ES2907248T3 - Sistema y procedimiento de control de turbina eólica - Google Patents

Abstract

Un sistema de control para una turbina eólica (10) que comprende: uno o más dispositivos de medición (48), en el que el uno o más dispositivos de medición están configurados para medir una o más condiciones de operación de una turbina eólica; un controlador (402); y una memoria (712) asociada con el controlador (402), en el que el controlador (402) está configurado para: recibir la una o más condiciones de operación medidas desde el uno o más dispositivos de medición; recuperar uno o más valores preestablecidos, incluyendo una consigna de par de torsión inicial para la turbina eólica (10) y una o más de una altitud de la turbina eólica y una densidad de turbulencia de la memoria (712); determinar una consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica (10) en base al menos en parte a una o más condiciones de operación recibidas desde uno o más dispositivos de medición asociados con la turbina eólica; y ajustar un valor nominal de salida de potencia real en el controlador (402) para la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada; caracterizado por que ajustar el valor nominal de salida de potencia real comprende disminuir el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada y disminuir un valor nominal de salida de potencia real inicial de la turbina eólica en aproximadamente un 0,10 por ciento o más en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada cuando el factor de potencia de sistema está entre -0,90 a, e incluyendo aproximadamente, -0,95.

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y procedimiento de control de turbina eólica

[0001] La materia descrita en el presente documento se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a un procedimiento y sistema para controlar una turbina eólica e incrementar la cantidad de captura de energía.

[0002] En general, una turbina eólica incluye una turbina que tiene un rotor que incluye un conjunto de buje rotatorio que tiene múltiples palas. Las palas transforman la energía eólica en un par de torsión de rotación mecánico que acciona uno o más generadores por medio del rotor. Los generadores a veces, pero no siempre, están acoplados rotacionalmente al rotor a través de una multiplicadora. La multiplicadora eleva 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 en una red de suministro por medio de al menos una conexión eléctrica. También existen turbinas eólicas de accionamiento directo sin engranajes. El rotor, generador, multiplicadora y otros componentes típicamente están montados dentro de una carcasa, o góndola, que está situada encima de una base que puede ser una torre de celosía o tubular. Véanse, por ejemplo, los documentos US 2011/064573 y US 2009/295159.

[0003] Algunas configuraciones de turbina eólica incluyen generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG). 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 una frecuencia de red de suministro. Además, dichos convertidores, junto con el DFIG, también transmiten potencia eléctrica entre la red de suministro y el generador, así como también transmiten potencia de excitación del generador a un rotor de generador bobinado desde una de las conexiones a la conexión de red de suministro eléctrica. De forma alternativa, algunas configuraciones de turbina eólica incluyen, pero no se limitan a, tipos alternativos de generadores de inducción, generadores síncronos de imanes permanentes (IP) y generadores síncronos excitados eléctricamente y generadores de reluctancia conmutada. Estas configuraciones alternativas también pueden incluir convertidores de potencia que se usan para convertir las frecuencias como se describe anteriormente y transmitir potencia eléctrica entre la red de suministro y el generador.

[0004] Las turbinas eólicas conocidas tienen una pluralidad de componentes mecánicos y eléctricos. Cada componente eléctrico y/o mecánico puede tener limitaciones de operación independientes o diferentes, tales como límites de corriente, voltaje, potencia y/o temperatura, que otros componentes. Además, las turbinas eólicas conocidas típicamente están diseñadas y/o ensambladas con límites de potencia nominal predefinidos. Para operar dentro de dichos límites de potencia nominal, los componentes eléctricos y/o mecánicos se pueden operar con grandes márgenes para las limitaciones de operación. En algunos casos, las limitaciones de operación están establecidas para condiciones de operación promedio y no determinadas por la medición en tiempo real de las condiciones de operación. Dicha operación puede dar como resultado una operación de la turbina eólica ineficaz, y una capacidad de generación de potencia de la turbina eólica puede estar infrautilizada. Por ejemplo, en algunas combinaciones de condiciones de operación, las limitaciones de operación pueden ser mayores que las permitidas en base a las condiciones de operación promedio sin ninguna pérdida de márgenes de seguridad. En pocas palabras, la máquina puede producir más potencia en condiciones de operación favorables cuando dichas condiciones de operación se comprueban y miden en tiempo real o casi en tiempo real sin incrementar el riesgo de dañar a la máquina.

[0005] Por lo tanto, lo que se desea son procedimientos y sistemas que aborden los desafíos en la materia, describiéndose algunos anteriormente.

[0006] En el presente documento se describen modos de realización de procedimientos y sistemas para controlar una turbina eólica en base a ajustes de par de torsión determinados a partir de una o más condiciones de operación medidas.

[0007] La presente invención está definida por las reivindicaciones adjuntas.

[0008] Se expondrán, en parte, ventajas adicionales en la descripción que sigue o se pueden aprender en la práctica. Las ventajas se realizarán y lograrán por medio de los elementos y combinaciones, en particular, señalados en las reivindicaciones adjuntas. Se ha de entender que tanto la descripción general anterior como la siguiente descripción detallada solo son de ejemplo e ilustrativas y no son restrictivas, como se reivindica. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de los procedimientos y sistemas:

la FIG. 1 es una vista en perspectiva de un modo de realización de ejemplo de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 2 es una vista en perspectiva en corte parcial de una parte de la turbina eólica mostrada en la FIG.

1 de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 3 es un diagrama esquemático de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;

la FIG. 4 es un diagrama de bloques general de un modo de realización de un sistema de parque eólico como se describe en el presente documento;

la FIG. 5 es un diagrama de flujo que ilustra un modo de realización de un procedimiento de control de un valor nominal de potencia de una turbina eólica;

la FIG. 6 es un ejemplo gráfico no limitante que ilustra una curva de potencia frente a la velocidad del viento para una turbina eólica de ejemplo; y

la FIG. 7 es un diagrama de bloques que ilustra un entorno de operación de ejemplo para realizar los procedimientos divulgados.

[0009] Siempre que sea posible, se usarán los mismos números de referencia en todos los dibujos para representar las mismas piezas.

[0010] Antes de que se divulguen y describan los presentes procedimientos y sistemas, se ha de entender que los procedimientos y sistemas no se limitan a procedimientos sintéticos específicos, componentes específicos o a composiciones particulares. También se ha de entender que la terminología usada en el presente documento solo es para describir modos de realización particulares y no se pretende que sea limitante.

[0011] Como se usa en la memoria descriptiva y las reivindicaciones adjuntas, las formas en singular "un", "una" y "el/la" incluyen referentes al plural a menos que el contexto lo indique claramente de otro modo. Los intervalos se pueden expresar en el presente documento como de "aproximadamente" un valor particular y/o a "aproximadamente" otro valor particular. Cuando se expresa un intervalo de este tipo, otro modo de realización incluye de un valor particular y/o al otro valor particular. De forma similar, cuando los valores se expresan como aproximaciones, por el uso del antecedente "aproximadamente", se entenderá que el valor particular forma otro modo de realización. Se entenderá además que los puntos de extremo de cada uno de los intervalos son significativos tanto en relación con el otro punto de extremo como independientemente del otro punto de extremo.

[0012] "Opcional" u "opcionalmente" significa que el evento o circunstancia descrito posteriormente se puede producir o no, y que la descripción incluye casos donde dicho evento o circunstancia se produce y casos donde no se produce.

