ES2927577T3 - Estimación de flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica - Google Patents

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Abstract

Se describe un método para estimar el flujo de entrada de flujo libre en una turbina eólica aguas abajo (101b, B02) de un parque eólico (100, 200), el método comprende: seleccionar, de una pluralidad de turbinas eólicas candidatas (101a, 101c, 101d) previamente definida específicamente para la turbina eólica aguas abajo, una turbina eólica aguas arriba (101a) basada en una dirección del viento determinada actualmente; usando el equipo de determinación (111a) de la turbina eólica aguas arriba seleccionada (101a) para determinar el flujo de entrada libre (105). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Estimación de flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica
Campo de invención
La presente invención se refiere a un método y a una disposición para estimar un flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica aguas abajo de un parque eólico, se refiere a un método para controlar una turbina eólica aguas abajo y/o una turbina eólica aguas arriba y, además, se refiere a un parque eólico que comprende la disposición para estimar el flujo de entrada de corriente libre.
Antecedentes de la técnica
El documento EP 1534951 B1 divulga un conjunto de colectores de flujo de energía, tal como un parque eólico y un método de funcionamiento. Debido a que una turbina eólica extrae energía cinética del viento, la velocidad del viento habrá disminuido detrás de la turbina eólica. Este efecto a menudo se denomina efecto de sombra o efecto de la estela y la pérdida que se produce se denomina pérdida de sombra o pérdida de la estela. El problema de los efectos de sombra da lugar a fallos sustanciales en la producción. Mediante un ajuste correcto de los flujos, aumentará la velocidad del fluido en la ubicación de los dispositivos de extracción de energía en el conjunto. Además, el flujo ajustado también puede funcionar para alejar la estela de los dispositivos de extracción de energía, lo que puede conducir a un aumento adicional en la producción. Cuando las turbinas eólicas están en un ángulo respecto al viento, como resultado, el viento se desvía de su dirección original. La estela también se puede guiar hacia arriba o hacia abajo para afectar en menor medida a las turbinas eólicas aguas abajo.
El documento US 2013/166082 A1 divulga un método para optimizar una o más métricas a nivel de parque en un parque eólico, que se presenta. El método incluye identificar un objetivo de optimización y una o más variables de decisión para optimización.
El documento EP 2940296 A1 divulga métodos y sistemas para optimizar el funcionamiento de un parque eólico. El método incluye recibir nuevos valores correspondientes a al menos algunos parámetros de la estela para turbinas eólicas en el parque eólico; identificar nuevos conjuntos de turbinas eólicas que interactúan de las turbinas eólicas basadas en los nuevos valores; y desarrollar un modelo de la estela predictivo a nivel de parque para los nuevos conjuntos de turbinas eólicas que interactúan en base a los nuevos valores y modelos de la estela históricos determinados usando valores históricos de los parámetros de la estela correspondientes a conjuntos de referencia de turbinas eólicas que interactúan en el parque eólico.
El documento US 2017/335827 A1 divulga un sistema y un método para determinar pérdidas de la estela de un parque eólico. El método incluye operar el parque eólico en un primer modo operativo; recoger datos a nivel de turbina de al menos una turbina eólica aguas arriba en el parque eólico durante el primer modo operativo; y estimar una salida de energía a nivel de parque de corriente libre para el parque eólico durante el primer modo operativo basado, al menos en parte, en los datos a nivel de turbina recogidos.
El documento CN 102945318 A se refiere a una tecnología de predicción de la velocidad del viento, en particular, a un método de predicción dinámico de la velocidad del viento en un plazo ultracorto basado en turbinas eólicas en cascada. Se divulga el uso de una relación de transferencia de energía entre las turbinas eólicas para realizar una predicción dinámica de la velocidad del viento en un plazo ultracorto y una predicción de una velocidad del viento trasera, en la turbina aguas abajo, mediante una tasa de atenuación correspondiente desde la velocidad del viento frontal a la velocidad del viento trasera.
Para reducir las pérdidas de producción causadas por las estelas de las turbinas eólicas en los parques eólicos, se pueden aplicar ajustes de control optimizados (por ejemplo, cabeceo, velocidad del rotor y/o guiñada) en las turbinas eólicas. Estos ajustes optimizados se pueden basar más comúnmente en modelos que asumen el conocimiento de las condiciones del viento que llega al parque eólico (también conocido como flujo de entrada de corriente libre). Por lo tanto, el flujo de entrada de corriente libre representa la condición del viento (en particular, caracterizada por la dirección del viento, la velocidad del viento y/o la turbulencia del viento) que no es perturbado por ninguna turbina eólica del parque eólico y que impacta en el parque eólico en su periferia y que también se define dentro del área del parque eólico cubierta por las turbinas eólicas que estaría presente si no hubiera ninguna turbina eólica presente. Las condiciones de viento relevantes para determinar los ajustes de control optimizados incluyen la dirección, la velocidad y la intensidad de la turbulencia del viento de corriente libre. Sobre la base de las condiciones de viento relevantes, los ajustes de control optimizados de las turbinas eólicas individuales del parque eólico pueden ajustarse para optimizar la producción de energía mediante el ajuste de las estelas, por ejemplo, implicando el guiado de las regiones de estela lejos de las turbinas eólicas aguas abajo hacia un grado particular mediante la aplicación de compensaciones de guiñada a las turbinas eólicas aguas arriba. Corriente libre significa que las condiciones de viento medidas no se verán afectadas por la estela de las turbinas aguas arriba.
Convencionalmente, ha sido difícil determinar un flujo de entrada de corriente libre en cualquier turbina eólica considerada, con el fin de controlar esta turbina eólica considerada y ocasionalmente también controlar otras turbinas eólicas aguas arriba. Por lo tanto, puede existir la necesidad de un método y una disposición para estimar el flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica aguas abajo de un parque eólico, en el que el método se puede realizar de una manera rápida y fiable.
Sumario de la invención
Esta necesidad puede satisfacerse mediante el objeto según las reivindicaciones independientes. Realizaciones ventajosas de la presente invención se describen mediante las reivindicaciones dependientes.
Según una realización de la presente invención, se proporciona un método para estimar un flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica aguas abajo de un parque eólico, comprendiendo el método: seleccionar, entre una pluralidad de turbinas eólicas candidatas previamente definidas específicamente para la turbina eólica aguas abajo, una turbina eólica aguas arriba basada en una dirección del viento determinada actualmente; y usar el equipo de determinación de (o en o cerca de) la turbina eólica aguas arriba seleccionada para determinar el flujo de entrada de corriente libre.
