ES2927113T3 - Procedimientos y sistemas para controlar una turbina eólica - Google Patents

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Thomas Stephen Markham
Samuel Davoust
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Abstract

Un método 200 para controlar una turbina eólica incluye recibir 202 señales representativas de las velocidades del viento que se aproxima acercándose al menos a una parte de una turbina eólica, recibir 204 ruido de fondo y señales representativas de las relaciones señal-ruido correspondientes a las señales representativas del viento que se aproxima. velocidades, determinando 208 una disponibilidad y ruido atmosférico en las señales en función de una o más de las relaciones señal-ruido, posiciones de las palas de las palas de la turbina eólica y la posición de guiñada de una góndola de la turbina eólica, determinando 210 un ruido de incoherencia del viento en las señales debido a un cambio en las velocidades del viento que se aproxima mientras se acerca al menos a la parte de la turbina eólica, determinando 212 un ruido de medición neto en las señales basado en el ruido de fondo, la disponibilidad y el ruido atmosférico , y el ruido de incoherencia del viento, y controlar 214 la turbina eólica en base al menos a las señales representativas de las velocidades del viento que se aproxima y el ruido de medición neto mi. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimientos y sistemas para controlar una turbina eólica
[0001] Los modos de realización de la presente memoria descriptiva se refieren, en general, a una turbina eólica y, más específicamente, a sistemas y procedimientos para controlar una turbina eólica.
[0002] Las turbinas eólicas están ganando popularidad como medio de generar energía debido a la naturaleza renovable de la energía así generada y a la ausencia de contaminación. Las turbinas eólicas tienen, en general, un rotor con una pluralidad de palas acoplado a un generador. La capacidad de extracción de potencia y la operación segura de una turbina eólica dependen normalmente de varios factores, incluida la velocidad del viento. Por ejemplo, conocer las velocidades potenciales del viento que impactarán en el rotor de la turbina eólica en los próximos segundos puede ser útil para controlar la turbina eólica para una extracción de potencia óptima.
[0003] Las velocidades del viento se miden, en general, con un anemómetro, tal como un anemómetro de copa. Sin embargo, los anemómetros no son capaces de predecir las velocidades potenciales del viento que impactarán en el rotor de la turbina eólica en un futuro inminente. Los sistemas de radar láser (LIDAR) se han empleado para medir las velocidades y la dirección del viento durante muchos años. Estos LIDAR se han utilizado para medir la variación de la velocidad del viento con la altura, la turbulencia y los vórtices de estela tanto en aplicaciones militares como civiles. Normalmente, el sistema de radar láser (LIDAR) opera dispersando la radiación de aerosoles naturales (por ejemplo, polvo, polen, gotas de agua y similares) y midiendo el desplazamiento Doppler entre la radiación saliente y la de retorno. Para medir la velocidad y la dirección del viento, es habitual realizar exploraciones con el LIDAR, usando típicamente una exploración cónica o múltiples haces fijos para permitir la intersección de un vector de viento en un intervalo de ángulos, lo que permite obtener un vector de velocidad (3D) real. También se pueden utilizar otros patrones de exploración para determinar el vector de velocidad real. Sin embargo, la precisión de determinar el vector de velocidad real depende de conocer la dirección del LIDAR. Véanse, por ejemplo, los documentos US 205/247953 y US 2012/179376.
[0004] Una de las ventajas del LIDAR incluye la predicción de velocidades potenciales del viento que se aproximan al rotor de la turbina eólica. Por ejemplo, los LIDAR se pueden usar para proporcionar mediciones de la velocidad del viento hasta 400 m antes del o por delante del rotor de la turbina eólica. En consecuencia, el LIDAR puede proporcionar información acerca de velocidades del viento que se aproximan a un controlador de turbina eólica por adelantado, lo que aumenta el tiempo de reacción disponible del controlador y permite que se produzca la activación del pitch por adelantado para mitigar los efectos de la perturbación del viento. El controlador de turbina eólica puede usar algoritmos de control predictivo para mejorar la mitigación de carga y el rendimiento del controlador.
[0005] Los LIDAR actualmente disponibles para su uso con turbinas eólicas se ven afectados por las condiciones atmosféricas circundantes y muchos otros factores, tales como las posiciones de las palas. En consecuencia, las velocidades potenciales del viento medidas por los LIDAR pueden ser erróneas. Muchos de estos LIDAR proporcionan un indicador lógico (0 y 1) que indica la validez de las señales representativas de velocidades potenciales del viento. Los indicadores lógicos a menudo se basan en una proporción de señal con respecto a ruido (SNR) o una indicación de la calidad de la medición. Las velocidades potenciales del viento que corresponden a un indicador lógico cero se pueden descartar debido a su falta de fiabilidad. El uso del indicador lógico puede afectar a la disponibilidad de velocidades potenciales del viento. Por ejemplo, el uso del indicador lógico puede dar como resultado una disponibilidad sustancialmente baja o nula de velocidades potenciales del viento durante un período de tiempo. La falta de disponibilidad o la menor disponibilidad de velocidades potenciales del viento puede afectar a la eficacia de las turbinas eólicas que usan velocidades de viento determinadas por los LIDAR.
[0006] Condiciones atmosféricas tales como la velocidad del viento, la intensidad de las turbulencias y las escalas de longitud de las turbulencias pueden influir en las velocidades del viento que se propaga desde los puntos de medición LIDAR hasta la turbina eólica. Según la hipótesis de Taylor, en una situación de alta coherencia del viento, las variaciones del campo de viento se propagan desde los puntos de medición LIDAR hasta la turbina eólica casi sin cambios. Por lo tanto, las velocidades del viento determinadas durante situaciones de alta coherencia de viento usando LIDAR son típicamente precisas. Sin embargo, en una situación de baja coherencia del viento, las variaciones del campo de viento pueden cambiar por completo mientras se propagan desde los puntos de medición LIDAR hasta la turbina eólica. En consecuencia, la coherencia del viento juega un papel importante en la determinación de las velocidades del viento.
