ES2929780T3 - Método y disposición para calibración continua de una medición de dirección del viento - Google Patents

Método y disposición para calibración continua de una medición de dirección del viento Download PDF

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Abstract

Se describe un método para calibrar una medición de la dirección del viento para una turbina eólica (1), el método comprende: medir muestras plurales de una dirección relativa del viento (±) que representan una diferencia de ángulo entre una dirección real del viento (19) y una orientación de un equipo de medición (14), en particular una dirección ortogonal a un plano de pala de rotor (13), para obtener varias direcciones relativas de viento medidas (±'); derivar un cambio de dirección del viento relativo medido (53, 39) en base a las direcciones de viento relativas medidas (±'); medir varias muestras de un parámetro de rendimiento (43) que indica el rendimiento de la turbina eólica; derivar un cambio de rendimiento (61, 39) en base a las muestras plurales del parámetro de rendimiento; determinar un valor de correlación (65) entre el cambio de dirección del viento relativo medido y el cambio de rendimiento; medir más muestras plurales de la dirección relativa del viento; y corregir las direcciones de viento relativas medidas adicionales basándose en el valor de correlación, para obtener direcciones de viento relativas medidas adicionales corregidas (±"). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Método y disposición para calibración continua de una medición de dirección del viento
Campo de la invención
La presente invención se refiere a un método y a una disposición para calibrar y/o realizar una medición de la dirección del viento para una turbina eólica.
Antecedentes de la técnica
Para obtener una salida de potencia máxima de una turbina eólica, puede ser necesario alinear la turbina eólica de manera que la dirección del viento sea paralela a la góndola, es decir, ortogonal a un plano de rotor en el que rotan las palas del rotor. Convencionalmente, se usa un equipo de medición de la dirección del viento para medir la dirección del viento y, basándose en la dirección del viento medida, se activa el sistema de guiñada de la turbina eólica para alinear adecuadamente la turbina eólica para que esté de cara al viento con precisión. Es muy importante que una turbina eólica esté de cara al viento en todo momento, ya que esto da como resultado una máxima producción de potencia y cargas mínimas. Por lo tanto, la turbina eólica se orienta basándose en las mediciones de la dirección del viento, que normalmente se realizan con equipos instalados en la parte superior de la góndola de la turbina. Si la medición de la dirección del viento es ligeramente errónea, puede dar como resultado una pérdida de producción significativa.
Se ha observado que las mediciones convencionales de la dirección del viento no son fiables y precisas en todas las situaciones. Por lo tanto, la turbina eólica no funciona en todas las situaciones para producir la máxima potencia y experimentar cargas mínimas.
Una solución de la técnica anterior según el documento EP2653721 A1 describe un sistema de medición con dos sensores de presión, uno montado cerca de la línea central del rotor, el otro desplazado radialmente de la misma. De este modo, la presión diferencial se mide aguas arriba del plano del rotor y se usa para determinar el error del ángulo de guiñada y/o la velocidad del viento. La turbina eólica puede orientarse en respuesta a los datos medidos.
Por lo tanto, puede existir la necesidad de un método y una disposición para calibrar y/o realizar una medición de la dirección del viento, en particular, usados en una turbina eólica, en los que la dirección real del viento pueda determinarse de forma fiable y precisa. Además, puede existir la necesidad de una turbina eólica que se aproveche de una medición más precisa de la dirección del viento para alinear adecuadamente la turbina eólica de cara al viento.
Sumario de la invención
La necesidad puede satisfacerse mediante el contenido de las reivindicaciones independientes. Las reivindicaciones dependientes especifican realizaciones particulares de la presente invención.
Según una realización de la presente invención, se proporciona un método para calibrar y/o realizar una medición de la dirección del viento para una turbina eólica, comprendiendo el método: medir una pluralidad de muestras de una dirección relativa del viento que representa un ángulo de diferencia entre una dirección real del viento y una orientación de un equipo de medición, en particular, una dirección ortogonal a un plano de pala de rotor, para obtener una pluralidad de direcciones relativas del viento medidas, derivar un cambio de dirección relativa del viento medida basándose en las direcciones relativas del viento medidas, medir una pluralidad de muestras de un parámetro de rendimiento (estando asociada cada muestra con, en particular, estando relacionada con, el mismo punto de tiempo que una muestra correspondiente de la dirección relativa del viento medida) que indica un rendimiento de la turbina eólica; derivar un cambio de rendimiento basándose en la pluralidad de muestras del parámetro de rendimiento, determinar un valor de correlación entre el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento, medir una pluralidad de muestras adicionales de la dirección relativa del viento; y corregir las direcciones relativas del viento medidas adicionales basándose en el valor de correlación, para obtener direcciones relativas del viento medidas adicionales corregidas.
Puede entenderse en un sentido amplio que el valor de correlación caracteriza cualquiera de una amplia clase de relaciones estadísticas que implican dependencia. En algunas realizaciones, el valor de correlación puede estar relacionado con o derivarse de un coeficiente de correlación particular, midiendo el grado de correlación. Ejemplos de coeficientes de correlación son el coeficiente de correlación de Pearson, los coeficientes de correlación de rango, tales como el coeficiente de correlación de rango de Spearman y el coeficiente de correlación de rango de Kendall.