El flujo de entrada de corriente libre puede comprender una caracterización o definición de la condición del viento que no se ve afectada por ninguna turbina eólica (por ejemplo, que implique la definición de la velocidad del viento, la dirección del viento y/o la turbulencia del viento) en una posición de la turbina eólica aguas abajo. El flujo de entrada de corriente libre puede caracterizar las condiciones del viento en la posición de la turbina eólica aguas abajo que estaría presente si no estuviera presente ninguna otra turbina eólica, en particular, si no hubiera turbinas eólicas aguas arriba. En base al flujo de entrada de corriente libre, la condición real del viento (teniendo en cuenta los cambios en la condición del viento causados por otras turbinas, en particular, aguas arriba), y una condición de viento potencial mejorada con ajustes de control optimizados, pueden derivarse apropiadamente (en particular, computado, calculado) usando un modelo matemático físico, tal como un modelo de la estela.
Un modelo de la estela se describe, por ejemplo, en la publicación "Wind plant power optimization through yaw control using a parametric model for wake effects - a CFD simulation study" de Gebraad et al., Wind Energy, 2014. En este, se propone un procedimiento iterativo para encontrar la turbina delantera en el flujo, con el fin de tomar las medidas de flujo de corriente libre desde esa turbina. Sin embargo, el método propuesto no es resistente a errores de medición y puede requerir mucha comunicación entre las turbinas eólicas, lo que podría ser problemático en grandes parques eólicos con muchas turbinas eólicas.
Según una realización de la presente invención, la turbina eólica aguas abajo puede ser cualquier turbina eólica interna (por ejemplo, no periférica, no dispuesta en un borde del parque eólico) en el parque eólico y el método puede aplicarse sucesivamente a todas las turbinas eólicas internas, con el fin de determinar el flujo de entrada de corriente libre para todas las turbinas eólicas internas. Para la turbina eólica periférica, el flujo de entrada de corriente libre puede derivarse usando directamente el equipo de determinación de la turbina eólica periférica considerada.
Para cada una de las turbinas eólicas internas (es decir, una turbina eólica particular aguas abajo), se pueden haber definido previamente varias turbinas eólicas candidatas especialmente para la turbina eólica aguas abajo considerada. Toda la pluralidad de las turbinas eólicas candidatas pueden ser turbinas eólicas periféricas, es decir, turbinas eólicas que están en el borde exterior del parque eólico, por ejemplo, turbinas eólicas que rodean o circundan todas las demás turbinas eólicas del parque eólico. Dependiendo de la dirección del viento actualmente determinada, se selecciona una turbina eólica de las múltiples turbinas eólicas candidatas y el flujo de entrada de corriente libre se deriva usando el equipo de determinación de (o asociado a o cerca de) la turbina eólica aguas arriba seleccionada. La turbina eólica aguas arriba seleccionada es una de las múltiples turbinas eólicas candidatas que pueden estar esencialmente (a lo largo de la dirección del viento actualmente determinada) frente a la turbina eólica aguas abajo considerada, en particular, en un intervalo de ángulos particular, tal que la turbina eólica aguas abajo esté ubicada dentro de un cono que tenga un ángulo de apertura particular aguas abajo de la turbina eólica aguas arriba seleccionada.
El equipo de determinación puede comprender un sistema de medición del viento, en particular, un anemómetro y/o un equipo de cálculo para estimar características relacionadas con el viento, tal como la velocidad del viento, la dirección del viento y/o la turbulencia del viento, a partir de los parámetros operativos de la turbina eólica. Los parámetros operativos pueden comprender, por ejemplo, la potencia de salida de la turbina eólica, el ángulo de cabeceo de las palas de la turbina eólica y/o la velocidad de rotación de un rotor de la turbina eólica, a partir de los cuales se puede estimar o calcular la velocidad del viento usando una o más curvas de referencia. A partir de la potencia de salida, el ángulo de cabeceo y la velocidad de rotación, puede derivarse la velocidad efectiva del viento, en el que la velocidad efectiva del viento se relaciona entonces con la velocidad del viento del flujo entrante a la turbina eólica. Se considera que la velocidad efectiva del viento para las turbinas eólicas periféricas corresponde esencialmente a la velocidad del viento de entrada de corriente libre en el parque eólico.
La dirección del viento se puede medir, por ejemplo, mediante un sensor sónico y/o mediante un anemómetro. La turbulencia del viento se puede calcular, por ejemplo, en base a una variación de la velocidad del viento determinada. La turbina eólica seleccionada puede configurarse (por ejemplo, con respecto al (los) sensor(es) de medición) para proporcionar una caracterización adicional de las condiciones externas, tal como la densidad del aire, la presión, una temperatura, la humedad, etc. Todos los parámetros determinados de las condiciones externas pueden usarse para controlar la turbina eólica aguas abajo y/o la turbina eólica aguas arriba y todas las demás turbinas eólicas en una fila aguas abajo de la turbina eólica aguas arriba hasta la turbina eólica aguas abajo.
La dirección del viento determinada actualmente se puede obtener de diferentes maneras. Puede, por ejemplo, medirse inicialmente mediante la turbina eólica aguas abajo considerada y luego puede medirse mediante la turbina eólica candidata actualmente seleccionada. Según realizaciones de la presente invención, las mediciones de viento se seleccionan y se corrigen a partir de las diferentes turbinas eólicas en el parque eólico, para generar las mediciones de corriente libre. Estas mediciones pueden luego usarse para programar los ajustes de control óptimos en cada turbina en el parque eólico para mitigar las pérdidas por la estela.
La predefinición de varias turbinas eólicas candidatas específicamente (individualmente) para la turbina eólica aguas abajo considerada puede acelerar la selección de la turbina eólica aguas arriba a partir de la cual se usan las determinaciones de las características del viento con fines de control de la turbina eólica aguas abajo y/u otras turbinas eólicas del parque eólico. El número de la pluralidad de turbinas eólicas candidatas para la turbina eólica aguas abajo puede ser menor que el número de todas las turbinas eólicas en el parque eólico. Por lo tanto, es posible que no sea necesaria una búsqueda extensa y que requiera mucho tiempo de la turbina eólica adecuada aguas arriba.