[0007] La presente invención está definida por las reivindicaciones adjuntas.
[0008] Diversas características y aspectos de modos de realización de la presente invención se comprenderán mejor cuando se lea la siguiente descripción detallada con referencia a los dibujos adjuntos en los que caracteres similares representan partes similares en todos los dibujos, en los que:
la fig. 1 es una ilustración diagramática de un sistema de turbina eólica para controlar una turbina eólica, de acuerdo con determinados aspectos de la presente memoria descriptiva;
la fig. 2 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento para controlar una turbina eólica, de acuerdo con determinados aspectos de la presente memoria descriptiva;
la fig. 3 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento para determinar ruido de disponibilidad y atmosférico, de acuerdo con determinados aspectos de la presente memoria descriptiva; y
la fig. 4 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento para determinar el ruido de incoherencia del viento, de acuerdo con determinados aspectos de la presente memoria descriptiva.
[0009] A menos que se defina de otro modo, los términos técnicos y científicos usados en el presente documento tienen el mismo significado entendido comúnmente por un experto en la técnica a la que pertenece la divulgación. Los términos "un" y "una" no indican una limitación de cantidad, sino más bien indican la presencia de al menos uno de los elementos referenciados. El término "o" pretende ser inclusivo y quiere decir uno, alguno o todos los elementos enumerados. El uso de los términos "que incluye", "que comprende" o "que tiene" y de variaciones de los mismos en el presente documento pretende englobar los elementos enumerados después de esto y equivalentes de los mismos así como elementos adicionales. Los términos "sistema de control" o "controlador" pueden incluir un solo componente o una pluralidad de componentes, que son activos y/o pasivos y están conectados o acoplados de otro modo para proporcionar la función o funciones descritas.
[0010] Como se usa en el presente documento, los términos "procesador", "ordenador" y términos asociados, por ejemplo, "dispositivo de procesamiento", "dispositivo informático" y "controlador" no se limitan solamente a circuitos integrados que en la técnica se denominan ordenador, sino que se refieren, en términos generales, a un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables, y estos términos se usan de manera intercambiable en el presente documento. En los modos de realización descritos en el presente documento, la memoria puede incluir, pero no se limita a, un medio legible por ordenador, tal como una memoria de acceso aleatorio (RAM) y un medio no volátil legible por ordenador, tal como una memoria flash. De forma alternativa, también se pueden usar un disquete, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magneto-óptico (MOD) y/o un disco versátil digital (DVD). Además, en los modos de realización descritos en el presente documento, canales de entrada adicionales pueden ser, pero no se limitan a, dispositivos periféricos de ordenador asociados a una interfaz de operario, tal como un ratón y un teclado. De forma alternativa, también se pueden usar otros dispositivos periféricos de ordenador que pueden incluir, por ejemplo, pero no se limitan a, un escáner. Además, en el modo de realización ejemplar, canales de salida adicionales pueden incluir, pero no se limitan a, un monitor de interfaz de operario.
[0011] Además, como se usan en el presente documento, los términos "software" y "firmware" son intercambiables e incluyen cualquier programa informático almacenado en memoria para su ejecución mediante ordenadores personales, estaciones de trabajo, clientes y servidores.
[0012] Tal como se usa en el presente documento, el término "medios no transitorios legibles por ordenador" pretende ser representativo de cualquier dispositivo tangible basado en ordenador implementado en cualquier procedimiento o tecnología para el almacenamiento de información a corto y largo plazo, tal como instrucciones legibles por ordenador, estructuras de datos, módulos y submódulos de programa u otros datos en cualquier dispositivo. Por lo tanto, los procedimientos descritos en el presente documento se pueden codificar como instrucciones ejecutables incorporados en un medio tangible no transitorio legible por ordenador que incluye, sin limitación, un dispositivo de almacenamiento y un dispositivo de memoria. Dichas instrucciones, cuando son ejecutadas por un procesador, hacen que el procesador realice al menos una parte de los procedimientos descritos en el presente documento. Además, como se usa en el presente documento, el término "medios no transitorios legibles por ordenador " incluye todos los medios tangibles legibles por ordenador, incluidos, sin limitación, dispositivos de almacenamiento informático no transitorios, incluidos, sin limitación, medios volátiles y no volátiles y medios extraíbles y no extraíbles, tales como firmware, almacenamiento físico y virtual, CD-ROM, DVD y cualquier otra fuente digital tal como una red o Internet, así como medios digitales aún por desarrollar, con la única excepción de una señal transitoria de propagación.
[0013] Como se describirá en detalle más adelante en el presente documento, se presentan diversos modos de realización de sistemas y procedimientos para controlar un dispositivo. En un modo de realización, el dispositivo puede ser representativo de dispositivos usados para medir/monitorizar las velocidades del viento. Algunos ejemplos de dicho dispositivo incluyen, pero no se limitan a, un motor de aeronave, una turbina eólica y un anemómetro. Cabe señalar que, si bien los presentes sistemas y procedimientos se describen con referencia a una turbina eólica, los presentes sistemas y procedimientos también se pueden usar con otros dispositivos empleados para monitorizar las velocidades del viento. Además, los sistemas y procedimientos miden las velocidades del viento que se acerca (“oncoming wind speeds”) y el ruido de medición neto en las velocidades del viento que se acerca de una turbina eólica. Además, los sistemas y procedimientos proporcionan estimaciones precisas de las velocidades potenciales del viento que pueden afectar a la turbina eólica en un futuro cercano y controlan la turbina eólica en base a la velocidad potencial estimada del viento, las velocidades del viento que se acerca y/o el ruido de medición neto de la turbina eólica para una operación óptima de la turbina eólica.
