ES2904596T3 - Sistema y procedimiento para pronosticar la salida de potencia de un parque eólico - Google Patents

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Abstract

Un procedimiento (100) para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque de un parque eólico que tiene una pluralidad de turbinas eólicas, comprendiendo el procedimiento: recopilar (102) datos operativos reales (154) e información del sitio (158) para el parque eólico; predecir (104) datos operativos pronosticados (156) para el parque eólico para un período de tiempo futuro en base a los datos operativos reales (154) y la información del sitio (158) para el parque eólico; generar (106) un pronóstico de salida de potencia basado en modelo (162) en base a los datos operativos pronosticados (156) y la información del sitio (158); medir (108) datos operativos en tiempo real (166) del parque eólico, en el que los datos operativos en tiempo real (166) comprenden al menos uno de o una combinación de los siguientes: salida de potencia, salida de par de torsión, ángulo de pitch, velocidad específica, ángulo de orientación y número de turbinas eólicas en línea; ajustar (110) el pronóstico de salida de potencia (162) en base a los datos operativos en tiempo real (166) medidos; y pronosticar (112) la salida de potencia a nivel de parque (172) del parque eólico en base al pronóstico de salida de potencia ajustado.

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema y procedimiento para pronosticar la salida de potencia de un parque eólico
Campo de la invención
[0001] La presente invención se refiere, en general, a parques eólicos y, más en particular, a sistemas y procedimientos para pronosticar la salida de potencia de un parque eólico o de una turbina eólica individual.
Antecedentes de la invención
[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medio ambiente actualmente disponibles, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna típicamente incluye una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y un rotor que tiene una o más palas de rotor. Las palas de rotor transforman la energía eólica en un par de torsión de rotación mecánico que impulsa uno o más generadores por medio del rotor. A veces, pero no siempre, los generadores están acoplados de forma rotativa al rotor a través de la multiplicadora. La multiplicadora aumenta la velocidad de rotación inherentemente baja del rotor para que el generador convierta eficazmente la energía mecánica de rotación en energía eléctrica, que se alimenta a una red de suministro por medio de al menos una conexión eléctrica. Dichas configuraciones también pueden incluir convertidores de potencia que se usan para convertir una frecuencia de potencia eléctrica generada en una frecuencia sustancialmente similar a la frecuencia de la red de suministro.
[0003] Una pluralidad de turbinas eólicas comúnmente se usan conjuntamente entre sí para generar electricidad y comúnmente se denominan "parque eólico". Las turbinas eólicas de un parque eólico típicamente incluyen sus propios monitores meteorológicos que realizan, por ejemplo, mediciones de temperatura, velocidad del viento, dirección de viento, presión barométrica y/o densidad del aire. Además, comúnmente se proporciona un mástil o torre meteorológica separada ("mástil meteorológico") que tiene instrumentos meteorológicos de mayor calidad que pueden proporcionar mediciones más exactas en un punto del parque. La correlación de los datos meteorológicos con la salida de potencia permite la determinación empírica de una "curva de potencia" para las turbinas eólicas individuales.
[0004] Desafortunadamente, dichos sistemas de energía renovable pueden ser de naturaleza intermitente, por ejemplo, debido a cambios en la velocidad del viento, nubosidad y/o bloqueo solar de los paneles fotovoltaicos (en sistemas de energía solar). Como tal, es difícil predecir o pronosticar con exactitud la cantidad de potencia que se puede generar en el futuro para dichos sistemas. Sin predicciones de potencia exactas, los operarios no pueden ofertar eficazmente en los mercados de energía del día siguiente.
[0005] Los documentos US6975925B1, CN103485977A y CN103984986A describen diferentes procedimientos para predecir la salida de potencia de un parque eólico.
[0006] Por tanto, sería ventajoso un sistema y procedimiento mejorados para pronosticar con más exactitud la salida de potencia de un parque eólico y/o una turbina eólica.
Breve explicación de la invención
[0007] La invención se define por las reivindicaciones adjuntas. Se expondrán aspectos y ventajas de la invención en parte en la siguiente descripción, o pueden se evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la puesta en práctica de la invención.
[0008] En un aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque de un parque eólico que tiene una pluralidad de turbinas eólicas. El procedimiento incluye recopilar datos operativos reales y/o información del sitio para el parque eólico. El procedimiento también incluye generar un pronóstico de salida de potencia basado en modelo en base a datos operativos pronosticados, la información del sitio y/o los datos operativos reales. Además, el procedimiento incluye medir datos operativos en tiempo real del parque eólico y ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a los datos operativos en tiempo real medidos. Por tanto, el procedimiento también incluye pronosticar la salida de potencia a nivel de parque del parque eólico en base al pronóstico de salida de potencia ajustado.
