ES2899944T3

ES2899944T3 - Sistema y método de control o procesamiento

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Publication number: ES2899944T3
Application number: ES17734407T
Authority: ES
Inventors: Estanislao Juan Pablo Echenique Subiabre
Original assignee: Power Enable Solutions Ltd
Current assignee: Power Enable Solutions Ltd
Priority date: 2016-06-21
Filing date: 2017-06-20
Publication date: 2022-03-15
Anticipated expiration: 2037-06-20
Also published as: US11359598B2; GB201610798D0; DK3472455T3; EP3472455B1; EP3472455A1; WO2017220994A1; CN109642536B; US20190195189A1; CN109642536A; GB2551701A

Abstract

Un método para determinar una potencia objetivo y/o un par objetivo de un dispositivo de conversión de energía que comprende un rotor (35) y un generador (55), el método que comprende: medir o estimar datos operativos de forma regular o periódica, dichos datos operativos que comprenden uno o más o cada uno de: una velocidad del rotor, una velocidad del generador, una velocidad del viento de la góndola, una velocidad del viento de flujo libre, corrientes de fase del generador y voltajes del generador; determinar las pérdidas asociadas con los componentes individuales (50, 60, 70, 80) del dispositivo de conversión de energía mediante el uso de los datos operativos, en donde las pérdidas comprenden pérdidas mecánicas y eléctricas; en donde las pérdidas mecánicas comprenden pérdidas resultantes de o asociadas con uno o más o cada uno de: operación de las palas de la turbina (40) y/u operación del eje de transmisión (45) u otro acoplamiento de transmisión y/u operación del generador (55); en donde las pérdidas eléctricas comprenden uno o más o cada uno de: pérdidas del generador, pérdidas del convertidor de potencia, pérdidas del filtro y/o pérdidas del inversor; y determinar, mediante el uso de un sistema de procesamiento o control, una potencia objetivo y/o un par objetivo en base a los datos operativos y las pérdidas asociadas con cada uno de los componentes individuales de tal manera que se reduzcan las pérdidas totales del dispositivo de conversión de energía.

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y método de control o procesamiento

Campo

La presente invención se refiere a un sistema y método de control y procesamiento para determinar parámetros, particularmente parámetros operativos, de un dispositivo de conversión de energía, tal como una turbina eólica o mareomotriz, el sistema y método de control y procesamiento que es preferentemente, pero no esencialmente, para controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía de acuerdo con los parámetros determinados. Antecedentes

Mejorar la eficiencia de los dispositivos de conversión de energía, en particular los dispositivos de conversión de energía renovable o ecológica, como las turbinas eólicas o mareomotrices/hidráulicas, ha sido un gran desafío. Tradicionalmente, en sistemas de turbinas tales como turbinas eólicas o mareomotrices/hidráulicas, el funcionamiento de la turbina se ha basado en optimizar la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica, de acuerdo con corresponda.

Normalmente, una unidad de control de la turbina está provista de una curva de control de potencia o par frente al rotor o la velocidad del viento o del agua que se ha calculado con el objetivo de maximizar la eficiencia aerodinámica 0 hidrodinámica teórica. Luego, durante el uso, la velocidad de rotación de un generador eléctrico o eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión de la turbina se ajusta para lograr una salida de potencia objetivo o par asociado con una velocidad medida actual del rotor o del viento o del agua, de acuerdo con lo indicado por la curva de control de potencia o par vs velocidad del rotor o del viento o del agua.

La velocidad del generador se controla ajustando el par resistente que se opone al movimiento de rotación de la turbina. En última instancia, el par resistente puede controlarse mediante una carga variable, y la tarea la realizan los dispositivos electrónicos de potencia conectados entre el generador y la red. La inestabilidad del viento obliga al sistema a ajustar continuamente la potencia aprovechada mediante un controlador de retroalimentación, de modo que el rotor pueda ajustar su velocidad en consecuencia.

El problema resuelto por al menos una realización de al menos un aspecto de la presente invención puede ser mejorar la eficiencia de los dispositivos de conversión de energía, tales como turbinas, particularmente turbinas eólicas o mareomotrices/hidráulicas. Al menos una realización de al menos un aspecto de la presente invención busca superar o mitigar al menos un problema de la técnica anterior.

El documento EP2736164 describe un método para optimizar la eficiencia de un generador eólico controlando específicamente un generador de inducción de jaula de ardilla. Este método mantiene el coeficiente de potencia aerodinámica al máximo en todo momento.

El documento EP2954202 intentó predecir el comportamiento dinámico de la turbina en un horizonte de tiempo definido para minimizar la actividad de paso y/o variaciones de par eléctrico. El método no tiene en cuenta la eficiencia del generador y/o convertidor de potencia en el objetivo de optimización.

El documento EP 2918 824 divulga un sistema de control de inercia que adapta la referencia de velocidad de rotación del controlador de turbina eólica de acuerdo con la frecuencia de la red.

El documento WO 2014/194914 divulga un controlador de planta generadora dispuesto para controlar la potencia producida desde una planta generadora de energía eólica, de tal manera que en el caso de recibir una señal indicativa de un evento predefinido en la planta generadora de energía eólica, la energía producida desde la planta generadora de energía eólica a la red eléctrica es una cantidad negativa de potencia activa.

El documento EP 2336558 divulga un método de funcionamiento de una turbina eólica de velocidad variable que usa una regulación alternativa para optimizar la producción de energía.

Resumen

De acuerdo con primer aspecto de la presente invención, se proporciona un método de acuerdo con la reivindicación 1 adjunta.

Convencionalmente, en la técnica, se cree que las condiciones operativas óptimas de un dispositivo de conversión de energía se logran maximizando la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica. Sin embargo, contrariamente a la comprensión convencional en la técnica, los presentes inventores han descubierto sorprendentemente que, en particular, pero no exclusivamente en sistemas pequeños, las pérdidas pueden tener un peso mayor en la eficiencia global del sistema. Por lo tanto, al menos una realización de la presente invención emplea ventajosamente un enfoque de optimización global que, aunque tiene en cuenta la eficiencia de conversión de energía aerodinámica o hidrodinámica, minimiza u optimiza las pérdidas mecánicas y/o eléctricas para determinar el al menos un parámetro (por ejemplo, un parámetro operativo y/o diseño) del dispositivo de conversión de energía.

El método puede comprender determinar un valor, rango o función de al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía asociado con, o que da como resultado, la mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida de la dispositivo de conversión de energía y/o que resulta en la reducción, minimización u optimización de la una o más pérdidas. El al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía puede ser un parámetro de control, punto de ajuste y/u operativo del dispositivo de conversión de energía. El al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía puede comprender o estar comprendido en potencia o potencia objetivo o de punto de ajuste (por ejemplo, una potencia, potencia de salida y/o curva de potencia eléctrica o mecánica), o par o par objetivo o de punto de ajuste (por ejemplo, un par, un par de salida y/o una curva de par del eje de transmisión). La curva de potencia o par puede ser una curva de potencia o par respectivamente contra la velocidad del viento (por ejemplo, la velocidad del viento de la góndola o flujo libre) o la velocidad de rotación del rotor o del eje de transmisión.

El método puede comprender controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía de acuerdo con el al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía. El método puede comprender controlar la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía y/o una o más de otras variables, por ejemplo, la potencia (por ejemplo, la potencia de salida y/o la potencia eléctrica) y/o el par (por ejemplo, el par del eje de transmisión), del dispositivo de conversión de energía, de acuerdo con el al menos un parámetro (por ejemplo, de acuerdo con la curva de potencia o par). El método puede comprender controlar la al menos una variable operativa o salida u otra variable del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, potencia y/o par del dispositivo de conversión de energía) de acuerdo con el al menos un parámetro (por ejemplo, la curva de potencia o par) y al menos un parámetro medido o determinado, tal como la velocidad del viento (por ejemplo, la velocidad del viento de la góndola o flujo libre) o la velocidad de rotación del rotor o del eje de transmisión.

El método puede comprender controlar la al menos una variable operativa o salida u otra variable del dispositivo de conversión de energía controlando o ajustando la operación de al menos un componente del dispositivo de conversión de energía, tal como un generador. Controlar el al menos un valor operativo o salida u otra variable del dispositivo de conversión de energía puede comprender ajustar un par resistente que se opone al movimiento de rotación de la turbina. Controlar el al menos un valor operativo o salida u otra variable del dispositivo de conversión de energía puede comprender controlar una carga variable, que puede realizarse mediante dispositivos electrónicos de potencia conectados entre el generador y la red.

El método puede comprender además determinar una eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía. La eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía puede comprender una eficiencia de potencia o par aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía. El al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía se puede determinar mediante el uso de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía. La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía puede comprender variar, optimizar o maximizar una función de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía y la una o más pérdidas asociadas con el dispositivo de conversión de energía. La función a variar, optimizar o maximizar puede ser una función de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica (o una función de la misma) menos la una o más pérdidas (o una función de las mismas).

La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender una optimización o maximización global. La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía puede ser o puede comprender realizar una optimización global de una función que comprende al menos la una o más pérdidas y puede comprender o considerar la eficiencia energética aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía y puede comprender la reducción, minimización u optimización de la una o más pérdidas (o la función de las mismas), y determinar el al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía asociado con las pérdidas reducidas, minimizadas u optimizadas (o la función de las mismas).

Las pérdidas comprenden pérdidas mecánicas y eléctricas, por ejemplo, las pérdidas mecánicas y eléctricas asociadas con al menos uno, preferentemente una pluralidad de o cada componente o componente activo del dispositivo de conversión de energía. El al menos un parámetro puede ser o comprender un parámetro operativo y/o de diseño del dispositivo de conversión de energía.

Por ejemplo, dado que al menos una variable operativa o salida, por ejemplo, salida de potencia o par, puede optimizarse realizando una optimización combinada/integrada en una función que comprende o representa las pérdidas mecánicas y/o eléctricas, tales como pérdidas debidas al menos a uno o más del generador, el convertidor de potencia, el inversor y/o el filtro, y preferentemente también la eficiencia aerodinámica y/o hidrodinámica, en la misma etapa/función de optimización, entonces la optimización puede incluir consideraciones aerodinámicas o hidrodinámicas, eléctricas y mecánicas, por ejemplo, consideraciones de los efectos sobre el rotor, el generador y el convertidor de potencia, en una única optimización integrada combinada. En el método descrito en la presente descripción, la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica puede variar de, por ejemplo, ser menor que, el valor óptimo para la eficiencia aerodinámica que se determinaría a partir de la optimización de la eficiencia aerodinámica sola, por ejemplo, si un aumento correspondiente en las eficiencias eléctricas y/o mecánicas dan como resultado una mayor eficiencia general o global. De esta manera, la optimización puede mejorarse en los casos en los que la optimización de consideraciones aerodinámicas solas u optimizaciones separadas para eficiencias aerodinámicas y pérdidas tienen lugar, por ejemplo, en diferentes funciones u optimizaciones.

La reducción, minimización u optimización de las pérdidas y/o la mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una salida del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, potencia y/o par) pueden comprender la aplicación de mínimos cuadrados, método de newton/secante, monte-carlo, algoritmo genético, recocido simulado y/o cualquier otra técnica adecuada de optimización o hallazgo de máximo o mínimo conocida en la técnica a la función de la una o más pérdidas del dispositivo de conversión de energía y, opcionalmente, la eficiencia energética aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía. Las pérdidas asociadas con el dispositivo de conversión de energía pueden ser o comprender pérdidas del dispositivo de conversión de energía y/o pérdidas asociadas con el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía. Las pérdidas pueden ser o comprender pérdidas totales asociadas con el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía.

El dispositivo de conversión de energía puede estar o comprender o estar comprendido en un convertidor de energía eólica, tal como una turbina eólica. El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en un convertidor de energía mareomotriz, tal como una turbina mareomotriz o hidráulica. El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en dispositivos de cualquier potencia nominal, tales como dispositivos que tienen una potencia nominal del orden de kW o MW, pero es ventajosamente aplicable a un dispositivo de conversión de energía a pequeña escala, por ejemplo, que tiene una salida nominal máxima de 500 kW o menos, tal como 200 kW o menos, que puede ser 50 kW o menos.

El dispositivo de conversión de energía puede comprender un rotor. El dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, el rotor) puede comprender una o más superficies de accionamiento, que se pueden proporcionar en una disposición móvil o giratoria. La una o más superficies de accionamiento pueden ser, comprender o estar comprendidas en palas de turbina, que pueden estar montadas, integradas o acopladas de otra manera a un eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión (tal como una cadena, correa, eje de hélice y/o similares). Aunque el dispositivo de conversión de energía es preferentemente un dispositivo de accionamiento directo, alternativamente, la una o más superficies de accionamiento se pueden acoplar al eje de transmisión (y/o al generador) a través de una caja de engranajes. La una o más superficies de accionamiento se pueden configurar de manera que, en uso, el flujo (tal como el viento o el agua u otro flujo) pueda incidir en la una o más superficies de accionamiento para operar el dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, girando las palas de la turbina. El rotor puede comprender la una o más superficies de accionamiento, las palas de la turbina y/o el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión.

El dispositivo de conversión de energía puede comprender al menos un generador, que puede acoplarse a, y/u operarse por el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión. El al menos un generador se puede configurar para convertir la energía mecánica, por ejemplo, proporcionada al generador por o a través del eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión, en energía eléctrica. El dispositivo de conversión de energía puede comprender un convertidor de potencia, que puede comprender al menos un rectificador y/o al menos un inversor, tal como al menos un rectificador pasivo o activo y/o al menos un inversor activo. El dispositivo de conversión de energía puede comprender un filtro eléctrico. El convertidor de potencia, rectificador, inversor y/o filtro eléctrico se pueden configurar para convertir al menos parcial o totalmente la salida eléctrica del al menos un generador en la salida (por ejemplo, salida eléctrica) proporcionada por el dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, por uno o más de: convertir de CC a CA, proporcionar un voltaje y/o corriente o rango de voltaje y/o rango de corriente especificado o requerido, y/o similares.

El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en una máquina de imanes permanentes. El dispositivo de conversión de energía puede no ser o no comprender o no estar comprendido en un generador de inducción de jaula de ardilla (SCIG). El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en una máquina de inducción de doble alimentación. El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender un dispositivo de conversión de energía de velocidad variable. El dispositivo de conversión de energía es preferentemente, pero no esencialmente, un dispositivo de conversión de energía de accionamiento directo, por ejemplo, el generador es accionado directamente por las palas de la turbina a través del eje de transmisión o acoplamiento de transmisión en lugar de a través de una caja de engranajes. Esta disposición puede lograr una alta eficiencia y puede proporcionar un generador de tamaño razonable.

El al menos un parámetro operativo puede comprender al menos un parámetro operativo usado para controlar el dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, como un conjunto, objetivo, control, punto operativo o de referencia, rango o curva. El al menos un parámetro operativo puede comprender uno o más de una curva de par, tal como una curva de par óptima, una curva de potencia, tal como una curva de potencia óptima, y/o una curva de velocidad, tal como una curva de velocidad óptima. El método puede comprender actualizar o reemplazar uno o más o cada uno de los valores del al menos un parámetro operativo (por ejemplo, las curvas de potencia o par) almacenados o accesibles desde el almacenamiento de datos con el uno o más o cada valor del al menos un parámetro operativo (por ejemplo, la curva de potencia o par) determinado en uso o en línea. Esto puede llevarse a cabo sin quitar el sistema de control existente usado por el fabricante de la turbina eólica.

