminuir la velocidad de la turbina eólica (10) en función del par de torsión después de alcanzarse la consigna de velocidad incrementada de la turbina eólica (10) por encima de la consigna de velocidad nominal hasta que se alcance la potencia nominal.
    11. El sistema de cualquiera de las reivindicaciones 9 a 10, en el que disminuir la velocidad de la turbina eólica (10) en función del par de torsión después de alcanzarse la consigna de velocidad incrementada comprende además:
    disminuir la velocidad de la turbina eólica (10) hasta la consigna de velocidad nominal después de alcanzarse al menos una de las restricciones del sistema.
    12. El sistema de cualquiera de las reivindicaciones 9 a 11, en el que las restricciones del sistema comprenden al menos una restricción mecánica, eléctrica o térmica de uno o más componentes de la turbina eólica (10).
    13. El sistema de cualquiera de las reivindicaciones 9 a 12, que comprende además calcular dinámicamente la consigna de velocidad incrementada en función de la potencia de la turbina eólica (10).
    14. El sistema de la reivindicación 12 o 13, en el que las restricciones mecánicas del uno o más componentes de la turbina eólica comprenden al menos una de cargas determinadas por medición directa, cargas calculadas en base a modelos internos del controlador, cargas calculadas en base al historial operativo de la turbina eólica, cargas calculadas en base a un recurso eólico, perfiles de carga simulados o combinaciones de los mismos.
    15. El sistema de cualquiera de las reivindicaciones 12 a 14, en el que las restricciones eléctricas del uno o más componentes de la turbina eólica comprenden al menos uno de una condición de red de suministro, una demanda de potencia reactiva, márgenes de corriente del convertidor, márgenes de voltaje del convertidor, ampacidad de cables, instrucciones de potencia interna o externa, la robustez de la red de distribución, condiciones ambientales, márgenes térmicos o temperatura.
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