[0009] En un modo de realización, los datos operativos reales pueden incluir uno cualquiera de o una combinación de los siguientes: salida de potencia, salida de par de torsión, ángulo de pitch, velocidad específica (“tip speed ratio”), ángulo de orientación (“yaw angle”), temperatura, presión, hora del día, mes del año, número de turbinas eólicas en línea, velocidad del viento, dirección del viento, variación de la velocidad del viento con la altura (“wind shear”), estela, turbulencia del viento, aceleración del viento, ráfagas de viento, variación de la dirección del viento con la altura (“wind veer”) o cualquier otro dato operativo adecuado.
[0010] En otro modo de realización, la información del sitio puede incluir uno cualquiera de o una combinación de los siguientes: curva de potencia a nivel de parque, una curva de potencia a nivel de turbina, elevación, ubicación de la turbina eólica, ubicación del parque eólico, condiciones climáticas, ubicación de parques eólicos cercanos, distribución geográfica o cualquier otra condición del sitio adecuada.
[0011] En otros modos de realización, el procedimiento también puede incluir predecir los datos operativos pronosticados para el parque eólico para un período de tiempo futuro. Aún en otro modo de realización, la etapa de generar el pronóstico de salida de potencia basado en modelo puede incluir usar un modelo basado en física.
[0012] En modos de realización adicionales, el procedimiento puede incluir ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a los datos operativos en tiempo real medidos por medio de un módulo compensador. En dichos modos de realización, el módulo compensador puede incluir un compensador estadístico que utiliza al menos uno de una red neuronal, regresión (lineal o no lineal) y/o aprendizaje automático (“machine learning”) para ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a los datos operativos en tiempo real medidos. Además, el procedimiento puede incluir aprender, por medio del módulo compensador, una o más desviaciones entre los datos operativos en tiempo real y los datos operativos previstos y ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a la(s) desviación/desviaciones aprendida(s).
[0013] Aún en otro modo de realización, el período de tiempo futuro puede incluir desde aproximadamente doce (12) horas hasta aproximadamente siete (7) días en el futuro. En modos de realización adicionales, el período de tiempo futuro puede incluir menos de 12 horas o más de 7 días.
[0014] En otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento para pronosticar una salida de potencia a nivel de turbina de una turbina eólica. El procedimiento incluye recopilar datos operativos reales e información del sitio para la turbina eólica. El procedimiento también incluye generar un pronóstico de salida de potencia basado en modelo en base a datos operativos pronosticados, la información del sitio y/o los datos operativos reales. Además, el procedimiento incluye medir datos operativos en tiempo real de la turbina eólica y ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a los datos operativos en tiempo real medidos. Por tanto, el procedimiento también incluye pronosticar la salida de potencia de la turbina eólica en base al pronóstico de salida de potencia ajustado. También se debe entender que el procedimiento puede incluir además cualquiera de las etapas y/o características adicionales como se describe en el presente documento.
[0015] Aún en otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un sistema para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque de un parque eólico que tiene una pluralidad de turbinas eólicas. El sistema incluye un procesador configurado para realizar una o más operaciones, incluyendo pero sin limitarse a recopilar datos operativos reales e información del sitio para el parque eólico, generar un pronóstico de salida de potencia basado en modelo en base a los datos operativos pronosticados, la información del sitio y/o los datos operativos reales, medir los datos operativos en tiempo real del parque eólico, determinar una desviación entre los datos operativos en tiempo real y los datos operativos previstos, ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a la desviación y pronosticar la salida de potencia a nivel de parque del parque eólico en base al pronóstico de salida de potencia ajustado. Se debe entender que el sistema puede incluir además cualquiera de los características adicionales como se describe en el presente documento.
[0016] Por ejemplo, en un modo de realización, el procesador se puede configurar además para ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a la desviación por medio de un módulo compensador.
[0017] Estas y otras características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que están incorporados en, y que constituyen una parte de, la presente memoria descriptiva, ilustran los modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.
Breve descripción de los dibujos
[0018] Una divulgación completa y habilitante de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, se expone en la memoria descriptiva que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:
la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 2 ilustra una vista esquemática de un modo de realización de un controlador para su uso con la turbina eólica mostrada en la FIG. 1;
la FIG. 3 ilustra una vista esquemática de un modo de realización de un parque eólico de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque de un parque eólico que tiene una pluralidad de turbinas eólicas de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque o a nivel de turbina de un parque eólico o turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación; y
la FIG. 6 ilustra un diagrama esquemático de otro modo de realización de un sistema para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque o a nivel de turbina de una parque eólico o turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.