La optimización global puede comprender maximizar la potencia de salida. La optimización global puede comprender estimar las condiciones del punto de operación de eficiencia máxima del sistema, por ejemplo, dada como una relación de par frente a la velocidad del rotor o potencia frente a la velocidad del rotor aplicada en el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión, y el voltaje del enlace de CC entre la etapa de rectificación (CA a CC) y la etapa de inversión (CC a CA) del convertidor de potencia, de tal manera que se reducen las pérdidas totales del sistema (por ejemplo, aerodinámicas o hidrodinámicas, mecánicas y eléctricas). El método puede optimizar o maximizar la potencia de salida (por ejemplo, potencia eléctrica) inyectada en la red o la potencia entregada antes de llegar al transformador eléctrico.

Las pérdidas pueden comprender pérdidas asociadas con componentes individuales del dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, una función, suma o combinación de pérdidas de componentes. Las pérdidas pueden comprender pérdidas de uno o más o de cada uno de los componentes del dispositivo de conversión de energía que están involucrados, por ejemplo, directamente involucrados en la conversión de energía. Los componentes del sistema pueden comprender o consistir en uno o más o cada uno de: el generador, las superficies de accionamiento y/o palas, el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión, el convertidor de potencia, el rectificador, el inversor y/o el filtro eléctrico.

Las pérdidas mecánicas pueden comprender pérdidas mecánicas resultantes de o asociadas con uno o más o cada uno de: el funcionamiento de las palas de la turbina y/o el funcionamiento del eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión y/o el funcionamiento del generador.

Las pérdidas mecánicas en el eje de transmisión o el acoplamiento de transmisión (por ejemplo, la conexión entre el generador y las palas del rotor) pueden obtenerse a partir de un procedimiento de medición directo (por ejemplo, mediante el uso de un transductor de par), o estimarse a partir de la operación en línea.

Las pérdidas eléctricas pueden comprender una o más o cada una de: pérdidas del generador, pérdidas del convertidor, pérdidas del filtro y/o pérdidas del inversor.

Las pérdidas del generador pueden comprender uno o más de: cobre y/o pérdidas de resistencia, pérdidas en el núcleo y/o pérdidas por corrientes parásitas. Las pérdidas del generador pueden comprender un factor o función de variación térmica, que puede explicar las variaciones debidas a cambios en la temperatura del generador.

Las pérdidas del convertidor pueden comprender pérdidas de conducción y/o pérdidas de conmutación. Las pérdidas del convertidor pueden comprender una o más de: pérdidas de conducción en uno o más interruptores de potencia del dispositivo de conversión de energía, pérdidas de conducción en uno o más diodos tales como diodos antiparalelos del dispositivo de conversión de energía; y/o pérdidas de conmutación. Las pérdidas eléctricas, en particular las pérdidas del convertidor, pueden derivarse numérica o analíticamente, por ejemplo, tomando como entradas los parámetros de fabricación de los semiconductores usados en el convertidor de potencia y/o similares. Las pérdidas en el convertidor de potencia se pueden modelar asumiendo condiciones de estado estacionario, por ejemplo, porque sus constantes de tiempo pueden ser muchas veces más bajas que las constantes mecánicas de las fluctuaciones de la velocidad del viento o del agua y las variaciones mecánicas de la velocidad. Una o más o cada una de las pérdidas se pueden medir, derivar de las fichas técnicas del fabricante, derivadas de datos experimentales o del banco de pruebas, derivadas mediante el uso de modelado, por ejemplo, análisis de elementos finitos y/o similares. La curva de eficiencia del convertidor puede obtenerse de una tabla de consulta o puede modelarse mediante el uso de una función ajustada, por ejemplo, que toma el eje x como carga (P ^saiida /P ^nominai ) y el eje y como eficiencia (P ^{sad a} /P ^entrada ) para diferentes voltajes.

Los presentes inventores se han dado cuenta de que cada etapa de la conversión de energía, tal como las palas de la turbina, el eje o acoplamiento de transmisión, el generador, el convertidor, el filtro y/o el inversor, pueden asociarse con su propia eficiencia. Como tal, el óptimo global del al menos un parámetro operativo puede determinarse mejor incluyendo las pérdidas asociadas con al menos una, preferentemente una pluralidad de, y con mayor preferencia cada una, etapa de la conversión de energía. Se apreciará que, en dependencia del dispositivo de conversión de energía y/o su entorno operativo previsto, las pérdidas asociadas con algunos de los componentes pueden ser más o menos significativas que las pérdidas asociadas con otros componentes.

Las pérdidas eléctricas, por ejemplo pérdidas eléctricas en el generador, pueden derivarse de parámetros de uno o más circuitos eléctricos equivalentes. Las pérdidas eléctricas se pueden estimar mediante el uso de mediciones de uno o más de: voltaje, corrientes de fase y/o velocidad del rotor. Las pérdidas eléctricas se pueden derivar mediante el uso de un enfoque de identificación del sistema, que puede estimar los parámetros de un circuito eléctrico equivalente. Los parámetros del circuito eléctrico equivalente pueden comprender un voltaje EMF sin carga del circuito, que puede calcularse, por ejemplo, en base a datos de fabricación, u obtenerse en una prueba sin carga, o de lecturas con una condición inicial estimada a partir de Modelado de elementos finitos o cualquier derivación analítica adecuada y/o similares.

El método puede comprender derivar una resistencia térmica equivalente de los devanados del generador al ambiente, que puede derivarse, por ejemplo, experimentalmente y/o mediante medición mediante el uso de sensores u otro aparato de medición adecuado, o de cualquier otra técnica de modelado adecuada, mediante el uso de un aparato o prototipo de prueba, fichas técnicas del fabricante y/o similares.

El método puede comprender el uso de la resistencia térmica ambiental equivalente derivada en la determinación de pérdidas eléctricas. Esto puede explicar cualquier variación en las pérdidas eléctricas (por ejemplo, cobre, núcleo, etc.) y la temperatura ambiente.

La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la optimización global) puede comprender determinar un valor máximo de la al menos una variable operativa o salida, por ejemplo, salida de potencia o par, por ejemplo, realizando una optimización en una función de las pérdidas mecánicas y/o eléctricas, tales como pérdidas debidas a al menos uno o más del generador, el convertidor de potencia, el inversor y/o el filtro, y preferentemente también la eficiencia aerodinámica y/o hidrodinámica. La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la optimización global) puede comprender minimizar las pérdidas totales, que puede comprender minimizar las pérdidas mecánicas y/o eléctricas o una función de las mismas, por ejemplo, una o más o cada una de las pérdidas debidas al generador, el convertidor de potencia, el inversor y/o el filtro.

La eficiencia aerodinámica o hidrodinámica puede ser una función de un coeficiente de potencia aerodinámico o hidrodinámico (C^p(A)) que puede ser una función de la relación de velocidad de punta (A) del dispositivo de conversión de energía y/o el ángulo de paso de la pala del rotor. La relación de velocidad de punta (A) puede ser una función de la frecuencia angular de la velocidad del rotor del dispositivo de conversión de energía, el área de barrido de la pala del dispositivo de conversión de energía y/o la velocidad del viento o del agua. La eficiencia aerodinámica o hidrodinámica puede ser una función de la potencia disponible del flujo de viento o agua, que puede ser una función de la densidad del aire o del agua, el área de barrido de la pala perpendicular al flujo de aire o el flujo de agua que cruza las palas de la turbina y la velocidad del viento o del agua. La potencia disponible del flujo de viento o agua puede ser proporcional al cubo de la velocidad del viento o del agua.

La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la optimización global) puede estar sujeta a una o más suposiciones, condiciones límites o de contorno. Las una o más suposiciones, condiciones de límites o de contorno pueden comprender, restringir, especificar o limitar uno o más o cada uno de: una velocidad de rotación máxima del rotor, palas de turbina, eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión y/o el uno o más generadores, una corriente CC máxima generada, una corriente de fase máxima generada y/o un voltaje CC máximo generado.

Las una o más suposiciones, condiciones de límites o de contorno pueden comprender uno o más o cada uno de:

la potencia o par de salida determinado del dispositivo de conversión de energía que es menor o igual que la potencia o par nominal del dispositivo de conversión de energía o una función de los mismos;

la frecuencia angular o la velocidad del rotor que es menor o igual a un límite máximo, que puede ser o comprender un valor en el que se aplica un freno, por ejemplo, aplicado automáticamente;

el ruido emitido por el dispositivo de conversión de energía que es menor a un umbral predeterminado, que puede ser menor a 45 dB.

el voltaje, por ejemplo, voltaje de CC, que puede salir del rectificador, que es menor o igual que un límite de voltaje, por ejemplo, un límite de voltaje permitido por, o un voltaje nominal máximo del inversor, o una función del mismo;

la corriente de salida que es menor que un límite de corriente o corriente máxima, tal como un límite de corriente o corriente máxima preestablecido o predeterminado;

la potencia generada por el rotor o las palas de la turbina que es igual a una potencia activa suministrada al generador más las pérdidas mecánicas;

la potencia activa suministrada al generador menos las pérdidas eléctricas que es igual a la suma del voltaje de CC y la corriente CC generada por el generador; y/o

la potencia de salida que es igual a la potencia del rotor de salida menos las pérdidas eléctricas y/o las pérdidas mecánicas. Opcionalmente, se puede usar una potencia de salida estimada o un punto de ajuste operativo, que puede ser, por ejemplo, o puede derivarse de la eficiencia aerodinámica (C^p-A) y las pérdidas del generador.

El método puede comprender variar, maximizar u optimizar la potencia de salida inyectada a la red o la potencia entregada antes de llegar al transformador eléctrico, y puede satisfacer simultáneamente los límites operativos establecidos por el fabricante, o los límites operativos que maximizan la vida útil del dispositivo de conversión de energía.

La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o la salida del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la optimización global) puede comenzar con una estimación inicial del al menos un parámetro, por ejemplo, la potencia de salida o el par de salida. La estimación inicial puede comprender una estimación inicial derivada de la optimización de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica, por ejemplo, sin considerar las pérdidas eléctricas y/o mecánicas.

El al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía se puede determinar mediante el uso de un proceso iterativo, de retroalimentación o de búsqueda de objetivos. La optimización global puede comprender aplicar un algoritmo de punto interior, por ejemplo, para maximizar el al menos un parámetro operativo, por ejemplo, potencia y/o par de salida. La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la optimización global) puede comprender mínimos cuadrados, método de newton/secante, monte-carlo, algoritmo genético, recocido simulado y/o cualquier otra optimización adecuada o técnica de solución numérica o de búsqueda de máximo o mínimo conocida en la técnica. La mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la optimización global) puede comprender determinar el al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía asociado con las pérdidas reducidas, minimizadas u optimizadas, o función de las mismas, que maximiza u optimiza la eficiencia y/o confiabilidad del sistema o la salida de potencia o el par por el dispositivo de conversión de energía y/o la potencia inyectada en la red, por ejemplo, en una región por debajo de una velocidad de rotación máxima de la turbina/palas de turbina, por ejemplo, realizando la mejora, variación, optimización o maximización de la al menos una variable operativa y/o salida del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la optimización global) mediante el uso de la eficiencia aerodinámica y/o hidrodinámica y las pérdidas asociadas con uno o más de los componentes del dispositivo de conversión de energía y sujeto a al menos uno o más o cada uno de las suposiciones, condiciones de límites o de contornos.

El método puede comprender establecer un modelo matemático de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica de las palas del rotor, por ejemplo, basándose en mediciones de campo, durante el funcionamiento normal de la turbina. El método puede comprender determinar una función que represente la eficiencia aerodinámica/hidrodinámica de las palas del rotor, tal como una curva C^p-Relación de velocidad de punta (TSR) que describe la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica de las palas del rotor. La función, por ejemplo, la curva C^p-Relación de velocidad de punta (TSR), puede derivarse de uno o más de: una prueba en túnel de viento realizada en las palas de la turbina; un paquete de modelado de software, por ejemplo, mediante el uso de Dinámica de Fluidos Computacional (CFD); cualquier otra técnica computacional y/o de modelado adecuada conocida en la técnica; y/o estimados basados en mediciones en campo. La función, por ejemplo, la curva C^p-TSR, puede tener la forma de una tabla de consulta, o una función tal como una expresión polinomial de ajuste, o una función exponencial o similar.

El método puede comprender estimar coeficientes numéricos o parámetros de la función que representa la eficiencia aerodinámica/hidrodinámica de las palas del rotor (por ejemplo, la curva C^p-Relación de velocidad de punta (C^p-TSR)).

El método puede comprender estimar las pérdidas mecánicas, que pueden representarse como un parámetro de par o una función matemática.

El método puede comprender medir o estimar datos operativos, que pueden comprender uno o más o cada uno de: una velocidad del generador (por ejemplo, en el eje de transmisión, el eje del rotor y/u otro acoplamiento de transmisión), una velocidad del viento de la góndola, la velocidad del viento de flujo libre, y/o corrientes de fase y/o voltajes del generador.

Los datos operativos pueden comprender los parámetros del circuito eléctrico equivalente, por ejemplo, una o más o cada una de las mediciones de voltaje, las corrientes de fase, la velocidad del rotor y/o el voltaje sin carga EMF del circuito eléctrico equivalente.

El método puede comprender realizar una optimización, por ejemplo, optimización numérica, que encuentre coeficientes que se ajusten, por ejemplo, que mejor se ajusten a los datos operativos. La optimización puede minimizar un error entre la velocidad del rotor pronosticada y medida y/o minimizar un error entre la potencia de salida del generador pronosticada y medida, o la potencia de CC o la potencia de salida. El método puede comprender usar los datos operativos en la determinación de las pérdidas y/o la eficiencia hidrodinámica o aerodinámica.

El método puede comprender controlar o seleccionar una relación de operación, control o punto de ajuste entre la velocidad y una o más propiedades tales como la potencia y/o el par del dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, de la turbina/palas de turbina o el rotor o el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión, basado en el uno o más parámetros, que pueden comprender acelerar o desacelerar la turbina/palas de turbina o el rotor o el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión. De esta manera, la velocidad de la turbina, las palas de la turbina y/o el rotor o el eje de transmisión pueden controlarse indirectamente en lugar de controlarse directamente. Los datos operativos pueden ser o comprender datos recopilados durante un período variable o predeterminado. Los datos operativos pueden recopilarse en períodos de muestreo del orden de segundos o menos, por ejemplo, menos de 20 segundos, por ejemplo, 1 segundo o menos, tal como 0,5 segundos o menos. Los datos operativos se pueden promediar, por ejemplo, en períodos del orden de minutos, tal como 1, 10 o 20 minutos o más. Puede seleccionarse o determinarse una frecuencia de muestreo de los datos operativos, por ejemplo, para cubrir las características dinámicas de la velocidad del viento y las fluctuaciones de la velocidad del rotor.

El método se puede realizar en línea, en uso y/o en tiempo real. El método puede realizarse de forma recursiva, por ejemplo, mientras se obtienen nuevos datos de la turbina eólica/mareomotriz. El método puede comprender recalcular o redeterminar el al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, en un proceso o bucle iterativo o de retroalimentación, que puede llevarse a cabo en tiempo real, en línea o en uso o fuera de línea.

En particular, el método y/o el nuevo cálculo de la eficiencia aerodinámica se pueden realizar de forma regular o periódica, tal como, diaria o semanalmente. Las escalas de tiempo de recálculo óptimas pueden variar en dependencia del uso, el dispositivo en particular, la ubicación del dispositivo, entre otros factores. Sin embargo, se apreciará que el sistema puede seguir aprendiendo de los nuevos conjuntos de datos adquiridos de forma regular. El método puede realizarse mediante un sistema de procesamiento o control.

De acuerdo con segundo aspecto de la presente invención, se proporciona un sistema de procesamiento o control para un dispositivo de conversión de energía, el sistema de procesamiento o control que se configura para determinar al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía mediante:

determinar una o más pérdidas asociadas con el dispositivo de conversión de energía;

determinar al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía al variar, aumentar, optimizar o maximizar al menos una variable operativa o salida del dispositivo de conversión de energía al reducir, minimizar u optimizar la una o más pérdidas o una función de las mismas.