La asociación de cada turbina eólica aguas abajo en el parque eólico asociada con un conjunto individual de turbinas eólicas candidatas puede almacenarse en un almacenamiento electrónico, por ejemplo, accesible por un servidor o controlador de parque eólico. El servidor o controlador de parque eólico puede conectarse de manera comunicativa a todas las turbinas eólicas del parque eólico y puede suministrar señales de control a controladores de turbinas eólicas individuales de todas las turbinas eólicas. En el servidor o controlador del parque eólico, también se puede ejecutar un algoritmo de modelo de la estela que puede permitir predecir las condiciones del viento en cada turbina eólica en función del flujo de entrada de corriente libre determinado por las respectivas turbinas eólicas aguas arriba que se han seleccionado, como se explicó anteriormente. Basándose en el flujo de entrada de corriente libre, una o más turbinas eólicas del parque eólico pueden, por ejemplo, controlarse con respecto al ángulo de guiñada para, en particular, desviar una región de la estela lejos de las turbinas eólicas aguas abajo y/o concentrar el flujo de viento en las turbinas eólicas aguas abajo para lograr una maximización de la producción de energía. También se pueden ajustar otros ajustes de control, tal como el cabeceo o la velocidad del rotor de la turbina eólica aguas abajo, en función de las condiciones de corriente libre y un modelo de la estela, por ejemplo, para reducir el efecto de sombra de la turbina eólica al inclinar las palas y aumentar la velocidad del viento a su estela y, por lo tanto, aumentar la producción de las turbinas aguas abajo.
Según una realización de la presente invención, la turbina eólica aguas arriba se selecciona de tal manera que, según la dirección del viento determinada actualmente, no está en una región de la estela de ninguna otra turbina eólica, en la que, en particular, la dirección del viento determinada actualmente se determina inicialmente mediante la turbina eólica aguas abajo y, después de seleccionar la turbina eólica candidata, se determina mediante la turbina eólica candidata seleccionada.
El método puede usar el conocimiento del diseño del parque eólico, es decir, el conocimiento del posicionamiento de todas las turbinas eólicas entre sí. Si el parque eólico tiene esencialmente una forma convexa de la distribución de posiciones de la turbina eólica, al menos una (para la que el viento impacta desde fuera del parque eólico) de las turbinas eólicas periféricas (rodeando a todas las demás turbinas eólicas) no estará a la estela de cualquier otra turbina eólica en general. Si el diseño del parque eólico no tiene una forma convexa, las consideraciones geométricas permiten determinar la turbina eólica aguas arriba que no está en la región de la estela de ninguna otra turbina eólica del parque eólico para una dirección de viento determinada actualmente. Si la turbina eólica aguas arriba seleccionada no está en la región de la estela de ninguna otra turbina eólica, la característica del viento determinada por la turbina eólica aguas arriba seleccionada puede ser una estimación fiable de la característica del viento del flujo de entrada de corriente libre real que llega al parque eólico.
Cuando se inicia el método, la dirección del viento actualmente determinada puede ser la que determina la turbina eólica aguas abajo considerada. Después de eso, se seleccionará una de las turbinas eólicas candidatas (asociadas individualmente con la turbina eólica aguas abajo considerada) y la dirección del viento actualmente determinada puede ser la que determina la turbina eólica candidata seleccionada. Por lo tanto, la dirección del viento determinada actualmente puede ser más fiable cuando se determina mediante la turbina eólica candidata seleccionada, ya que ésta no se encuentra en la región de la estela de ninguna otra turbina eólica, por lo que refleja con mayor precisión la verdadera dirección del viento de entrada de corriente libre.
Según una realización de la presente invención, a cada una de las turbinas eólicas candidatas se asocia un intervalo de ángulos de dirección del viento de tal manera que la turbina aguas abajo está dispuesta aguas abajo de la turbina eólica candidata dentro de un cono correspondiente al intervalo de ángulos de dirección del viento, en el que se selecciona una candidata para la cual se cumple al menos un primer criterio, que comprende: la dirección del viento actualmente determinada está dentro del intervalo de ángulos de dirección del viento asociado con la turbina eólica candidata seleccionada.
El intervalo de ángulos de la dirección del viento puede ser, por ejemplo, entre 10° y 45°. Se puede considerar que la parte superior del cono está en la posición de la turbina eólica aguas arriba y el cono puede tener un ángulo de apertura igual al intervalo de ángulos de dirección del viento considerado asociado con la turbina eólica candidata considerada. Si la dirección del viento actualmente determinada está dentro del intervalo de ángulos de la dirección del viento asociado con la turbina eólica candidata seleccionada, la turbina eólica aguas abajo considerada puede, con alta probabilidad, verse afectada por el viento medido en la turbina aguas arriba y/o verse afectada por un efecto de la estela causado por la turbina eólica aguas arriba. Además, la característica del viento determinada en la ubicación de la turbina eólica aguas arriba seleccionada puede reflejar con precisión las condiciones del viento que estarán presentes en la turbina eólica aguas abajo considerada, ya que la turbina eólica aguas abajo se encuentra esencialmente en la dirección del flujo aguas abajo de la turbina eólica aguas arriba seleccionada. De ese modo, se puede mejorar la precisión del flujo de entrada de corriente libre aplicado a la turbina eólica aguas abajo.
Según una realización de la presente invención, esa turbina eólica candidata se selecciona si además se cumple al menos un segundo criterio, que comprende: la turbina eólica candidata seleccionada está más cerca de la turbina eólica aguas abajo que todas las demás turbinas eólicas candidatas que satisfacen el primer criterio.
Si la turbina eólica candidata seleccionada está relativamente cerca de la turbina eólica aguas abajo, se cree que la característica del viento, en particular, el flujo de entrada de corriente libre es muy similar en la posición de la turbina eólica aguas arriba seleccionada similar a la posición de la turbina eólica aguas abajo. Si la turbina eólica candidata seleccionada está demasiado lejos, es posible que las condiciones del viento hayan cambiado considerablemente. La correlación entre la condición del viento en una turbina aguas arriba y una turbina aguas abajo puede mejorarse corrigiendo las condiciones de corriente libre del viento medidas con un tiempo de retraso. Este tiempo de retraso se puede calcular a partir de la velocidad del viento y de la distancia entre la turbina aguas arriba y la turbina aguas abajo.