Descripción detallada de la invención
[0019] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, de los que se ilustran uno o más ejemplos en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención, no de limitación de la invención. De hecho, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden hacer diversas modificaciones y variaciones en la presente invención sin apartarse del alcance de la invención. Por ejemplo, los características ilustrados o descritos como parte de un modo de realización se pueden usar con otro modo de realización para proporcionar todavía otro modo de realización. Por tanto, se pretende que la presente invención abarque dichas modificaciones y variaciones como vienen dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.
[0020] En general, la presente divulgación está dirigida a un sistema y procedimiento para proporcionar un pronóstico de potencia para un parque eólico y/o turbina eólica individual. El sistema, en general, incluye dos partes, que incluyen (1) un módulo predictor de potencia basado en modelo y (2) un módulo compensador. En primer lugar, el módulo de predicción de potencia combina múltiples configuraciones del parque eólico y/o la turbina eólica y datos pronosticados (tal como velocidad del viento, dirección del viento, presión del aire y temperatura) con un modelo que representa la relación entre la información atmosférica y la potencia de la turbina eólica/el parque eólico generada. En segundo lugar, el módulo compensador ajusta la salida del módulo de potencia basado en modelo en base a las desviaciones aprendidas entre la potencia prevista y la real para posibilitar un pronóstico de potencia más exacto para la turbina eólica o el parque eólico. Por ejemplo, la cantidad para ajustar la potencia pronosticada se puede aprender a partir de muestras representativas de las condiciones pronosticadas sincronizadas con la potencia real producida por la turbina eólica o el parque eólico.
[0021] Los diversos modos de realización del sistema y procedimiento de la presente divulgación proporcionan numerosas ventajas que no están presentes en la técnica anterior. Por ejemplo, la presente divulgación proporciona un pronóstico de energía y potencia en tiempo real, de día siguiente y de múltiples días exacto del parque eólico o de una turbina eólica individual. Por tanto, la presente divulgación proporciona un valor directo en los mercados de energía, incluyendo los mercados en tiempo real y del día siguiente, y posibilita una planificación de mantenimiento más eficaz.
[0022] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de un modo de realización de una turbina eólica 10 configurada para implementar la tecnología de control de acuerdo con la presente divulgación. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye, en general, una torre 12 que se extiende desde una cimentación 14, una góndola 16 montada en la torre 12 y un rotor 18 acoplado a la góndola 16. El rotor 18 incluye un buje giratorio 20 y al menos una pala de rotor 22 acoplada y que se extiende hacia fuera desde el buje 20. Por ejemplo, en el modo de realización ilustrado, el rotor 18 incluye tres palas de rotor 22. Sin embargo, en un modo de realización alternativo, el rotor 18 puede incluir más o menos de tres palas de rotor 22. Cada pala de rotor 22 puede estar espaciada alrededor del buje 20 para facilitar la rotación del rotor 18 para posibilitar que la energía cinética se transfiera desde el viento en energía mecánica utilizable y, posteriormente, en energía eléctrica. Por ejemplo, el buje 20 puede estar acoplado de forma rotatoria a un generador eléctrico (no mostrado) situado dentro de la góndola 16 para permitir que se produzca energía eléctrica.
[0023] La turbina eólica 10 también puede incluir un controlador 26 de turbina eólica centralizado dentro de la góndola 16. Sin embargo, en otros modos de realización, el controlador 26 puede estar ubicado dentro de cualquier otro componente de la turbina eólica 10 o en una ubicación fuera de la turbina eólica. Además, el controlador 26 puede estar acoplado comunicativamente a cualquier número de los componentes de la turbina eólica 10 para controlar el funcionamiento de dichos componentes y/o implementar una acción de control. Como tal, el controlador 26 puede incluir un ordenador u otra unidad de procesamiento adecuada. Por tanto, en varios modos de realización, el controlador 26 puede incluir instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan, configuran el controlador 26 para que realice diversas funciones diferentes, tales como recibir, transmitir y/o ejecutar señales de control de turbina eólica. En consecuencia, el controlador 26 puede estar configurado, en general, para controlar los diversos modos de funcionamiento de la turbina eólica 10 (por ejemplo, secuencias de arranque o de parada), reducir o aumentar la potencia nominal de la turbina eólica 10 y/o controlar diversos componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el controlador 26 puede estar configurado para controlar el pitch de pala o el ángulo de pitch de cada una de las palas de rotor 22 (es decir, un ángulo que determina una perspectiva de las palas de rotor 22 con respecto a la dirección del viento) para controlar la salida de potencia generada por la turbina eólica 10 ajustando una posición angular de al menos una pala de rotor 22 en relación con el viento. Por ejemplo, el controlador 26 puede controlar el ángulo de pitch de las palas de rotor 22 haciendo girar las palas de rotor 22 alrededor de un eje de pitch 28, ya sea individual o simultáneamente, transmitiendo señales de control adecuadas a un mecanismo de accionamiento de pitch o de ajuste de pitch (no mostrado) de la turbina eólica 10.