La determinación del al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía puede comprender determinar un valor, rango o función de al menos uno o más o cada uno del al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía que reduce, minimiza u optimiza la una o más pérdidas o una función de las mismas.

El sistema de procesamiento o control puede configurarse para adquirir o determinar una eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía. El sistema de procesamiento o control puede configurarse para determinar el al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía mediante el uso de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía. El sistema de procesamiento o control puede configurarse para determinar, optimizar o maximizar la al menos una salida del dispositivo de conversión de energía al determinar, optimizar o maximizar una función de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía y la una o más pérdidas asociadas con el dispositivo de conversión de energía. La función a determinar, optimizar o maximizar puede ser una función de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica o una función de la misma menos la una o más pérdidas o una función de las mismas.

La determinación, optimización o maximización de la al menos una salida del dispositivo de conversión de energía puede ser una determinación, optimización o maximización global.

Las pérdidas pueden comprender pérdidas mecánicas y/o eléctricas. El al menos un parámetro puede ser o comprender un parámetro operativo o de diseño del dispositivo de conversión de energía.

El sistema de procesamiento o control puede configurarse para calcular, optimizar o maximizar la al menos una salida del dispositivo de conversión de energía mediante la realización de una optimización global de una función que comprende al menos la una o más pérdidas y considera la eficiencia energética aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía. El sistema de procesamiento o control puede configurarse para calcular, optimizar o maximizar la al menos una salida del dispositivo de conversión de energía al reducir, minimizar u optimizar las pérdidas o una función de las mismas, y puede configurarse para determinar el al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía asociado con las pérdidas reducidas, minimizadas u optimizadas o la función de las mismas.

El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en un convertidor de energía eólica, tal como una turbina eólica. El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en un convertidor de energía mareomotriz, tal como una turbina de hidráulica o mareomotriz. El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en un dispositivo de conversión de energía a pequeña escala, por ejemplo, que tiene una salida máxima nominal de 500 kW o menos, tal como 200 kW o menos, que puede ser de 50 kW o menos.

El sistema de procesamiento o control puede configurarse para reducir, minimizar u optimizar las pérdidas al maximizar una salida del dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, una salida de potencia, determinada mediante el uso de una función de la eficiencia energética aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía y la una o más pérdidas determinadas asociadas con el dispositivo de conversión de energía al variar los valores de prueba para el al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía. La reducción, minimización u optimización puede comprender reducir, minimizar u optimizar una función de al menos la eficiencia energética aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía y una o más o cada una de las pérdidas asociadas con el dispositivo de conversión de energía. Las pérdidas asociadas con el dispositivo de conversión de energía pueden ser o comprender pérdidas del dispositivo de conversión de energía y/o pérdidas asociadas con el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía. Las pérdidas pueden ser o comprender pérdidas totales asociadas con el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía.

El sistema de procesamiento o control puede configurarse para realizar el método del primer aspecto.

El sistema de procesamiento o control puede comprender al menos uno o más procesadores. El sistema de procesamiento o control puede comprender y/o estar configurado para acceder al almacenamiento de datos, que puede comprender memoria, tal como RAM y/o ROM, almacenamiento de estado sólido o memoria tal como memoria flash u otro almacenamiento similar, un disco duro, una unidad óptica, almacenamiento magnético y/o similares. El almacenamiento de datos puede configurarse para almacenar uno o más productos de programas informáticos configurados de manera que, cuando los ejecuta el al menos un procesador, hace que el procesador implemente el método. El almacenamiento de datos puede comprender, almacenar o configurarse para almacenar el al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, el al menos un objetivo, punto de ajuste o parámetro operativo, tal como la curva de potencia o par). El sistema de procesamiento o control puede ser un sistema de procesamiento o control principal del dispositivo de conversión de energía. El sistema de procesamiento o control puede ser un sistema de procesamiento o control auxiliar o adicional, por ejemplo, que puede ser reajustado o reequipado, y configurado para comunicarse con un sistema de control principal del dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, a través de un sistema de comunicaciones.

El sistema de comunicaciones puede ser o comprender un sistema de comunicaciones inalámbrico y/o cableado. El sistema de comunicación puede comprender uno o más puertos de comunicación analógicos y/o digitales para recibir datos de uno o más sensores y/o para enviar el al menos un parámetro operativo a un dispositivo de control principal del dispositivo de conversión de energía. El sistema de comunicaciones puede configurarse para recibir datos de uno o más sensores u otros instrumentos de medición del dispositivo de conversión de energía, que pueden configurarse para recopilar los datos operativos, por ejemplo, un sensor de velocidad del generador y/o velocidad de rotación del eje de transmisión, un sensor de velocidad de viento de la góndola, un sensor de velocidad del viento de flujo libre (tal como un dispositivo de medición de la velocidad del viento LIDAR) y/o un sensor para medir corrientes de fase y/o voltajes del generador. El sistema de procesamiento o control puede configurarse para recibir los datos operativos directamente desde el uno o más sensores o indirectamente a través del sistema de control principal. El sistema de procesamiento o control puede configurarse para determinar el al menos un parámetro operativo del dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, en tiempo real, y puede transmitir el parámetro operativo a la unidad de control principal para controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía basándose en el al menos un parámetro operativo o controlar directamente el dispositivo de conversión de energía en base a al menos un parámetro operativo.

La unidad de control principal puede configurarse para, durante el uso, ajustar o controlar al menos un componente del dispositivo de conversión de energía, tal como el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión y/o el generador, y/o el rotor o las palas de la turbina, de acuerdo con el al menos un parámetro operativo determinado (por ejemplo, de acuerdo con las curvas de potencia y/o par determinadas). Por ejemplo, la unidad de control principal puede configurarse para ajustar la velocidad de rotación del generador o el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión de la turbina para lograr una salida de potencia objetivo o un par asociado con una velocidad medida actual del rotor o del viento o del agua, como se indica por la curva de control de potencia o par frente a la de velocidad del rotor o del viento o del agua.

La velocidad del generador puede controlarse ajustando un par resistente que se opone al movimiento de rotación de la turbina. En última instancia, el par resistente puede controlarse por una carga variable, que puede ser realizada por los dispositivos electrónicos de potencia conectados entre el generador y la red. La unidad de control principal puede ajustar continuamente la potencia aprovechada, en uso, mediante el uso de un controlador de retroalimentación, por ejemplo, para que el rotor pueda ajustar su velocidad en consecuencia.

De acuerdo con un tercer aspecto de la presente invención, es un dispositivo de conversión de energía, el dispositivo de conversión de energía que comprende una o más superficies de accionamiento proporcionadas o comprendidas en una disposición móvil o giratoria de manera que, en uso, la o más superficies de accionamiento son móviles o giratorias por flujo de fluido, tal como flujo de gas o líquido, y un dispositivo de control o procesamiento de acuerdo con el segundo aspecto configurado para determinar al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía.

El dispositivo de control o procesamiento puede ser o comprender un dispositivo de control para controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía. El dispositivo de control o procesamiento puede ser o comprender un dispositivo de procesamiento que está acoplado operativamente o en comunicación con, o configurado para acoplarse o comunicarse con, un dispositivo de control para controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía. El al menos un parámetro puede ser o comprender al menos un parámetro operativo del dispositivo de conversión de energía. El dispositivo de control puede configurarse para controlar la operación del dispositivo de conversión de energía mediante el uso del parámetro o parámetros determinados como un valor o rango o curva de control, referencia, operación y/o punto de ajuste.

La una o más superficies de accionamiento pueden comprender o estar comprendidas en palas de turbina, que pueden estar montadas, integradas o acopladas de otro modo a un eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión (tal como una cadena, correa, eje propulsor, etc.). La una o más superficies de accionamiento se pueden configurar de manera que, en uso, el flujo (tal como el viento o el agua u otro flujo) pueda incidir en la una o más superficies de accionamiento para operar el dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, girando las palas de la turbina.

El dispositivo de conversión de energía puede comprender al menos un generador, que puede acoplarse y/u operarse por el eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión. El al menos un generador se puede configurar para convertir la energía mecánica, por ejemplo, proporcionada al generador por o a través del eje de transmisión u otro acoplamiento de transmisión, en energía eléctrica. El dispositivo de conversión de energía puede comprender un convertidor de potencia, que puede comprender al menos una etapa rectificadora y/o al menos una etapa inversora. El dispositivo de conversión de energía puede comprender un inversor. El dispositivo de conversión de energía puede comprender un filtro. El convertidor, inversor y/o filtro se pueden configurar para convertir la salida eléctrica del generador en una salida proporcionada por el dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, mediante uno o más de: convertir de CC a C^a, proporcionar un voltaje y/o corriente especificados o rango de voltaje y/o rango de corriente y/o similares.

El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en una máquina de imanes permanentes. El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender o estar comprendido en una máquina de inducción de doble alimentación. El dispositivo de conversión de energía puede ser o comprender un dispositivo de conversión de energía de velocidad variable. El dispositivo de conversión de energía es preferentemente, pero no esencialmente, un dispositivo de conversión de energía de accionamiento directo, por ejemplo, el generador se acciona directamente por las palas de la turbina a través del eje de transmisión o acoplamiento de transmisión en lugar de a través de una caja de engranajes. Esta disposición puede lograr una alta eficiencia y puede mantener un generador de tamaño razonable.

De acuerdo con un cuarto aspecto de la presente invención, es un producto de programa informático configurado para implementar el método del primer aspecto de la invención cuando se programa en un dispositivo de control o procesamiento. El producto de programa informático puede estar comprendido en un medio portador, que puede ser opcionalmente un medio portador tangible y/o no transitorio.

De acuerdo con un quinto aspecto de la presente invención, es un medio portador, tal como un medio portador tangible y/o no transitorio, que comprende el producto de programa informático del cuarto aspecto.

De acuerdo con un sexto aspecto de la presente invención, es un método para determinar o estimar una eficiencia aerodinámica o hidrodinámica de un dispositivo de conversión de energía (o una función del mismo) y/o un componente de pérdida mecánica, el método que comprende:

(a) Medir una o más variables del dispositivo de conversión de energía, que pueden comprender una o más o cada una de: velocidad del generador (en el eje del rotor) wm, una velocidad del viento en la góndola Ugóndoia, una velocidad del viento en flujo libre U», corrientes de fase y/o voltajes del generador, la frecuencia del voltaje de fase en el terminal del generador (que puede usarse para estimar la velocidad del rotor);

(b) Determinar una o más pérdidas del dispositivo de conversión de energía, tal como una o más pérdidas eléctricas;

(c) Determinar una eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía que mejor se ajuste a una o más variables del dispositivo de conversión de energía y/o la una o más pérdidas del dispositivo de conversión de energía, por ejemplo, al minimizar un error entre la velocidad del rotor o la potencia pronosticada y medida.

El método puede comprender variar un período o duración de muestreo. Los datos operativos pueden recopilarse en períodos de muestreo del orden de segundos o menos, por ejemplo, menos de 20 segundos, por ejemplo, 1 segundo o menos, tal como 0,5 segundos o menos. El período de muestreo puede estar en el intervalo de 0,1 a 2 segundos. Los datos operativos se pueden promediar, por ejemplo, en períodos del orden de minutos, tal como 1, 10 o 20 minutos o más.

El método puede estar comprendido en o junto con el método de la reivindicación 1, por ejemplo, para determinar la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica.

Debe entenderse que las características definidas anteriormente de acuerdo con cualquier aspecto o a continuación en relación con cualquier realización específica pueden utilizarse, ya sea solas o en combinación con cualquier otra característica definida, en cualquier otro aspecto o realización. Además, la presente invención está destinada a cubrir un aparato configurado para realizar cualquier característica descrita en la presente descripción en relación con un método y/o un método de uso, instalación, producción o fabricación de cualquier característica de aparato descrita en la presente descripción.

Breve descripción de los dibujos

Estos y otros aspectos de la invención se describirán ahora, únicamente a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

La Figura 1 es un diagrama esquemático de una disposición de control para una turbina convencional;

La Figura 2 es un diagrama esquemático de una disposición de control para una turbina;

La Figura 3 es un diagrama esquemático de parte de una turbina;

La Figura 4 es un diagrama esquemático que muestra pérdidas en la turbina de la Figura 3;

La Figura 5 es un diagrama esquemático que ilustra la funcionalidad de una disposición de control para la turbina de la Figura 3;

La Figura 6 es un diagrama esquemático que ilustra la funcionalidad de una disposición de control alternativa para la turbina de la Figura 3;

La Figura 7 es una ilustración de pérdidas mecánicas en la turbina de la Figura 3;

La Figura 8 es una ilustración de pérdidas eléctricas en la turbina de la Figura 3;

La Figura 9 es una ilustración de una turbina que comprende un rectificador pasivo;

La Figura 10 es un gráfico de una estimación de voltaje de salida de CC de la turbina de la Figura 9 que ilustra la caída de voltaje a las pérdidas resistivas y del núcleo de hierro;

La Figura 11 es un esquema de un rectificador activo para su uso en una turbina;

La Figura 12 es un circuito equivalente para modelar el rectificador activo de la Figura 11 combinado con un generador;

La Figura 13 es un modelo simplificado de una turbina eólica, como un ejemplo de un dispositivo de conversión de energía;

La Figura 14 es una ilustración de las curvas de potencia de salida frente a velocidad para una velocidad del viento variable, como la salida del sistema de control y procesamiento de las realizaciones de la presente invención;

La Figura 15 muestra un circuito equivalente para un generador síncrono con núcleo de aire de imán permanente;

La Figura 16 muestra las curvas de potencia predichas para una turbina eólica, un generador y un rectificador de diodos para varias velocidades del viento;

La Figura 17 muestra las curvas de potencia de salida frente a la relación de velocidad de punta para varias velocidades del viento y muestra una comparación de una metodología de control basada en maximizar solamente la eficiencia aerodinámica (máx. C^p) y un enfoque de acuerdo con las realizaciones de la presente invención en el que se minimizan las pérdidas (LMA);

La Figura 18 muestra la variación de la corriente de fase en una de las fases de una turbina eólica con velocidad del viento cuando se usa una metodología de control basada en maximizar solamente la eficiencia aerodinámica (máx. C^p) y un enfoque de acuerdo con las realizaciones de la presente invención en el que se minimizan las pérdidas (LMA);

La Figura 19 muestra variaciones en la eficiencia de un rotor a una etapa de CC de una turbina eólica con velocidad del viento mediante el uso de la metodología de control basada en maximizar solamente la eficiencia aerodinámica (máx. C^p) y el enfoque de acuerdo con las realizaciones de la presente invención en el que se minimizan las pérdidas (LMA);

La Figura 20 muestra variaciones en la eficiencia general de una turbina eólica con velocidad del viento mediante el uso de la metodología de control basada en maximizar solamente la eficiencia aerodinámica (máx. C^p) y el enfoque de acuerdo con las realizaciones de la presente invención en el que se minimizan las pérdidas (LmA);

La Figura 21 ilustra las pérdidas para cada etapa o componente de una turbina eólica que usa un rectificador de diodo (asumiendo un estado estable) cuando se usa el enfoque de acuerdo con las realizaciones de la presente invención en el que se minimizan las pérdidas (LMA);

La Figura 22 ilustra las pérdidas comparativas para cada etapa o componente de una turbina eólica que usa un rectificador de diodo (asumiendo un estado estable) cuando se usa la metodología de control basada en maximizar solamente la eficiencia aerodinámica (máx. C^p);

La Figura 23 ilustra las pérdidas para cada etapa o componente de una turbina eólica que usa un rectificador activo (asumiendo un estado estable) cuando se usa el enfoque de acuerdo con las realizaciones de la presente invención en el que se minimizan las pérdidas (LMA);

La Figura 24 ilustra las pérdidas comparativas para cada etapa o componente de una turbina eólica que usa un rectificador activo (asumiendo un estado estable) cuando se usa la metodología de control basada en maximizar solamente la eficiencia aerodinámica (máx. Cp);

La Figura 25 es un diagrama de flujo de un método para calcular un parámetro de control para una turbina, el parámetro de control que tiene forma de una curva óptima de potencia\par frente a velocidad del rotor.