[0014] La fig. 1 es una ilustración diagramática de un sistema de turbina eólica 10 para controlar una turbina eólica 12, de acuerdo con determinados aspectos de la presente memoria descriptiva. En un modo de realización ejemplar, el sistema de turbina eólica 10 incluye la turbina eólica 12 y un subsistema de procesamiento 14 acoplado operativamente a la turbina eólica 12. En este modo de realización, la turbina eólica 12 es una turbina eólica de eje horizontal. De forma alternativa, la turbina eólica 12 puede ser una turbina eólica de eje vertical.
[0015] La turbina eólica 12 incluye una torre 16 que se extiende desde un sistema de soporte 18, una góndola 13 montada en la torre 16 y un rotor 20 que está acoplado a la góndola 13. El rotor 20 incluye un buje rotatorio 22 y una o más palas de rotor 24, 26, 28 acopladas a, y que se extienden hacia fuera desde, el buje 22. En una configuración actualmente contemplada, el rotor 20 tiene tres palas de rotor 24, 26, 28. En un modo de realización alternativo, el rotor 20 incluye un número mayor o menor que tres palas de rotor 24, 26, 28. Las palas de rotor 24, 26, 28 están hechas de un material no conductor. A modo de ejemplo no limitativo, las palas de rotor 24, 26, 28 de la turbina eólica 12 están hechas en un material compuesto no conductor, tal como fibra de vidrio. Además, las palas de rotor 24, 26, 28 también pueden estar cubiertas con un material conductor o no conductor. Las palas de rotor 24, 26, 28 están dispuestas alrededor del buje 22. Las palas de rotor 24, 26, 28 se unen al buje 22 acoplando una raíz de una pala a una ranura respectiva (no mostrada) en el buje 22. Por ejemplo, la raíz (no mostrada) de la pala de rotor 24 se une al buje 22 acoplando la raíz de la pala 24 a una ranura (no mostrada) en el buje 22.
[0016] El sistema de turbina eólica 10 incluye además un dispositivo de detección basado en LIDAR 30 dispuesto sobre o alrededor de la turbina eólica 12. Por ejemplo, el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 puede estar dispuesto sobre o dentro de uno o más de la góndola 13, el buje 22 y una nariz del rotor 20 y/o en la parte inferior de la torre 16. Además, en escenarios en los que los presentes sistemas y procedimientos se aplican a dispositivos que no sean turbinas eólicas, el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 se puede disponer sobre o dentro de uno o más componentes de dichos dispositivos. En la configuración actualmente contemplada de la fig. 1, el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 está localizado en la góndola 13. El dispositivo de detección basado en LIDAR 30 puede ser, por ejemplo, un LIDAR pulsado, un LIDAR continuo, un LIDAR pulsado Doppler o un dispositivo de detección remota de la velocidad del viento no Doppler. El dispositivo de detección basado en LIDAR 30 explora, por ejemplo, el área 31 en las proximidades de la turbina eólica 12. El dispositivo de detección basado en LIDAR 30 puede explorar el área 31 usando un láser 32. El patrón de exploración del láser 32 puede tener diferentes formas. En el modo de realización de la fig. 1, el patrón de exploración del láser 32 es cónico.
[0017] Además, el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 mide las velocidades del viento que se aproxima a al menos una parte de la turbina eólica 12 usando la exploración del área 31. El dispositivo de detección basado en LIDAR 30 puede medir, por ejemplo, las velocidades del viento que se acerca en una pluralidad de localizaciones de alcance. Como se usa en el presente documento, el término "localización de alcance" se refiere a una posición a una distancia determinada delante de la turbina eólica 12 correspondiente a la que el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 mide una velocidad del viento que se acerca. Por ejemplo, las localizaciones de alcance pueden ser localizaciones a una distancia de 50 metros, 100 metros y similares, a barlovento del plano del rotor 20.
[0018] Una velocidad del viento que se acerca correspondiente a una localización de alcance se denominará a continuación en el presente documento velocidad del viento de alcance. En consecuencia, las velocidades del viento que se acerca en la pluralidad de localizaciones de alcance incluyen una pluralidad de velocidades del viento de alcance correspondientes a la pluralidad de localizaciones de alcance. Por ejemplo, en la configuración actualmente contemplada, el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 mide las velocidades del viento que se acerca o las velocidades del viento de alcance RW1, RW2 , RW3 en localizaciones de alcance R1, R2 y R3 , respectivamente. En otro ejemplo, las velocidades del viento que se acerca pueden incluir múltiples velocidades de viento de alcance en cada una de las localizaciones de alcance. Cabe señalar que, para facilitar la ilustración, el ejemplo de la fig. 1 representa una única velocidad del viento de alcance RW1, RW2 , RW3 , correspondiente a cada localización de alcance R1, R2 y R3 , respectivamente.
[0019] Además, el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 está configurado para generar señales 34 representativas de las velocidades medidas del viento que se acerca. El dispositivo de detección basado en LIDAR 30 está configurado además para transmitir al subsistema de procesamiento 14 las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca. El dispositivo de detección basado en LIDAR 30 también está configurado para determinar la proporción de señal con respecto a ruido (SNR) en las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca, y para generar señales 36 representativas de la SNR. Para cada velocidad medida del viento que se acerca, la SNR es una medida de la cantidad y calidad de la señal óptica retrodispersada desde la atmósfera con respecto a la cantidad y calidad de una señal óptica emitida desde el dispositivo de detección basado en LIDAR 30. En consecuencia, la SNR es una medida de la calidad de las señales 34. Por ejemplo, cuando la SNR es alta en las señales 34, las señales 34 pueden no contener ningún ruido que no sea el ruido de fondo 38 encontrado por el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 mientras mide las velocidades del viento que se acerca. De forma similar, cuando la SNR es baja en las señales 34, las señales 34 pueden contener ruido además del ruido de fondo 38. Además, el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 transmite las señales 36 representativas de la SNR al subsistema de procesamiento 14.