[0024] En referencia ahora a la FIG. 2, se ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que pueden estar incluidos dentro del controlador 26 de acuerdo con los aspectos de la presente divulgación. Como se muestra, el controlador 26 puede incluir uno o más procesadores 58 y dispositivos de memoria asociados 60 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, las etapas, los cálculos y similares divulgados en el presente documento). Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados que en la técnica se hace referencia a que están incluidos en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación, procesadores específicos de la aplicación, procesadores de señales digitales (DSP), circuitos integrados específicos de la aplicación (ASIC), matrices de puertas programables in situ (FPGA) y/o cualesquiera otros circuitos programables. Además, el/los dispositivo(s) de memoria 60, en general, puede(n) incluir elemento(s) de memoria que incluye(n), pero no se limita(n) a, un medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), un medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), una o más unidades de disco duro, un disquete, una memoria de solo lectura de disco compacto (CD-ROM), unidades de lectura/escritura de disco compacto (CD-R/W), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD), unidades flash, unidades ópticas, dispositivos de almacenamiento de estado sólido y/u otros elementos de memoria adecuados.
[0025] Adicionalmente, el controlador 26 también puede incluir un módulo de comunicaciones 62 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 26 y los diversos componentes de la turbina eólica 10. Por ejemplo, el módulo de comunicaciones 62 puede incluir una interfaz de sensor 64 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas por uno o más sensores 65, 66, 68 se conviertan en señales que se pueden entender y procesar por el controlador 26. Además, se debe apreciar que los sensores 65, 66, 68 se pueden acoplar comunicativamente al módulo de comunicaciones 62 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 2, los sensores 65, 66, 68 están acoplados a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en modos de realización alternativos, los sensores 65, 66, 68 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 64 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica. Por ejemplo, el módulo de comunicaciones 62 puede incluir Internet, una red de área local (LAN), redes de área local inalámbrica (WLAN), redes de área amplia (WAN) tales como redes de interoperabilidad mundial para acceso por microondas (WiMax), redes de satélite, redes celulares, redes de sensores, redes ad hoc y/o redes de corto alcance. Como tal, el procesador 58 puede estar configurado para recibir una o más señales desde los sensores 65, 66, 68.
[0026] Los sensores 65, 66, 68 pueden ser cualquier sensor adecuado configurado para medir cualquier dato operativo de la turbina eólica 10 y/o parámetros de viento del parque eólico 200. Por ejemplo, los sensores 65, 66, 68 pueden incluir sensores de pala para medir un ángulo de pitch de una de las palas de rotor 22 o para medir una carga que actúa sobre una de las palas de rotor 22; sensores de generador para monitorizar el generador (por ejemplo, par de torsión, velocidad de rotación, aceleración y/o salida de potencia); y/o diversos sensores de viento para medir diversos parámetros de viento (por ejemplo, velocidad del viento, dirección del viento, etc.). Además, los sensores 65, 66, 68 pueden estar ubicados cerca del suelo de la turbina eólica 10, en la góndola 16, en un mástil meteorológico de la turbina eólica 10 o en cualquier otra ubicación del parque eólico.
[0027] También se debe entender que se puede emplear cualquier otro número o tipo de sensores y en cualquier ubicación. Por ejemplo, los sensores pueden ser acelerómetros, sensores de presión, galgas extensiométricas, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de MIMU, sistemas de cámaras, sistemas de fibra óptica, anemómetros, veletas, sensores de detección y alcance por ondas sonoras (SODAR), láseres de infrarrojos, sensores de detección y alcance por ondas luminosas (LIDAR), radiómetros, tubos de Pitot, radiosondas, otros sensores ópticos y/o cualesquiera otros sensores adecuados. Se debe apreciar que, como se usa en el presente documento, el término "monitorizar" y variantes del mismo indica que los diversos sensores de la turbina eólica 10 pueden estar configurados para proporcionar una medición directa de los parámetros que se están monitorizando o una medición indirecta de dichos parámetros. Por tanto, los sensores 65, 66, 68 se pueden usar, por ejemplo, para generar señales que se refieren al parámetro que se está monitorizando, que a continuación se puede utilizar por el controlador 26 para determinar la condición real.
[0028] En referencia ahora a la FIG. 3, se ilustra un parque eólico 200 que se controla de acuerdo con el sistema y procedimiento de la presente divulgación. Como se muestra, el parque eólico 200 puede incluir una pluralidad de turbinas eólicas 202, que incluyen la turbina eólica 10 descrita anteriormente, y un controlador de parque 220. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el parque eólico 200 incluye doce turbinas eólicas, incluyendo la turbina eólica 10. Sin embargo, en otros modos de realización, el parque eólico 200 puede incluir cualquier otro número de turbinas eólicas, tal como menos de doce turbinas eólicas o más de doce turbinas eólicas.