[0013] En toda la descripción y reivindicaciones de la presente memoria descriptiva, la palabra "comprender" y variaciones de la palabra, tales como "que comprende" y "comprende", significa "que incluye, pero sin limitarse a" y no se pretende que excluya, por ejemplo, otros aditivos, componentes, números enteros o etapas. "De ejemplo" significa "un ejemplo de" y no se pretende que transmita una indicación de un modo de realización preferente o ideal. "Tal como" no se usa en un sentido restrictivo, sino con propósitos explicativos.

[0014] Se divulgan componentes que se pueden usar para realizar los procedimientos y sistemas divulgados. Estos y otros componentes se divulgan en el presente documento, y se entiende que, cuando se divulgan combinaciones, subconjuntos, interacciones, grupos, etc. de estos componentes, aunque la referencia específica de cada una de las diversas combinaciones individuales y colectivas y la permutación de estos no se divulguen explícitamente, cada uno específicamente se contempla y describe en el presente documento, para todos los procedimientos y sistemas. Esto se aplica a todos los aspectos de la presente solicitud, incluyendo, pero sin limitarse a, las etapas en los procedimientos divulgados. Por tanto, si existe una variedad de etapas adicionales que se puedan realizar, se entiende que cada una de estas etapas adicionales se puede realizar con cualquier modo de realización o combinación de modos de realización específica de los procedimientos divulgados.

[0015] Los presentes procedimientos y sistemas se pueden entender más fácilmente por referencia a la siguiente descripción detallada de modos de realización preferentes y los ejemplos incluidos en la misma y a las figuras y su descripción previa y siguiente.

[0016] La FIG. 1 es una vista en perspectiva de un generador de turbina eólica 10 de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación. La FIG. 2 es una vista en perspectiva en corte parcial de una parte de un generador de turbina eólica 10 de ejemplo de acuerdo con un modo de realización de la presente divulgación. La FIG. 3 es un diagrama esquemático de una turbina eólica 10 de ejemplo. De acuerdo con modos de realización de la presente divulgación, se puede realizar un control basado en par de torsión de la salida de potencia de un generador de turbina eólica. Por ejemplo, se usan uno o más dispositivos de medición, tales como sensores, anemómetros y similares, que están asociados con una o más turbinas eólicas para medir las condiciones de operación, tales como, por ejemplo, un voltaje de red de sistema, una o más corrientes de red, ángulos de fase del voltaje y corrientes, temperatura ambiente y similares. Un dispositivo informático, tal como un controlador, que está asociado con la una o más turbinas eólicas recibe la información de condición de operación medida, calcula un factor de potencia de sistema a partir del voltaje de sistema, corrientes y ángulos de fase recibidos, y determina una consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica en base a las condiciones de operación medidas. El cálculo de la consigna de par de torsión ajustada también puede tener en consideración parámetros preestablecidos, tales como la consigna de par de torsión inicial, altitud de una turbina eólica, intensidad de la turbulencia y similares. El valor nominal de par de torsión en el dispositivo informático para la turbina eólica se establece en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada. La potencia total suministrada desde un generador a la red está dada por la ecuación Pgen = T * wm, donde T = par de torsión de entrehierro del generador y wm es la velocidad mecánica del rotor. Debido a que la salida de potencia real de una turbina eólica es proporcional al par de torsión, el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica se puede aumentar (mayor potencia real de salida) o disminuir (menos potencia real de salida) en base al valor nominal de par de torsión establecido.

[0017] La turbina eólica 10 de ejemplo (en el presente documento, turbina eólica y generador de turbina eólica se usarán de manera intercambiable) descrita e ilustrada en el presente documento es un aerogenerador para generar potencia eléctrica a partir de energía eólica. Sin embargo, en algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede ser, además de o como alternativa a un aerogenerador, cualquier tipo de turbina eólica, tal como, pero sin limitarse a, un molino de viento (no mostrado). Además, la turbina eólica 10 de ejemplo descrita e ilustrada en el presente documento incluye una configuración de eje horizontal. Sin embargo, en algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir, además de o como alternativa a la configuración de eje horizontal, una configuración de eje vertical (no mostrada). La turbina eólica 10 se puede acoplar a una carga eléctrica (no mostrada), tal como, pero sin limitarse a, una red eléctrica (no mostrada), para recibir potencia eléctrica de la misma para accionar la operación de la turbina eólica 10 y/o sus componentes asociados y/o para suministrar potencia eléctrica generada por la turbina eólica 10 a la misma. Aunque en las FIGS. 1-3 solo se muestra una turbina eólica 10, en algunos modos de realización, se puede agrupar una pluralidad de turbinas eólicas 10 entre sí, a veces denominado "parque eólico".

[0018] La turbina eólica 10 de ejemplo incluye un cuerpo 16, a veces denominado "góndola", y un rotor (en general, designado por 18) acoplado al cuerpo 16 para su rotación con respecto al cuerpo 16 alrededor de un eje de rotación 20. En el modo de realización de ejemplo, la góndola 16 está montada en una torre 14. La altura de la torre 14 puede ser cualquier altura adecuada que posibilite que la turbina eólica 10 funcione como se describe en el presente documento. El rotor 18 incluye un buje 22 y una pluralidad de palas 24 (a veces denominadas "perfiles alares") que se extienden radialmente hacia afuera desde el buje 22 para convertir la energía eólica en energía de rotación. Cada pala 24 tiene una punta 25 situada en el extremo de la misma, distante del buje 22. Aunque el rotor 18 se describe e ilustra en el presente documento como que tiene tres palas 24, el rotor 18 puede tener cualquier número de palas 24. Cada una de las palas 24 puede tener cualquier longitud (se describa o no en el presente documento).

[0019] Pese a cómo se ilustran las palas de rotor 24 en la FIG. 1, el rotor 18 puede tener palas 24 de cualquier conformación, y puede tener palas 24 de cualquier tipo y/o de cualquier configuración, se describa y/o ilustre o no dicha conformación, tipo y/o configuración en el presente documento. Otro ejemplo de un tipo, conformación y/o configuración de las palas de rotor 24 es una turbina eólica Darrieus, a veces denominada turbina "batidora de huevos" ("eggbeater”). Aún otro ejemplo de un tipo, conformación y/o configuración de palas de rotor 24 es una turbina eólica Savonious. Incluso otro ejemplo de otro tipo, conformación y/o configuración de palas de rotor 24 es un molino de viento tradicional para bombear agua, tal como, pero sin limitarse a, rotores de cuatro palas que tienen postigos ("shutters”) de madera y/o aspas de tela. Además, la turbina eólica 10 de ejemplo, en algunos modos de realización, puede ser una turbina eólica en la que el rotor 18, en general, esté orientado a barlovento para aprovechar la energía eólica, y/o puede ser una turbina eólica en la que el rotor 18, en general, esté orientado a sotavento para aprovechar la energía. Por supuesto, en cualquier modo de realización, puede que el rotor 18 no esté exactamente orientado a barlovento y/o a sotavento, pero puede estar orientado, en general, en cualquier ángulo (que puede ser variable) con respecto a una dirección del viento para aprovechar la energía del mismo.