Según una realización de la presente invención, una unión de todos los intervalos de ángulos de la dirección del viento cubre 360°, en el que al menos dos intervalos de ángulos de la dirección del viento se superponen, en particular, teniendo una superposición de 5° a 20°. Si los intervalos de ángulos de la dirección del viento juntos cubren 360°, entonces para cada dirección del viento actualmente determinada, se puede seleccionar una turbina eólica candidata, de manera que el método sea aplicable para todas las direcciones de viento posibles. En otras realizaciones, dos intervalos de ángulos de la dirección del viento no se superponen entre sí. Si al menos dos intervalos de ángulos de la dirección del viento se superponen o si, en particular, cada dos intervalos de ángulos de la dirección del viento adyacentes se superponen entre sí, se proporciona una histéresis particular que puede reducir una conmutación rápida entre turbinas eólicas aguas arriba seleccionadas.
Al asociar el intervalo de ángulos de la dirección del viento particular a cada una de las turbinas eólicas candidatas, el método puede implementarse de una manera muy efectiva, permitiendo una selección rápida de la turbina eólica aguas arriba adecuada.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además determinar una dirección del viento mediante la turbina eólica candidata seleccionada; comprobar el primer criterio ahora aplicado a la dirección del viento determinada por la turbina eólica seleccionada como la dirección del viento actualmente determinada. La dirección del viento determinada por la turbina eólica candidata seleccionada puede ser diferente de la dirección del viento determinada inicialmente por la turbina eólica aguas abajo considerada. Por lo tanto, puede ser necesaria una comprobación de si todavía se cumple el primer criterio, aplicándose ahora el primer criterio a la dirección del viento determinada por la turbina eólica seleccionada como la dirección del viento determinada actualmente.
Según una realización de la presente invención, el método comprende, además, si el primer criterio no se cumple para la turbina eólica candidata seleccionada: seleccionar otra turbina eólica aguas arriba de la pluralidad de turbinas eólicas candidatas para las cuales el primer criterio y, en particular, también el segundo criterio, se cumplen. En particular, el método puede verificar continuamente si la turbina eólica candidata actualmente seleccionada cumple el primer criterio y, en particular, también el segundo criterio y se selecciona otra turbina eólica aguas arriba si el primer criterio y/o el segundo criterio no se cumplen. En particular, como se ha mencionado anteriormente, el método puede realizarse sucesivamente para todas las turbinas eólicas aguas abajo del parque eólico, esencialmente para todas las turbinas eólicas situadas internamente en el parque eólico.
Según una realización de la presente invención, las turbinas eólicas candidatas son turbinas eólicas periféricas del parque eólico, en el que la turbina eólica candidata seleccionada está ubicada, en particular, en un intervalo de ángulos frente a la turbina eólica aguas abajo a lo largo de la dirección del viento. Las turbinas eólicas periféricas pueden rodear esencialmente a todas las demás turbinas eólicas del parque eólico y pueden estar ubicadas en el borde del parque eólico, proporcionando así las mediciones o estimaciones de flujo de entrada de corriente libre más fiables.
Según una realización de la presente invención, tras un cambio de la dirección del viento (determinada actualmente), se selecciona otra turbina eólica de las turbinas eólicas candidatas, de modo que se satisfaga al menos el primer criterio. Siempre que haya un cambio en la dirección del viento actualmente determinada (o real), se puede seleccionar otra turbina eólica de las turbinas eólicas candidatas para la turbina eólica aguas abajo considerada, de manera que se satisfagan al menos el primer criterio y, además, también el segundo criterio. Por lo tanto, el método puede soportar cambios rápidos en las condiciones del viento, en direcciones particulares del viento.
Según una realización de la presente invención, si la dirección del viento cambiada está dentro de una superposición de dos intervalos de ángulos de la dirección del viento, la turbina eólica candidata previamente seleccionada se mantiene como la turbina eólica candidata seleccionada. De este modo, se puede evitar el cambio rápido entre turbinas eólicas seleccionadas, haciendo que el método sea más robusto y, en particular, evitando oscilaciones. Según una realización de la presente invención, para al menos una de las turbinas eólicas candidatas, se selecciona una turbina eólica primaria de respaldo (por ejemplo, definida anteriormente) en caso de que la turbina eólica candidata seleccionada provisionalmente no proporcione una determinación del flujo de entrada de corriente libre fiable (por ejemplo, debido a la pérdida de la conexión de comunicación, el mal funcionamiento del sensor de viento y/o la baja calidad de la medición detectada, etc.), satisfaciendo la turbina eólica de respaldo primaria, en particular, criterios menos estrictos que las candidatas a seleccionarse, en el que, en particular, a al menos una turbina eólica candidata, el intervalo de ángulos de la dirección del viento y un intervalo de ángulos de la dirección del viento de respaldo están asociados.
Así, para cada una de las turbinas eólicas candidatas se puede definir una turbina eólica de respaldo o de sustitución y, en particular, también para la turbina eólica de respaldo primaria se puede definir previamente una turbina eólica de respaldo secundaria. Por lo tanto, en caso de que la turbina eólica candidata no funcione correctamente para proporcionar el flujo de entrada de corriente libre, se puede cambiar a la turbina eólica de respaldo primaria o a la turbina eólica de respaldo secundaria, o incluso a una turbina eólica de respaldo adicional hasta que se encuentre una turbina eólica de respaldo que pueda proporcionar un flujo de entrada de corriente libre fiable.
Por ejemplo, una o más de las turbinas eólicas candidatas pueden asociarse con dos o más intervalos de ángulos, es decir, un intervalo de ángulos de la dirección del viento y un intervalo de ángulo de la dirección del viento de respaldo o intervalos de ángulos de la dirección de viento secundarios adicionales u otros de respaldo.
Según una realización de la presente invención, se proporciona un método para controlar una turbina eólica aguas abajo y/o una turbina eólica aguas arriba, comprendiendo el método: realizar un método según una de las realizaciones anteriores; y controlar, en particular con respecto a la guiñada, ajustar el cabeceo de las palas y/o la velocidad del rotor de las turbinas eólicas aguas abajo y/o la turbina eólica aguas arriba en función del flujo de entrada de corriente libre.