En un modo de realización, el controlador 26 de la turbina eólica 10 puede estar acoplado comunicativamente al controlador de parque 220 a través de una conexión por cable, tal como conectando el controlador 26 a través de enlaces de comunicación 222 adecuados (por ejemplo, un cable adecuado). De forma alternativa, el controlador 26, pueden estar acoplado comunicativamente al controlador de parque 220 a través de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica. Además, el controlador de parque 220 puede estar configurado, en general, de forma similar a los controladores 26 para cada una de las turbinas eólicas 202 individuales dentro del parque eólico 200. Además, el controlador de parque 220 puede estar configurado con cualquiera de los componentes descritos con respecto al controlador 26 de turbina de la FIG. 2.
[0029] En modos de realización adicionales, una o más de las turbinas eólicas 202 del parque eólico 200 pueden incluir una pluralidad de sensores para monitorizar diversos datos operativos de las turbinas eólicas 202 individuales y/o uno o más parámetros de viento del parque eólico 200. Por ejemplo, como se muestra, cada una de las turbinas eólicas 202 incluye un sensor de viento 216, tal como un anemómetro o cualquier otro dispositivo adecuado, configurado para medir velocidades de viento o cualquier otro parámetro de viento. Por ejemplo, en un modo de realización, los parámetros de viento incluyen información con respecto a al menos uno de o una combinación de los siguientes: una ráfaga de viento, una velocidad del viento, una dirección del viento, una aceleración del viento, una turbulencia del viento, una variación de la velocidad del viento con la altura, una variación de la dirección del viento con la altura, una estela, información de SCADA o similares.
[0030] Como se entiende, en general, las velocidades del viento pueden variar significativamente en un parque eólico 200. Por tanto, el/los sensor(es) de viento 216 puede(n) permitir que se monitorice la velocidad del viento local en cada turbina eólica 202. Además, la turbina eólica 202 también puede incluir uno o más sensores 218 adicionales. Por ejemplo, los sensores 218 pueden estar configurados para monitorizar las propiedades eléctricas de la salida del generador de cada turbina eólica 202, tales como sensores de corriente, sensores de tensión, sensores de temperatura o sensores de potencia que vigilan la salida de potencia directamente en base a las mediciones de corriente y tensión. De forma alternativa, los sensores 218 pueden incluir otros sensores cualesquiera que se puedan utilizar para monitorizar la salida de potencia de una turbina eólica 202. También se debe entender que las turbinas eólicas 202 en el parque eólico 200 pueden incluir cualquier otro sensor adecuado conocido en la técnica para medir y/o monitorizar parámetros eólicos y/o datos operativos de la turbina eólica.
[0031] En referencia ahora a las FIGS. 4 y 5, se ilustra un sistema 150 y un procedimiento 100 para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque de un parque eólico, tal como el parque eólico 200 de la FIG. 3. Más específicamente, la FIG. 4 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización del procedimiento 100 para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque del parque eólico 200 y la FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de un procesador 152 del sistema 150 para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque del parque eólico 200. También se debe entender que se puede aplicar el mismo procedimiento a una turbina eólica individual (tal como la turbina eólica 10 de la FIG. 1) además del parque eólico 200 global. En un modo de realización, el controlador de parque 220 (o los controladores 26 de turbina eólica individual) pueden estar configurados para realizar cualquiera de las etapas del procedimiento 100 como se describe en el presente documento. Además, en modos de realización adicionales, el procedimiento 100 de la presente divulgación se puede realizar manualmente por medio de un ordenador separado no asociado con el parque eólico 200.
[0032] Por tanto, como se muestra en 102, el procedimiento 100 incluye recopilar datos operativos reales 154 y/o información del sitio 158 para el parque eólico 200. Más específicamente, como se muestra en la FIG. 5, los datos operativos reales 154 como se describen en el presente documento pueden incluir información con respecto a al menos uno de o una combinación de los siguientes: salida de potencia, salida de par de torsión, ángulo de pitch, velocidad específica, ángulo de orientación, temperatura, presión, hora del día, mes del año, número de turbinas eólicas en línea, velocidad del viento, dirección del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, estela, turbulencia del viento, aceleración del viento, ráfagas de viento, variación de la dirección del viento con la altura o cualquier otro dato operativo adecuado. De forma similar, como se muestra, la información del sitio 158 puede incluir uno cualquiera de o una combinación de lo siguiente: curva de potencia a nivel de parque, una curva de potencia a nivel de turbina, elevación, ubicación de la turbina eólica, ubicación del parque eólico, condiciones climáticas, ubicación de parques eólicos, distribución geográfica o cualquier otra condición del sitio adecuada. Además, en modos de realización particulares, los datos operativos 154 pueden ser parte del sistema de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) para la vigilancia y control en remoto del parque eólico 200 que funciona con señales codificadas sobre canales de comunicación. En modos de realización adicionales, el/los controlador(es) 26, 220 puede(n) estar configurado(s) para analizar adicionalmente (es decir, filtrar, promediar y/o ajustar) los datos operativos como se describe en el presente documento.