[0020] En referencia ahora a las FIGS. 2 y 3, la turbina eólica 10 de ejemplo incluye un generador eléctrico 26 acoplado al rotor 18 para generar potencia eléctrica a partir de la energía de rotación generada por el rotor 18. El generador 26 puede ser cualquier tipo adecuado de generador eléctrico, tal como, pero sin limitarse a, un generador de inducción de rotor bobinado. El generador 26 incluye un estator (no mostrado) y un rotor (no mostrado). El rotor 18 de turbina eólica incluye un eje de rotor 30 acoplado al buje de rotor 22 para su rotación con el mismo. El generador 26 está acoplado al eje de rotor 30 de modo que la rotación del eje de rotor 30 acciona la rotación del rotor de generador y, por lo tanto, la operación del generador 26. En el modo de realización de ejemplo, el rotor de generador tiene un eje de rotor 28 acoplado al mismo y acoplado al eje de rotor 30 de modo que la rotación del eje de rotor 30 accione la rotación del rotor de generador. En otros modos de realización, el rotor de generador está acoplado directamente al eje de rotor 30, a veces denominándose "turbina eólica de accionamiento directo". En el modo de realización de ejemplo, el eje de rotor de generador 28 está acoplado al eje de rotor 28 a través de una multiplicadora 32, aunque, en otros modos de realización, el eje de rotor de generador 28 está acoplado directamente al eje de rotor 30. Más específicamente, en el modo de realización de ejemplo, la multiplicadora 32 tiene un lado de velocidad baja 34 acoplado al eje de rotor 30 y un lado de velocidad alta 36 acoplado al eje de rotor de generador 28. El par de torsión del rotor 18 acciona el rotor de generador para generar, de este modo, potencia eléctrica en CA de frecuencia variable a partir de la rotación del rotor 18. El generador 26 tiene un par de torsión de entrehierro entre el rotor de generador y el estator que se opone al par de torsión del rotor 18. Un convertidor de frecuencia 38 está acoplado al generador 26 para convertir la CA de frecuencia variable en una CA de frecuencia fija para el suministro a una carga eléctrica (no mostrada), tal como, pero sin limitarse a, una red eléctrica (no mostrada), acoplada al generador 26. El convertidor de frecuencia 38 se puede localizar en cualquier lugar dentro de o de forma remota a la turbina eólica 10. Por ejemplo, en el modo de realización de ejemplo, el convertidor de frecuencia 38 está localizado dentro de una base (no mostrada) de la torre 14.

[0021] En un aspecto, la turbina eólica 10 de ejemplo incluye uno o más sistemas de control incorporados en una unidad de control de turbina (TCU) o controlador (en el presente documento, TCU y controlador se usarán de manera intercambiable) 40 acoplado a algunos o todos de los componentes de turbina eólica 10 para controlar, en general, la operación de la turbina eólica 10 y/o algunos o todos de los componentes de la misma (se describan y/o ilustren o no dichos componentes en el presente documento). En un aspecto, se puede usar la TCU 40 para, pero no se limita a, comprobar y controlar la generación de potencia, incluyendo, por ejemplo, regular la velocidad y el pitch, aplicar el freno de orientación y eje de velocidad alta, aplicar el motor de bomba y orientación, comprobar fallos, comprobar y controlar la velocidad, controlar el generador incluye ajustes de potencia real y reactiva, ajustes de par de torsión, comprobación de la temperatura ambiente, comprobación de la altitud y presión barométrica, condición de red (por ejemplo, voltaje, corriente, ángulos de fase) y similares. En un aspecto, la consigna de par de torsión inicial, la altitud de una turbina eólica y otros parámetros, tales como intensidad de la turbulencia pueden ser parámetros preestablecidos que se pueden almacenar en una memoria asociada con la TCU 40, como se describe dicha memoria en el presente documento, o en una memoria asociada con un dispositivo informático conectado con la TCU 40, como se puede describir dicho dispositivo informático en el presente documento. En algunos modos de realización se pueden usar arquitecturas de control centralizadas o distribuidas alternativas.

[0022] En determinados modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir un freno de disco (no mostrado) para frenar la rotación del rotor 18, por ejemplo, para ralentizar la rotación del rotor 18, frenar el rotor 18 con respecto al par de torsión del viento completo y/o reducir la generación de potencia eléctrica a partir del generador eléctrico 26. Además, en algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir un sistema de orientación 42 para rotar la góndola 16 alrededor de un eje de rotación 44, para cambiar una orientación del rotor 18 y, más específicamente, para cambiar una dirección orientada por el rotor 18, por ejemplo, para ajustar un ángulo entre la dirección orientada por el rotor 18 y la dirección del viento. En un aspecto, el sistema de orientación 42 se puede acoplar a la TCU 40 para su control. En algunos modos de realización, la turbina eólica 10 puede incluir anemometría 46 para medir la velocidad del viento y/o la dirección del viento. La anemometría 46, en algunos modos de realización, se puede acoplar a la TCU 40 para enviar mediciones al/a los sistema(s) de control para el procesamiento de las mismas. Por ejemplo, aunque la anemometría 46 se puede acoplar a la TCU 40 para enviar mediciones a la misma para controlar otras operaciones de la turbina eólica 10, la anemometría 46 puede enviar mediciones a la TCU 40 para controlar y/o cambiar una orientación del rotor 18 usando el sistema de orientación 42. De forma alternativa, la anemometría 46 se puede acoplar directamente al sistema de orientación 42 para controlar y/o cambiar la orientación del rotor 18.

[0023] En un aspecto, la turbina eólica 10 de ejemplo también puede incluir una pluralidad de sensores o dispositivos de medición 48, 50, 52, 54, 55 (FIG. 3), para medir un ángulo de cada pala 24 con respecto a una dirección del viento y/o o con respecto al buje de rotor 22, para medir una velocidad de rotación del eje de rotor 28 y/o un par de torsión del eje de rotor de generador 28, para medir una velocidad de rotación del eje de generador 28 y/o un par de torsión del eje de rotor 30, para medir una salida de potencia eléctrica del generador 26, para enviar mediciones al/a los sistema(s) de control para su procesamiento, y para medir parámetros de componente(s) tal(es) como sensores configurados para medir desplazamientos, orientación, pitch, movimientos, deformación, tensión, torsión, daño, fallo, par de torsión de rotor, velocidad de rotor, una anomalía en la carga eléctrica y/o una anomalía en la potencia suministrada a cualquier componente de la turbina eólica 10, y similares. Dichos otros sensores se pueden acoplar a cualquier componente de la turbina eólica 10 y/o la carga eléctrica en cualquier localización de la misma para medir cualquier parámetro de la misma, se describa y/o ilustre o no dicho componente, localización y/o parámetro en el presente documento.

[0024] En referencia, de nuevo, a la FIG. 3, en algunos modos de realización, la TCU 40 puede incluir un bus 62 u otro dispositivo de comunicaciones para comunicar información. Se pueden acoplar uno o más procesadores 64 al bus 62 para procesar información, incluyendo información de anemometría 46, sensores 48, 50, 52, 54 y/o 55 y/u otro(s) sensor(es). La TCU 40 también puede incluir una o más memorias de acceso aleatorio (RAM) 66 y/u otro(s) dispositivo(s) de almacenamiento 68. La(s) RAM 66 y el/los dispositivo(s) de almacenamiento 68 están acoplados al bus 62 para almacenar y transferir información e instrucciones para ejecutarse por el/los procesador(es) 64. La(s) RAM 66 (y/o también el/los dispositivo(s) de almacenamiento 68, si se incluyen) también se pueden usar para almacenar variables temporales u otra información intermedia durante la ejecución de instrucciones por el/los procesador(es) 64. La TCU 40 también puede incluir una o más memorias de solo lectura (ROM) 70 y/u otros dispositivos de almacenamiento estático acoplados al bus 62 para almacenar y proporcionar información e instrucciones estáticas (es decir, no cambiantes) al/a los procesador(es) 64. El/los dispositivo(s) de entrada/salida 72 puede(n) incluir cualquier dispositivo conocido en la materia para proporcionar datos de entrada al/a los sistema(s) de control y/o para proporcionar salidas, tales como, pero sin limitarse a, salidas de control de orientación y/o de control de pitch. Además, en un aspecto, la TCU 40 se conecta con un sistema de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) (no mostrado) a través del dispositivo de entrada/salida 72. El sistema de s Ca d A se puede usar para obtener y comprobar datos de la turbina eólica 10, así como para proporcionar comandos de control a la TCU 40. Se pueden proporcionar instrucciones a la memoria desde un dispositivo de almacenamiento, tal como, pero sin limitarse a, un disco magnético, un circuito integrado de memoria de solo lectura (ROM), CD-ROM y/o DVD, por medio de una conexión remota que sea alámbrica bien o inalámbrica, proporcionando acceso a uno o más medios accesibles electrónicamente, etc. En algunos modos de realización, se pueden usar circuitos con cableado permanente en lugar de o en combinación con instrucciones de software. Por tanto, la ejecución de secuencias de instrucciones no está limitada a ninguna combinación específica de circuitos de hardware e instrucciones de software, ya sea descrita y/o ilustrada en el presente documento. En un aspecto, la TCU 40 también puede incluir una interfaz de sensor 74 que permite que el/los sistema(s) de control 40 se comunique(n) con la anemometría 46, los sensores 48, 50, 52, 54 y/o 55 y/u otro(s) sensor(es). La interfaz de sensor 74 puede ser o puede incluir, por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital que convierten señales analógicas en señales digitales que se pueden ser usar por el/los procesador(es) 64.