[0020] Además del dispositivo de detección basado en LIDAR 30, la turbina eólica 12 puede incluir uno o más dispositivos (no mostrados) que están configurados para medir información relacionada con la turbina eólica 12. Estos dispositivos pueden estar dispuestos, por ejemplo, sobre o dentro de la turbina eólica 12. La información puede incluir, por ejemplo, las posiciones de pala de las palas 24, 26, 28, la posición de orientación de la góndola 13 y similares. Las posiciones de pala de las palas 24, 26, 28 pueden incluir, por ejemplo, posiciones azimutales y/o de pitch de pala de las palas 24, 26, 28. En el ejemplo donde los presentes sistemas y procedimientos se aplican a dispositivos distintos de una turbina eólica, la información puede incluir posiciones de uno o más componentes de los dispositivos.
[0021] Como se indicó previamente, mientras mide las velocidades del viento que se acerca y genera y transmite las señales 34 al subsistema de procesamiento 14, el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 puede encontrar ruido de fondo 38 en las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca. El ruido de fondo 38 en las señales 34 puede ser calculado por un usuario o un procesador (no mostrado) antes o después de la puesta en servicio (“commissioning”) de la turbina eólica 12. El ruido de fondo 38 se puede almacenar, por ejemplo, en un repositorio de datos 39. Cuando el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 es un LIDAR pulsado, el ruido de fondo 38 se puede determinar, por ejemplo, usando la ecuación (1).
k
A fondo " f ~ (1) CtJ N n T c
donde Ofondo es el ruido de fondo, l es una longitud de onda del láser 32, c es una constante, N es un número de pulsos del láser 32 usados para medir las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca, y tc es un tiempo de correlación.
[0022] En lo que respecta a un dispositivo de detección basado en LIDAR pulsado, el ruido de fondo 38 puede estar, por ejemplo, en el intervalo de aproximadamente 0,05 metros/segundo a aproximadamente 1 metro por segundo. En cuanto a otros dispositivos de detección basados en LIDAR que incluyen dispositivos de detección basados en LIDAR de onda continua o dispositivos de detección basados en LIDAR no Doppler, el ruido de fondo 38 puede estar en otros intervalos. El subsistema de procesamiento 14 recibe las señales 34, 36 desde el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 y la información relacionada con la turbina eólica 12 desde los otros dispositivos. Además, el subsistema de procesamiento 14 recupera el ruido de fondo 38 del repositorio de datos 39.
[0023] El subsistema de procesamiento 14 puede incluir, por ejemplo, un procesador de señales digitales, un microprocesador, un microordenador, un microcontrolador y/o cualquier otro dispositivo adecuado. En la configuración actualmente contemplada, el subsistema de procesamiento 14 incluye una primera unidad de determinación de ruido 40, una segunda unidad de determinación de ruido 42, una tercera unidad de determinación de ruido 44 y una unidad de control 46. Las unidades de determinación de ruido 40, 42, 44 y la unidad de control 46 pueden ser un procesador de señales digitales, un microprocesador, un microordenador, un microcontrolador, un módulo y/o cualquier otro dispositivo adecuado. Cabe señalar que, si bien en la configuración actualmente contemplada las unidades de determinación de ruido 40, 42, 44 y la unidad de control 46 se muestran como parte del único subsistema de procesamiento 14, en determinados modos de realización, una o más de las unidades 40, 42, 44, 46 pueden ser unidades de procesamiento independientes. También puede observarse que las primera, segunda y tercera unidades de determinación de ruido 40, 42, 44 pueden configurarse respectivamente para determinar un primer, segundo y tercer ruido. En un ejemplo, el primer ruido puede denominarse ruido de disponibilidad y atmosférico, el segundo ruido puede denominarse ruido de incoherencia del viento y el tercer ruido puede denominarse ruido de medición neto.
[0024] En la configuración actualmente contemplada, la primera unidad de determinación de ruido 40 está configurada para determinar ruido de disponibilidad y atmosférico en las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca en base a una categoría del dispositivo de detección LIDAR 30, una o más de las proporciones de señal con respecto a ruido (SNR), las posiciones de pala que incluyen las posiciones azimutales y/o de pitch de las palas 24, 26, 28, una posición de orientación de la góndola 13 de la turbina eólica 12 y una función de transferencia determinada. Como se usa en el presente documento, el término "categoría del dispositivo de detección basado en LIDAR" se refiere a un tipo de dispositivo de detección basado en LIDAR. Por ejemplo, la categoría de dispositivo de detección basado en LIDAR puede incluir un LIDAR pulsado, un LIDAR continuo o un LIDAR pulsado Doppler. Además, como se usa en el presente documento, el término "ruido de disponibilidad y atmosférico" se refiere al ruido introducido en las señales 34. La determinación del ruido de disponibilidad y atmosférico se describirá con mayor detalle con referencia a la fig. 2.