La Figura 26 es un modelo usado para estimar el par de entrada del viento;

La Figura 27 es un modelo alternativo usado para estimar el par de entrada del viento;

La Figura 28 es un modelo que ilustra las pérdidas mecánicas en una turbina eólica; y

La Figura 29 es un diagrama de flujo de un método para estimar parámetros aerodinámicos o hidrodinámicos de una turbina eólica o mareomotriz.

Descripción detallada de los dibujos

Es de gran importancia maximizar el rendimiento de los dispositivos de conversión de energía, tales como las turbinas eólicas, mareomotrices y otras turbinas impulsadas por fluidos. En una etapa de diseño, se usa típicamente un túnel de viento o cámara de flujo para determinar la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica de la turbina. Es la creencia convencional en la técnica que las condiciones óptimas de funcionamiento de la turbina se obtienen maximizando únicamente la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica. Como resultado, muchas turbinas se controlan de acuerdo con una curva de potencia determinada a partir de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica de la turbina, que puede determinarse, por ejemplo, mediante el uso de un túnel de viento.

Como se muestra en la Figura 1, en esta disposición, una unidad de control 5 está preprogramada con un mapa de parámetros operativos adecuado, tal como una curva de potencia o par predeterminada 10, por ejemplo, determinada a partir de mediciones del túnel de viento, que se usa para controlar la turbina. La curva de potencia o par 10 puede relacionar, por ejemplo, la potencia de salida de CC producida por un convertidor de potencia con la velocidad del viento o el flujo de agua y la velocidad del rotor de la turbina. La unidad de control 5 está provista o acoplada a un eje de transmisión o sensor de velocidad de rotación del rotor 15 o un sensor de velocidad del viento o flujo de agua y el eje de transmisión o velocidad de rotación del rotor o velocidad del viento o velocidad del flujo de agua recopilados por el mismo o se proporcionan datos indicativos de los mismos a la unidad de control 5. De esta manera, la unidad de control 5 puede controlar los parámetros operativos de la turbina, tales como la velocidad del rotor, la salida del convertidor de potencia y similares, correlacionando la velocidad del viento o las mediciones del flujo de agua con el mapa de parámetros operativos predeterminado (por ejemplo, la curva de potencia 10 o la curva de par) y controlando la electrónica de potencia 20 de la turbina en consecuencia. Sin embargo, se ha encontrado que esta forma de control es a menudo subóptima.

En la Figura 2 se ilustra una realización de la presente invención. En esta realización, los mapas de parámetros operativos 25 que comprenden parámetros operativos (por ejemplo, curvas de potencia, curvas de par y/o similares) usados para controlar el funcionamiento de un dispositivo de conversión de energía (es decir, la turbina accionada por viento, marea u otro flujo) no se generan maximizando solo la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica, sino que se generan en línea mediante un proceso que comprende reducir o minimizar las pérdidas en el dispositivo de conversión de energía. En realizaciones preferidas, los mapas de parámetros operativos 25 se generan mediante una combinación de maximizar o aumentar la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica y reducir las pérdidas en el sistema, por ejemplo, mediante el uso de un algoritmo de optimización no lineal.

La realización de la Figura 2 realiza este enfoque al proporcionar una disposición de reajuste en la que se proporciona una unidad de control auxiliar 30, en donde la unidad de control auxiliar 30 recibe varios parámetros de medición, tal como la velocidad del rotor de la turbina (oim), la velocidad del viento del flujo libre (U>), y la corriente (I) y/o voltaje (V) de AC de salida, y genera, regenera y/o revisa los mapas de parámetros operativos 25' basados en ellos mediante la aplicación de algoritmos de optimización no lineales para minimizar las pérdidas del dispositivo de conversión de energía. Los mapas de parámetros operativos revisados o generados 25' se comunican luego a una unidad de control principal 5 existente. La unidad de control principal 5 usa entonces los mapas de parámetros operativos generados o revisados 25' para controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la turbina accionada por viento, marea u otro flujo). Esta disposición puede ser particularmente beneficiosa para el reajuste de turbinas existentes.

Sin embargo, se apreciará que la unidad de control principal 5' (como se muestra en la Figura 3) podría, en cambio, configurarse adecuadamente para generar los mapas de parámetros operativos de manera que solo se requiera una única unidad de control. Esta disposición puede ser más adecuada para unidades de control existentes que tengan un alto grado de capacidad de procesamiento, programabilidad y/o adaptabilidad o para nuevas unidades de control.

Las Figuras 2 a 8 se describirán a continuación en relación con una turbina eólica. Sin embargo, se apreciará que la presente invención es igualmente aplicable a turbinas mareomotrices o turbinas impulsadas por otro flujo o, de hecho, a otros tipos o formas de dispositivos de conversión de energía. Se apreciará que un experto podría sustituir los parámetros apropiados, tales como la eficiencia hidrodinámica por la eficiencia aerodinámica, la velocidad del flujo del fluido por la velocidad del viento, la densidad del agua por la densidad del aire, etc., con el fin de adaptar directamente las siguientes realizaciones relacionadas con la turbina eólica a turbinas impulsadas por mareas u otros flujos u otras formas del dispositivo de conversión de energía. Como tal, la presente invención no se limita a turbinas eólicas, sino que tiene una aplicación más amplia.

Como se muestra en la Figura 3, el dispositivo de conversión de energía tiene la forma de una turbina eólica que comprende una disposición de rotor 35 que tiene una pluralidad de palas 40 que están acopladas a un eje transmisión giratorio 45 (aunque podría usarse cualquier otra disposición de rotor de turbina adecuada conocida en la técnica). Las palas del rotor 40 están dispuestas de manera que, en uso, el viento que incide en las superficies de accionamiento de las palas 40 hace girar las palas 40 y, por lo tanto, el rotor 35 y hace girar el eje de transmisión 45, como es convencional en la técnica.

El eje de transmisión 45 está acoplado a un generador 50, en este ejemplo en forma de una máquina de estado de imán permanente. El generador 50 se puede operar mediante la rotación del eje de transmisión 45 para generar una salida eléctrica. La salida eléctrica del generador 50 es recibida por un convertidor de potencia 55. El convertidor de potencia 55 comprende un rectificador 60 que convierte la salida del generador 50 en una señal de enlace de CC 65. El convertidor de potencia 55 comprende además un inversor 70, que convierte la señal de enlace de CC rectificada 65 en una señal de CA 75. La señal de CA 75 procedente del inversor 70 es luego filtrada por un filtro 80 y suministrada a la red 85 (u otro sistema o red de recepción) como una señal de salida 90.

La unidad de control 5, 5' controla los componentes controlables 50, 60, 70, 80 de la turbina, que incluyen los sistemas auxiliares de la turbina eólica tal como el freno (no mostrado), la caja de engranajes (si está instalada) y la electrónica de potencia como el generador 50 y el convertidor de potencia 55. Como se indicó anteriormente, la unidad de control 5, 5' controla uno o más o cada uno de los componentes controlables en base al mapa de parámetros operativos 25, 25' que correlaciona los parámetros de control usados para controlar uno o más de los componentes controlables 50, 60, 70, 80 con valores de medición recibidos por la unidad de control 5' y/o la unidad de control auxiliar 30, tal como la velocidad del rotor y similares. En particular, como se muestra en las Figuras 5 y 6 (que se refieren respectivamente a una realización en la que el mapa de parámetros de control 25' es una curva de par y una realización en la que el mapa de parámetros de control es una curva de potencia), se realizan mediciones tales como la velocidad del viento de flujo libre U^~, la velocidad de rotación del rotor W^m, y el voltaje y la corriente de salida (y por lo tanto, la potencia de salida P^salida/P^med), y se usan para generar la curva de potencia o par de punto de ajuste, respectivamente, minimizando las pérdidas totales del dispositivo de conversión de energía, que incluye minimizar una función de pérdidas asociadas a cada uno de los componentes 50, 60, 70, 80. Una potencia o par objetivo (P^ref) correspondiente al valor medido actual de los parámetros de medición, tal como la velocidad de rotación del rotor W^m, se puede determinar a partir del mapa de parámetros de control (es decir, la curva de potencia o par de punto de ajuste) 25'. El par de salida medido T^go la potencia de salida (P^med) se comparan luego con el par o la potencia objetivo (P^ref) determinados a partir del mapa de parámetros de control actual (es decir, la curva de potencia o par de punto de ajuste) 25' y el funcionamiento de la turbina eólica se ajusta para mover la potencia o par de salida medido más cerca de la potencia o par del punto de ajuste mediante el uso de un circuito de retroalimentación 95.

Como se indicó anteriormente, el mapa de parámetros de control 25' se revisa o regenera en uso mediante el uso de un método de optimización no lineal para reducir o minimizar las pérdidas asociadas con los componentes del dispositivo de conversión de energía (preferentemente en combinación con una eficiencia aerodinámica aumentada o maximizada) basado en las diversas mediciones recibidas por la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30. En particular, la presente invención minimiza las pérdidas totales en el sistema. En dependencia del sistema, las diferentes pérdidas pueden ser más o menos significativas. Por ejemplo, las pérdidas pueden incluir pérdidas tanto mecánicas como eléctricas en la turbina, como se ilustra en las Figuras 4, 7 y 8. En el ejemplo particular que se muestra en la Figura 4, la presente invención minimiza las pérdidas mecánicas asociadas con la disposición del rotor 35, el eje de transmisión 45 y el generador 50 y también minimiza las pérdidas eléctricas asociadas con el generador 50, los conductores, el convertidor de potencia (55) y el filtro (80).

El siguiente ejemplo descrito con referencia a las Figuras 8 y 9 se refiere a la generación de curvas de potencia que forman el mapa de parámetros operativos 25'. Sin embargo, se apreciará que se puede usar un proceso similar para derivar las curvas de par o cualquier otra función adecuada para formar el mapa de parámetros operativos 25'. Como se muestra en la Figura 8, la potencia eléctrica ^{(P a c tv a )} producida por el generador 50 es igual a la potencia de salida ^(Psalida) menos cualquier pérdida eléctrica ^{(Ppérdidaeiéct.),} es decir:

Pactiva = Psalida + Ppérdida eléct.

En este caso, las pérdidas eléctricas ( ^{Ppérdida eléct} ) se toman como la suma de las pérdidas de cada uno de los componentes eléctricos, es decir, las pérdidas eléctricas ( ^{Ppérdida eléct} ) son iguales a la suma de las pérdidas del generador ( ^{Ppérdida gen.} ), las pérdidas del convertidor ( ^{Ppérdida conv.} ) y las pérdidas del inversor ( ^{Ppérdida inv} ):

Ppérdida eléct. = Ppérdida gen. + Ppérdida conv. Ppérdida inv.

Como se muestra en la Figura 7, considerando las ecuaciones anteriores para la potencia eléctrica (P^activa) producida por el generador 50, la potencia de salida (P^saiida) es igual a la potencia (P^rotor) generada por la disposición de rotor 35 bajo la acción del viento que incide sobre las palas 40 menos la Potencia (P^{pérdida etec}t) perdida debido a pérdidas eléctricas y la potencia (P^{pérdida me}e) perdida debido a pérdidas mecánicas. Como tal:

P ro to r - Ppérdida eiect. - Ppérdida mec. = Psalida

De lo anterior y de la Figura 7, se deduce que:

P ro to r = Pactiva + Ppérdida mec.

La potencia activa (P^acti^va) desarrollada por el generador 50 (antes de las pérdidas) es:

Donde

^{E (u )m )} es el voltaje de la fuente del generador en ^{Vrm s,}/££ es el componente fundamental de la corriente de fase, en A^rms, cos(0^1,) es el factor de potencia de desplazamiento (DPF) del generador, y $n es el ángulo de desplazamiento de la frecuencia fundamental entre el voltaje de la fuente del generador y la corriente fundamental, en radianes. La eficiencia del inversor (q^{n v}) se puede obtener de las fichas técnicas del fabricante o de una simulación o modelo paramétrico. El término q^{n v} incluye la eficiencia de cualquier etapa de aumento, el inversor 70 y el filtro 80. La potencia de salida (P^saiida) es entonces:

^ s c i i d j i — T ó m ' ^ c c /c c

Donde ^V ^{c c} e ^I ^{c c} son la entrada de voltaje y corriente CC al inversor 70.

Alternativamente, la optimización se puede realizar en la salida de potencia de CC (asumiendo que las pérdidas en el inversor 70 son pequeñas en relación con las otras pérdidas, es decir, r|¡nv = 1). En cuyo caso, P^saiida = ^V ^{c c I c c .} En vista de lo anterior, la potencia de salida (P^saiida) para formar las curvas de potencia del punto de ajuste se puede determinar resolviendo el siguiente problema de optimización:

Maximizar P^saiida (x)

sujeto a:

P^saiida (x)^P^nominai

P ro to r = Pac t ¿uc P pérd ida mee,

Paet Lt’c -^íjé rdú ic ^í-^üéít = ^ c c f CC

Psciida = r iir\uQ ''CC^CcPsoiiia)' Vcc!CC

donde x = ^{[ V} ^{c c , I c c , W m ], Pnom inai} es la potencia nominal del inversor, ^Wmáx . es la velocidad límite de frenado de la turbina eólica y ^Viímtte es el voltaje máximo permitido por el inversor.

Se apreciará que este es un problema de optimización restringido, no lineal y multivariable. Existe una variedad de técnicas disponibles en la técnica para resolver tales problemas, y se apreciará que un experto puede seleccionar una técnica adecuada entre las diversas técnicas disponibles en la técnica y aplicarla al problema actual, aplicando conocimientos de rutina y habilidad en la técnica para las enseñanzas de la presente solicitud.

Sin embargo, a modo de ilustración, un enfoque para resolver esto sería usar la función fmincon de MATLAB™ de Optimization Toolbox. Esta función intenta maximizar Psalida a partir de una estimación inicial mediante el uso del algoritmo de punto interior. El uso de una solución aproximada pero subóptima como la estimación inicial (tal como una estimación inicial obtenida basándose únicamente en consideraciones aerodinámicas, por ejemplo, a partir de datos derivados del túnel de viento o similares) ayuda a acelerar la solución del problema y ayuda a asegurar la identificación del máximo global.

La solución final también depende de la topología del rectificador 60. Ejemplos de rectificadores 60 que podrían usarse incluyen un rectificador pasivo 60a, tal como el que se muestra en la Figura 9, o un rectificador activo 60b, tal como el que se muestra en la Figura 11.

Para las realizaciones en las que se usa un rectificador pasivo 60a, tal como el que se muestra en la Figura 9, cos($1Í) 41, por lo que el DFP es otra variable que debe determinarse mediante el balance de potencia.

La salida de un rectificador de diodo de puente completo trifásico se puede obtener como:

3V2 3

Vdc _n L^¿ _nê^s^dc

Donde ^V ^{l l} es el voltaje de fase a fase del generador (valor rms); ^w ^e es la frecuencia angular eléctrica (wmp, donde ^p es el número del par de polos), y ^L ^s es la inductancia equivalente de fase.

Sin embargo, este enfoque no tiene en cuenta una caída de voltaje debido a las pérdidas de cobre y hierro. Estas pueden ser significativas, como puede verse por la diferencia entre los voltajes de circuito abierto y en carga ilustrados en la Figura 10.

Se puede agregar un término adicional para tener en cuenta las pérdidas de cobre/hierro:

La corriente CC (I^{c c}) justo después del rectificador de diodo 60a está relacionada con la corriente de fase (rms) Iph por:

V6

Iph ‘de

Las pérdidas eléctricas (P^{pérdida eiéct.}) se puede segregar en tres componentes, a saber las pérdidas (P^{pérdida gen.}) en el generador 50, las pérdidas (P^{pérdida conv}.) en el convertidor de potencia 55 y las pérdidas (P^pér^{dida n v}) en el filtro 80:

P pérdida eléct. = P pérdida gen. + P pérdida conv. P pérdida inv.