[0025] Como se indica anteriormente, en un aspecto, la TCU 40 puede operar junto con un sistema de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) para comprobar y controlar dinámicamente la(s) turbina(s) eólica(s) 10 o parque(s) eólico(s). El sistema de SCADA puede incluir una interfaz hombre-máquina (HMI), un sistema (informático) de supervisión, unidades terminales remotas (RTU) y una infraestructura de comunicación. La HMI es un aparato que presenta información relacionada con el rendimiento al operario. Al usar la HMI, el operario puede comprobar y/o controlar la operación de la(s) turbina(s) eólica(s) 10 y/o parque(s) eólico(s). En un aspecto, la HMI incluye una interfaz gráfica de usuario (GUI) que permite al operario conectarse con el parque eólico de manera gráfica. El sistema de supervisión comprueba la(s) turbina(s) eólica(s) 10 y/o el/los parque(s) eólico(s) recabando y/o adquiriendo información (en forma de datos). Además, el sistema de supervisión controla la(s) turbina(s) eólica(s) 10 y/o el/los parque(s) eólico(s) al transmitir comandos a la(s) turbina(s) eólica(s) 10 y/o al/a los parque(s) eólico(s). Las RTU reciben señales de la anemometría 46, los sensores 48, 50, 52, 54 y/o 55 y/u otro(s) sensor(es), convierten las señales en datos digitales y transmiten los datos digitales al sistema de supervisión por medio de la infraestructura de comunicación (por ejemplo, fibras ópticas). En un aspecto, la TCU 40 comprende una RTU. En un aspecto, además de las turbinas eólicas 10, el parque eólico puede comprender una o más subestaciones y/o estaciones meteorológicas, teniendo cada una RTU separadas.

[0026] El sistema de SCADA actúa como un "centro neurálgico" para la(s) turbina(s) eólica(s) 10 y/o parque(s) eólico(s). El sistema de SCADA analiza de forma continua la información relacionada con el rendimiento y transmite señales a la GUI de modo que la información relacionada con el rendimiento se pueda representar visualmente de manera dinámica. El sistema de SCADA puede comprobar y/o controlar la(s) turbina(s) eólica(s) 10 y parque(s) eólico(s), una o más subestaciones (no mostradas), y una o más estaciones meteorológicas (no mostradas), permitiendo, por tanto, al operario comprobar y/o controlar coherentemente la(s) turbina(s) eólica(s) 10 en una localización específica, un parque eólico o cualquier otra agrupación adecuada de turbinas eólicas 10. El sistema de SCADA almacena registros periódicos en todo un periodo de tiempo dado. Los registros periódicos se pueden basar en la actividad en la localización específica, el parque eólico o cualquier otra agrupación adecuada de turbinas eólicas 10. Los registros periódicos se pueden analizar para proporcionar al operario información relacionada con el rendimiento. La información relacionada con el rendimiento se puede usar para implementar acciones correctivas. El sistema de SCADA implementa requisitos basados en acuerdos de conexión para controlar la producción de potencia reactiva, para contribuir al control de frecuencia o voltaje de la red, o para limitar la salida de potencia en respuesta a instrucciones de un operario de la red.

[0027] La FIG. 4 proporciona un diagrama de bloques general de un modo de realización de un sistema de parque eólico como se describe anteriormente. Se describe un dispositivo informático 402 que se puede usar como maestro de SCADA. El maestro de SCADA 402 se comunica a través de una red 410 con diversas unidades terminales remotas (RTU) 412. La red 410 puede ser alámbrica (incluyendo fibra óptica u otros medios no conductores), inalámbrica o una combinación de las mismas, como es conocido para un experto en la materia. En un aspecto, las RTU 412 pueden comprender unidades de control de turbina (TCU), unidades de control de subestación (SCU), unidades de control meteorológico (MCU) y similares. Una o más turbinas eólicas 10, una o más subestaciones 416 y una o más estaciones meteorológicas 418 están comprendiendo además el sistema de la FIG. 4.

[0028] Como se muestra en la FIG. 4, un dispositivo informático, tal como el maestro de SCADA 402, recibe datos de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) para un parque eólico 400 a través de la red 410 o recupera datos almacenados de una memoria. En un aspecto, el parque eólico 400 está compuesto por una o más turbinas eólicas 10. En un aspecto, el parque eólico 400 está compuesto además por uno o más sitios meteorológicos 418 y uno o más sitios de subestación 416. Los datos de SCADA incluyen parámetros para el parque eólico, incluyendo parámetros operativos y de control para la una o más turbinas eólicas 10. En un aspecto, los parámetros para el parque eólico incluyen datos históricos y puntos de datos en tiempo real. Los puntos de datos en tiempo real son etiquetas que se pueden actualizar en el sistema de SCADA cada segundo u otro periodo de tiempo casi en tiempo real desde el parque eólico (por ejemplo, turbinas eólicas, subestación, controlador meteorológico, salida de otras reglas, etc.). Los ejemplos de puntos de datos en tiempo real para un parque eólico 400 incluyen, por ejemplo, velocidad del viento, potencia de turbina (turbinas), dirección del viento (meteorológica), importación/exportación KVarh (subestación), potencia del sitio (salida de regla de agregación), voltaje de red de sistema, factor de potencia de sistema, temperatura ambiente y similares. Los datos históricos pueden incluir, por ejemplo, la producción de potencia del mes actual, el tiempo de inactividad del año actual, la producción de potencia hasta la fecha desde la puesta en marcha, la temperatura del generador promedio desde los últimos 10 min, la producción de potencia promedio desde la semana pasada y similares. Todos estos puntos, históricos y en tiempo real, se pueden configurar usando el maestro de SCADA 402. Los datos almacenados pueden incluir, por ejemplo, valores preestablecidos, tales como una consigna de par de torsión inicial, altitud de la turbina eólica, intensidad de la turbulencia y similares.