En particular, la turbina eólica aguas arriba puede controlarse con respecto a la guiñada, para desviar una región de la estela lejos de la turbina eólica aguas abajo. También se puede controlar la turbina eólica aguas abajo con respecto a la guiñada, en particular estableciendo un desplazamiento de guiñada (que es una diferencia entre la dirección prevista del viento y la dirección del eje de rotación del rotor de la turbina eólica aguas abajo). En particular, la turbina eólica aguas abajo considerada puede representar una turbina eólica aguas arriba para otra turbina eólica ubicada aguas abajo. Por lo tanto, la turbina eólica aguas abajo también se puede controlar con respecto a la guiñada para desviar una región de la estela lejos de la turbina eólica ubicada aguas abajo, por ejemplo. Además, la turbina eólica aguas arriba puede controlarse para reducir su empuje, ajustando el cabeceo y/o la velocidad del rotor y, por lo tanto, su impacto en una turbina aguas abajo a través de su estela. El control (por ejemplo, con respecto a la guiñada) puede aplicarse a todas las turbinas eólicas en una fila (o) un cono alrededor de la dirección del viento (en particular, excepto la turbina eólica situada más abajo).
Según una realización de la presente invención, el control de la turbina eólica aguas abajo incluye: predecir, en particular, usando un modelo de estela, una condición de viento en la turbina eólica aguas abajo en base al flujo de corriente libre y a las condiciones de operación de todas las demás turbinas eólicas frente a la turbina eólica aguas abajo; y controlar la turbina eólica aguas abajo en base a la condición de viento prevista en la turbina eólica aguas abajo.
El modelo de estela puede tener en cuenta la(s) turbina(s) eólica(s) aguas arriba y otras turbinas eólicas entre la turbina eólica aguas arriba y la turbina eólica aguas abajo, que pueden contribuir a cambiar las condiciones del viento en la turbina eólica aguas abajo considerada. El modelo de estela puede tener en cuenta el diseño del parque eólico, por ejemplo, la definición del posicionamiento de todas las turbinas eólicas puede tener en cuenta los ángulos de guiñada individuales o las compensaciones de guiñada establecidas en las diferentes turbinas eólicas, y puede tener en cuenta el empuje ejercido por cada turbina eólica sobre el flujo en función de sus ajustes de control (por ejemplo, guiñada, cabeceo y/o velocidad del rotor), y/o puede tener en cuenta el flujo de entrada de corriente libre para cada posición de cada turbina eólica. La turbina eólica situada aguas abajo puede, por ejemplo, controlarse con respecto a su desplazamiento de guiñada, sus ángulos de cabeceo, su velocidad de rotación, con respecto a la potencia de salida, etc.
Debe entenderse que las características descritas individualmente o en cualquier combinación en el contexto de un método para estimar el flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica aguas abajo también pueden aplicarse, individualmente o en cualquier combinación, a una disposición para estimar el flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica aguas abajo según realizaciones de la presente invención, y viceversa.
Según una realización de la presente invención, se proporciona una disposición para estimar el flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica aguas abajo de un parque eólico, comprendiendo la disposición: un módulo de selección adaptado para seleccionar, entre una pluralidad de turbinas eólicas candidatas previamente definidas específicamente para la turbina eólica aguas abajo, una turbina eólica aguas arriba basada en una dirección del viento determinada actualmente; y un equipo de determinación de la turbina eólica aguas arriba seleccionado adaptado para determinar el flujo de entrada de corriente libre.
La disposición puede ser parte de un controlador de parque eólico y/o puede implementarse parcialmente en hardware y/o software, por ejemplo, involucrando un servidor que está dentro de una red de comunicación conectada a todas las turbinas eólicas. Todas las turbinas eólicas pueden comunicar sus condiciones de funcionamiento y/o pueden comunicar señales de medición al controlador del parque eólico o al servidor del parque eólico. El servidor del parque eólico puede tener conocimiento del diseño del parque eólico y puede mantener asociaciones entre cada una de las turbinas eólicas del parque eólico con las turbinas eólicas candidatas correspondientes, incluyendo la asociación de cada turbina eólica candidata con un intervalo de ángulos de la dirección del viento particular (específico para la turbina eólica aguas abajo considerada).
Según una realización de la presente invención, se proporciona un parque eólico que comprende: varias turbinas eólicas; y una disposición según la realización anterior conectada comunicativamente con las turbinas eólicas, en particular, adaptada para realizar un método según una de las realizaciones anteriores para cada turbina eólica no periférica del parque eólico como turbina eólica aguas abajo.
Los aspectos definidos anteriormente y aspectos adicionales de la presente invención son evidentes a partir de los ejemplos de realización que se describirán a continuación y se explican con referencia a los ejemplos de realización. La invención se describirá con más detalle a continuación.
Breve descripción de los dibujos
A continuación, se describen realizaciones de la presente invención con referencia a los dibujos adjuntos. La disposición no se limita a las realizaciones ilustradas o descritas.
La figura 1 ilustra esquemáticamente un parque eólico según una realización de la presente invención;
la figura 2 ilustra esquemáticamente un parque eólico según una realización de la presente invención;
las figuras 3, 4 y 5 ilustran esquemáticamente turbinas eólicas candidatas y turbinas eólicas candidatas de respaldo primarias y secundarias como se define según realizaciones de la presente invención; y
la figura 6 ilustra condiciones de viento de ejemplo alrededor de una turbina eólica.
Descripción detallada
La ilustración en los dibujos es en forma esquemática. Se observa que, en figuras diferentes, elementos similares o idénticos están provistos de los mismos signos de referencia o con signos de referencia, que son diferentes de los signos de referencia correspondientes solo en el primer dígito.
El parque 100 eólico según una realización de la presente invención ilustrada esquemáticamente en la figura 1 comprende varias turbinas 101a, 101b, 101c, 101d, 101e y 101f eólicas, así como una disposición 103 para estimar el flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica aguas abajo según una realización de la presente invención. Cada turbina 101a, 101b, 101c, 101d, 101e y 101f eólica tiene cada una respectivas palas de rotor, por ejemplo, 102a, 102b, que giran en un plano de disco tras el impacto del viento. La disposición 103 está comunicativamente conectada a todas las turbinas eólicas capaces de comunicación (bi)direccional, en particular, recibiendo desde todas las turbinas eólicas señales 105 operativas y de medición y suministrando a las turbinas eólicas señales 107 de control.