Las pérdidas ^{( P} ^{pérdida gen.)} en el generador 50 resultan de la adición de las pérdidas de cobre, las pérdidas en el núcleo ^{( P} ^{pérdida núcleo) ,} y las pérdidas por corrientes parásitas ^{( P} ^parásita) en los devanados:

AjÉr-didc.s-sn. —

AjÉr-didc núfLeii arásLtc

Donde R^cu es la resistencia del cobre.

Con respecto a las pérdidas del convertidor, en los diodos, la pérdida de conducción ^P ^{c d} es el término dominante debido a la caída de voltaje v^DO y un término resistivo muy bajo rD. A 50 Hz, las pérdidas de conmutación son aproximadamente el 1,2 % de ^P ^{c d} y, por lo tanto, generalmente pueden despreciarse por debajo de esa frecuencia. Por lo tanto:

En otra realización, se puede usar un rectificador activo 60b, tal como un rectificador activo 60b operado como un convertidor de fuente de voltaje (VSC). En este caso, el rectificador activo 60b tiene como objetivo controlar el voltaje de CC en las salidas del terminal del rectificador 60b. Aunque este voltaje puede ser constante, es mejor ajustarlo para maximizar la eficiencia. El VSC también requiere un condensador de suavizado 100 para filtrar los componentes de ondulación en la salida de voltaje y potencia. En las Figuras 11 y 12 se muestra un esquema de un rectificador activo de seis conmutadores adecuado 60b. El rectificador 60b comprende seis transistores bipolares de puerta aislada (IGBT) 105 dispuestos en pares, con cada par dispuesto en paralelo a los otros pares y también al condensador de suavizado 100. Cada fase E ^a (t), E ^b (t), E ^c (t) del generador 50 está conectada a un nodo respectivo entre un par respectivo de IGBT 105.

La interacción entre el generador (v1(t) en la Figura 12) y el rectificador activo 65b, puede ser modelado como un circuito monofásico donde dos fuentes de voltaje (V ⁱ (t), V² (t)) se colocan juntas, separadas por una impedancia R ^ph , y comparten un flujo de potencia. El generador ve el convertidor 55 como una fuente sinusoidal (v² (t)). En última instancia, el ángulo de fase y la magnitud de v2 se controlan externamente mediante la conmutación de los IGBT 105.

En la Figura 11, ^{v i ( t )} es el componente fundamental del voltaje de fase del generador 50; iPh(t) es un componente fundamental de la corriente de fase (en el rectificador activo ph Ph ); ^V ^{2 ( t )} es el componente fundamental del voltaje de fase producido virtualmente por el rectificador activo 60b; L ^ph es una inductancia equivalente de fase; R ^ph es la resistencia equivalente de fase (combinando las pérdidas de cobre y del núcleo en un término) y W ^e es la frecuencia eléctrica (rad/s).

La magnitud de la fuente del generador se da como:

Donde ápm es el enlace de flujo producido por los imanes permanentes del generador 50.

Además:

Donde ^V ^{c c} es el voltaje de salida en el condensador de suavizado 100 y ^m indice es el índice de modulación. Esta ecuación es válida para míndice <1.

Esta ecuación se puede modificar para tener en cuenta la caída de voltaje del término resistivo y de los conmutadores (es decir, los IGBT 105), lo que da como resultado:

donde ^{v c e o} es la caída de voltaje en los conmutadores (IGBT 105).

Se pueden derivar relaciones para un factor de potencia de desplazamiento unitario. Lo siguiente usa notación fasorial (magnitud en rms y ángulo en radianes), asumiendo un régimen de estado estacionario y solo componentes fundamentales;

^{i p h ( t ) =} V2|/pft|(<uet 0É)

Zeq ~ Rph *jk)eLph ~ Rph jXph

La Figura 12 muestra un circuito equivalente simplificado al de la Figura 11. A partir de esto, el voltaje visto por el rectificador activo 60b / V2(t) es el voltaje del generador V1(t) menos la caída de voltaje en el término de impedancia (Z^eq):

Vi — Vi Rph^ ph jXphlph

El objetivo es hacer funcionar el generador 50 con la máxima eficiencia, por lo tanto, DPF = 1 (aunque se deben cumplir los límites de voltaje). Por lo tanto, en algún momento, es necesario usar una estrategia de debilitamiento del flujo. Dado que la corriente de fase ^Iph y el voltaje del generador deben estar en fase, 0ii = 0 => 0¡ = 0i. En aras de la simplicidad, el ángulo de la fuente del generador 50 / ^{V i ( t )} se establece en cero (0¡ = 0i = 0).

Al dividir la ecuación anterior en partes reales y complejas y aplicar los objetivos y suposiciones anteriores, es posible derivar una relación que se puede usar para determinar el ángulo de la fuente virtual ^V ^{2 ( t )} que representa el rectificador activo 60b requerido para lograr el DPF unitario, de la siguiente manera:

' \lph \Xph

tan{d^{2) —}

Wi\-Rph\iPh\

Satisfacer esta condición de máxima eficiencia en el generador 50 puede significar que ^V ^{c c} es mayor que en el caso del rectificador de diodo. Sin embargo, el índice de modulación mindice generalmente se opera por debajo de la zona de sobremodulación para evitar la distorsión armónica. Puede haber una compensación entre el DPF y el índice de modulación. Sin embargo, existe un algoritmo de control conocido como Modulación del vector espacial (SVM), que en última instancia permite

;:::f 1,1347 . Esto permite una reducción de ^{V c c} sin introducir armónicos adicionales.

Las pérdidas en los conmutadores de potencia 105 de un circuito rectificador activo 60b se deben principalmente a pérdidas de conducción y conmutación. Suponiendo que la función de modulación de los transistores bipolares de puerta aislada (IGBT) 105 es sinusoidal, entonces las pérdidas de conducción ( ^{P c t} ) en los IGBT 105v se pueden estimar mediante el uso de:

Donde ^{v c e o} es el voltaje en estado de colector-emisor (a corriente cero), y r ^e es la resistencia en estado de colectoremisor.

De manera similar, en los diodos antiparalelos 110 del rectificador activo 60b, las pérdidas de conducción ( ^{P c d} ) son:

donde ^{v d o} es el voltaje directo del diodo (a corriente cero) y rD la resistencia de conductancia.

Las pérdidas de conmutación ^{(Ppérdida de conmutación)} se pueden calcular mediante el uso de:

Donde ^fs es la frecuencia de conmutación de los IGBT 105, ^{E e n c e n d id o , t} y ^{E a p a g a d o , t} son las energías de conmutación de los IGBT 105, ^{E a p a g a d o ,d} es la energía de desconexión de los diodos antiparalelos 110, y ^Ppérdida ^ref.= ^V r ^ef/ref es una pérdida dada por el fabricante. La información sobre las energías de conmutación se proporciona en las fichas técnicas de los semiconductores usados.

Las pérdidas totales del convertidor 55 ( ^{P p é} r ^{dida conv.} ) se pueden encontrar simplemente sumando las pérdidas de conducción (P^ct) en los IGBT 105, las pérdidas de conducción (P^cd) en los diodos 110 y las pérdidas de conmutación ( ^{Ppérdda de conmutación} ) ^, que a su vez se pueden determinar mediante el uso de las ecuaciones anteriores, o mediante otras técnicas que pueden resultar evidentes para un experto en la técnica.

En otras palabras:

Ppérdida de conv. — P c t + P c d + Ppérdida de conmutación

Estas pérdidas del convertidor para un convertidor 55 que tiene un rectificador activo 60b pueden tenerse en cuenta en el algoritmo de minimización de pérdidas globales y puede encontrarse una solución numérica, por ejemplo, mediante el uso de los métodos descritos anteriormente en relación con el rectificador pasivo 60a.

La unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30 está configurada para determinar las pérdidas mecánicas Pmec en el dispositivo de conversión de energía (es decir, la turbina eólica en este ejemplo, pero también aplicable a otros dispositivos de conversión de energía). Un ejemplo de un enfoque para contabilizar las pérdidas mecánicas y la eficiencia aerodinámica (o eficiencia hidrodinámica para turbinas a base de fluido/agua) se describe a continuación con referencia a la Figura 13, que muestra un modelo simplificado de las partes mecánicas de la turbina eólica.

El dispositivo de control de la presente invención tiene en cuenta la eficiencia aerodinámica (o la eficiencia hidrodinámica, según sea el caso). La eficiencia aerodinámica se puede aproximar mediante una función exponencial o polinomial. Un ejemplo de una función exponencial adecuada para aproximar la eficiencia aerodinámica (C^p) en función de la velocidad de punta (A) es:

CP(X) = ( M - k2) ■ e~k^

La selección de los parámetros debe hacerse para tener una función cóncava (o cuasicóncava). La función de ajuste usada debe ser lo suficientemente general para modelar con precisión la región de arrastre. A continuación se proporciona un ejemplo no limitativo de esto.

Manteniendo > 0, entonces ^{C P} —> 0 cuando A —> «. Además, el punto óptimo se determina por derivación y se ^ = 0 .

¡guala a cero, es decir, ak . La velocidad óptima de la punta Adviene dada por:

^.1 k2

Áopt = — -1

k3 ki

Al evaluar el valor de Áopt en la ecuación anterior para CP(Á) y suponiendo que la función es positiva en el óptimo k1Áopt — k2 > 0, se deduce que:

ki > k3¡ ki>0

Estas restricciones adicionales simplifican la estimación de ^{C P-Á} , es decir, la eficiencia aerodinámica en función de la relación entre la punta de la pala y la velocidad.

La Tabla 1 a continuación proporciona valores ilustrativos usados para generar perfiles aerodinámicos:

Función de plantilla ^{K i} _{K 2} ^{K s} Error (MSE) R2

Exponencial 6,524 0,969 4,173 0,388 0,309 0,809

Polinomio de 2do orden -2,191 1,791

-0,058 0,409

0,309

0,784

Tabla 1: Parámetros de un perfil aerodinámico ilustrativo

Al seleccionar qué tipo de expresión usar, se ha encontrado que el uso de la función exponencial modela mejor la región de arrastre, mientras que una función polinomial modela la región de pérdida con mayor precisión. Sin embargo, dado que el presente método de minimización de pérdidas tiende a acelerar la turbina por encima de la velocidad de punta predicha basándose únicamente en la eficiencia aerodinámica, es preferible optar por un mejor modelado de la región de arrastre y, por lo tanto, puede preferirse la función exponencial dada anteriormente, al menos para algunas aplicaciones.

Dado que la rotación de las palas 40 provoca una gran variación en el ángulo de ataque de las palas 40 durante cada giro. Como resultado, el par de entrada a la disposición de rotor 35 tiende a oscilar. Como tal, el enfoque adoptado con las realizaciones de la presente invención es considerar una eficiencia aerodinámica promedio ^CP asumida, por ejemplo, una revolución.

En la presente realización ilustrativa, la turbina eólica es una turbina de accionamiento directo, es decir, no comprende una caja de engranajes (aunque se apreciará que se podrían usar dispositivos basados en cajas de engranajes y que un experto en la técnica podría adaptar la siguiente derivación en consecuencia).

El tren de transmisión se modela de acuerdo con una ecuación dinámica de un sistema de amortiguación de resortes de primer orden de la siguiente manera:

^'r ^.f ü ^_— ^f'nc&r

_{donde Tviento es el par de entrada en la disposición del rotor 35 ' , Tgen es el par resistente}desarrollado por el generador 50, ^{K m} representa la pérdida mecánica (se supone que es una constante), ^J es el momento de inercia del generador 50 más la turbina, y B es el coeficiente de amortiguación de la fricción.

La inercia J se puede determinar mediante técnicas conocidas en la técnica, por ejemplo, mediante el uso de modelado CAD.

Al aplicar la transformada de Laplace a la ecuación anterior, se puede mostrar que:

H(s) es la función de transferencia del tren de transmisión. A menudo se puede suponer que B es muy bajo o insignificante si el eje es muy rígido.

El sistema debe responder al tiempo. Es decir, cuando cambia el viento, puede haber inercia en la respuesta mecánica del sistema o un retraso en la respuesta eléctrica de componentes tales como en el inversor 70.

Como un enfoque auxiliar cuando el ancho de banda es un problema, un término de avance, tal como el que se describe en "On Optimizing the Transient Load of Variable-Speed Wind Energy Conversion System During the MPP Tracking Process" por Chen y otros, Transacciones IEEE en Electrónica industrial, página 4698, Vol. 61, Núm. 9, septiembre de 2014 (en particular en la sección IV.B) y en "Baseline Results and Future Plans for the NREL Controls Advanced Research Turbine", L.J. Fingersh y K.E. Johnson, 23° Simposio de Energía Eólica de ASME Reno, Nevada, 5-8 de enero de 2004, se puede usar para mejorar el ancho de banda y, por lo tanto, la capacidad de respuesta del sistema. El término de avance se puede obtener a partir de la estimación de la potencia o el par de entrada del viento como se explica en el artículo anterior de Chen y otros.

La unidad de control es operable para realizar una optimización no lineal en una función que comprende pérdidas de una pluralidad de componentes y preferentemente de cada componente significativo, es decir, cada componente cuyas pérdidas son no despreciables o relativamente insignificantes. Las pérdidas incluyen tanto pérdidas mecánicas como pérdidas eléctricas. La función también comprende eficiencia aerodinámica (o hidrodinámica, según corresponda). Dado que la función generalmente tiene la forma de un término que representa la potencia extraída por la turbina en base a la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica menos la pluralidad de pérdidas debido a los componentes activos de la turbina (que incluye las pérdidas mecánicas y eléctricas), la optimización generalmente comprende una reducción o minimización de las pérdidas.

La optimización no lineal da como resultado el mapa de parámetros operativos 25', típicamente en forma de curvas de potencia (o par u otro parámetro de control adecuado) que especifican la variación en la potencia de salida óptima u objetivo (Psaiida) con la velocidad del rotor (wm) para un rango de varias velocidades del viento (U) o velocidades del rotor, a partir de las cuales se puede determinar una curva de potencia óptima. En la Figura 14 se muestra un ejemplo de tal mapa de parámetros de control basado en curvas de potencia.

De esta manera, por ejemplo, la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30 puede determinar la potencia de salida óptima, objetivo o de punto de ajuste para cualquier velocidad medida del viento o del rotor dada y ajustar la velocidad del rotor (u otro parámetro operativo del dispositivo de conversión de energía) en consecuencia, por ejemplo, controlando el funcionamiento del generador u otra carga activa. El mapa de parámetros operativos 25' (por ejemplo, las curvas de potencia o par) se puede calcular o recalcular en uso, por ejemplo, sobre la marcha o durante el funcionamiento, y usarse para generar o revisar el mapa actual de parámetros operativos 25' si es necesario.

De manera ventajosa, dado que la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30 de las realizaciones de la presente invención calcula y/o recalcula de manera efectiva los mapas de parámetros operativos 25' (por ejemplo, las curvas de potencia óptima o punto de ajuste-velocidad del rotor o las curvas de velocidad del rotor-par), que pueden sustituirse por los mapas de parámetros de control 25 predeterminados o calculados de otra manera usados por las turbinas existentes, el presente sistema no solo puede mejorar ventajosamente el rendimiento del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, la turbina eólica o hidráulica) sino que también puede ser fácilmente reajustable a turbinas existentes.