[0029] En un aspecto, se puede usar el maestro de SCADA 402, la TCU 40 u otro dispositivo informático para implementar un procedimiento de control de una turbina eólica 10. Por ejemplo, como se muestra en el diagrama de flujo de ejemplo de la FIG. 5, en la etapa 502, en un aspecto, se pueden recuperar uno o más valores preestablecidos por la TCU 40, el maestro de SCADA 402 u otro dispositivo informático desde una memoria. En un aspecto, el uno o más valores preestablecidos incluyen una consigna de par de torsión inicial para una turbina eólica. En otros aspectos, el uno o más valores preestablecidos pueden incluir la altitud de la turbina eólica, intensidad de la turbulencia y similares. En la etapa 504, se puede determinar una consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica por la TCU 40, el maestro de SCADA 402 u otro dispositivo informático en base al menos en parte a una o más condiciones de operación recibidas desde uno o más dispositivos de medición asociados con la turbina eólica. En un aspecto, los valores preestablecidos, tales como la altitud de la turbina eólica, intensidad de la turbulencia y similares también se pueden usar para determinar la consigna de par de torsión ajustada. Se pueden recibir la una o más condiciones de operación medidas de una turbina eólica por la TCU 40, el maestro de SCADA 402 u otro dispositivo informático desde uno o más dispositivos de medición, tales como lo sensores 46, 48, 50, 52, 54 y/o 55 asociados con una turbina eólica 10, los sensores (no mostrados) asociados con un sitio de subestación 416, los sensores asociados con un sitio meteorológico 418 y similares. En un ejemplo no limitante, estas condiciones de operación medidas pueden incluir uno o más de un voltaje de red de sistema, corrientes de red, ángulos de fase de red (donde los voltajes, corrientes y ángulos de fase medidos se pueden usar para calcular un factor de potencia de sistema), temperatura ambiente, y similares. En general, la consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica 10 está establecida en el maestro de SCADA 402, TCU 40 u otro dispositivo informático. En general, este valor nominal de par de torsión está almacenada en una o más localizaciones de memoria, tales como en la memoria 66 de la TCU 40, la memoria del sistema 712 y/o el almacenamiento masivo 704 del maestro de SCADA 402 (véase la FIG. 7), y similares. Este valor nominal de par de torsión se usa por el maestro de SCADA 402, la TCU 40 u otro dispositivo informático para controlar la salida de potencia por el generador 26 de la turbina eólica 10. En la etapa 506, se puede ajustar un valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada. Por ejemplo, en el voltaje de red de sistema de 1,0 por unidad o más, la temperatura ambiente de aproximadamente 40 Celsius, y un factor de potencia de sistema de entre -0,90 hasta, e incluyendo aproximadamente, 0,90, la consigna de par de torsión determinada puede estar en su máximo para la turbina eólica 10. Debido a que la salida de potencia real del generador 26 de la turbina eólica 10 es proporcional al par de torsión, una consigna de par de torsión máxima permite que la máquina produzca una salida de potencia máxima, aumentando, de este modo, la salida de potencia real de la turbina eólica 10. Por ejemplo, ajustar la salida de potencia real de la turbina eólica en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada puede comprender aumentar un valor nominal de salida de potencia real inicial de la turbina eólica en aproximadamente un tres por ciento o más en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada en el voltaje de red de sistema de 1,0 por unidad o más, la temperatura ambiente de aproximadamente 40 Celsius, y el factor de potencia de sistema está entre -0,90 hasta, e incluyendo aproximadamente, 0,90. En un ejemplo específico, no limitante, una turbina eólica que tiene un valor nominal de salida de potencia real inicial de 1,62 MW se puede aumentar a 1,68 MW en el voltaje de red de sistema de 1,0 por unidad o más, la temperatura ambiente de aproximadamente 40 Celsius y el factor de potencia de sistema está entre -0,90 hasta, e incluyendo aproximadamente, 0,90. Por otro lado, en otras condiciones de operación, la consigna de par de torsión determinada se puede ajustar a la baja, disminuyendo, de este modo, la salida de potencia de la turbina eólica. Por ejemplo, la turbina eólica 10 puede tener un valor nominal de potencia inicial mayor de aproximadamente 1,60 MW y el valor nominal de potencia disminuido de la turbina eólica es de 1,60 MW o menos cuando el factor de potencia de sistema está entre -0,90 a, e incluyendo aproximadamente, -0,95. En un ejemplo específico, no limitante, una turbina eólica que tiene un valor nominal de salida de potencia real inicial de aproximadamente 1,60 MW se puede aumentar en aproximadamente un 0,10 por ciento o más (por ejemplo, un 1 %, 5 %, 10 %, etc.) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada cuando el factor de potencia de sistema está entre -0,90 a, e incluyendo aproximadamente, -0,95. La disminución de la salida de potencia real de la turbina eólica puede permitir que el generador 26 produzca más potencia reactiva cuando la red tiene una necesidad de potencia reactiva. Este procedimiento permite que se aumente o disminuya la salida de potencia de la turbina eólica 10 dependiendo de las condiciones de operación medidas al ajustar la consigna de par de torsión de la turbina eólica 10. El procedimiento descrito anteriormente de la FIG. 5 se puede producir de forma continua o intermitente para ajustar de forma continua el ajuste de par de torsión de la turbina eólica 10 en base a condiciones de operación medidas, lo que da como resultado el ajuste de la salida de potencia del generador 26 de la turbina eólica 10 en base a las condiciones de operación medidas. Esto puede permitir que la salida de potencia de la máquina esté más alineada con las condiciones de operación medidas reales y menos determinada por las condiciones de operación promedio. Dicha alineación, en algunos casos, puede incrementar la salida de potencia de la turbina eólica 10 sin disminuir los márgenes de seguridad, incrementando, de este modo, la producción de energía anual (AEP) de la turbina eólica 10.

[0030] Considérese el siguiente ejemplo. En la FIG. 6 se muestra una curva de potencia frente a la velocidad del viento para una turbina eólica de ejemplo. Aunque la turbina eólica de ejemplo usada para ilustrar los datos en la FIG. 6 sea una turbina eólica General Electric (GE) de 1,6 MW y 82,5 metros (disponible de General Electric Company, Schenectady, NY), se apreciará que los modos de realización de la presente invención son aplicables a turbinas eólicas fabricadas por otras entidades y turbinas eólicas que tengan diferentes clasificaciones. La turbina de ejemplo tiene un valor nominal de ejemplo de 1,6 MW. La primera curva 602 ilustrada usando las marcas triangulares ilustra una salida de potencia máxima de aproximadamente 1,62 MW con una Rho de 1,225, donde Rho es la densidad estándar expresada en kg/m3, usando el control convencional de la turbina eólica. La segunda curva 604, mostrada usando asteriscos, que incorpora un modo de realización de la invención donde las condiciones de operación medidas se usan para establecer el valor nominal de par de torsión de la turbina eólica, ilustra que la salida de potencia se puede incrementar de aproximadamente 1,62 MW a aproximadamente 1,68 MW con una Rho de 1,225. Esta salida de potencia incrementada puede dar como resultado una AEP incrementada de aproximadamente un 2,08 por ciento dada una velocidad del viento promedio de aproximadamente 8,5 m/s.

[0031] El sistema anterior se ha descrito anteriormente como que está compuesto por unidades. Un experto en la materia apreciará que esto es una descripción funcional y que el software, hardware o una combinación de software y hardware pueden realizar las funciones respectivas. Una unidad puede ser software, hardware o una combinación de software y hardware. Las unidades pueden comprender software 706 como se ilustra en la FIG. 7 y se describe a continuación para determinar una consigna de par de torsión para una turbina eólica en base a las condiciones de operación. En un aspecto de ejemplo, las unidades pueden comprender un dispositivo informático como el maestro de SCADA 402 como se ilustra en la FIG. 7 y se describe a continuación.