El método puede realizarse mediante una disposición para calibrar una medición de la dirección del viento que puede estar situada dentro de o asociada con la turbina eólica, tal como en un controlador de turbina eólica. En otras realizaciones, el método puede realizarse fuera de línea, por ejemplo, mediante el procesamiento de datos históricos.
La pluralidad de muestras de la dirección relativa del viento puede representar mediciones en diferentes puntos de tiempo sucesivos. La medición de la pluralidad de muestras de la dirección relativa del viento, así como la medición de la pluralidad de muestras del parámetro de rendimiento, puede realizarse de forma continua sin interrumpir el funcionamiento normal de la turbina eólica.
La medición de la dirección relativa del viento puede realizarse usando un dispositivo de medición de la velocidad/dirección del viento, por ejemplo, instalado en la góndola de la turbina eólica que soporta un rotor en el que están conectadas una pluralidad de palas de rotor. El equipo de medición puede orientarse, por ejemplo, para que sea sustancialmente paralelo a la góndola, es decir, ortogonal al plano del rotor. Idealmente, el equipo de medición debe indicar un ángulo de 0° entre la dirección real del viento y la orientación del equipo de medición, cuando la dirección real del viento es ortogonal al plano del rotor. Sin embargo, debido a errores de ajuste o perturbaciones de la medición o errores sistemáticos, los valores de medición sin procesar producidos por el equipo de medición pueden ser erróneos y, por lo tanto, es posible que no reflejen la verdadera dirección relativa del viento. Por lo tanto, el método está diseñado para corregir o calibrar los datos de medición sin procesar, con el fin de obtener resultados más precisos y fiables con respecto a la dirección relativa del viento.
La pluralidad de muestras de la dirección relativa del viento puede representar, en otras realizaciones, uno o más componentes de la dirección real del viento en un sistema de coordenadas definido por el eje del rotor y un plano ortogonal al eje del rotor, que es el plano del rotor. En los métodos y sistemas convencionales, la pluralidad de direcciones relativas del viento medidas son erróneas y, por lo tanto, no representan las direcciones relativas del viento reales.
El cambio de dirección relativa del viento medida puede derivarse de varias maneras, por ejemplo, teniendo en cuenta dos o más muestras de la dirección relativa del viento en diferentes momentos. Una manera es usar uno o más filtros que tengan diferentes características. En particular, tanto la dirección relativa del viento como el cambio de dirección del viento pueden derivarse usando filtros con diferentes características. Al derivar el cambio de la dirección relativa del viento medida, el método no se basa en el valor absoluto de la dirección relativa del viento medida, lo que puede hacer que el método sea más fiable y preciso.
El parámetro de rendimiento puede definirse de varias maneras. El parámetro de rendimiento debe reflejar el rendimiento de la turbina eólica, tal como con respecto a la producción de potencia, en particular, la producción de potencia activa. El parámetro de rendimiento puede determinarse, por ejemplo, basándose en varias cantidades medidas, tal como varias cantidades eléctricas medidas de la turbina eólica.
El cambio de rendimiento puede derivarse de varias maneras, por ejemplo, usando uno o más filtros que tienen características diferentes. En particular, tanto el rendimiento como el cambio de rendimiento pueden derivarse usando filtros con diferentes características.
El valor de correlación puede determinarse de varias maneras, lo que implica la determinación de un grado de dependencia mutua del cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento. El valor de correlación puede indicar si el cambio de rendimiento es positivo si el cambio de dirección relativa del viento medida es positivo o negativo o puede indicar si el cambio de rendimiento es negativo si el cambio de dirección relativa del viento medida es positivo o negativo. Determinar el valor de correlación (tal como se definió anteriormente en un sentido amplio y en un sentido más restringido) puede indicar si el aumento o la disminución del cambio de dirección relativa del viento medida daría como resultado un aumento o una disminución del cambio de rendimiento. Así, el valor de correlación puede indicar en qué dirección debe modificarse la dirección relativa del viento medida, para obtener la dirección relativa real del viento. Por lo tanto, el valor de correlación se usa para modificar o corregir las direcciones relativas del viento medidas adicionales para obtener las direcciones relativas del viento medidas adicionales corregidas que deben estar más cerca de las direcciones relativas del viento reales que antes de la corrección.
Según esta realización, se forma así una calibración de la medición de la dirección del viento basándose en la correlación entre los cambios de dirección del viento y los cambios en algún parámetro de rendimiento. Si algunos cambios en la dirección del viento dan como resultado un aumento en el rendimiento, puede suponerse entonces que la dirección correcta del viento está en la dirección opuesta al cambio, y la medición de la dirección del viento se modifica en consecuencia.
Según una realización de la presente invención, el método se realiza de forma continua e iterativa, en particular, durante el funcionamiento normal. Por lo tanto, el método puede aplicarse y realizarse ventajosamente sin interrumpir la producción de energía por parte de la turbina eólica. Además, no es necesario modificar los sistemas de control normales. El método sólo puede conducir a una medición más precisa de la dirección relativa del viento. Por supuesto, la medición más precisa y fiable de la dirección relativa del viento puede suministrarse, por ejemplo, a un sistema de guiñada, influyendo así indirectamente en el control y/o el funcionamiento de la turbina eólica.
Según una realización de la presente invención, el método se realiza independientemente de si la dirección del viento y/o la velocidad del viento y/o la posición de guiñada cambian o no. Por lo tanto, no se requieren condiciones ambientales particulares o una configuración de medición particular para realizar el método. Por lo tanto, el método puede realizarse en condiciones arbitrarias.