[0033] Todavía en particular con respecto a la FIG. 4, como se muestra en 104, el procedimiento 100 también puede incluir opcionalmente predecir los datos operativos pronosticados para el parque eólico 200 para un período de tiempo futuro. Como se muestra en la FIG. 5, se debe entender que los datos operativos 156 previstos/pronosticados pueden incluir cualquiera de los datos operativos reales descritos en el presente documento. Además, en determinados modos de realización, el período de tiempo futuro puede incluir desde aproximadamente doce (12) horas hasta aproximadamente siete (7) días en el futuro, ya que las predicciones por hora de la energía eólica pronosticada pueden posibilitar que un operario de parque eólico oferte en los mercados de energía del día siguiente. Por tanto, los pronósticos de energía de un día o más en el futuro pueden posibilitar que una operación de parque eólico planifique la programación de mantenimiento cuando el viento y la generación de potencia asociada pronosticado es baja para minimizar la cantidad de ingresos perdidos durante el mantenimiento de la turbina eólica y/o el parque eólico. En modos de realización alternativos, el período de tiempo futuro puede incluir menos de 12 horas o más de 7 días.
[0034] Además, como se muestra en 106 de la FIG. 4, el procedimiento 100 también incluye generar un pronóstico de salida de potencia basado en modelo 162 por medio de un modelo 160 en base a uno o más de los datos operativos reales 154, los datos operativos previstos/pronosticados 156 y/o la información del sitio 158. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, el pronóstico de salida de potencia basado en modelo 162 se puede generar por un modelo basado en física 160. Como se entiende en general, los modelos basados en física se usan para generar y visualizar conformaciones restringidas, movimientos de objetos rígidos y no rígidos y/o interacciones de objetos con el entorno circundante para propósitos de modelado de animación. Por tanto, el/los controlador(es) 26, 220 está(n) configurado(s) para combinar los datos operativos reales 154 y/o los datos operativos previstos 156 con un modelo basado en física que representa la relación entre la información atmosférica y la salida de potencia generada del parque eólico 200 y/o de una turbina eólica individual.
[0035] Como se muestra en 108, el procedimiento 100 también incluye medir los datos operativos en tiempo real 166 del parque eólico 200. En determinados modos de realización, los datos operativos en tiempo real 166 se pueden generar por uno o más de los sensores (por ejemplo, por medio de los sensores 65, 66, 68, 216, 218 o cualquier otro sensor adecuado). Además, los datos operativos en tiempo real 166 se pueden determinar por medio de un modelo informático dentro del uno de los controladores 26, 220. Más específicamente, como se muestra en la FIG. 5, los datos operativos reales en tiempo real 166 como se describe en el presente documento pueden incluir salida de potencia, salida de par de torsión, ángulo de pitch, velocidad específica, ángulo de orientación, temperatura, presión, hora del día, mes del año, número de turbinas eólicas en línea, velocidad del viento, dirección del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, estela, turbulencia del viento, aceleración del viento, ráfagas de viento, variación de la dirección del viento con la altura o cualquier otro dato operativo adecuado. Además, los datos operativos en tiempo real 166 pueden incluir cualquiera de los datos operativos reales 154 y/o información del sitio 158 como se describe en el presente documento.
[0036] Como se muestra en 110, el procedimiento 100 incluye además ajustar o corregir el pronóstico de salida de potencia 162 generado por el modelo 160 en base, al menos, a los datos operativos en tiempo real 166 medidos. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 5, se puede configurar un módulo compensador 168 para ajustar el pronóstico de salida de potencia 162 como función de los datos operativos en tiempo real 166 medidos y/o los datos operativos previstos 156 previos. En dichos modos de realización, el módulo compensador 156 puede incluir un compensador estadístico que utiliza al menos uno de una red neuronal, regresión (por ejemplo, lineal o no lineal) o aprendizaje automático para ajustar el pronóstico de salida de potencia 162 en base a los datos operativos en tiempo real 166 medidos y/o los datos operativos previstos 156 previos.