[0025] Como se indicó previamente, el subsistema de procesamiento 14 incluye además la segunda unidad de determinación de ruido 42. La segunda unidad de determinación de ruido 42 está configurada para determinar el ruido de incoherencia del viento en las señales 34. El ruido de incoherencia del viento se introduce en las señales 34 debido a cambios en las velocidades del viento que se acerca mientras se aproxima a la turbina eólica 12. Por ejemplo, la velocidad del viento que se acerca en la localización de alcance R3 puede ser de 10 metros por segundo. La velocidad del viento que se acerca se puede reducir a 1 metro por segundo cuando el viento se acerca a la localización de alcance R2. El cambio en la velocidad del viento que se acerca puede deberse, por ejemplo, a las condiciones atmosféricas circundantes de la turbina eólica 12. La segunda unidad de determinación de ruido 42 puede determinar, por ejemplo, el ruido de incoherencia del viento basándose en coeficientes de correlación cruzada. Los coeficientes de correlación cruzada se determinan en base a las velocidades del viento de alcance correspondientes a las localizaciones de alcance. Por ejemplo, se puede determinar un coeficiente de correlación cruzada CC12 entre la velocidad del viento de alcance RW1 en la localización de alcance R1 y la velocidad del viento de alcance RW2 en la localización de alcance R2. De forma similar, se puede determinar un coeficiente de correlación cruzada CC13 entre la velocidad del viento de alcance RW1 en la localización de alcance R1 y la velocidad del viento de alcance RW3 en la localización de alcance R3. Además, se puede determinar un coeficiente de correlación cruzada CC23 entre la velocidad del viento de alcance RW2 en la localización de alcance R2 y la velocidad del viento de alcance RW3 en la localización de alcance RW2. Posteriormente, se puede determinar el ruido de incoherencia del viento en base a los coeficientes CC12, CC13 y CC23. El ruido de incoherencia del viento se puede determinar, por ejemplo, en tiempo real o fuera de línea en base a observaciones previas. La determinación del ruido de incoherencia del viento se describirá con mayor detalle con referencia a la fig. 3.
[0026] Además, la tercera unidad de determinación de ruido 44 está acoplada a la primera unidad de determinación de ruido 40, a la segunda unidad de determinación de ruido 42 y al dispositivo de detección basado en LIDAR 30. La tercera unidad de determinación de ruido 44 está configurada para determinar un ruido de medición neto en las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca en base al ruido de fondo, al ruido de disponibilidad y atmosférico y al ruido de incoherencia del viento. Por ejemplo, la tercera unidad de determinación de ruido 44 determina el ruido de medición neto determinando una raíz cuadrada de una suma de cuadrados del ruido de fondo, el ruido de disponibilidad y atmosférico y el ruido de incoherencia del viento. Un ejemplo de la determinación del ruido de medición neto se muestra en la ecuación (2).
Figure imgf000006_0001
donde amedi representa el ruido de medición neto, afondo representa el ruido de fondo, adisp representa el ruido de disponibilidad y atmosférico, y ainooh representa el ruido de incoherencia del viento.
[0027] Además, la unidad de control 46 está acoplada operativamente a la tercera unidad de determinación de ruido 44. La unidad de control 46 puede estimar con precisión, por ejemplo, las velocidades del viento que incide en la turbina eólica 12 basándose en el ruido de medición neto y las velocidades del viento que se acerca. Por ejemplo, la unidad de control 46 puede restar el ruido de medición neto a las velocidades del viento que se acerca para estimar las velocidades del viento que impacta en la turbina eólica 12. La unidad de control 46 controla además la turbina eólica 12 basándose en una o más de las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca, el ruido de medición neto y las velocidades estimadas del viento que impacta en la turbina eólica 12. Como se usa en el presente documento, el término "velocidad estimada del viento" se refiere a una velocidad del viento que incide o impacta en la turbina eólica 12. Por ejemplo, las velocidades del viento que se acerca son representativas de velocidades que están antes o por delante de la turbina eólica 12, mientras que las velocidades estimadas del viento son representativas de velocidades del viento que incide en la turbina eólica 12. Tras determinar las velocidades estimadas del viento, la unidad de control 46 puede controlar la turbina eólica 12 cambiando los ángulos de pitoh de las palas 24, 26, 28 en base a las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca y del ruido de medición neto. En un modo de realización, la unidad de control 46 puede usar el ruido de medición neto y las velocidades del viento que se acerca en los controles predictivos para reducir las cargas en las palas 24, 26, 28 y la torre 16, y habilitar un seguimiento mejorado de la velocidad para evitar el exceso de velocidad y/o mejorar el seguimiento de la orientación.
[0028] La fig. 2 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento 200 para controlar una turbina eólica, de acuerdo con determinados aspectos de la presente memoria descriptiva. El procedimiento de la fig. 2 se describe con referencia a los componentes de la fig. 1. En el bloque 202 se pueden recibir señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca. Como se indicó previamente con referencia a la fig. 1, las velocidades del viento que se acerca pueden incluir una pluralidad de velocidades de viento de alcance correspondientes a una pluralidad de localizaciones de alcance. Por ejemplo, las velocidades del viento que se acerca incluyen velocidades de viento de alcance correspondientes a la localización de alcance R1.
[0029] Además, en el bloque 204 se puede recibir ruido de fondo 38, señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca y señales 36 representativas de las SNR. Las señales 34, 36 representativas de las velocidades del viento que se acerca y las SNR son generadas por el dispositivo de detección basado en LIDAR 30.
[0030] Además, en el bloque 206 se puede recibir información relacionada con la turbina eólica 12. La información puede incluir, por ejemplo, las posiciones de pala de la pluralidad de palas 24, 26, 28 de la turbina eólica 12, una posición de orientación de la góndola 13 y similares. Además, en el bloque 208, el ruido de disponibilidad y atmosférico se puede determinar en base a una o más de las SNR, las posiciones de pala y la posición de orientación de la góndola 13. El ruido de disponibilidad y atmosférico se puede determinar, por ejemplo, calculando una función exponencial de las SNR. Además, el ruido de disponibilidad y atmosférico se puede determinar, por ejemplo, usando la primera unidad de determinación de ruido 40. La determinación del ruido de disponibilidad y atmosférico se describirá con mayor detalle con referencia a la fig. 3.
[0031] Además, en el bloque 210, se puede determinar el ruido de incoherencia del viento. En un ejemplo, el ruido de incoherencia del viento se puede determinar por la segunda unidad de determinación de ruido 42. La determinación del ruido de incoherencia del viento se describirá con mayor detalle con referencia a la fig. 4.