Según una realización de la presente invención, el parámetro de rendimiento es o comprende al menos uno de los siguientes: una velocidad efectiva del viento, que representa una medida de la velocidad del viento experimentada por la turbina eólica efectiva para la producción de energía, en particular, que representa un componente de la velocidad del viento en una dirección ortogonal a un plano de pala de rotor, una potencia, en particular, potencia activa, producida por la turbina eólica, en particular, aplicada en intervalos de viento bajos y medios; un ángulo de cabeceo, en particular, aplicado a alta velocidad del viento; un aumento en la velocidad del rotor; o una cantidad que indica la carga. El parámetro de rendimiento también puede ser o comprender otras cantidades.
El rendimiento de la turbina eólica puede estimarse o medirse de muchas maneras diferentes. A velocidades de viento bajas y medias (por ejemplo, a velocidades de viento inferiores a 15 m/s), la potencia producida, en particular, la potencia activa producida, puede usarse como medida de rendimiento, pero también un aumento en la velocidad del rotor puede indicar un mayor rendimiento. En intervalos de alta velocidad del viento, tal como velocidades del viento superiores a 15 m/s, el ángulo de cabeceo puede ser un parámetro de rendimiento razonable, ya que la posición óptima de la góndola daría como resultado una entrada máxima de viento y un mayor ángulo de cabeceo. Son posibles combinaciones de la potencia producida, en particular, la potencia activa producida, el aumento de la velocidad del rotor y/o los ángulos de cabeceo como parámetros de rendimiento adecuados. La velocidad efectiva del viento puede ser generalmente el mejor parámetro de rendimiento adecuado, en el que la velocidad efectiva del viento puede ser igual al componente de la velocidad del viento paralelo a la góndola, es decir, ortogonal al plano del rotor. La velocidad efectiva del viento puede proporcionar una medida consistente y apropiada del rendimiento de la turbina eólica a todas las velocidades del viento, es decir, un intervalo de velocidad del viento bajo, medio y alto. La velocidad efectiva del viento puede estimarse o calcularse, por ejemplo, a partir de un modelo de turbina avanzado, usando la producción de energía real, la velocidad real del rotor y el ángulo de cabeceo real. Esto puede ser posible, ya que todas las combinaciones posibles de velocidad del viento, velocidad del rotor y ángulo de cabeceo pueden dar como resultado una salida de potencia teórica y, por lo tanto, puede estimarse la velocidad efectiva del viento, si se conocen los valores operativos reales. Por lo tanto, la potencia, el ángulo de cabeceo y el aumento de la velocidad del rotor pueden ser valores de medición disponibles convencionalmente. Por lo tanto, el método puede aplicarse sin requerir dispositivos de medición o sensores de medición adicionales.
Según una realización de la presente invención, la velocidad efectiva del viento se estima usando un modelo de turbina, teniendo en cuenta la potencia real producida, la velocidad real del rotor y/o el ángulo de cabeceo real. El modelo de turbina puede ser un modelo físico/matemático que simule el funcionamiento de la turbina eólica y, por lo tanto, que relacione parámetros mecánicos y eléctricos entre sí. Por lo tanto, el método puede implementarse de una manera sencilla.
La velocidad efectiva del viento puede calcularse, por ejemplo, usando una tabla de consulta que tenga columnas del ángulo de cabeceo, la velocidad de rotación y la potencia, expresando así la velocidad efectiva del viento en función del ángulo de cabeceo, la velocidad de rotación y la potencia. La velocidad efectiva del viento puede calcularse en función de cantidades eléctricas o mecánicas alternativas o adicionales de la turbina eólica.
Según una realización de la presente invención, la derivación del cambio de dirección del viento medida comprende: hacer pasar la pluralidad de muestras medidas de una dirección del viento a través de dos filtros de paso bajo con diferentes constantes de tiempo y formar la diferencia de salidas de los dos filtros de paso bajo. El cambio de dirección del viento puede definirse como la salida del filtro de paso bajo con la constante de tiempo más baja menos la salida del filtro de paso bajo con la constante de tiempo más alta. Por lo tanto, el método puede implementarse usando filtros disponibles convencionalmente o cualquier otro tipo de filtro con el que pueda relacionarse una constante de tiempo. Son posibles otras maneras de derivar los cambios, por ejemplo, implicado el agrupamiento de las mediciones obtenidas.
Según una realización de la presente invención, la derivación del cambio de rendimiento comprende: hacer pasar la pluralidad de muestras medidas del parámetro de rendimiento a través de un filtro de paso bajo rápido y un filtro de paso bajo lento y formar la diferencia de salidas de los filtros de paso bajo rápido y lento. En particular, puede aplicarse un procedimiento similar o incluso el mismo que el utilizado para procesar los datos de la dirección del viento.
Según una realización de la presente invención, la determinación del valor de correlación entre el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento comprende multiplicar el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento. Por lo tanto, el método puede implementarse fácilmente. En otras realizaciones, estas señales pueden combinarse de cualquier manera que produzca un valor relacionado con la correlación.