Se apreciará que anteriormente se describen varias expresiones matemáticas para las diversas pérdidas y las eficiencias aerodinámicas o hidrodinámicas. Sin embargo, se apreciará que estas son meramente ilustrativas, y que un experto, con conocimiento de la enseñanza de la presente solicitud, identificará fácilmente otras fórmulas o técnicas para determinar una o más o cada una de las pérdidas, eficiencias aerodinámicas o hidrodinámicas u otros términos descritos en la presente descripción. Un experto no necesita ni siquiera tomar los enfoques teóricos descritos anteriormente y puede, por ejemplo, usar datos experimentales o modelados, modelado computacional (por ejemplo, mediante el uso de CFD o CAD o elementos finitos u otras técnicas conocidas por un experto en la técnica) o mediante el uso de salidas de sensores o mediante el uso de valores obtenidos de dispositivos de modelo o prototipo similares en uso o en un túnel de viento, y/o similares.

A continuación se presenta un ejemplo de minimización de pérdidas en estado estacionario. Esto usa las ecuaciones para determinar las pérdidas, que incluye las pérdidas mecánicas y eléctricas identificadas anteriormente. En particular, la función exponencial mencionada anteriormente se usa para estimar la curva de eficiencia aerodinámica en función de la relación de velocidad de la punta (C ^p -A).

Se usó un modelo de dinámica de fluidos computacional (CFD) y pruebas experimentales en un modelo físico a escala para determinar una eficiencia aerodinámica máxima C j” - para una relación de velocidad de punta dada A. La potencia de CC de salida medida y las pérdidas estimadas para el generador 50 y el convertidor 55 también se usaron para estimar una eficiencia aerodinámica medida C aunque esto también podría haberse determinado mediante mediciones en el eje de transmisión 45, en uso. Se supone que la pérdida mecánica es constante dentro de las velocidades operativas de la turbina. La eficiencia aerodinámica máxima se estimó en 0,27, aunque se espera que para turbinas más grandes la eficiencia aerodinámica máxima sea superior a 0,45.

Un circuito equivalente mostrado en la Figura 15 se usa para describir una realización del dispositivo de conversión de energía en forma de turbina eólica en la que el generador 50 es un generador con núcleo de aire basado en imanes de ferrita. Las pérdidas para el generador 50 se determinan como se describió anteriormente pero teniendo en cuenta adicionalmente los efectos térmicos.

El generador de flujo axial con núcleo de aire 50 usa imanes de ferrita en lugar de neodimio. La resistividad de los imanes de ferrita es muy alta en comparación con los imanes de neodimio, por lo tanto, las pérdidas por corrientes parásitas en la disposición del rotor 35 solo se producen en el hierro que soporta los imanes. Sin embargo, una turbina eólica típica basada en un generador síncrono de imanes permanentes (PMSG) tendrá imanes de neodimio en lugar de ferritas. Por lo tanto, las pérdidas en los imanes serán más significativas. Se puede realizar una prueba de impedancia en el generador 50 para determinar la resistencia del núcleo RFe y la inductancia. La EMF del generador 50 también se puede determinar mediante el uso del modelo analítico. En esta realización, el generador 50 (es decir, una máquina de imanes permanentes) tiene cuarenta polos y ocho bobinas por fase. El 1er armónico espacial de la reacción de flujo visto por el rotor ocurre a una frecuencia ^{f b} dada por:

Donde f ^e es la frecuencia eléctrica fundamental.

A diferencia de la resistencia del cobre, el término equivalente del núcleo RFe en la Figura 15 depende principalmente de la velocidad del rotor. Los cambios de temperatura relativamente pequeños no afectan la conductividad del hierro (es decir, entre 0 y 100 °C).

En el generador 50 modelado, los efectos térmicos sobre los devanados tienen un impacto sutil. El aumento de temperatura AT en los devanados se puede obtener a partir de la relación lineal entre temperatura y resistencia (a temperaturas normales), de manera que:

Rf = PaO- AT ■ íínJ

Donde

R ^f es la resistencia final (O);

a ^cu = (T ^a +k ^cu ) ^-1 (coeficiente de temperatura de resistencia, en 1/°C);

R ^a, T ^a son la resistencia (en O) y la temperatura (en °C) ambiente,

k ^cu = 234,5 (en °C), temperatura absoluta inferida.

Además, como , donde q denota disipación de potencia o fuente de calor (en este caso ^{P Pérd¡da),}el valor de estado estable de la resistencia del cobre se deduce de:

Rtérmica es la resistencia térmica equivalente de los devanados al aire (en °C/W) y Ppérdida es la pérdida total disipada en los devanados. La resistencia térmica cambia con la velocidad del rotor, ya que la transferencia de calor mejora a velocidades más altas (las protuberancias del imán actúan como un ventilador de enfriamiento).

Se realizó una prueba de baja potencia (160 W), haciendo funcionar el dispositivo de conversión de energía durante más de 50 minutos a velocidad y carga constantes, y las características térmicas se estimaron a partir de ahí, como se muestra en la Tabla 2 a continuación. Estos resultados se extrapolaron a mayor potencia y velocidades mediante el uso de correlaciones empíricas. La variación térmica de las bobinas de cobre se estimó a partir de una medición indirecta de la resistencia mediante el uso de las ecuaciones anteriores, mientras que Rtérmica se estimó mediante el uso de las ecuaciones anteriores. Idealmente, este experimento debería realizarse a diferentes velocidades y con una mayor carga de salida, para mejorar la confianza en los valores.

Los resultados obtenidos de las mediciones y los parámetros determinados de las mismas se muestran en la Tabla 2 a continuación:

Valores medidos Valores estimados

P ^pérdida (W Ta (°C) R _a (Q) R ^f (Q) AT(°C) (de la Ec. AT(°C/W) (de la Ec. ) 5.48) 5.49)

10,24 13,90 11,08

11,23

3,3

0,32

Tabla 2: Resumen de los resultados y parámetros calculados a partir de los mismos, obtenidos de una prueba experimental a 6,6 rpm.

La extrapolación de los resultados usa la suposición de que R ^térmica , que depende de la velocidad del rotor, se puede estimar mediante el uso del número de Nussel Nu' que es inversamente proporcional a la resistencia térmica, es decir:

Donde k es una constante proporcional.

El número de Nussel Nu' es la relación entre la transferencia de calor por convección y por conducción a través del límite de una superficie dentro de un fluido. Las correlaciones empíricas para máquinas con núcleo de aire con imanes montados en la superficie se conocen en la técnica. Las dimensiones del generador 50 se pueden usar en estas estimaciones para calcular el número de Reynolds Ree y de Nussel Nu'. En un rotor cerrado, los imanes giratorios emulan un ventilador mejorando el coeficiente de transferencia de calor de los devanados. Aplicando las correlaciones mencionadas anteriormente conocidas en la técnica, se puede determinar que:

A partir de las ecuaciones anteriores, se puede determinar el valor de estado estable de Rf y la pérdida de potencia en los devanados.

Sin embargo, para todos los parámetros térmicos descritos en la presente descripción, los parámetros térmicos relevantes podrían estimarse sobre la marcha/en uso mediante el uso de sensores de temperatura dentro del generador eléctrico.

El algoritmo de minimización de pérdidas también tiene en cuenta las pérdidas en un rectificador pasivo 60a. En particular, en una realización del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, una turbina eólica), un rectificador de diodos 60a está conectado a los terminales de salida del generador 50. Las ecuaciones descritas anteriormente se pueden usar para calcular las corrientes de fase y CC, la velocidad del rotor, el DPF, el voltaje de CC, la potencia de CC y la potencia de salida de CA. El algoritmo de minimización de pérdidas de la presente invención se usa para maximizar la potencia de salida de CA.

Además, el inversor 70 incluye un convertidor CC/CC elevador que regula indirectamente el voltaje de CC controlando la potencia inyectada a la red. Este inversor 70 se modela mediante el uso de un mapa de eficiencia basado en curvas publicadas por el fabricante y mediciones experimentales a baja potencia.

La Figura 16 muestra las curvas de potencia para el dispositivo de conversión de energía (es decir, la turbina eólica), de acuerdo con la velocidad del rotor y el viento.

Estas curvas se generan mediante el uso de las siguientes entradas:

• los parámetros de la máquina eléctrica, tales como: voltaje sin carga, resistencia de la bobina, inductancia, resistencia del núcleo del rotor, pérdida mecánica, caída de voltaje del diodo; y

• la curva Cp-A de la turbina eólica.

La eficiencia aerodinámica máxima (la línea discontinua en la Figura 16) no alcanza la potencia óptima, mientras que la línea continua determinada mediante el uso del algoritmo de minimización de pérdidas descrito anteriormente alcanza el valor óptimo hasta que el algoritmo de minimización de pérdidas se ve limitado por un límite de velocidad mecánico impuesto por el freno centrífugo (no mostrado) de la turbina (86 rpm en este ejemplo).

En particular, la Figura 16 muestra una curva de potencia predicha para la turbina eólica más el generador 50 y el rectificador de diodo 60a. La velocidad del viento varía de 4 a 15 m/s. La línea discontinua representa la curva de máxima eficiencia aerodinámica (Máx. Cp), que difiere del óptimo global representado por la línea continua obtenida mediante el uso del algoritmo de minimización de pérdidas descrito anteriormente. Esta diferencia es más significativa a velocidades de viento más altas.

La Figura 17 muestra la salida de potencia frente a la relación de velocidad de punta TSR, de acuerdo con la velocidad del viento. Puede verse a partir de esto que el algoritmo de minimización de pérdidas descrito anteriormente (línea continua) reduce las pérdidas del sistema acelerando ligeramente la turbina (es decir, aumentando A).

El algoritmo de minimización de pérdidas acelera el generador 50 por encima de A^optdeterminado a partir de la eficiencia aerodinámica solo para reducir la corriente de fase, como puede verse en la Figura 18. Como resultado, las pérdidas de cobre y hierro también se reducen hasta que la pérdida mecánica aumenta demasiado (este último término es proporcional a la velocidad del rotor). Al acelerar el rotor, se reduce la potencia de entrada, lo que permite que disminuya el par resistente T^gen. Sorprendentemente, la turbina consume menos energía del viento para minimizar sus pérdidas y aumentar la potencia de salida. El incremento de potencia es particularmente significativo con vientos muy fuertes (por ejemplo, por encima de 12 m/s para esta realización particular ilustrativa).

El algoritmo de minimización de pérdidas anterior está limitado por el freno mecánico, y por el inversor 70, a una salida de potencia máxima de 2,2 kW (en esta realización/ejemplo particular). Teóricamente, su eficiencia a carga máxima es de aproximadamente el 96,3 %. Por lo tanto, el límite de potencia inyectada en el lado de CC es de 2,29 kW (a 16 m/s). Además, el inversor 70 opera entre 90 y 500 V en la entrada de CC. El límite superior no se alcanza debido a la caída de voltaje con cargas elevadas; sin embargo, el límite inferior impone una restricción que requiere que la turbina opere con A > 0,4 a bajas velocidades del viento. Por lo tanto, la estrategia Máx.-Cp solo produce potencia por encima de 3,4 m/s, mientras que el uso del algoritmo de minimización de pérdidas anterior puede potencialmente resultar en una producción de potencia a partir de 2 m/s. El sistema también puede maximizar P^ccen lugar de P^salida, sin embargo, los resultados son similares.

La Figura 19 muestra la variación en la eficiencia para todos los componentes entre la disposición del rotor 35 y la etapa de CC con la velocidad del viento. Como puede verse en la Figura 19, el sistema eléctrico (generador 50 más rectificador de diodo 60a) exhibe eficiencias superiores al 80 % para velocidades del viento entre 4 y 10 m/s, alcanzando un pico de casi el 90 %. La Figura 20 muestra la variación en la eficiencia general (es decir, del viento a la salida de CC) con la velocidad del viento. A partir de esto, se puede ver que la eficiencia general está por encima del 25 %, con un pico del 28 % a una velocidad del viento de 8 m/s.

La Figura 21 muestra un desglose de pérdidas de las pérdidas eléctricas y mecánicas de un sistema que usa un rectificador de diodo 60a (asumiendo un estado estable) obtenido mediante el uso de la técnica de minimización de pérdidas descrita anteriormente en relación con la presente invención. A partir de esto, se puede ver que el término dominante es la pérdida de cobre, mientras que las pérdidas de diodo son muy pequeñas. Las pérdidas de hierro son significativas por encima de 12 m/s. Por debajo de 6 m/s, el término dominante es la pérdida mecánica. El uso de la técnica de minimización de pérdidas descrita anteriormente permite que el generador 50 funcione con un factor de potencia de desplazamiento (DPF) relativamente bueno de entre 0,93 y 0,95.

La Figura 22 muestra un desglose de pérdidas comparativo cuando el mismo sistema se opera maximizando solamente la eficiencia aerodinámica, como es convencional en la técnica. De una comparación de la Figura 22 con la Figura 21, se puede ver que, a 15 m/s, por ejemplo, se logra una reducción de alrededor del 15 % en las pérdidas totales mediante el uso del enfoque de minimización de pérdidas descrito anteriormente sobre maximización solamente de la eficiencia aerodinámica.

La técnica de minimización de pérdidas descrita anteriormente se ha probado en turbinas de prueba en funcionamiento en diferentes sitios que tienen diferentes velocidades de viento promedio en comparación con el funcionamiento de las turbinas de prueba que usan métodos convencionales en los que solo se maximizan las eficiencias aerodinámicas (métodos max-C^p). La diferencia en términos de rendimiento mejorado en la prueba varía del 1,7 % para el sitio con la velocidad media del viento (MS) más alta; a aproximadamente 5,5 % para el sitio con la velocidad media del viento (MS) más baja. Un 5,5 % de mejora en el sitio con la velocidad media del viento más baja se debe a que el algoritmo de minimización de pérdidas hace que la turbina se active con vientos más bajos (a partir de 2 m/s) en relación con la operación de la misma turbina mediante el uso de métodos que maximizan únicamente la eficiencia aerodinámica.

Se ha encontrado que la integración de las técnicas de minimización de pérdidas descritas anteriormente con la regulación de pérdida puede resultar en aumentos significativos en la producción de energía anual, por ejemplo de entre 6,3 % y 16,4 % en los sitios de prueba anteriores, en dependencia de la ubicación y la velocidad promedio del viento.

En los ejemplos anteriores, sobre una base anual, se ha encontrado que la pérdida de cobre es dominante, mientras que la pérdida de diodo (P ^{pérdida conv.} ) es insignificante. El algoritmo de minimización de pérdidas descrito anteriormente reduce la pérdida de cobre en relación con los esquemas de control de convención basados en maximizar solo la eficiencia aerodinámica del 9,4 al 6,7 %, al reducir el par resistente. Sin embargo, tanto las pérdidas mecánicas como las de hierro aumentan ligeramente debido a esto. Dado que la técnica de minimización de pérdidas descrita anteriormente realiza una minimización global, es decir, tiene en cuenta las pérdidas mecánicas y eléctricas para cada componente significativo desde la disposición del rotor 35 hasta la salida eléctrica (P^salida), las pérdidas totales pueden minimizarse de manera efectiva, incluso cuando esto implica minimizar las pérdidas más significativas, por ejemplo, pérdidas de cobre en este caso, incluso si se incrementan algunas pérdidas menos significativas (por ejemplo, pérdidas mecánicas y de hierro en este caso). Sin embargo, como se detalla anteriormente, las pérdidas dominantes pueden variar en dependencia de factores como la velocidad del viento, el diseño de la turbina, etc.

El análisis anterior se aplica a las turbinas que usan un rectificador de diodo (pasivo) 60a. El enfoque de minimización de pérdidas descrito anteriormente también se ha analizado en relación con las turbinas que usan un rectificador activo 60b.

Además, a velocidades de viento más bajas, el incremento de potencia de salida es mayor en comparación con el caso del rectificador de diodo (pasivo) 60a. Sin embargo, esta mejora tiene un impacto muy bajo en el sistema en general.