[0032] La FIG. 7 es un diagrama de bloques que ilustra un entorno de operación de ejemplo para realizar los modos de realización de los procedimientos divulgados. Este entorno de operación de ejemplo solo es un ejemplo de un entorno de operación y no se pretende que sugiera ninguna limitación en cuanto al alcance de uso o funcionalidad de la arquitectura del entorno de operación. Tampoco se debe interpretar como que el entorno de operación tiene alguna dependencia o requisito en relación con uno o una cualquiera o combinación de componentes ilustrados en el entorno de operación de ejemplo.

[0033] Los presentes procedimientos y sistemas pueden ser operativos con otros numerosos entornos o configuraciones de sistemas informáticos de propósito general o de propósito especial. Los ejemplos de sistemas informáticos, entornos y/o configuraciones bien conocidos que pueden ser adecuados para su uso con los sistemas y procedimientos comprenden, pero no se limitan a, ordenadores personales, ordenadores servidores, dispositivos portátiles y sistemas de multiprocesador. Los ejemplos adicionales incluyen descodificadores, electrónica de consumo programable, PC de red, miniordenadores, ordenadores centrales, unidades terminales remotas, medidores inteligentes, componentes de red inteligente, entornos informáticos distribuidos que comprenden cualquiera de los sistemas o dispositivos anteriores, controladores lógicos programables (PLC) y similares.

[0034] El procesamiento de los procedimientos y sistemas divulgados se puede realizar por componentes de software. Los sistemas y procedimientos divulgados se pueden describir en el contexto general de instrucciones ejecutables por ordenador, tales como módulos de programa, que se ejecutan por uno o más ordenadores u otros dispositivos. En general, los módulos de programa comprenden un código informático, rutinas, programas, objetos, componentes, estructuras de datos, etc. que realizan tareas particulares o implementan tipos de datos abstractos particulares. Los procedimientos divulgados también se pueden poner en práctica en entornos informáticos distribuidos y basados en la red donde las tareas se realizan por dispositivos de procesamiento remotos que están enlazados a través de una red de comunicaciones. En un entorno informático distribuido, los módulos de programa se pueden localizar en medios de almacenamiento informáticos tanto locales como remotos, incluyendo dispositivos de almacenamiento de memoria.

[0035] Además, un experto en la materia apreciará que los sistemas y procedimientos divulgados en el presente documento se pueden implementar por medio de un dispositivo informático de propósito general en forma de un dispositivo informático 402. Los componentes del dispositivo informático 402 pueden comprender, pero no se limitan a, uno o más procesadores o unidades de procesamiento 703, una memoria del sistema 712 y un bus del sistema 713 que acopla diversos componentes del sistema, incluyendo el procesador 703, a la memoria del sistema 712. En el caso de múltiples unidades de procesamiento 703, el sistema puede utilizar procesado en paralelo. En un aspecto, el uno o más procesadores o unidades de procesamiento 703 se pueden configurar para recibir una o más condiciones de operación medidas de una turbina eólica desde uno o más dispositivos de medición; determinar una consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica en base a la una o más condiciones de operación recibidas; y ajustar un valor nominal de salida de potencia real para la turbina eólica en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada. En un aspecto, la consigna de par de torsión ajustada se puede almacenar en una o más de la memoria 704, 712 del maestro de SCADA 402, en la memoria de una RTU 412, en la memoria de una TCU 40 y similares.

[0036] El bus del sistema 713 representa uno o más de varios tipos posibles de estructuras de bus, incluyendo un bus de memoria o controlador de memoria, un bus periférico, un puerto de gráficos acelerado y un procesador o bus local que usa cualquiera de una variedad de arquitecturas de bus. A modo de ejemplo, dichas arquitecturas pueden comprender un bus de arquitectura industrial normalizada (ISA), un bus de arquitectura de microcanal (MCA), un bus ISA potenciada (EISA), un bus local de la Asociación de Normativa Electrónica sobre Video (VESA), un bus de puerto de gráficos acelerado (AGP), y una interconexión de componentes periféricos (PCI), un bus de PCI-exprés, una Asociación de Fabricantes de Tarjetas de Memoria para Ordenadores Personales (PCMCIA), bus serie universal (USB) y similares. El bus 713 y todos los buses especificados en esta descripción también se pueden implementar a través de una conexión de red alámbrica o inalámbrica y cada uno de los subsistemas, incluyendo el procesador 703, un dispositivo de almacenamiento masivo 704, un sistema operativo 705, software 706, datos 707, un adaptador de red 708, memoria del sistema 712, una interfaz de entrada/salida 710, un adaptador para pantalla 709, un dispositivo de pantalla 711 y una interfaz hombre-máquina 702 pueden estar contenidos dentro de uno o más dispositivos informáticos remotos, clientes o unidades terminales remotas (RTU) 714a,b,c en localizaciones separadas físicamente, conectadas a través de buses de esta forma, implementando, en efecto, un sistema completamente distribuido o una arquitectura distribuida.

[0037] El dispositivo informático 402 típicamente comprende una variedad de medios legibles por ordenador. Los medios legibles de ejemplo pueden ser cualquier medio disponible que sea no transitorio y accesible por el dispositivo informático 402 y que comprenda, por ejemplo y sin querer ser limitante, medios tanto volátiles como no volátiles, medios extraíbles y no extraíbles. La memoria del sistema 712 comprende medios legibles por ordenador en forma de memoria volátil, tales como memoria de acceso aleatorio (RAM), y/o memoria no volátil, tales como memoria de solo lectura (ROM). La memoria del sistema 712 típicamente contiene datos, tales como datos del punto de activación 707 y/o módulos de programa, tales como el sistema operativo 705 y el software 706 que son accesibles de inmediato para y/o se operan actualmente por la unidad de procesamiento 703.

[0038] En otro aspecto, el dispositivo informático 402 también puede comprender otros medios de almacenamiento informáticos no transitorios, extraíbles/no extraíbles, volátiles/no volátiles. A modo de ejemplo, la FIG. 7 ilustra un dispositivo de almacenamiento masivo 704 que puede proporcionar almacenamiento no volátil de código informático, instrucciones legibles por ordenador, estructuras de datos, módulos de programa y otros datos para el dispositivo informático 402. Por ejemplo, y sin querer ser limitante, un dispositivo de almacenamiento masivo 704 puede ser un disco duro, un disco magnético extraíble, un disco óptico extraíble, casetes magnéticos u otros dispositivos de almacenamiento magnético, tarjetas de memoria flash, CD-ROM, discos versátiles digitales (DVD) u otro almacenamiento óptico, memorias de acceso aleatorio (RAM), memorias de solo lectura (ROM), memoria de solo lectura programable y borrable eléctricamente (EEPROM) y similares.

[0039] Opcionalmente, se puede almacenar cualquier número de módulos de programa en el dispositivo de almacenamiento masivo 704, incluyendo, a modo de ejemplo, un sistema operativo 705 y software 706. Cada uno del sistema operativo 705 y software 706 (o alguna combinación de los mismos) puede comprender elementos de programación y software 706. Los datos 707 también se pueden almacenar en el dispositivo de almacenamiento masivo 704. Los datos 707 se pueden almacenar en cualquiera de una o más bases de datos conocidas en la materia. Los ejemplos de dichas bases de datos comprenden DB2® (IBM Corporation, Armonk, NY), Microsoft® Access, Microsoft® SQL Server, (Microsoft Corporation, Bellevue, Washington), Oracle®, (Oracle Corporation, Redwood Shores, California), mySQL, PostgreSQL, y similares. Las bases de datos se pueden centralizar o distribuir a través de múltiples sistemas.