Por lo tanto, la disposición 103 está configurada para llevar a cabo un método de estimación del flujo de entrada de corriente libre en una turbina eólica aguas abajo de un parque eólico según una realización de la presente invención. Por lo tanto, la disposición 103 tiene, para cada turbina 101b eólica aguas abajo, una pluralidad de turbinas eólicas candidatas previamente definidas (de las cuales no todas se ilustran en la figura 1) mostradas como 101a, 101c, 101 d.
Sobre la base de una dirección 109 del viento determinada actualmente, a partir de las turbinas eólicas candidatas, se selecciona una turbina 101a eólica aguas arriba para la turbina 101b eólica aguas abajo, con el fin de usar el equipo 111a de determinación de la turbina 101a eólica aguas arriba seleccionada para determinar el flujo de entrada de corriente libre como el que experimentaría la turbina 101b eólica aguas abajo considerada si no hay otra turbina eólica a lo largo de la dirección 109 del viento delante de la turbina 101b eólica aguas abajo considerada. Por lo tanto, las turbinas 101a, 101c y 101d eólicas representan las turbinas eólicas candidatas que se han definido previamente para la turbina 101b eólica aguas abajo considerada. Como se puede apreciar en la figura 1, la turbina 101a eólica candidata seleccionada está, de acuerdo con la dirección 109 del viento determinada actualmente, no en una región de estela de ninguna otra turbina eólica del parque 100 eólico. La dirección 109 del viento actualmente determinada puede haber sido determinada por el equipo 111b de determinación de la turbina 101b eólica aguas abajo considerada. A la turbina 101a eólica seleccionada, así como a todas las demás turbinas 101a, 101c y 101d eólicas candidatas previamente definidas para la turbina 101b eólica aguas abajo considerada, se asocia un intervalo 113a, 113c y 113d de ángulos de dirección del viento correspondiente que puede tener una extensión de, por ejemplo, 10° a 45°. La extensión se indica con Ax. De hecho, la extensión Ax está en la dirección horizontal (en una vista en planta como en las figuras 2 a 5), mostrada en la figura 1 solo por razones ilustrativas como si estuviera en la dirección vertical. La extensión Ax puede ser igual o diferente para diferentes turbinas eólicas, por ejemplo, menor a mayor densidad de turbinas. Cada turbina eólica comprende palas de rotor que giran alrededor de un eje de rotación no ilustrado y que están montadas en un buje del eje de rotación.
Las turbinas 101a, 101c, 101d eólicas candidatas son todas (en particular, un subconjunto de) turbinas eólicas periféricas que forman un límite del parque 100 eólico y rodean sustancialmente a todas las demás turbinas eólicas del parque 100 eólico. La turbina 101b eólica aguas abajo considerada está situada aguas abajo de la turbina 101a eólica candidata seleccionada dentro de un cono 115a, cuya parte superior está situada en el buje de la turbina 101a eólica candidata seleccionada y que está orientada para tener un eje 117 central que sea colineal con el eje central del intervalo 113a de ángulos de la dirección del viento.
Como puede deducirse a partir de la figura 1, la dirección 109 del viento determinada actualmente está dentro del intervalo 113a de ángulos de la dirección del viento de la turbina 101a eólica candidata seleccionada, pero no dentro de los intervalos 113c, 113d de ángulos de la dirección del viento de las otras turbinas 101c, 101d eólicas candidatas. Además, la turbina 101a eólica seleccionada está relativamente cerca de la turbina 101b eólica aguas abajo considerada, de modo que ninguna otra turbina eólica candidata (o periférica) está delante de la turbina 101b eólica aguas abajo considerada y más cerca de la turbina 101b eólica aguas abajo considerada.
Si la dirección 109 del viento determinada actualmente fuera diferente de la dirección que se indica en la figura 1, se puede seleccionar otra de las turbinas eólicas candidatas que no sea la turbina eólica 101a para proporcionar información de entrada de corriente libre con respecto a la turbina 101b eólica aguas abajo.
Las señales 105 operativas y de medición pueden, por lo tanto, incluir información sobre el flujo de entrada de corriente libre determinado por el equipo 111a de determinación de la turbina 101a eólica candidata seleccionada. Basándose en la información de flujo de entrada de corriente libre recibida por la disposición 103, la disposición 103 calcula las señales 107 de control para controlar la turbina 101a eólica aguas arriba y/o la turbina 101b eólica aguas abajo, en particular, con respecto a la orientación de la turbina eólica, lo que implica la rotación de las turbinas eólicas (en particular, las góndolas) alrededor de un eje 119a, 119b vertical, respectivamente, y/o cambiando el ángulo de cabeceo y/o cambiando la potencia de salida y/o cambiando o controlando la velocidad de rotación y similares. Para la selección, la disposición 103 comprende un módulo 104 de selección.
El propósito de la funcionalidad según las realizaciones de la presente invención puede ser garantizar que las mediciones de la condición del viento que se usan en cada turbina para determinar los ajustes de control óptimos para la estela se miden en una turbina en el parque eólico que puede comprender uno o más de los siguientes criterios:
1. No está en la estela de otra turbina eólica en el momento de medición, es decir, es una medición del flujo de corriente libre.
2. Está relativamente cerca de la turbina controlada por desplazamiento de guiñada (es decir, la turbina 101b aguas abajo), en un flujo cruzado y a lo largo de la dirección del flujo, de modo que el flujo de corriente libre medido es representativo de lo que tendría la turbina controlada por guiñada (la turbina 101b eólica) como un flujo de entrada si no fuera impactado por la estela.
Para este propósito, en función de la disposición del parque eólico, para cada turbina eólica controlada por desplazamiento de guiñada del parque eólico, se puede definir un grupo de posibles turbinas eólicas candidatas, desde las que se reciben mediciones de las condiciones del viento de corriente libre. Cada una de las turbinas de este "grupo de referencia" (también denominadas candidatas) puede tener un cierto intervalo de dirección del viento, tal como los intervalos 113a, c, d, ..., (o sector) en el que la dirección y las mediciones de velocidad del viento se pueden usar como una medida de flujo de corriente libre válida que puede cumplir con los requisitos anteriores.