[0032] Además, en el bloque 212, el ruido de medición neto se puede determinar en base al ruido de fondo, al ruido de disponibilidad y atmosférico y al ruido de incoherencia del viento. El ruido de medición neto se puede determinar, por ejemplo, calculando una raíz cuadrada de una suma de cuadrados del ruido de fondo, el ruido de disponibilidad y atmosférico y el ruido de incoherencia del viento. En un ejemplo, el ruido de medición neto se puede determinar por la tercera unidad de determinación de ruido 44 en base a la ecuación (2).
[0033] Además, en el bloque 214, la turbina eólica 12 se puede controlar en base a las velocidades del viento que se acerca y/o el ruido de medición neto. El bloque 214 se puede ejecutar, por ejemplo, por la unidad de control 46 de la fig. 1. En un modo de realización, la velocidad del viento que impactará en la turbina eólica 12 se puede estimar en base a las velocidades del viento que se acerca y/o el ruido de medición neto. Como se indicó previamente, las velocidades estimadas del viento son representativas de la velocidad del viento que incide en la turbina eólica 12. Además, uno o más de las velocidades estimadas del viento, las velocidades del viento que se acerca y el ruido de medición neto se pueden proporcionar a los procesos de control predictivo para controlar la turbina eólica 12. Por ejemplo, el ángulo de pitch de las palas 24, 26, 28 de la turbina eólica 12 se puede cambiar para reducir las cargas o aumentar la potencia de salida. En algunos modos de realización, la posición de orientación de la góndola 13 se puede cambiar en base a las velocidades del viento que se acerca y/o el ruido de medición neto.
[0034] En referencia ahora a la fig. 3, se presenta un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento 300 para determinar el ruido de disponibilidad y atmosférico, de acuerdo con determinados aspectos de la presente memoria descriptiva. El procedimiento 300 corresponde, por ejemplo, al bloque 208 de la fig. 2. Además, el procedimiento 300 se describe con referencia a los componentes de las figs. 1-2.
[0035] El procedimiento 300 se puede ejecutar, por ejemplo, por la primera unidad de determinación de ruido 40. En el bloque 302 se pueden determinar datos atmosféricos correspondientes a un período de tiempo determinado en una localización potencial de instalación de la turbina eólica 12. Los datos atmosféricos pueden incluir, por ejemplo, visibilidad, SNR o disponibilidad del LIDAR. Además, los datos atmosféricos se pueden medir, por ejemplo, por un LIDAR colocado en el suelo o en la turbina eólica 12 o por una estación meteorológica cercana que proporcione mediciones de propiedades atmosféricas ópticas, tal como la visibilidad. De forma alternativa, los datos atmosféricos pueden recopilarse durante una fase inicial una vez que la turbina eólica con el dispositivo de detección basado en LIDAR comienza a operar.
[0036] Además, en el bloque 304, se puede determinar una constante atmosférica en base a los datos atmosféricos. La constante atmosférica se puede determinar, por ejemplo, ajustando una curva a los datos atmosféricos. Además, en el bloque 306 se puede determinar una constante de ruido de disponibilidad y atmosférico en base a uno o más de un número de pulsos de láser 308 usados para medir las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca, una longitud de onda 310 del láser 32 usado para medir las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca, y la constante atmosférica. En un modo de realización, la constante de ruido de disponibilidad y atmosférico se puede determinar usando la ecuación (3).
Figure imgf000007_0001
donde a es la constante de ruido de disponibilidad y atmosférico, I es la longitud de onda del láser 32, t es la constante atmosférica y N es un número de pulsos de láser usados para medir las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca.
[0037] Además, en el bloque 312, el ruido de disponibilidad y atmosférico se puede determinar en base a las proporciones de señal con respecto a ruido 314 y la constante de ruido de disponibilidad y atmosférico. Como se indicó previamente, las SNR 314 pueden ser, por ejemplo, la proporción de señal con respecto a ruido (SNR) en las señales 34 representativas de las velocidades del viento que se acerca. Además, en un modo de realización, las SNR 314 pueden ser representativas de las señales 36 representativas de las SNR. En un ejemplo, el ruido de disponibilidad y atmosférico se puede determinar usando la ecuación (4).
Figure imgf000008_0001
donde sdisp es el ruido de disponibilidad y atmosférico, a es la constante de ruido de disponibilidad y atmosférico determinada mediante la ecuación (3), y CNR es una proporción de señal con respecto a ruido logarítmica.
[0038] En referencia ahora a la fig. 4, se presenta un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento 400 para determinar el ruido de incoherencia del viento, de acuerdo con determinados aspectos de la presente memoria descriptiva. El procedimiento 400 corresponde al bloque 210 de la fig. 2. Además, el procedimiento 400 se puede ejecutar por la segunda unidad de determinación de ruido 42 de la fig. 1. Además, el procedimiento 400 se describe con referencia a los componentes de las figs. 1-2.
[0039] El número de referencia 402 representa una pluralidad de localizaciones de alcance por delante de una turbina eólica, a barlovento desde la turbina eólica. Además, el número de referencia 404 representas velocidades del viento de alcance correspondientes a la pluralidad de localizaciones de alcance 402. Además, como se indicó previamente, las velocidades del viento de alcance se pueden medir mediante el dispositivo de detección basado en LIDAR 30 dispuesto en la turbina eólica 12. En un ejemplo, las localizaciones de alcance 402 pueden incluir las localizaciones de alcance R1, R2, R3 y las velocidades del viento de alcance 404 pueden incluir las velocidades del viento de alcance RW1, RW2, RW3 de la fig. 1.