La Figura 23 muestra un desglose de pérdidas para un dispositivo de conversión de energía en forma de turbina eólica que usa un rectificador activo 60b (asumiendo un estado estable) cuando usa la técnica descrita anteriormente que usa un algoritmo de minimización de pérdidas global que toma en cuenta la eficiencia aerodinámica. La Figura 24 muestra un desglose de pérdidas comparativo cuando una turbina por lo demás idéntica a la usada para generar la Figura 23 se opera mediante el uso de una técnica convencional en la que el sistema se basa únicamente en maximizar la eficiencia aerodinámica. En este caso, una comparación de la Figura 22 con la Figura 23 muestra que, a 15 m/s, por ejemplo, las pérdidas se reducen en más de 50 W (9 %). A 11 m/s, por ejemplo, la reducción de pérdidas es inferior a 5 W.

En términos de producción de energía anual, combinar el enfoque de minimización de pérdidas (LMA) detallado anteriormente con una característica de regulación de pérdida podría ser más relevante en un sitio con viento, ya que puede aumentar la producción de energía en aproximadamente un 8 % (particularmente en sitios donde la velocidad media del viento es superior a 5,5 m/s). Sin embargo, esta característica puede requerir hardware adicional. Por ejemplo, la regulación de pérdidas podría implementarse mediante el uso de control de corriente basado en mediciones de la corriente de salida mediante el uso de un sensor de corriente de salida apropiado que se realimenta a la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30 para lograr una estabilidad mejorada en la región de pérdidas, o mediante el uso de una medición de la velocidad del viento recopilada mediante un sensor de velocidad del viento en el lazo de control.

Se apreciará que la técnica de minimización de pérdidas descrita anteriormente es particularmente beneficiosa ya que no requiere ninguna modificación en el hardware y se puede implementar actualizando el software de control en una unidad de control de turbina existente 5, 5'. Sin embargo, la implementación de la técnica de minimización de pérdidas en combinación con la regulación de pérdida, aunque es más beneficiosa en términos de mejoras de producción de energía anual, requeriría alguna modificación del hardware, por ejemplo, provisión de sensores de velocidad del viento o corriente de salida cuyas salidas se realimentan a la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30.

El mapa de parámetros de operativos 25' en forma de la curva de potencia óptima o de control entregada por el algoritmo de minimización de pérdidas anterior se inserta en el lazo de control cerrado (ver, por ejemplo, las Figuras 5 y 6) de la unidad de control de turbina 5' y/o la unidad de control auxiliar 30, por ejemplo, en lugar de la curva de potencia óptima o de control previa o preestablecida 25, tal como la determinada mediante el uso de técnicas de máxima eficiencia aerodinámica. Esto da como resultado una mejora en la eficiencia de la turbina cuando se opera de acuerdo con la nueva curva de potencia de control 25'. De esta manera, midiendo la velocidad del rotor o la velocidad del viento, la unidad de control 5' o la combinación de la unidad de control auxiliar 30/unidad de control 5 puede ajustar la potencia de salida Psalida para adaptarse a la velocidad del rotor medida en base a la nueva curva de potencia óptima o de control 25'. Opcionalmente, el algoritmo de minimización de pérdidas se puede volver a ejecutar posteriormente a lo largo del tiempo y/o en uso para regenerar o ajustar la curva de potencia óptima o de control 25', por ejemplo, para tener en cuenta cualquier diferencia o variación en el sistema, tal como debido a cambios en la velocidad media del viento o cambios, por ejemplo, degradación, de componentes a lo largo del tiempo y/o similares.

En resumen, el algoritmo de minimización de pérdidas descrito anteriormente encuentra un óptimo global (es decir, teniendo en cuenta las pérdidas de cada componente individual significativo del dispositivo de conversión de energía entre el rotor y la salida eléctrica del dispositivo de conversión de energía, que incluye al menos las pérdidas mecánicas del dispositivo de conversión de energía y las pérdidas eléctricas debidas al menos al generador 50 y/o al convertidor de potencia 55 y preferentemente también al filtro 80). El mapa de parámetros de operativos revisado 25 en forma de una curva óptima de potencia o par se obtiene resolviendo numéricamente las ecuaciones eléctricas para un sistema de estado estacionario, teniendo en cuenta las pérdidas mecánicas y eléctricas. Esta metodología ha sido validada mediante simulaciones de estado estacionario y transitorias, combinadas con datos de viento real.

El concepto, probado en un convertidor de energía eólica de prueba ilustrativo, mejoró la eficiencia general entre un 1,7 y un 5,5 %, en dependencia de las condiciones del viento local. Además, esta metodología no requiere hardware adicional, por lo que se puede implementar mediante reajuste en inversores comerciales con poco esfuerzo, es decir, solo puede requerir una actualización de software en una unidad de control existente 5 o la conexión de una unidad de control auxiliar 30 para implementar el algoritmo de minimización de pérdidas, que a su vez simplemente actualiza el mapa de parámetros operativos en la forma de las curvas de control de potencia o par de salida objetivo frente a la velocidad del rotor o del viento usadas por la unidad de control 5, 5' para controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía.

La determinación de la constante de tiempo del dispositivo de conversión de energía eólica combinada con la densidad del espectro de potencia (PSD) del viento, permite evaluar si un diseño particular puede seguir con éxito la curva de potencia óptima ordenada, en condiciones de viento inestable. En turbulencias más altas (por ejemplo, intensidad de turbulencia de flujo libre (FTI)> 0,26), la unidad de control puede necesitar acelerar la respuesta del sistema dinámico, agregando una estimación del par de entrada o una medición de la velocidad del viento, como se sugiere en "On Optimizing the Transient Load of Variable-Speed Wind Energy Conversion System During the MPP Tracking Process" por Chen y otros, Transacciones IEEE en Electrónica industrial, página 4698, Vol. 61, Núm. 9, septiembre de 2014.

El enfoque que usa el algoritmo de minimización de pérdidas se resume en la Figura 25, que muestra un diagrama de flujo de una realización del proceso. En este caso, se selecciona un vector de velocidad del viento o del agua y se introduce en la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30. Los parámetros mecánicos y aerodinámicos o hidrodinámicos tal como la curva de eficiencia hidrodinámica o aerodinámica (Cp) como una función (Cp-A) de la relación de velocidad de punta (TSR) (A), la densidad del aire/agua, las pérdidas mecánicas en el tren de transmisión y similares también están disponibles para la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30. Los parámetros eléctricos y térmicos del convertidor de potencia 55 y el generador 50 (por ejemplo, inductancia, resistencia, EMF y similares del convertidor de potencia 55 y el generador 50) también están disponibles para la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30. Se apreciará que los diversos parámetros pueden almacenarse previamente en un dispositivo de almacenamiento de datos o memoria adecuado y/o proporcionarse al sistema a través de un sistema de comunicaciones/red y/o similares.

Mediante el uso de estos parámetros, la unidad de control 5' o la unidad de control auxiliar 30 se configura para resolver una serie de ecuaciones no lineales que maximizan la salida de potencia ^{P s a d a} (eléctrica) desde el dispositivo de conversión de energía sujeto a una serie de limitaciones o condiciones de contorno, incluyendo la frecuencia angular de la velocidad del rotor (o^m) que es menor que un límite máximo preestablecido ^{( w} j ^m it ^e ), la salida del voltaje de CC del rectificador (V^{c c}) que es menor que un límite máximo ( ^{V o o} j ^m ^ite), y la corriente de fase ( ^Ifase ) que es menor que un límite máximo ( ^Ifase_méx ). En particular, las ecuaciones no lineales reflejan la curva de eficiencia hidrodinámica o aerodinámica ^{(C p )} como una función de la relación de velocidad de punta (A) menos las pérdidas mecánicas y eléctricas generales (es decir, globales) en varios y preferentemente en cada uno de los componentes significativos entre el rotor de la turbina y la salida eléctrica, que incluye al menos las pérdidas mecánicas en la disposición de rotor 35, el eje de transmisión 45 y el generador 50 y las pérdidas eléctricas debido a al menos el generador 50 y el convertidor de potencia 55 y preferentemente también el filtro 80. La maximización de la salida de potencia eléctrica ( ^{P s aid a} ) maximiza así la eficiencia hidrodinámica o aerodinámica (C^p) al tiempo que minimiza las pérdidas globales/totales.

La optimización/maximización de la potencia de salida anterior puede llevarse a cabo mediante el uso de varias ecuaciones adecuadas para describir los componentes del sistema y/o basarse en mediciones, modelado, bancos de prueba, fichas técnicas de los fabricantes, enfoques teóricos y/o similares.

La optimización/maximización de la potencia de salida anterior produce mapas de parámetros operativos de reemplazo 25', tal como las curvas de control de la salida de potencia objetivo (o par) a la velocidad del rotor o del viento o del agua, que se usan por la unidad de control 5, 5' para determinar un objetivo o punto de ajuste para operar el dispositivo de conversión de energía (es decir, la turbina eólica o mareomotriz) en dependencia de la velocidad del rotor, el viento o el flujo de agua. El lazo de control usado por la unidad de control 5, 5' puede entonces ajustarse para reflejar los nuevos mapas de parámetros operativos 25', es decir, las nuevas curvas de potencia o par objetivo/control a la velocidad del viento o del agua.

El enfoque descrito anteriormente basado en la minimización de pérdidas usa al menos tres conjuntos de entradas, a saber:

1. l os parámetros aerodinámicos (o hidrodinámicos) de la turbina (indicados como ^{k i , k} ² y fe), y un término de pérdida mecánica ( ^{K m} ) ^, que pueden usarse para determinar la eficiencia aerodinámica (o hidrodinámica);

2.los parámetros del generador 50 tales como el voltaje sin carga, la resistencia de fase, la pérdida del núcleo, la inductancia y las características térmicas, que pueden usarse para determinar las pérdidas eléctricas del generador 50, y

3.los parámetros del convertidor 55, tales como la caída de voltaje del diodo y su resistencia de conductividad, que se pueden usar para determinar las pérdidas del convertidor 55.

El segundo conjunto de parámetros (es decir, el 2 anterior) se puede estimar mediante el uso de un enfoque analítico, como se describió anteriormente, o realizando las mediciones apropiadas, por ejemplo, mediciones estáticas, en el generador 50 y otros componentes. Así, por ejemplo, los parámetros se pueden determinar en un banco de pruebas sin necesidad de un túnel de viento.

El tercer conjunto de parámetros (es decir, el 3 anterior) se puede determinar a partir de las fichas técnicas del fabricante o mediante el uso de un banco de pruebas o similar.

Sin embargo, para lograr los mejores resultados, la minimización de las pérdidas debe combinarse con una consideración de los parámetros/eficiencias aerodinámicos. No tener en cuenta los efectos aerodinámicos o los errores en su estimación puede afectar negativamente el rendimiento resultante del dispositivo de conversión de energía.

A continuación se proporcionan enfoques beneficiosos para estimar los parámetros aerodinámicos de la turbina eólica (y maximizar la eficiencia aerodinámica). Se apreciará que estos no solo son aplicables al enfoque de minimización de pérdidas descrito anteriormente, sino que también pueden aplicarse por separado en enfoques convencionales que maximizan u optimizan solamente la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica, por ejemplo, para determinar una curva de potencia o par (u otro mapa de parámetros operativos) que está asociada con la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica maximizada u optimizada. La curva de potencia o par determinada (u otro mapa de parámetros operativos) se puede usar entonces para controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía (por ejemplo, controlando el funcionamiento del rotor, el generador y/o una carga activa del dispositivo de conversión de energía) con el fin de lograr la potencia o el par de salida para una velocidad del rotor o el viento o el agua medida mediante el uso de la curva de potencia o par determinada (u otro mapa de parámetros operativos).

Estos enfoques estiman los parámetros aerodinámicos de la turbina eólica derivando un modelo de referencia y mediante el uso del viento detectado y la velocidad del rotor estimada o la potencia de CC. Una rutina de optimización encuentra los valores de k ⁱ , k², k ³ y K ^m , minimizando el error de la velocidad del rotor.

El par de entrada del viento T^vientono se puede medir directamente en el eje. Debido a la constante variación de la velocidad del rotor, el par resistente es diferente de T^viento.Sin embargo, T^vientopuede estimarse a partir de mediciones de viento, voltaje, corriente y velocidad del rotor, combinando métodos analíticos y numéricos.

La Figura 26 muestra un modelo del dispositivo de conversión de energía. En los métodos ilustrativos para determinar la eficiencia aerodinámica descritos a continuación, los parámetros aerodinámicos o hidrodinámicos pueden estimarse minimizando el error de salida (Error(t)).

El par resistente desarrollado por el generador T ^gen se puede estimar a partir de la siguiente ecuación:

t^iÉr-didc amm

Por lo tanto, de la Figura 26, las dos entradas desconocidas son la pérdida mecánica y el par de entrada del rotor del viento (T ^viento ), además de los coeficientes del tren de transmisión.

También:

Donde P ^rotor es la potencia de entrada del rotor del viento y u> ^m es la frecuencia angular de la velocidad del rotor.

Por lo tanto, es posible crear un modelo de referencia de parámetros ajustables, hasta que se minimice la norma del error entre la velocidad del rotor medida y estimada en la Figura 26:

Alternativamente, podría usarse una ecuación sustancialmente similar pero con potencia estimada frente a medida en lugar de la velocidad del rotor, como se ilustra en la Figura 27.

Nuevamente, de manera similar a la optimización de las pérdidas descrita anteriormente, este es un problema de optimización que se puede resolver fuera de línea o en línea, y algunas restricciones pueden ser útiles para estimar los parámetros, ya que puede haber muchas soluciones.

En el régimen de estado estacionario, la velocidad del rotor es constante. Por lo tanto, al descuidar las pérdidas mecánicas y por fricción, se puede determinar que T ^viento ~ T ^gen .

Eventualmente, esta suposición significa que la potencia de entrada y C ^p podrían estimarse a partir del balance de potencia. Por lo tanto:

Esta ecuación estima pobremente el par de entrada de forma instantánea. Sin embargo, promediar o filtrar T ^gen mejora su predicción.

Un método alternativo que usa la identificación espectral del tren de transmisión se describe a continuación con referencia a la Figura 27, que es un diagrama de bloques simplificado de un dispositivo de conversión de energía eólica, por ejemplo, una turbina, que se describe a modo de ejemplo. El modelo comprende una unidad de control que tiene en cuenta el tren de transmisión, el generador y el convertidor de potencia, la entrada de par de la velocidad del viento (T ^viento ), y las pérdidas mecánicas K ^m.

Como se supone que el tren de transmisión de la Figura 27 es lineal, tanto la inercia (J) como los coeficientes de amortiguación (B) pueden deducirse en lazo abierto estimando la respuesta de frecuencia del tren de transmisión. La estimación en lazo cerrado de todo el sistema que se muestra en la Figura 27 tiende a ser más difícil debido a su no linealidad, aunque se puede realizar una linealización.

En lazo abierto, se supone que el tren de transmisión es un filtro de paso bajo con una frecuencia de corte f ^corte dada por:

h o r t s ~ j 2^tz

Donde B es el coeficiente de amortiguación del eje del rotor y J es la inercia total de todas las partes giratorias.

Como la inercia J es grande y B pequeña, el f ^corte tiende a ser muy baja. Por lo tanto, el muestreo de baja frecuencia aún mantiene información vital sobre la dinámica del sistema. La función de MATLAB spafdr puede realizar análisis espectral en resoluciones dependientes de la frecuencia, sobre un número variable de bandas de frecuencia. Este método suaviza la respuesta de frecuencia al tratar la entrada como una señal influenciada por el ruido y la

Í1

incertidumbre. La banda seleccionada pasó de 0,1 a 2 con una resolución de 65 bandas espaciadas logarítmicamente (encontrada por ensayo-error en un simulador de turbina). Centrarse en una banda de frecuencia limitada puede dar estimaciones fiables y este fue el enfoque seguido.