La figura 2 ilustra esquemáticamente un ejemplo de la definición del grupo de referencia (también denominados candidatos) y sus sectores (intervalos de ángulos de la dirección del viento). En la figura 2, el grupo de referencia de turbinas eólicas (o turbinas eólicas candidatas) comprende las turbinas A03, A02, A01, B01, C01, F02, F07 y B07 eólicas, como se indica, que son turbinas eólicas candidatas de la turbina B02 eólica aguas abajo considerada. La turbina B02 eólica aguas abajo considerada del parque 200 eólico ilustrado en la figura 2 usará las mediciones de la dirección, velocidad y turbulencia del viento de corriente libre de una turbina eólica candidata que se selecciona en función de la dirección del viento determinada actualmente. De este modo, los sectores o intervalos de ángulos de la dirección del viento se indican con el signo 113 de referencia. Siempre que la dirección del viento determinada esté dentro del intervalo de ángulos de la dirección del viento de una turbina eólica candidata en particular, se selecciona esa turbina eólica candidata y se usa una medición del viento o una determinación del viento derivada de esta turbina eólica seleccionada para derivar el flujo de entrada de corriente libre para la turbina B02 eólica aguas abajo considerada. Como se ha mencionado, cada una de las turbinas eólicas candidatas tiene un cierto intervalo 113 de dirección del viento (sector), indicado en el cual sus mediciones de velocidad y dirección del viento pueden ser usadas por una turbina B02 controlada por guiñada como mediciones de flujo de corriente libre. Cuando es necesario cambiar la turbina de referencia (es decir, la turbina candidata seleccionada) (por ejemplo, la dirección del viento está fuera del sector de la turbina de referencia), la medición del flujo de corriente libre puede cambiarse para que se tome en una nueva turbina de referencia comprobando qué sector corresponde a la dirección del viento.
Para evitar saltos en las señales de medición de flujo de corriente libre, se puede aplicar una limitación de cambio de velocidad de las señales de medición.
Cada uno de los intervalos 113 de ángulos de la dirección del viento (es decir, cada sector) puede elegirse de modo que se evite la interferencia de la estela. Puede haber un margen (en este caso de al menos 30°) entre el límite de un sector y el ángulo de alineación con otra turbina. La combinación de los sectores puede cubrir el intervalo completo de 360° de las direcciones del viento, como se ilustra con el círculo 121 de la turbina B02.
Al usar una pequeña superposición de los sectores, se puede usar cierta histéresis al cambiar entre turbinas de referencia, en las que la turbina no cambiará la turbina de referencia siempre que esté dentro del sector de esa turbina de referencia. Esto puede evitar cambios rápidos de ida y vuelta entre turbinas de referencia.
Para mayor solidez en la medición del tiempo de inactividad en algunas turbinas, el orden del grupo de referencia podría definirse de tal manera que se usen una o más turbinas de "respaldo" en caso de que una turbina esté inactiva o que por alguna otra razón no proporcione una medición válida. Un ejemplo se ilustra en las siguientes figuras 3, 4 y 5, mostrando cada una un respectivo parque 300, 400 y 500 eólico, respectivamente.
La figura 3 ilustra la situación de la figura 2 mostrando las turbinas A03, A02, A01, B01, F02, F07 y B07 eólicas candidatas de la turbina B02 eólica aguas abajo considerada. En la figura 4 se ilustra que la turbina A02 eólica puede servir como turbina eólica de respaldo para la turbina A03 eólica en caso de que la turbina A03 eólica no pueda proporcionar una determinación fiable del viento. En este caso de respaldo, la turbina A02 eólica también proporciona los datos de determinación del viento si la dirección del viento actualmente determinada está dentro del intervalo 114 de ángulos de la dirección del viento de respaldo que se había asociado previamente como el intervalo 113 de ángulos de la dirección del viento para la turbina A03 eólica. Así, la turbina vecina de la turbina previamente seleccionada podría usarse como turbina de respaldo, usando el mismo sector que la turbina original. Cuando se incluyen turbinas de respaldo y segundas turbinas de respaldo (ilustradas, por ejemplo, en la figura 5) (usadas en caso de que la medición de la turbina de respaldo tampoco esté disponible), el método puede mejorarse aún más en cuanto a robustez. En la figura 5, la turbina A03 eólica puede servir como turbina eólica de respaldo secundaria para la turbina A02 eólica y la turbina A01 eólica puede servir como respaldo secundario de la turbina B01 eólica, ambas con intervalos 116 de dirección de viento secundaria asociados.
La figura 6 ilustra las condiciones del viento alrededor de una turbina eólica que tiene un disco 120 de rotor con palas de rotor. El viento 109 de corriente libre impacta en el disco 120 de rotor generando una región 122 de estela aguas abajo del disco 120 de rotor. El disco ejerce una fuerza 130 sobre el flujo de viento. La velocidad 124 del viento está en el nivel 126 de corriente libre aguas arriba del disco 120 de rotor, disminuye en una región aguas abajo hasta un mínimo y más aguas abajo aumenta hasta casi alcanzar el nivel 126 de la corriente libre. Dentro de un espacio 128 se produce una mezcla entre el aire turbulento y el viento de la corriente libre.
Las realizaciones de la presente invención pueden proporcionar varias ventajas:
- se necesita muy poca comunicación entre las turbinas y el procesamiento de señales para establecer la turbina de referencia
- robustez para medir el tiempo de inactividad
- uniformidad de las señales de medición
Cada una de estas puede contribuir a la uniformidad y a la disponibilidad de las señales de medición. Es posible que se necesiten mediciones uniformes y fiables para un control sólido de mitigación de la estela en el parque eólico. Según realizaciones de la presente invención, se definen sectores de activación predefinidos localmente (es decir, intervalos de ángulos de la dirección del viento) en lugar de aplicar un método iterativo, proporcionando, por ejemplo - robustez para medir el tiempo de inactividad mediante el uso de una turbina de referencia de respaldo
- limitación de la tasa de cambio en la señal y prevención de la conmutación innecesaria entre turbinas de referencia. El sólido control de mitigación de la estela resultante en el parque eólico puede mejorar la producción de energía y/o reducir las cargas mecánicas o eléctricas en las turbinas eólicas.
El alcance de protección se define mediante las reivindicaciones adjuntas.