[0040] En el bloque 406 se pueden determinar coeficientes de correlación cruzada. Los coeficientes de correlación cruzada son representativos de una relación entre las velocidades del viento de alcance 404 que corresponden a una pluralidad de distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance 402. A modo de ejemplo, se pueden determinar uno o más coeficientes de correlación cruzada entre las velocidades del viento de alcance RW1 y RW2 correspondientes a una distancia entre las localizaciones de alcance R1 y R2. De forma similar, se pueden determinar uno o más coeficientes de correlación cruzada entre las velocidades del viento de alcance RW1 y RW3 correspondientes a una distancia entre las localizaciones de alcance R1 y R3. De forma similar, se pueden determinar uno o más coeficientes de correlación cruzada entre las velocidades del viento de alcance RW2 y RW3 correspondientes a una distancia entre las localizaciones de alcance R2 y R3. Por ejemplo, los coeficientes de correlación cruzada pueden determinarse usando una función de correlación cruzada. En un ejemplo, los coeficientes de correlación cruzada pueden determinarse usando la ecuación (5).
Figure imgf000008_0002
donde i es una primera localización de alcance, j es una segunda localización de alcance, CCj es un coeficiente de correlación cruzada correspondiente a una distancia entre las localizaciones de alcance i y j, Ui(t) es una primera velocidad del viento de alcance en una localización de alcance i en la marca de tiempo t, y Uj(t) es una segunda velocidad del viento de alcance en una localización de alcance j, Uj(t+ s) es una tercera velocidad del viento de alcance en la localización de alcance j y en la marca de tiempo (t+ s).
[0041] Además, en el bloque 408, los coeficientes de regresión se pueden determinar en base a los coeficientes de correlación cruzada y las distancias entre las localizaciones de alcance. Los coeficientes de regresión se pueden determinar, por ejemplo, aplicando una técnica de análisis de regresión a los coeficientes de correlación cruzada y a las distancias entre las localizaciones de alcance 402. En un ejemplo, los coeficientes de regresión se pueden determinar usando la ecuación (6).
[p2 p t po] = Ajuste cuadrático (Ax,CC}) (6)
donde p2, P1, po son coeficientes de regresión, AXson las distancias entre las localizaciones de alcance i y j, y CCij son coeficientes de correlación cruzada.
[0042] Además, en el bloque 410 se puede determinar la pérdida de coherencia. La pérdida de coherencia se puede determinar, por ejemplo, en base a los coeficientes de regresión y las distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance 402. Como se usa en el presente documento, el término "pérdida de coherencia" indica un cambio en una velocidad del viento de alcance o en una velocidad del viento que se acerca cuando el viento se propaga desde una localización de alcance a otra localización de alcance. La pérdida de coherencia se puede determinar, en un ejemplo, usando la ecuación (7).
/ cc(Ax)=/?2Ax2+/?1Ax +/?0 (7)
donde Fcc (Ax) es la pérdida de coherencia correspondiente a una distancia Ax
[0043] Además, en el bloque 412, se puede determinar el ruido de incoherencia del viento. En un modo de realización, el ruido de incoherencia del viento se puede determinar en base a la pérdida de coherencia. En la ecuación (8) se proporciona un ejemplo de determinación de la pérdida de coherencia.
Figure imgf000009_0001
donde sncoh es la pérdida de incoherencia del viento.
[0044] Los sistemas y procedimientos para controlar el dispositivo presentado anteriormente en el presente documento proporcionan estimaciones precisas de las velocidades potenciales del viento en base a las velocidades del viento que se acerca y el ruido de medición neto. Además, los sistemas y procedimientos permiten un control mejorado del dispositivo. En particular, los sistemas y procedimientos permiten el uso del ruido de medición neto, las velocidades del viento que se acerca y/o las estimaciones precisas de las velocidades potenciales del viento para que los controles predictivos reduzcan las cargas en las palas y en la torre de una turbina eólica. Por lo tanto, los sistemas y procedimientos permiten un seguimiento preciso de la velocidad potencial del viento para evitar el exceso de velocidad y/o mejorar el seguimiento de la orientación. Además, los sistemas y procedimientos incrementan los casos de disponibilidad de señales del dispositivo de detección basado en LIDAR incluso en condiciones atmosféricas adversas al determinar el ruido de medición neto. En consecuencia, el uso de los presentes sistemas y procedimientos permite determinar el ruido de medición neto incluso en condiciones atmosféricas adversas, lo que permite la determinación de estimaciones precisas de las velocidades potenciales del viento incluso en condiciones atmosféricas adversas.
[0045] Si bien en el presente documento solo se han ilustrado y descrito determinadas características de la invención, los expertos en la técnica podrán concebir muchas modificaciones y cambios. Por lo tanto, se entenderá que las reivindicaciones adjuntas están previstas para cubrir todas dichas modificaciones y cambios que estén dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

Claims (14)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Un procedimiento (200) para controlar una turbina eólica, que comprende:
    recibir (202) señales representativas de velocidades del viento que se acerca que se aproximan a al menos una parte de una turbina eólica;
    recibir (204) ruido de fondo y señales representativas de proporciones de señal con respecto a ruido correspondientes a las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca; determinar (208) un ruido de disponibilidad y atmosférico en las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca en base a una o más de las proporciones de señal con respecto a ruido, posiciones de pala de las palas de la turbina eólica y una posición de orientación de una góndola de la turbina eólica;
    determinar (210) un ruido de incoherencia del viento en las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca debido a un cambio en las velocidades del viento que se acerca mientras se aproxima a al menos la parte de la turbina eólica;
    determinar (212) un ruido de medición neto en las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca en base al ruido de fondo, el ruido de disponibilidad y atmosférico, y el ruido de incoherencia del viento; y
    controlar (214) la turbina eólica en base a al menos las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca y el ruido de medición neto, en el que determinar (212) el ruido de incoherencia del viento comprende:
    determinar una pluralidad de coeficientes de correlación cruzada correspondientes a una pluralidad de distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance;
    determinar una pluralidad de coeficientes de regresión en base a la pluralidad de coeficientes de correlación cruzada y la pluralidad de distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance; determinar la pérdida de coherencia en base a la pluralidad de coeficientes de regresión y la pluralidad de distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance; y
    determinar el ruido de incoherencia del viento en base a la pérdida de coherencia.