Posteriormente, se usa una estimación de respuesta de frecuencia en tiempo continuo sencilla e intuitiva, en lugar de un enfoque discreto. Se empleó la función de MATLAB tfest para estimar la función de transferencia continua del tren de transmisión.

Además, la estimación espectral se facilita gracias a la gran cantidad de datos recopilados en el experimento (por ejemplo, más de una hora) y el viento racheado. En última instancia, la velocidad del viento excita a esta planta desconocida. Por lo tanto, el importante contenido energético del viento en el extremo superior del espectro facilita la exploración de la señal.

El algoritmo general, excluyendo la estimación de pérdidas mecánicas, se presenta como un diagrama de flujo en la Figura 28. Los parámetros k ⁱ , k² y k ³ de la función exponencial de:

se ajustan minimizando el error de la norma del error entre la velocidad del rotor medida y la estimada indicada anteriormente, mediante el uso de fmincon de Optimization Toolbox en MATLAB. Sin embargo, las pérdidas mecánicas no se estiman, porque la estimación espectral elimina los componentes de CC en las señales de entrada.

Aunque el dispositivo de conversión de energía eólica modelado se basa en un sistema de transmisión directa, la estimación de la constante de pérdida mecánica Km afecta el cálculo de la curva de potencia óptima. Idealmente, esta constante debería determinarse en un banco de pruebas mediante el uso de un transductor de par y realizando la prueba sin carga, que es bien conocida en la técnica. En el campo, el viento inestable hace que este cálculo sea un poco más complejo. Sin embargo, K ^m puede estimarse a partir del modelo de referencia, bajo ciertas suposiciones. Se permite un margen de error de ± 10 % ya que su precisión no es tan crítica como los parámetros aerodinámicos.

El enfoque propuesto es estimar K ^m de manera recursiva, comenzando la estimación espectral con Km = 0. Luego, a partir de la primera estimación de Cp-Á, K ^m se calcula resolviendo la ecuación de balance de potencia (asumiendo que la pérdida mecánica es proporcional a la velocidad del rotor):

Entonces, promediar ambos lados de esta ecuación permite minimizar el error producido por el término inercial , que es d ^{. ..}esconocido.

^Krr.W, i 13 ~PAtarrulacp(^)0t _{-Pee PpérdLdagen. 'pérd id a i}

y finalmente:

La solución de la última ecuación se puede integrar como un lazo externo en el diagrama de flujo de la Figura 28. Basado en simulaciones transitorias, la estimación de la pérdida mecánica exhibe un error típico dentro de ± 6:39 %. En un inversor comercial, el acceso a los algoritmos de control internos incorporados en el dispositivo está restringido. Por lo tanto, el proceso de identificación es más limitado que en condiciones normales. Sin embargo, se puede ayudar de tres formas:

1.El ajuste de la pendiente de potencia o la respuesta de velocidad en el inversor: un valor bajo permite que el sistema funcione en puntos, lo que permite una estimación más robusta. Una vez que se completa el proceso de identificación, la pendiente de potencia debe ajustarse para rastrear adecuadamente las fluctuaciones del viento.

2.Inercia de la turbina y el rotor: afortunadamente esta condición se convierte en una ventaja que permite una mejor inspección de los puntos operativos (similar a la pendiente de potencia), ya que la velocidad real del rotor siempre está por detrás de la ideal.

3.Establecer curvas de potencia de operación acelerada y desacelerada, en relación con la relación de velocidad de punta óptima (A): esto mejora en gran medida la robustez de la estimación ya que se pueden explorar más puntos. Tanto las simulaciones como los experimentos confirman este enfoque. La curva Cp-Á se puede detectar bien cuando los puntos de operación están muy dispersos alrededor de diferentes valores de A. Por lo tanto, si el controlador del inversor está configurado para reaccionar demasiado rápido, los valores de A tienden a concentrarse en una zona limitada. En consecuencia, la identificación de C ^p -Á puede ser inexacta.

A continuación se describe una segunda metodología ilustrativa para estimar parámetros aerodinámicos y pérdidas mecánicas, asumiendo condiciones de estado estacionario.

El método se basa en una función de ajuste no lineal, aplicada a los datos promediados. Se deriva del método de contenedores.

La ecuación general de balance de potencia del WECS se puede expresar como:

donde k = (ki; k2; k3). Al promediar ambos lados de la ecuación, despreciando el término inercial y asumiendo que Paire cambia muy lentamente, da:

Además, si la turbina mantiene una buena respuesta de seguimiento, entonces el término ^{C P(Á ;k )} se puede considerar constante en cada contenedor, lo que permite la siguiente simplificación:

Esto reduce la ecuación anterior a:

En esta ecuación, hay cuatro términos desconocidos: k ⁱ, k², k³y K^m. Pueden estimarse mediante ajuste no lineal. Definamos X como:

y Y como

y = p.cc

X es un vector n-por-5 de las variables medidas de entrada, y Y es un vector n-por-1 de la salida medida del sistema, P^cc. Por tanto, esta representación se puede expresar como la siguiente relación:

donde f es una función no lineal que evalúa cada fila de X mediante el uso de los coeficientes de p, para calcular una estimación de Y, p = (ki;k2;k3;Km) es un vector de 4-por-1 de parámetros constantes a estimar. e es un vector n-por-1 que representa la perturbación. Finalmente:

La idea del ajuste no lineal es encontrar valores para los coeficientes de que minimicen las diferencias cuadráticas medias entre la potencia de salida medida y el valor predicho por el modelo.

La función nlinfit de MATLAB puede estimar los coeficientes desconocidos de forma iterativa, mediante el uso de una condición inicial especificada por el usuario. Aquí, esta función se usa en su modo más simple, basado en el algoritmo de mínimos cuadrados no lineales de Levenberg-Marquardt. ^{K m} podría estimarse mediante nlinfit, pero se encontró que nlinfit tiende a caer en un óptimo local cuando se permiten cuatro grados de libertad. Por lo tanto, si se deja ^{K m} como un valor constante y se realizan suboptimizaciones hasta que se minimice el error rms entre ^Y y ^{Y ,} es posible minimizar eficazmente el error.

Las variables en la ecuación:

se promedian mediante el uso del método de contenedores cúbicos, donde las muestras de viento se promedian en términos cúbicos. Esto mejora enormemente la estimación de ^{C p -Á .}

Aunque se han proporcionado anteriormente varios ejemplos específicos para ilustrar la presente invención, se apreciará que se pueden hacer variaciones a partir de las realizaciones específicas anteriores. Por ejemplo, los ejemplos anteriores se refieren a turbinas eólicas. Sin embargo, se apreciará que los enfoques anteriores son igualmente aplicables a otros dispositivos de conversión de energía, tales como turbinas hidráulicas o mareomotrices.

Además, aunque se han presentado varias ecuaciones específicas para calcular varios parámetros, se apreciará que se pueden usar otras ecuaciones o los parámetros se pueden calcular de otras maneras, por ejemplo, mediante el uso de un banco de pruebas, mediciones estáticas, simulaciones, modelado, mediciones en uso, mediciones en túnel de aire o cámara de flujo, realizando mediciones en modelos a escala y/o similares. Se apreciará que un experto, guiado por la enseñanza de la presente solicitud, y aplicando conocimientos en la técnica, tal como la enseñanza proporcionada en documentos tales como E. J. P. E. Subiabre, M. A. Mueller, T. Bertényi and T. Young, "Realistic loss modelling and minimisation in an air-cored permanent magnet generator for wind energy applications", Power Electronics, Machines and Drives (PEMD 2012), 6ta Conferencia Internacional IET, Bristol, 2012, págs. 1-6. doi: 10.1049/cp.2012.0324, podría determinar otros métodos para determinar las pérdidas del sistema.

Además, se apreciará que el dispositivo de conversión de energía puede tener componentes adicionales o alternativos y que los componentes ilustrativos presentados anteriormente no son limitantes.

Además, aunque el algoritmo se puede ejecutar, "en uso" o "en línea", es decir, de manera que los resultados se calculan sobre la marcha y se pueden usar para actualizar periódicamente los ajustes de control u objetivo, por ejemplo, curvas de potencia o par con velocidad del viento o agua, la presente invención también se puede aplicar durante la etapa de diseño o fuera de línea.

Además, los ejemplos anteriores se refieren a un generador de tipo de máquina de estado de imán permanente. Sin embargo, se apreciará que un experto podría realizar una técnica correspondiente adaptada adecuadamente a una máquina de inducción de doble alimentación.

La unidad de control 5' y/o la unidad de control auxiliar 30 pueden comprender al menos un procesador, un módulo de almacenamiento de datos, tal como una memoria, y un módulo de comunicaciones, que puede ser cableado o inalámbrico, para comunicarse con sensores, tal como sensores de velocidad del viento o el agua, sensores de voltaje, corriente o potencia y/o similares

Como tal, las realizaciones específicas descritas anteriormente en relación con los dibujos no pretenden ser limitantes, y la invención solo está definida por las reivindicaciones actualmente archivadas.

Glosario

Abarrido área de barrido de la pala

B coeficiente de amortiguación del eje del rotor

r rr¿x. _Lumáxima eficiencia aerodinámica

C p (A ) Curva de eficiencia aerodinámica del rotor como una función de la relación de velocidad de la punta

fB frecuencia armónica espacial

fe frecuencia eléctrica fundamental = 2n¿ ^e

fs frecuencia de muestreo o conmutación de IGBT

H ( s ) función de transferencia del tren de transmisión

Idc corriente continua después de la rectificación

lp valor pico de la corriente de fase

Al)

l ph valor rms del componente fundamental de la corriente de fase

J inercia total de todas las partes giratorias en un WECS

k1 , k2 , f e parámetros aerodinámicos de C ^p -A

K m constante proporcional para denotar la pérdida mecánica en Nm

A relación de velocidad de punta =

Lm Espacio de aire o inductancia síncrona

Aopt relación óptima de velocidad de punta

A p m enlace de flujo total por fase inducida por PM

míndice índice de modulación

n eficiencia

¿ e frecuencia angular eléctrica ¿ ^m p ¿ ^m frecuencia angular de la velocidad del rotor p número de pares de polos

Pactiva potencia electromagnética activa

Pent potencia de entrada en el convertidor de potencia

Ppérdida inv. pérdidas eléctricas totales en el inversor

Ppérdida conv. pérdida total en el convertidor de potencia

Ppérdida núcleo pérdida del rotor del núcleo (en imanes y hierro)

P c c potencia de salida CC

Ppárasita pérdida de corrientes parásitas en los devanados

Ppérdida eléct. suma de todas las pérdidas eléctricas

Ppérdida gen. pérdida eléctrica total en el generador

Pmed potencia medida (generador o convertidor de potencia)

Psalida potencia de salida entregada por el convertidor de potencia a la red

P ref potencia de referencia

Protor potencia de entrada del rotor (del viento)

P w energía disponible del viento

Rpala área de barrido de la pala

R e resistencia de derivación (máquina con núcleo de hierro) que representa las pérdidas por corrientes parásitas en los devanados

R c u resistencia que representa las pérdidas de Joule en los devanados

Rparásita resistencia de derivación (máquina con núcleo de aire) que representa las pérdidas por corrientes parásitas en los devanados

Paire densidad del aire

PCu resistividad de cobre

Rph resistencia de fase

s Operador de Laplace

T f constante de tiempo de la turbina en lazo cerrado

Tgen par electromagnético del generador

Tviento par de entrada del rotor del viento

Ugóndola medición de la velocidad de flujo en la góndola

U ~ velocidad de flujo libre (viento/agua)

V c c voltaje CC después de la rectificación

Vdiodo caída de voltaje del diodo

V l l voltaje de fase a fase del generador (valor rms)

M m velocidad de rotación angular

M e frecuencia eléctrica angular

Abreviaturas

ADC Conversor analógico a digital

AEO Salida de energía anual

CFD Dinámica de fluidos computacional

DFIG Generador de inducción doblemente alimentado

DPF Factor de potencia de desplazamiento

EMF Fuerza contraelectromotriz

FEA Análisis de elementos finitos

FEM Modelado de elementos finitos

FFT Transformada rápida de Fourier

FTI Intensidad de turbulencia de flujo libre

IEC Comisión Electrotécnica Internacional

IGBT Transistor Bipolar de Puerta Aislada

LMA Algoritmo de minimización de pérdidas

LIDAR Detección y rango de luz

MMF Fuerzas magnetomotrices

MPPT Seguimiento de máximo punto de potencia

SRA Velocidad media

MSE Error cuadrático medio

PM Imán permanente

PMSG Generador síncrono de imán permanente

PSD Densidad del espectro de potencia

RMS Media cuadrática

SVM Modulación del vector espacial

TSR Relación de velocidad de la punta

VSC Convertidor de fuente de voltaje

WECS Sistema de conversión de energía eólica

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para determinar una potencia objetivo y/o un par objetivo de un dispositivo de conversión de energía que comprende un rotor (35) y un generador (55), el método que comprende:

medir o estimar datos operativos de forma regular o periódica, dichos datos operativos que comprenden uno o más o cada uno de: una velocidad del rotor, una velocidad del generador, una velocidad del viento de la góndola, una velocidad del viento de flujo libre, corrientes de fase del generador y voltajes del generador; determinar las pérdidas asociadas con los componentes individuales (50, 60, 70, 80) del dispositivo de conversión de energía mediante el uso de los datos operativos, en donde las pérdidas comprenden pérdidas mecánicas y eléctricas;

en donde las pérdidas mecánicas comprenden pérdidas resultantes de o asociadas con uno o más o cada uno de: operación de las palas de la turbina (40) y/u operación del eje de transmisión (45) u otro acoplamiento de transmisión y/u operación del generador (55);

en donde las pérdidas eléctricas comprenden uno o más o cada uno de: pérdidas del generador, pérdidas del convertidor de potencia, pérdidas del filtro y/o pérdidas del inversor; y

determinar, mediante el uso de un sistema de procesamiento o control, una potencia objetivo y/o un par objetivo en base a los datos operativos y las pérdidas asociadas con cada uno de los componentes individuales de tal manera que se reduzcan las pérdidas totales del dispositivo de conversión de energía.

2. El método de la reivindicación 1, que comprende controlar el funcionamiento del dispositivo de conversión de energía de acuerdo con la potencia objetivo y/o el par objetivo determinados del dispositivo de conversión de energía.

3. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 2, que comprende determinar una eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía y determinar la potencia objetivo y/o el par objetivo mediante el uso de la eficiencia aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía.

4. El método de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en donde la reducción de las pérdidas totales puede ser o comprender una optimización o maximización global que comprende realizar una optimización o maximización de una función que comprende al menos la una o más pérdidas y comprende o considera la eficiencia energética aerodinámica o hidrodinámica del dispositivo de conversión de energía.

5. El método de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en donde las pérdidas eléctricas comprenden pérdidas del generador y pérdidas del convertidor de potencia.

6. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el dispositivo de conversión de energía es o comprende una máquina de imanes permanentes o una máquina de inducción de doble alimentación.

7. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el dispositivo de conversión de energía comprende una turbina eólica y/o una turbina hidráulica.

8. El método de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en donde las pérdidas son pérdidas en estado estacionario.

9. Un sistema de procesamiento o control configurado para llevar a cabo el método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8.

10. Un dispositivo de conversión de energía, el dispositivo de conversión de energía que comprende una o más superficies de accionamiento proporcionadas o comprendidas en una disposición móvil o giratoria de modo que, en uso, la o más superficies de accionamiento sean móviles o giratorias por flujo de fluido, tal como flujo de gas o líquido, y un dispositivo de control o procesamiento de acuerdo con la reivindicación 9 configurado para determinar al menos un parámetro del dispositivo de conversión de energía.

11. Un producto de programa informático que, cuando se programa en un dispositivo de control o procesamiento, configura el dispositivo de control o procesamiento para implementar el método de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8.

12. Un medio portador, tal como un medio portador tangible y/o no transitorio, que comprende el producto de programa informático de la reivindicación 11.