Claims (15)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Método de estimación de un flujo de entrada de corriente libre en una turbina (101b, B02) eólica aguas abajo de un parque (100, 200) eólico, comprendiendo el método:
    seleccionar, de una pluralidad de turbinas (101a, 101c, 101d) eólicas candidatas previamente definidas específicamente para la turbina eólica aguas abajo, una turbina (101a) eólica aguas arriba en base a una dirección del viento determinada actualmente;
    usar un equipo (111a) de determinación de la turbina (101a) eólica aguas arriba seleccionada para determinar el flujo (105) de entrada de corriente libre, en particular, usando el flujo de entrada de corriente libre en la turbina eólica aguas arriba y corrigiéndolo con un tiempo de retraso calculado a partir de la velocidad del viento, la dirección del viento y la distancia entre la turbina eólica aguas arriba y la turbina eólica aguas abajo.
  2. 2. Método según la reivindicación anterior, en el que la turbina (101a) eólica aguas arriba se selecciona de tal manera que, según la dirección del viento determinada actualmente, no se encuentra en una región de estela de ninguna otra turbina eólica,
    en el que, en particular, la dirección del viento determinada actualmente se determina inicialmente mediante la turbina (101b) eólica aguas abajo y después de seleccionar la turbina eólica candidata se determina mediante la turbina (101a) eólica candidata seleccionada.
  3. 3. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que a cada una de las turbinas (101a, 101c, 101d) eólicas candidatas se le asocia un intervalo (113a, 113c, 113d) de ángulos de la dirección del viento, de manera que la turbina (101b) eólica aguas abajo se dispone aguas abajo de la turbina eólica candidata dentro de un cono (115a) correspondiente al intervalo (113a) de ángulos de la dirección del viento, en el que se selecciona un candidato para el que se cumple al menos un primer criterio, que comprende:
    la dirección (109) del viento actualmente determinada está dentro del intervalo (113a) de ángulos de la dirección del viento asociado con la turbina (101a) eólica candidata seleccionada.
  4. 4. Método según la reivindicación anterior, en el que se selecciona la turbina eólica candidata, si además se cumple al menos un segundo criterio, que comprende:
    la turbina (101a) eólica candidata seleccionada está más cerca de la turbina (101b) eólica aguas abajo que todas las demás turbinas eólicas candidatas que satisfacen el primer criterio.
  5. 5. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que una unión de todos los intervalos (113) de ángulos de la dirección del viento cubre 360°, en el que al menos dos intervalos de ángulos de la dirección del viento se solapan, en particular, teniendo un solapamiento de 5° a 20°.
  6. 6. Método según una de las reivindicaciones anteriores cuando dependen de la reivindicación 3, que comprende, además:
    determinar una dirección del viento mediante la turbina (101a) eólica candidata seleccionada; comprobar el primer criterio ahora aplicado a la dirección del viento determinada mediante la turbina eólica seleccionada como la dirección del viento actualmente determinada.
  7. 7. Método según la reivindicación anterior, que comprende, si el primer criterio no se cumple para la turbina eólica candidata seleccionada:
    seleccionar otra turbina (101c, 101d) eólica aguas arriba de las múltiples turbinas eólicas candidatas para las que se cumple el primer criterio y, en particular, también el segundo criterio.
  8. 8. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que las turbinas (101a, 101c, 101d) eólicas candidatas son turbinas eólicas periféricas del parque eólico,
    en el que la turbina eólica candidata seleccionada está ubicada, en particular, en un intervalo de ángulos frente a la turbina (101b) eólica aguas abajo a lo largo de la dirección del viento (109).
  9. 9. Método según una de las reivindicaciones anteriores cuando depende de la reivindicación 3, en el que al cambiar la dirección del viento (determinada actualmente) se selecciona otra turbina eólica de las turbinas eólicas candidatas, de modo que se cumpla al menos el primer criterio.
  10. 10. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que, si la dirección del viento cambiada está dentro de un solapamiento de dos intervalos de ángulos de la dirección del viento, la turbina eólica candidata previamente seleccionada se mantiene como la turbina eólica candidata seleccionada.
  11. 11. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que para al menos una de las turbinas (A01) eólicas candidatas se selecciona una turbina (A02) eólica de respaldo primaria en caso de que la turbina eólica candidata seleccionada provisionalmente no proporcione una determinación del flujo de entrada de corriente libre fiable, satisfaciendo la turbina eólica de respaldo primaria, en particular, criterios menos estrictos que las candidatas a seleccionar, en el que, en particular, a al menos una turbina eólica candidata está asociado el intervalo de ángulos de la dirección del viento y un intervalo de ángulos de la dirección del viento de respaldo.
  12. 12. Método de control de una turbina eólica aguas abajo y/o una turbina eólica aguas arriba, comprendiendo el método:
    realizar un método según una de las reivindicaciones anteriores; y
    controlar, en particular, con respecto a la guiñada, el cambio de la velocidad del rotor y/o el cabeceo de las palas de la turbina eólica aguas abajo y/o la turbina eólica aguas arriba en función del flujo de entrada de corriente libre.
  13. 13. Método según la reivindicación anterior, en el que el control de la turbina eólica aguas abajo y/o aguas arriba incluye:
    predecir, en particular, usando un modelo de estela, una condición de viento en la turbina eólica aguas abajo en base al flujo de corriente libre y las condiciones de operación de todas las demás turbinas eólicas frente a la turbina eólica aguas abajo; y
    controlar la turbina eólica aguas abajo y/o la turbina eólica aguas arriba en base a la condición de viento predicha en la turbina eólica aguas abajo.
  14. 14. Disposición (103) para estimar un flujo de entrada de corriente libre en una turbina (101b) eólica aguas abajo de un parque (100) eólico, comprendiendo la disposición:
    un módulo (104) de selección adaptado para seleccionar, de una pluralidad de turbinas (101a, 101c, 101d) eólicas candidatas previamente definidas específicamente para la turbina (101b) eólica aguas abajo, una turbina (101a) eólica aguas arriba en base a una dirección (109) del viento actualmente determinada; y un equipo (111a) de determinación de la turbina (101a) eólica aguas arriba seleccionada adaptada para determinar el flujo de entrada de corriente libre,
    en la que la disposición está adaptada para realizar un método según una de las reivindicaciones anteriores.
  15. 15. Parque (100) eólico, que comprende:
    una pluralidad de turbinas (101) eólicas; y
    una disposición (103) según la reivindicación anterior conectada comunicativamente con las turbinas eólicas, adaptada para realizar un método según una de las reivindicaciones anteriores 1 a 13 para cada turbina eólica no periférica del parque eólico como la turbina eólica aguas abajo.
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