Según una realización de la presente invención, la corrección de la dirección relativa del viento medida basándose en el valor de correlación comprende modificar la dirección relativa del viento medida basándose en el valor de correlación, de manera que disminuya una correlación entre la futura dirección relativa del viento medida modificada y el parámetro de rendimiento futuro. Idealmente, una correlación entre el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento debe ser cero, cuando la dirección relativa del viento medida es igual a la dirección relativa del viento real y la turbina eólica se orienta basándose en la dirección relativa del viento medida para estar de cara al viento. Por lo tanto, cuando la dirección relativa del viento medida corregida no se correlaciona con el parámetro de rendimiento, puede esperarse que la dirección relativa del viento medida corregida refleje la dirección relativa real del viento con mayor precisión que antes de la corrección.
Según una realización de la presente invención, la corrección de la dirección relativa del viento medida basándose en el valor de correlación comprende restar un valor proporcional al valor de correlación de la dirección del viento medida.
El valor de correlación puede ser positivo o negativo. Por ejemplo, el valor de correlación es positivo, si el cambio de dirección relativa del viento medida es positivo y también el cambio de rendimiento es positivo. El valor de correlación también es positivo, si el cambio de dirección relativa del viento medida es negativo y el cambio de rendimiento es negativo. El valor de correlación es negativo si el cambio de dirección relativa del viento medida tiene un signo que es diferente del signo del cambio de rendimiento. Restar el valor proporcional al valor de correlación (en el que el factor de proporcionalidad es positivo) puede dar lugar a direcciones relativas de viento medidas corregidas que corresponden con mayor precisión o son iguales a las direcciones relativas de viento reales.
Según una realización de la presente invención, el factor de proporcionalidad se selecciona para evitar excesos. En particular, el factor de proporcionalidad es mayor que cero, pero no debe seleccionarse demasiado alto, ya que, en este caso, la dirección relativa del viento corregida puede ser incluso menos precisa que la dirección relativa del viento determinada previamente. El factor de proporcionalidad puede ajustarse durante la ejecución del método. Por ejemplo, el factor de proporcionalidad puede reducirse cuando se detecta un exceso (tal como por ejemplo, cuando el signo del valor de correlación adicional cambia en comparación con el valor de correlación anterior) o el factor de proporcionalidad puede controlarse mediante un controlador PID o un procedimiento de controlador similar.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además almacenar el valor de correlación determinado en dependencia/asociación de al menos un parámetro operativo y/o ambiental o general (independientemente de operativo o ambiental), en particular, una velocidad del viento. El parámetro operativo puede comprender, por ejemplo, potencia de salida, velocidad de rotación, ángulo de cabeceo, estado de funcionamiento. El parámetro ambiental puede comprender, por ejemplo, la velocidad del viento, la dirección del viento, la temperatura ambiente, la humedad o similares. El almacenamiento del valor de correlación determinado en dependencia/asociación de al menos un parámetro operativo y/o ambiental puede permitir corregir la dirección relativa del viento medida también en dependencia de al menos un parámetro operativo y/o ambiental, mejorando así la precisión del método.
Según una realización de la presente invención, el método comprende además determinar la velocidad del viento y restar un valor proporcional al valor de correlación asociado a la velocidad del viento determinada para obtener la dirección relativa del viento medida corregida. Cuando se determina la velocidad del viento y se ha almacenado el valor de correlación asociado a diferentes velocidades del viento (experimentadas previamente), puede realizarse una corrección específica de la velocidad del viento de la dirección relativa del viento medida. De ese modo, puede incluso mejorarse la precisión de las direcciones relativas del viento medidas corregidas.
Según una realización de la presente invención, se proporciona una disposición para calibrar una medición de dirección del viento para una turbina eólica, en la que la disposición está adaptada para recibir una pluralidad de muestras de medición de una dirección relativa del viento que representa un ángulo de diferencia entre una dirección real del viento y una orientación de un equipo de medición, en particular, una dirección ortogonal a un plano de pala de rotor, para obtener una pluralidad de direcciones relativas del viento medidas; para derivar un cambio de dirección relativa del viento medida basándose en las direcciones relativas del viento medidas; para recibir una pluralidad de muestras medidas de un parámetro de rendimiento que indica el rendimiento de la turbina eólica; para derivar un cambio de rendimiento basándose en la pluralidad de muestras del parámetro de rendimiento; para determinar un valor de correlación entre el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento; para recibir una pluralidad de muestras medidas adicionales de la dirección relativa del viento; y para corregir las direcciones relativas del viento medidas adicionales basándose en el valor de correlación, para obtener direcciones relativas del viento medidas adicionales corregidas.
Debe entenderse que las características, individualmente o en cualquier combinación, divulgadas, descritas, explicadas o proporcionadas para un método para calibrar/realizar una medición de la dirección del viento para una turbina eólica también son aplicables, individualmente o en cualquier combinación, a una disposición para calibrar/realizar una medición de la dirección del viento para una turbina eólica según una realización de la presente invención, y viceversa.
La disposición puede adaptarse, en particular, para realizar un método para calibrar y/o realizar una medición de la dirección del viento para una turbina eólica según una realización de la presente invención.
Según una realización de la presente invención, se proporciona una turbina eólica que comprende un rotor que tiene palas de rotor conectadas al mismo y que rotan en un plano de pala de rotor, una disposición para calibrar una medición de la dirección del viento para la turbina eólica según la reivindicación anterior, y un sistema de guiñada para dirigir el plano de pala de rotor que funciona basándose en las direcciones relativas del viento medidas calibradas por la disposición para calibrar la medición de la dirección del viento.