[0037] Por tanto, como se muestra en 112, el procedimiento 100 incluye pronosticar la salida de potencia a nivel de parque 172 del parque eólico 200 (o una salida de potencia a nivel de turbina de una turbina eólica individual) en base al pronóstico de salida de potencia ajustado 162. En modos de realización adicionales, el procedimiento 100 puede incluir aprender, por medio del módulo compensador 156, una o más desviaciones entre los datos operativos en tiempo real 166 y los datos operativos previstos 156 y pronosticar la salida de potencia 172 del parque eólico 200 en base a las desviaciones aprendidas.
[0038] En referencia ahora a la FIG. 6, se ilustra un diagrama esquemático de otro modo de realización de un sistema 250 para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque del parque eólico 200. Como se muestra, el sistema 250 incluye un procesador 252 configurado para realizar una o más operaciones. Por ejemplo, como se muestra, el procesador 252 está configurado para recopilar datos operativos reales 254 e información del sitio 256 para el parque eólico 200 (o una turbina eólica individual). Además, como se muestra, el procesador 252 está configurado para predecir opcionalmente los datos operativos 256 para el parque eólico 200 para un período de tiempo futuro. Los datos operativos reales 254, los datos operativos previstos 256 y/o la información del sitio 258 pueden incluir cualquiera de los datos operativos y/o información del sitio como se describe en el presente documento. Como tal, el procesador 252 también puede estar configurado para generar un pronóstico de salida de potencia basado en modelo 262 por medio del modelo 260 en base a los datos operativos reales 254, los datos operativos 256 previstos o previstos y/o la información del sitio 258. Además, el procesador 252 puede incluir un módulo compensador 266 que está configurado para medir los datos operativos en tiempo real 264 del parque eólico 200 y determinar una desviación 268 entre los datos operativos en tiempo real 264 y los datos operativos 256 previstos. Como se muestra en 270, el procesador está configurado además para ajustar el pronóstico de salida de potencia 262 en base a la desviación 268 y pronosticar la salida de potencia a nivel de parque 272 del parque eólico 200 (o la salida de potencia a nivel de turbina de una turbina eólica individual) en base al pronóstico de salida de potencia ajustado.
[0039] Los modos de realización ejemplares de un parque eólico, un controlador para un parque eólico y un procedimiento para controlar un parque eólico se describen anteriormente en detalle. El procedimiento, el parque eólico y el controlador no están limitados a los modos de realización específicos descritos en el presente documento, sino que en su lugar, los componentes de las turbinas eólicas y/o del controlador y/o las etapas del procedimiento se pueden utilizar independientemente y por separado de otros componentes y/o etapas descritos en el presente documento. Por ejemplo, el controlador y el procedimiento también se pueden usar en combinación con otros sistemas y procedimientos de potencia, y no están limitados a la puesta en práctica solo con el controlador de turbina eólica como se describe en el presente documento. En su lugar, el modo de realización ejemplar se puede implementar y utilizar en conexión con muchas otras aplicaciones de sistemas de potencia o de turbinas eólicas.
[0040] Aunque se pueden mostrar características específicas de diversos modos de realización de la invención en algunos dibujos y no en otros, esto es solo por conveniencia. De acuerdo con los principios de la invención, se puede hacer referencia a y/o reivindicar cualquier rasgo característico de un dibujo en combinación con cualquier rasgo característico de cualquier otro dibujo.
[0041] En esta descripción escrita se usan ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y asimismo para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo fabricar y usar cualesquiera dispositivos o sistemas y realizar cualesquiera procedimientos incorporados. El alcance patentable de la invención está definido por las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos que se les ocurran a los expertos en la técnica. Dichos otros ejemplos pretenden estar dentro del alcance de las reivindicaciones si incluyen elementos estructurales que no difieren del lenguaje literal de las reivindicaciones o si incluyen elementos equivalentes estructurales con diferencias insustanciales de los lenguajes literales de las reivindicaciones.

Claims (14)

REIVINDICACIONES
1. Un procedimiento (100) para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque de un parque eólico que tiene una pluralidad de turbinas eólicas, comprendiendo el procedimiento:
recopilar (102) datos operativos reales (154) e información del sitio (158) para el parque eólico;
predecir (104) datos operativos pronosticados (156) para el parque eólico para un período de tiempo futuro en base a los datos operativos reales (154) y la información del sitio (158) para el parque eólico;
generar (106) un pronóstico de salida de potencia basado en modelo (162) en base a los datos operativos pronosticados (156) y la información del sitio (158);
medir (108) datos operativos en tiempo real (166) del parque eólico, en el que los datos operativos en tiempo real (166) comprenden al menos uno de o una combinación de los siguientes: salida de potencia, salida de par de torsión, ángulo de pitch, velocidad específica, ángulo de orientación y número de turbinas eólicas en línea;
ajustar (110) el pronóstico de salida de potencia (162) en base a los datos operativos en tiempo real (166) medidos; y
pronosticar (112) la salida de potencia a nivel de parque (172) del parque eólico en base al pronóstico de salida de potencia ajustado.