[0040] En otro aspecto, el usuario puede introducir comandos e información en el dispositivo informático 402 por medio de un dispositivo de entrada (no mostrado). Los ejemplos de dichos dispositivos de entrada comprenden, pero no se limitan a, un teclado, un dispositivo señalador (por ejemplo, un "ratón"), un micrófono, una palanca de mando, un escáner, dispositivos de entrada táctiles, tales como guantes y otras cubiertas corporales, y similares. Estos y otros dispositivos de entrada se pueden conectar a la unidad de procesamiento 703 por medio de una interfaz hombre-máquina 702 que está acoplada al bus del sistema 713, pero se pueden conectar por otras interfaces y estructuras de bus, tales como un puerto paralelo, un puerto para juegos, un puerto IEEE 1394 (también conocido como puerto firewire), un puerto en serie, un bus serie universal (USB) y similares.

[0041] Aún en otro aspecto, un dispositivo de pantalla 711 también se puede conectar al bus del sistema 713 por medio de una interfaz, tal como un adaptador para pantalla 709. Se contempla que el dispositivo informático 402 pueda tener más de un adaptador para pantalla 709 y el dispositivo informático 402 pueda tener más de un dispositivo de pantalla 711. Por ejemplo, un dispositivo de pantalla puede ser un monitor, una LCD (pantalla de cristal líquido), un proyector y similares. Además del dispositivo de pantalla 711, otros dispositivos periféricos de salida pueden comprender componentes tales como altavoces (no mostrados) y una impresora (no mostrada), que se pueden conectar al dispositivo informático 402 por medio de la interfaz de entrada/salida 710. Cualquier etapa y/o resultado de los procedimientos se puede emitir en cualquier forma a un dispositivo de salida. Dicha salida puede estar en cualquier forma de representación visual, incluyendo, pero sin limitarse a, textual, gráfica, de animación, de audio, táctil y similares.

[0042] El dispositivo informático 402 puede operar en un entorno en red usando conexiones lógicas a uno o más dispositivos informáticos remotos, clientes o RTU 714a,b,c. A modo de ejemplo, un dispositivo informático remoto 714 puede ser un ordenador personal, ordenador portátil, un servidor, un enrutador, un ordenador de red, un medidor inteligente, un dispositivo informático de proveedor o fabricante, componentes de red inteligente, un dispositivo entre pares, una RTU, u otro nodo de red común, y así sucesivamente. Las conexiones lógicas entre el dispositivo informático 402 y un dispositivo informático remoto, cliente o RTU 714a,b,c se pueden realizar por medio de una red de área local (LAN) y una red de área amplia (WAN) general. Dichas conexiones de red pueden ser a través de un adaptador de red 708. Un adaptador de red 708 se puede implementar tanto en entornos alámbricos como inalámbricos. Dichos entornos de red son convencionales y habituales en oficinas, redes informáticas empresariales, intranets y otras redes 715.

[0043] Con propósitos de ilustración, los programas de aplicación y otros componentes de programas ejecutables, tales como el sistema operativo 705, se ilustran en el presente documento como bloques discretos, aunque se reconoce que dichos programas y componentes residen en diversos momentos en diferentes componentes de almacenamiento del dispositivo informático 402, y se ejecutan por el/los procesador(es) de datos del ordenador. Una implementación del software 706 se puede almacenar en o transmitir a través de alguna forma de medios legibles por ordenador. Cualquiera de los procedimientos divulgados se puede realizar por instrucciones legibles por ordenador incorporadas en medios legibles por ordenador. Los medios legibles por ordenador pueden ser cualquier medio disponible que se pueda acceder por un ordenador. A modo de ejemplo y sin querer ser limitante, los medios legibles por ordenador pueden comprender "medios de almacenamiento informáticos" y "medios de comunicación". Los "medios de almacenamiento informáticos" comprenden medios volátiles y no volátiles, extraíbles y no extraíbles implementados en cualquier procedimiento o tecnología para el almacenamiento de información, tales como instrucciones legibles por ordenador, estructuras de datos, módulos de programa u otros datos. Los medios de almacenamiento informáticos de ejemplo comprenden, pero no se limitan a, RAM, ROM, EEPROM, memoria flash u otra tecnología de memoria, CD-ROM, discos versátiles digitales (DVD) u otro almacenamiento óptico, casetes magnéticos, cinta magnética, almacenamiento de disco magnético u otros dispositivos de almacenamiento magnético, o cualquier otro medio que se pueda usar para almacenar la información deseada y que se pueda acceder por un ordenador.

[0044] Los procedimientos y sistemas pueden emplear técnicas de inteligencia artificial, tales como aprendizaje automático de máquina y aprendizaje iterativo. Los ejemplos de dichas técnicas incluyen, pero no se limitan a, sistemas expertos, razonamiento basado en casos, redes bayesianas, IA basada en comportamiento, redes neuronales, sistemas difusos, computación evolutiva (por ejemplo, algoritmos genéticos), inteligencia de enjambre (por ejemplo, algoritmos de hormigas) y sistemas inteligentes híbridos (por ejemplo, reglas de inferencia expertas generadas a través de una red neuronal o reglas de producción a partir de aprendizaje estadístico).

[0045] Como se describe anteriormente y como se apreciará por un experto en la materia, los modos de realización de la presente invención se pueden configurar como un sistema, procedimiento o producto de programa informático. En consecuencia, los modos de realización de la presente invención pueden estar compuestos por diversos medios, incluyendo totalmente por hardware, totalmente por software o cualquier combinación de software y hardware. Además, los modos de realización de la presente invención pueden adoptar la forma de un producto de programa informático en un medio de almacenamiento legible por ordenador que tenga instrucciones de programa legibles por ordenador (por ejemplo, software informático) incorporadas en el medio de almacenamiento. Se puede usar cualquier medio de almacenamiento legible por ordenador no transitorio adecuado, incluyendo discos duros, CD-ROM, dispositivos de almacenamiento óptico o dispositivos de almacenamiento magnético.

[0046] Diversos modos de realización de la presente invención se han descrito anteriormente con referencia a diagramas de bloques e ilustraciones de diagramas de flujo de procedimientos, aparatos (es decir, sistemas) y productos de programa informático. Se entenderá que cada bloque de los diagramas de bloques e ilustraciones de diagramas de flujo, y combinaciones de bloques en los diagramas de bloques e ilustraciones de diagramas de flujo, respectivamente, se pueden implementar por diversos medios, incluyendo instrucciones de programa informático. Estas instrucciones de programa informático se pueden cargar en un ordenador de propósito general, ordenador de propósito especial u otro aparato de procesamiento de datos programable, tal como los uno o más procesadores 703 analizados anteriormente con referencia a la FIG. 7, para producir una máquina, de modo que las instrucciones que se ejecutan en el ordenador u otro aparato de procesamiento de datos programable creen un medio para implementar las funciones especificadas en el bloque o bloques del diagrama de flujo.

[0047] Estas instrucciones de programa informático también se pueden almacenar en una memoria legible por ordenador no transitoria que pueda dirigir un ordenador u otro aparato de procesamiento de datos programable (por ejemplo, uno o más procesadores 703 de la FIG. 7) para que funcione de una manera particular, de modo que las instrucciones almacenadas en la memoria legible por ordenador produzcan un artículo de fabricación que incluya instrucciones legibles por ordenador para implementar la función especificada en el bloque o bloques del diagrama de flujo. Las instrucciones de programa informático también se pueden cargar en un ordenador u otro aparato de procesamiento de datos programable para provocar que se realice una serie de etapas operativas en el ordenador u otro aparato programable para producir un procedimiento implementado por ordenador de modo que las instrucciones que se ejecuten en el ordenador u otro aparato programable proporcionen etapas para implementar las funciones especificadas en el bloque o bloques del diagrama de flujo.