La turbina eólica, en particular, comprende además al menos uno de: un anemómetro de tres cazoletas, un anemómetro de paletas, un anemómetro ultrasónico, un anemómetro de resonancia acústica y/o un anemómetro de presión, para medir la pluralidad de muestras de la dirección relativa del viento.
Debe señalarse las realizaciones de la invención que se han descrito con referencia a diferentes contenidos. En particular, algunas realizaciones se han descrito con referencia a reivindicaciones de tipo de método, mientras que otras realizaciones se han descrito con referencia a reivindicaciones de tipo de aparato. Sin embargo, un experto en la técnica deducirá a partir de la descripción anterior y siguiente que, a menos que se indique lo contrario, además de cualquier combinación de características pertenecientes a un tipo de contenido, también se considera que se divulga con este documento cualquier combinación entre características relacionadas con diferentes contenidos, en particular, entre las características de las reivindicaciones de tipo de método y las características de las reivindicaciones de tipo de aparato.
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 en el presente documento y se explican con referencia a los ejemplos de realización. La invención se describirá con más detalle a continuación en el presente documento con referencia a ejemplos de realización, pero a los que no se limita la invención.
Breve descripción de los dibujos
Ahora se describen realizaciones de la presente invención con referencia a los dibujos adjuntos. La invención no se limita a las realizaciones ilustradas o descritas.
La figura 1 ilustra esquemáticamente una turbina eólica según una realización de la presente invención en una vista desde arriba que incluye una disposición para calibrar y/o realizar una medición de la dirección del viento según una realización de la presente invención;
la figura 2 ilustra un gráfico de datos de medición adquiridos durante un método según una realización de la presente invención y un gráfico de un cambio de valor de parámetro obtenido según una realización de la presente invención;
la figura 3 ilustra una vista esquemática del vector de viento efectivo que se usa como parámetro de rendimiento según una realización de la presente invención;
la figura 4 ilustra un diagrama de flujo de un método para calibrar/realizar una medición de la dirección del viento según una realización de la presente invención;
la figura 5 ilustra un gráfico de valores de medición o valores derivados que relacionan el cambio de dirección del viento y el cambio de velocidad efectiva del viento entre sí; y
la figura 6 ilustra un gráfico del valor medio de correlación de la dirección del viento en relación con la velocidad del viento según una realización de la presente invención.
Descripción detallada
La figura 1 ilustra, en una vista desde arriba, una representación esquemática de una turbina 1 eólica según una realización de la presente invención que incluye una disposición 3 para calibrar y/o realizar una medición de la dirección del viento según una realización de la presente invención. Por lo tanto, la disposición 3 está adaptada para realizar un método para calibrar y/o realizar una medición de la dirección del viento para la turbina 1 eólica según una realización de la presente invención.
La turbina 1 eólica incluye un rotor 3 que incluye un árbol 5 de rotor, un buje 7 de rotor y varias palas 9 de rotor conectadas al buje 7 de rotor. Las palas 9 de rotor rotan en un plano 11 de pala de rotor que es ortogonal al eje 13 de rotación del árbol 5 de rotor. Para medir una pluralidad de muestras de la dirección relativa del viento, la turbina 1 eólica comprende un anemómetro 15 que está instalado en o sobre la góndola 17. La góndola 17 soporta el árbol 5 de rotor e incluye además un generador eléctrico no ilustrado acoplado mecánicamente al árbol 5 de rotor y comprende además un convertidor y un transformador de turbina eólica, no ilustrados. La dirección de la góndola está definida por la dirección del eje 13 del rotor.
La dirección real del viento se indica con el signo de referencia 19 e incluye, en proyección sobre la superficie de la tierra en la ubicación de la turbina 1 eólica, un ángulo a de diferencia con la dirección 13 de la góndola, es decir, la dirección del eje 13 de rotación. El ángulo a define la dirección relativa del viento, es decir, la dirección del viento 19 con respecto a la dirección 13 de la góndola.
El anemómetro 15 se proporciona para medir la dirección a relativa del viento. Sin embargo, debido a errores de ajuste, errores de medición o errores sistemáticos del anemómetro 15, el anemómetro mide un ángulo a ' erróneo en lugar de la dirección a relativa real del viento. La disposición 3 se proporciona para calibrar/corregir la dirección a ' relativa del viento medida errónea (y, por lo tanto, para realizar una medición de la dirección del viento) con el fin de derivar una dirección a ” del viento relativa medida corregida que debe reflejar con mayor precisión la dirección a relativa real del viento. La dirección a ” del viento relativa medida corregida se proporciona a un controlador 21 de guiñada que está adaptado para controlar un sistema 23 de guiñada que permite rotar el plano 11 de rotor, en particular, que incluye la góndola 17, alrededor de un eje 25 de rotación vertical, tal como se ilustra mediante la flecha 27 curvada, para dirigir el plano 11 de rotor de cara al viento 19, es decir, de manera que el eje 13 del rotor se alinee con la dirección 19 del viento. En esta situación, el ángulo a de diferencia es 0.