2. El procedimiento (100) como se reivindica en la reivindicación 1, en el que el pronóstico de salida de potencia (162) se ajusta como función de los datos operativos en tiempo real (166) medidos y de los datos operativos pronosticados (156) previstos previos.
3. El procedimiento (100) como se reivindica en la reivindicación 1 o 2, en el que los datos operativos reales o pronosticados comprenden al menos uno de o una combinación de los siguientes: salida de potencia, salida de par de torsión, ángulo de pitch, velocidad específica, ángulo de orientación, temperatura, presión, hora del día, mes del año, número de turbinas eólicas en línea, velocidad del viento, dirección del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, estela, turbulencia del viento, aceleración del viento, ráfagas de viento o variación de la dirección del viento con la altura.
4. El procedimiento (100) como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la información del sitio comprende al menos una de una curva de potencia a nivel de parque, una curva de potencia a nivel de turbina, elevación, ubicación de la turbina eólica, ubicación del parque eólico, condiciones climáticas, ubicación de parques eólicos cercanos o distribución geográfica.
5. El procedimiento (100) como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que generar el pronóstico de salida de potencia basado en modelo comprende además utilizar un modelo basado en física.
6. El procedimiento (100) como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende además ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a los datos operativos en tiempo real medidos por medio de un módulo compensador.
7. El procedimiento (100) como se reivindica en la reivindicación 6, en el que el módulo compensador comprende un compensador estadístico que utiliza al menos uno de una red neuronal, regresión o aprendizaje automático para ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a los datos operativos en tiempo real medidos.
8. El procedimiento (100) como se reivindica en la reivindicación 7, que comprende además:
aprender, por medio del compensador estadístico, una o más desviaciones entre los datos operativos en tiempo real y los datos operativos previstos; y
ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a la una o más desviaciones aprendidas.
9. El procedimiento (100) como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el período de tiempo futuro comprende desde aproximadamente doce (12) horas hasta aproximadamente siete (7) días en el futuro.
10. Un sistema (150) para pronosticar una salida de potencia a nivel de parque de un parque eólico (200) que tiene una pluralidad de turbinas eólicas (202), comprendiendo el sistema:
un procesador (58) configurado para realizar una o más operaciones, comprendiendo la una o más operaciones:
recopilar (102) datos operativos reales (154) e información del sitio (158) para el parque eólico (200); predecir (104) datos operativos pronosticados (156) para el parque eólico para un período de tiempo futuro en base a los datos operativos reales (154) y la información del sitio (158) para el parque eólico; generar (106) un pronóstico de salida de potencia basado en modelo (162) en base a los datos operativos pronosticados (156) y la información del sitio (158);
medir (108) datos operativos en tiempo real (166) del parque eólico, en el que los datos operativos en tiempo real (166) comprenden al menos uno de o una combinación de los siguientes: salida de potencia, salida de par de torsión, ángulo de pitch, velocidad específica, ángulo de orientación y número de turbinas eólicas en línea;
determinar una desviación entre los datos operativos en tiempo real (166) y los datos operativos pronosticados (156) previstos;
ajustar (110) el pronóstico de salida de potencia (162) en base a la desviación; y
pronosticar (112) la salida de potencia a nivel de parque (172) del parque eólico en base al pronóstico de salida de potencia ajustado.
11. El sistema (150) como se reivindica en la reivindicación 10, en el que los datos operativos reales o pronosticados comprenden al menos uno de o una combinación de los siguientes: salida de potencia, salida de par de torsión, ángulo de pitch, velocidad específica, ángulo de orientación, temperatura, presión, hora del día, mes del año, número de turbinas eólicas en línea, velocidad del viento, dirección del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, estela, turbulencia del viento, aceleración del viento, ráfagas de viento o variación de la dirección del viento con la altura, y en el que la información del sitio comprende al menos una de una curva de potencia a nivel de parque, una curva de potencia a nivel de turbina, elevación, ubicación de turbina eólica, ubicación de parque eólico, condiciones climáticas, ubicación de parques eólicos cercanos o distribución geográfica.
12. El sistema (150) como se reivindica en la reivindicación 10 o la reivindicación 11, en el que generar el pronóstico de salida de potencia basado en modelo comprende además utilizar un modelo basado en física.
13. El sistema (150) como se reivindica en cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, en el que la una o más operaciones comprenden además ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a la desviación por medio de un módulo compensador.
14. El sistema (150) como se reivindica en la reivindicación 13, en el que el módulo compensador comprende un compensador estadístico que utiliza al menos uno de una red neuronal, regresión o aprendizaje automático para ajustar el pronóstico de salida de potencia en base a los datos operativos en tiempo real medidos.
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