  2. 2. El procedimiento (200) de la reivindicación 1, en el que determinar (212) el ruido de medición neto comprende determinar una raíz cuadrada de una suma de cuadrados del ruido de fondo, el ruido de disponibilidad y atmosférico y el ruido de incoherencia del viento.
  3. 3. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, que comprende además:
    medir (302) datos atmosféricos durante un período de tiempo determinado en una localización potencial de instalación de la turbina eólica; y
    determinar (304) una constante atmosférica en base a los datos atmosféricos.
  4. 4. El procedimiento (200) de la reivindicación 3, en el que determinar (304) la constante atmosférica comprende ajustar una curva a los datos atmosféricos.
  5. 5. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar (208) el ruido de disponibilidad y atmosférico en las velocidades del viento que se acerca comprende:
    determinar (306) una constante de ruido de disponibilidad y atmosférico en base a uno o más de un número de pulsos de láser usados para medir las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca, la constante atmosférica y una longitud de onda de un láser usado para medir las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca; y
    determinar (312) el ruido de disponibilidad y atmosférico en base a las proporciones de señal con respecto a ruido y la constante de ruido de disponibilidad y atmosférico.
  6. 6. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar (208) el ruido de disponibilidad y atmosférico comprende determinar una función exponencial de las proporciones de señal con respecto a ruido.
  7. 7. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que recibir (202) las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca comprende recibir señales representativas de las velocidades del viento de alcance en una pluralidad de localizaciones de alcance, y en el que las velocidades del viento de alcance comprenden al menos una primera velocidad del viento de alcance y una segunda velocidad del viento de alcance.
  8. 8. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar la pluralidad de coeficientes de regresión comprende aplicar una técnica de análisis de regresión a la pluralidad de coeficientes de correlación cruzada y a la pluralidad de distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance.
  9. 9. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que determinar la pluralidad de coeficientes de correlación cruzada comprende:
    determinar la primera velocidad del viento de alcance en una primera localización de alcance de la pluralidad de localizaciones de alcance;
    determinar la segunda velocidad del viento de alcance en una segunda localización de alcance de la pluralidad de localizaciones de alcance; y
    aplicar una función de correlación cruzada a la primera velocidad del viento de alcance y a la segunda velocidad del viento de alcance para determinar la pluralidad de coeficientes de correlación cruzada.
  10. 10. El procedimiento (200) de cualquier reivindicación precedente, en el que controlar (214) la turbina eólica comprende cambiar los ángulos de pitch de una pluralidad de palas de la turbina eólica.
  11. 11. Un sistema de turbina eólica (10), que comprende:
    una turbina eólica que comprende un rotor y una pluralidad de palas montadas en el rotor;
    un dispositivo de detección basado en LIDAR dispuesto en la turbina eólica y configurado para medir señales representativas de velocidades del viento que se acerca que se aproximan a al menos una parte de la turbina eólica y proporciones de señal con respecto a ruido correspondientes a las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca;
    un subsistema de procesamiento (14) acoplado operativamente al dispositivo de detección basado en LIDAR y a la turbina eólica y que comprende:
    una primera unidad de determinación de ruido (40) configurada para determinar el ruido de disponibilidad y atmosférico en las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca en base a una o más de las proporciones de señal con respecto a ruido, posiciones de pala de la pluralidad de palas y una posición de orientación de una góndola de la turbina eólica; una segunda unidad de determinación de ruido (42) configurada para determinar un ruido de incoherencia del viento en las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca debido a un cambio en las velocidades del viento que se acerca mientras se aproximan a al menos la parte de la turbina eólica;
    en el que determinar (212) el ruido de incoherencia del viento comprende:
    determinar una pluralidad de coeficientes de correlación cruzada correspondientes a una pluralidad de distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance;
    determinar una pluralidad de coeficientes de regresión en base a la pluralidad de coeficientes de correlación cruzada y la pluralidad de distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance; determinar la pérdida de coherencia en base a la pluralidad de coeficientes de regresión y la pluralidad de distancias entre la pluralidad de localizaciones de alcance; y
    determinar el ruido de incoherencia del viento en base a la pérdida de coherencia;
    una tercera unidad de determinación de ruido (44) configurada para determinar un ruido de medición neto en las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca en base al ruido de fondo, al ruido de disponibilidad y atmosférico y al ruido de incoherencia del viento; y
    una unidad de control (46) configurada para controlar la turbina eólica en base a las señales representativas de las velocidades del viento que se acerca y al ruido de medición neto.
  12. 12. El sistema de turbina eólica (10) de la reivindicación 11, en el que el dispositivo de detección basado en LIDAR comprende un LIDAR pulsado, un LIDAR continuo o un LIDAR pulsado Doppler.
  13. 13. El sistema de turbina eólica (10) de la reivindicación 11 o la reivindicación 12, en el que el dispositivo de detección basado en LIDAR está dispuesto sobre o dentro de uno o más de una góndola de la turbina eólica, un buje de la turbina eólica y un cubo perfilado del rotor, en la parte inferior de la torre, o combinaciones de los mismos.
  14. 14. El sistema de turbina eólica (10) de cualquiera de las reivindicaciones 11 a 13, en el que la tercera unidad de determinación de ruido (44) está configurada además para determinar el ruido de medición neto determinando una raíz cuadrada de una suma de cuadrados del ruido de fondo, el ruido de disponibilidad y atmosférico y el ruido de incoherencia del viento.
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