Según una realización de la presente invención, el anemómetro 15 mide una pluralidad de muestras de una dirección relativa del viento que representa un ángulo a de diferencia entre una dirección 19 real del viento y una orientación 14 de un equipo de medición, en particular, una dirección 13 ortogonal a un plano 11 de pala de rotor, para obtener una pluralidad de direcciones a ' relativas del viento medidas. Basándose en las direcciones a ' relativas del viento medidas, la disposición 3 deriva un cambio de dirección relativa del viento medida, tal como se explicará con referencia a la figura 2.
En el gráfico 28 de la figura 2, se indican la pluralidad de muestras 29 de las direcciones relativas del viento medidas, en el que la abscisa 31 representa el tiempo y la ordenada 33 representa el valor del ángulo medido. Según una realización de la presente invención, el cambio en la dirección del viento puede expresarse de muchas maneras diferentes. Una posibilidad se ilustra en el gráfico 30 de la figura 2. En esta realización, los datos 29 sin procesar se filtran con un filtro de paso bajo con una constante de tiempo alta para obtener la curva 35 y, además, se filtran con un filtro de paso bajo con una constante de tiempo baja para obtener la curva 37 (véase el gráfico 28 en la figura 2). El gráfico 30 en la figura 2 ilustra la diferencia entre los datos 29 sin procesar procesados con filtro de paso bajo de constante de tiempo alta y los datos 29 sin procesar procesados con filtro de paso bajo de constante de tiempo baja como una curva 39. Esta curva 39 representa una expresión del cambio de dirección relativa del viento medida. En otras realizaciones, el cambio de las direcciones relativas del viento medidas se calcula de una manera diferente.
El método realizado por la disposición 3 comprende además medir una pluralidad de muestras de un parámetro de rendimiento que indica un rendimiento de la turbina 1 eólica. El parámetro de rendimiento puede ser, por ejemplo, la velocidad efectiva del viento que se explicará con referencia a la figura 3. El vector 41 de viento efectivo puede considerarse como el componente de la dirección 19 real del viento paralela a la dirección 13 de la góndola (correspondiente al eje del rotor del árbol 5 de rotor). El vector 41 de viento efectivo puede calcularse usando un modelo de turbina y teniendo en cuenta la producción de potencia real, la velocidad real del rotor y el ángulo de cabeceo real. La pluralidad de muestras del parámetro de rendimiento puede procesarse entonces de manera similar como las direcciones relativas del viento medidas, tal como se explica con referencia a la figura 2, para derivar un cambio de rendimiento basándose en la pluralidad de muestras del parámetro de rendimiento.
La pluralidad de muestras del parámetro de rendimiento se indica como una señal 43 que también se suministra a la disposición 3 (ilustrada en la figura 1) que recibe la pluralidad de muestras medidas de la dirección a ' relativa del viento. En la figura 1, se estima el parámetro 43 de rendimiento y se emite mediante un estimador 42 de rendimiento.
La disposición 3 está adaptada para determinar un valor de correlación entre el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento. Cuando se miden una pluralidad de muestras adicionales de la dirección relativa del viento, la disposición 3 emite las direcciones a ” relativas del viento medidas adicionales corregidas que se corrigen basándose en el valor de correlación determinado.
Un ejemplo de un algoritmo según una realización de la presente invención que se realiza mediante la disposición 3 se ilustra en la figura 4 como un diagrama 45 de flujo. El anemómetro 15 de góndola emite la dirección a ' relativa del viento medida. La dirección a ' relativa del viento medida se suministra a un filtro 47 de paso bajo de constante de tiempo baja y a un filtro 49 de paso bajo de constante de tiempo alta. Las salidas del filtro 47 de paso bajo de constante de tiempo baja y del filtro 49 de paso bajo de constante de tiempo alta se restan en un elemento 51 de sustracción para obtener el cambio 53 de dirección relativa del viento medida.
El estimador 42 de rendimiento emite como parámetro de rendimiento, por ejemplo, la velocidad 43 efectiva del viento y suministra la velocidad efectiva del viento a un filtro 55 de paso bajo de constante de tiempo baja y, en paralelo, a un filtro 57 de paso bajo de constante de tiempo alta. Las salidas del filtro 55 de paso bajo de constante de tiempo baja y del filtro 57 de paso bajo de constante de tiempo alta se suministran a un elemento 59 de sustracción que emite el cambio de rendimiento, en particular, el cambio 61 de la velocidad efectiva del viento.
Usando un elemento 63 de multiplicación, el cambio 53 de dirección relativa del viento medida y el cambio 61 de rendimiento se multiplican, dando como resultado un valor 65 de correlación (en esta solicitud también se denomina ganancia de modificación de la dirección del viento). El valor 65 de correlación, en particular, la ganancia de modificación de la dirección del viento se utiliza internamente dentro de la disposición 3 para corregir las direcciones relativas del viento medidas y emitir una dirección a ” relativa del viento medida corregida. Si se multiplican el cambio de dirección del viento y el cambio de velocidad efectiva del viento, se obtiene un valor que se escala con la correlación entre el cambio de dirección del viento y el cambio de velocidad efectiva del viento. Un valor de corrección (o una versión a escala del mismo) derivado de este valor puede restarse (o sumarse) en particular del desplazamiento de la dirección del viento que, con el tiempo, se convertirá en una configuración en la que no haya correlación entre los cambios de dirección del viento y los cambios de velocidad efectiva del viento, es decir, la góndola está de cara al viento.