[0048] En consecuencia, los bloques de los diagramas de bloques e ilustraciones de diagramas de flujo soportan combinaciones de medios para realizar las funciones especificadas, combinaciones de etapas para realizar las funciones especificadas y medios de instrucción de programa para realizar las funciones especificadas. También se entenderá que cada bloque de los diagramas de bloques e ilustraciones de diagramas de flujo, y combinaciones de bloques en los diagramas de bloques e ilustraciones de diagramas de flujo, se pueden implementar por sistemas informáticos basados en hardware de propósito especial que realizan las funciones o etapas especificadas, o combinaciones de hardware de propósito especial e instrucciones de ordenador.

[0049] A menos que se establezca expresamente de otro modo, de ninguna manera se pretende que ningún procedimiento expuesto en el presente documento se interprete como que requiere que sus etapas se realicen en un orden específico. En consecuencia, si la reivindicación de un procedimiento no enumera, en realidad, un orden que se va a seguir por sus etapas o no se establece específicamente de otro modo en las reivindicaciones o descripciones que las etapas van a estar limitadas a un orden específico, de ninguna manera se pretende que un orden se deduzca, en ningún respecto. Esto es válido para cualquier posible base no expresa de interpretación, incluyendo: cuestiones de lógica con respecto a la disposición de las etapas o flujo operativo; sentido llano derivado de la organización gramatical o puntuación; el número o tipo de modos de realización descritos en la memoria descriptiva.

[0050] Muchas modificaciones y otros modos de realización de las invenciones expuestas en el presente documento vendrán a la mente de un experto en la materia a la que pertenecen estos modos de realización de la invención que tienen el beneficio de las enseñanzas presentadas en las descripciones anteriores y los dibujos asociados. Por lo tanto, se ha de entender que los modos de realización de la invención no van a estar limitados a los modos de realización específicos divulgados y que se pretende que las modificaciones y otros modos de realización estén incluidos dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas. Además, aunque las descripciones anteriores y los dibujos asociados describen modos de realización de ejemplo en el contexto de determinadas combinaciones de ejemplo de elementos y/o funciones, se debe apreciar que se pueden proporcionar diferentes combinaciones de elementos y/o funciones por modos de realización alternativos sin apartarse del alcance de las reivindicaciones adjuntas. A este respecto, por ejemplo, también se contemplan diferentes combinaciones de elementos y/o funciones que las explícitamente descritas anteriormente, como se puede exponer en algunas de las reivindicaciones adjuntas. Aunque se emplean términos específicos en el presente documento, solo se usan en un sentido genérico y descriptivo y no con propósitos de limitación.

Claims (10)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema de control para una turbina eólica (10) que comprende:

uno o más dispositivos de medición (48), en el que el uno o más dispositivos de medición están configurados para medir una o más condiciones de operación de una turbina eólica;

un controlador (402); y

una memoria (712) asociada con el controlador (402), en el que el controlador (402) está configurado para:

recibir la una o más condiciones de operación medidas desde el uno o más dispositivos de medición;

recuperar uno o más valores preestablecidos, incluyendo una consigna de par de torsión inicial para la turbina eólica (10) y una o más de una altitud de la turbina eólica y una densidad de turbulencia de la memoria (712);

determinar una consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica (10) en base al menos en parte a una o más condiciones de operación recibidas desde uno o más dispositivos de medición asociados con la turbina eólica; y

ajustar un valor nominal de salida de potencia real en el controlador (402) para la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada;

caracterizado por que ajustar el valor nominal de salida de potencia real comprende disminuir el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada y disminuir un valor nominal de salida de potencia real inicial de la turbina eólica en aproximadamente un 0,10 por ciento o más en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada cuando el factor de potencia de sistema está entre -0,90 a, e incluyendo aproximadamente, -0,95.

2. El sistema de la reivindicación 1, en el que el controlador (402) está configurado para determinar una consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica en base al menos en parte a una o más condiciones de operación recibidas desde uno o más dispositivos de medición asociados con la turbina eólica, que comprende recibir uno o más de un voltaje de red de sistema, una o más corrientes de red, uno o más ángulos de fase de red y temperatura ambiente, en el que el controlador calcula un factor de potencia de sistema a partir de las condiciones de operación medidas recibidas.

3. El sistema de cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador (402) está configurado para ajustar el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada, que comprende aumentar el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada.

4. El sistema de cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador (402) está configurado para ajustar el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada, que comprende aumentar un valor nominal de salida de potencia real inicial de la turbina eólica en aproximadamente un tres por ciento o más en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada en el voltaje de red de sistema de 1,0 por unidad o más, la temperatura ambiente de aproximadamente 40 Celsius y el factor de potencia de sistema está entre -0,90 hasta, e incluyendo aproximadamente, 0,90.

5. El sistema de cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador (402) está configurado para ajustar el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada, que comprende aumentar un valor nominal de salida de potencia real inicial de la turbina eólica en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada.

6. El sistema de cualquier reivindicación precedente, en el que el controlador (402) está configurado para ajustar el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada, que comprende disminuir un valor nominal de salida de potencia real inicial de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada.

7. Un procedimiento para controlar un valor nominal de potencia de una turbina eólica (10) que comprende: recuperar, por un dispositivo informático (64), uno o más valores preestablecidos de una memoria (712), en el que dichos uno o más valores preestablecidos incluyen una consigna de par de torsión inicial para una turbina eólica (10);

determinar, por el dispositivo informático (64), una consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica (10) en base al menos en parte a una o más condiciones de operación recibidas desde uno o más dispositivos de medición asociados con la turbina eólica (10); y

ajustar un valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada;

y en el que recuperar, por el dispositivo informático (64), uno o más valores preestablecidos de una memoria comprende además recuperar una o más de una altitud de la turbina eólica y una densidad de turbulencia de la memoria (712);

caracterizado por que ajustar el valor nominal de salida de potencia real comprende disminuir el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada y disminuir un valor nominal de salida de potencia real inicial de la turbina eólica en aproximadamente un 0,10 por ciento o más en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada cuando el factor de potencia de sistema está entre -0,90 a, e incluyendo aproximadamente, -0,95.

8. El procedimiento de la reivindicación 7, en el que determinar, por el dispositivo informático (64), una consigna de par de torsión ajustada para la turbina eólica (10) en base al menos en parte a una o más condiciones de operación recibidas desde uno o más dispositivos de medición asociados con la turbina eólica comprende recibir uno o más de un voltaje de red de sistema, una o más corrientes de red, uno o más ángulos de fase de red y temperatura ambiente, en el que el dispositivo informático calcula un factor de potencia de sistema a partir de las condiciones de operación medidas recibidas.

9. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 7 a 8, en el que ajustar el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada comprende aumentar el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada.

10. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones 7 a 9, en el que ajustar el valor nominal de salida de potencia real de la turbina eólica (10) en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada comprende aumentar un valor nominal de salida de potencia real inicial de la turbina eólica en aproximadamente un tres por ciento o más en base a la consigna determinada de par de torsión ajustada en el voltaje de red de sistema de 1,0 por unidad o más, la temperatura ambiente de aproximadamente 40 Celsius, y el factor de potencia de sistema está entre -0,90 hasta, e incluyendo aproximadamente, 0,90.