Para una mejora adicional, la ganancia de desplazamiento de la dirección del viento puede agruparse según algún parámetro de clasificación, por ejemplo, la velocidad del viento. Durante esto, puede obtenerse una calibración de la dirección del viento que tiene en cuenta la velocidad del viento u otro parámetro.
La figura 5 ilustra una relación entre el cambio de dirección del viento y el cambio efectivo de la velocidad del viento usando datos de funcionamiento de una turbina eólica. En la figura 5, el cambio efectivo de la velocidad del viento se representa frente al cambio de dirección del viento. La regresión 64 lineal sobre los datos 66 revela una tendencia en la que los cambios positivos en la dirección del viento producen una mayor velocidad efectiva del viento.
La figura 6 muestra la ganancia media de modificación del viento (también denominada valor de correlación en el contexto de la presente invención, marcada con el signo de referencia 65) en función de la velocidad del viento indicada en la abscisa 67. La dependencia se ilustra en una curva 69 que conecta los puntos 71 de medición. Tal como puede apreciarse en la figura 6, el valor de correlación entre el cambio 53 de dirección relativa del viento medida y el cambio 61 de rendimiento depende de la velocidad del viento.
Según una realización de la presente invención, la salida de la dirección a ' relativa del viento medida por el anemómetro 15 puede corregirse basándose en valores de correlación que dependen de la velocidad 67 del viento. En otras realizaciones, puede obtenerse un valor de correlación medio promediado sobre todas las velocidades del viento razonables y las direcciones relativas del viento medidas pueden corregirse basándose en un único valor de correlación promediado. Según realizaciones de la presente invención, el cambio en la dirección del viento y el cambio de algún parámetro de rendimiento se expresan de manera continua. Además, se estima de manera continua la correlación, o cualquier otro valor relacionado con la correlación, entre cambios en la dirección del viento y cambios en el parámetro de rendimiento. Además, de manera continua, se resta una pequeña ganancia directamente proporcional a la correlación estimada de la dirección del viento medida por el anemómetro. Además, la medición de la dirección del viento se modifica con la modificación de la dirección del viento derivada del valor de correlación. Las realizaciones de la presente invención pueden aumentar significativamente la producción de potencia de la turbina y/o pueden disminuir las cargas de la turbina.
El cambio en la dirección del viento y el cambio en el parámetro de rendimiento pueden expresarse de varias maneras. Se sugiere calcular el cambio basándose en la diferencia entre las salidas de los filtros de paso bajo con diferentes constantes de tiempo. Sin embargo, la invención no se limita a la expresión específica de cambio. Es posible alguna otra expresión del cambio de dirección del viento y el cambio en algún parámetro de rendimiento.
Tal como se ha mencionado anteriormente, el parámetro de rendimiento puede comprender o ser muchas cantidades diferentes. Se sugiere usar la velocidad efectiva del viento, pero también pueden usarse otras cantidades como la potencia producida, la velocidad del rotor, el ángulo de cabeceo o alguna expresión de cantidad de las cargas de la turbina. De hecho, puede usarse potencialmente cualquier parámetro relacionado con la posición de guiñada de la góndola (en relación con la dirección del viento).
Se sugiere obtener la ganancia de modificación de la dirección del viento multiplicando el cambio de dirección del viento y el cambio en el parámetro de rendimiento. Esta operación puede dar como resultado una estimación a escala de la correlación entre el cambio de dirección del viento y el cambio en el parámetro de rendimiento.
Sin embargo, la ganancia de modificación de la dirección del viento puede formarse potencialmente por cualquier cantidad relacionada con la correlación entre el cambio de dirección del viento y el cambio en el parámetro de rendimiento.
Tal como también se mencionó anteriormente, la modificación de la dirección del viento puede ser un solo número aplicado en todas las condiciones (de viento) en todo momento, pero en otras realizaciones también puede ser cualquier tipo de expresión de función de transferencia sobre cómo debe modificarse la dirección del viento dependiendo de uno o más parámetros, por ejemplo, la velocidad del viento.
Debe indicarse que el término “que comprende” no excluye otros elementos o etapas, y “un” o “una” no excluye una pluralidad. También pueden combinarse elementos descritos en asociación con diferentes realizaciones. También debe tenerse en cuenta que los signos de referencia en las reivindicaciones no deben interpretarse como una limitación del alcance de las reivindicaciones.

Claims (15)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Método para realizar una medición de dirección del viento para una turbina (1) eólica, comprendiendo el método:
    medir una pluralidad de muestras de una dirección (a ) relativa del viento que representa un ángulo de diferencia entre una dirección (19) real del viento y una orientación de un equipo (14) de medición, en particular, una dirección ortogonal a un plano (13) de pala de rotor, para obtener una pluralidad de direcciones (a ') relativas del viento medidas;
    derivar un cambio (53, 39) de dirección relativa del viento medida basándose en las direcciones (a ') relativas del viento medidas;
    medir una pluralidad de muestras de un parámetro (43) de rendimiento que indica un rendimiento de la turbina eólica;
    derivar un cambio (61, 39) de rendimiento basándose en la pluralidad de muestras del parámetro de rendimiento;
    determinar un valor (65) de correlación entre el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento;
    medir una pluralidad de muestras adicionales de la dirección relativa del viento; y
    corregir las direcciones relativas del viento medidas adicionales basándose en el valor de correlación, para obtener direcciones (a ”) relativas del viento medidas adicionales corregidas.
  2. 2. Método según la reivindicación 1, en el que el método se realiza de forma continua e iterativa, en particular, durante el funcionamiento normal.
  3. 3. Método según la reivindicación 1 ó 2, en el que el método se realiza independientemente de si la dirección del viento y/o la velocidad del viento y/o la posición de guiñada cambian o no.
  4. 4. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que el parámetro de rendimiento es o comprende al menos uno de los siguientes:
    una velocidad (43) efectiva del viento, que representa una medida de la velocidad del viento experimentada por la turbina eólica efectiva para la producción de energía, en particular, que representa un componente de la velocidad del viento en una dirección ortogonal a un plano de pala de rotor,
    una potencia, en particular, potencia activa, producida por la turbina eólica, en particular, aplicada en intervalos de viento bajos y medios;
    un ángulo de cabeceo, en particular, aplicado a alta velocidad del viento;
    un aumento en la velocidad del rotor;
    una cantidad que es, o está relacionada con, una carga de al menos un componente de turbina eólica.
  5. 5. Método según la reivindicación anterior, en el que la velocidad (43) efectiva del viento se estima usando un modelo de turbina, teniendo en cuenta la potencia real producida, la velocidad real del rotor y/o el ángulo de cabeceo real.
  6. 6. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la derivación del cambio de dirección del viento medida comprende:
    hacer pasar la pluralidad de muestras medidas de una dirección (a ') del viento a través de un filtro (47) de paso bajo de constante de tiempo baja y un filtro (49) de paso bajo de constante de tiempo alta y formar la diferencia (53) de salidas de los dos filtros de paso bajo.
  7. 7. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la derivación del cambio de rendimiento comprende:
    hacer pasar la pluralidad de muestras medidas del parámetro (43) de rendimiento a través de un filtro (55) de paso bajo de constante de tiempo baja y un filtro (57) de paso bajo de constante de tiempo alta y formar la diferencia (61) de salidas de los dos filtros de paso bajo.
  8. 8. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la determinación del valor (65) de correlación entre el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento comprende: multiplicar el cambio (53) de dirección relativa del viento medida y el cambio (61) de rendimiento.
  9. 9. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la corrección de la dirección relativa del viento medida basándose en el valor de correlación comprende:
    modificar la dirección relativa del viento medida basándose en el valor (65) de correlación, de manera que disminuya una correlación entre la futura dirección relativa del viento medida modificada y el parámetro de rendimiento futuro.
  10. 10. Método según una de las reivindicaciones anteriores, en el que la corrección de la dirección relativa del viento medida basándose en el valor de correlación comprende:
    restar un valor proporcional al valor (65) de correlación de la dirección (a ') relativa del viento medida.
  11. 11. Método según la reivindicación anterior, en el que se selecciona un factor de proporcionalidad para evitar excesos.
  12. 12. Método según una de las reivindicaciones anteriores, que comprende además:
    almacenar el valor (65) de correlación determinado, en particular, en dependencia/asociación de al menos un parámetro operativo y/o ambiental, adicionalmente en particular una velocidad (67) del viento.
  13. 13. Método según la reivindicación anterior, que comprende además:
    determinar al menos un parámetro operativo y/o ambiental, en particular, la velocidad (67) del viento; y restar un valor proporcional al valor (65) de correlación asociado a al menos un parámetro operativo y/o ambiental, en particular, la velocidad del viento, para obtener la dirección (a ”) relativa del viento medida corregida.
  14. 14. Disposición (3) para realizar una medición de dirección del viento para una turbina eólica, en la que la disposición está adaptada
    para recibir una pluralidad de muestras de medición de una dirección (a ) relativa del viento que representa un ángulo de diferencia entre una dirección (19) real del viento y una orientación de un equipo (14) de medición, en particular, una dirección (13) ortogonal a un plano de pala de rotor, para obtener una pluralidad de direcciones (a ') relativas del viento medidas;
    para derivar un cambio (53) de dirección relativa del viento medida basándose en las direcciones (a ') relativas del viento medidas;
    para recibir una pluralidad de muestras medidas de un parámetro (43) de rendimiento que indica el rendimiento de la turbina eólica;
    para derivar un cambio (61) de rendimiento basándose en la pluralidad de muestras del parámetro de rendimiento;
    para determinar un valor (65) de correlación entre el cambio de dirección relativa del viento medida y el cambio de rendimiento;
    para recibir una pluralidad de muestras medidas adicionales de la dirección relativa del viento; y para corregir las direcciones relativas del viento medidas adicionales basándose en el valor (65) de correlación, para obtener direcciones (a”) relativas del viento medidas adicionales corregidas.
  15. 15. Turbina (1) eólica, que comprende:
    un rotor (3) que tiene palas (9) de rotor conectadas al mismo y que rotan en un plano (11) de pala de rotor; una disposición (3) para realizar una medición de dirección del viento para la turbina eólica según la reivindicación anterior; y
    un sistema (23) de guiñada para dirigir el plano de pala de rotor basándose en las direcciones relativas del viento medidas obtenidas por la disposición para realizar la medición de dirección del viento; en particular, que comprende además al menos uno de:
    un anemómetro de tres cazoletas,
    un anemómetro de paletas,
    un anemómetro sónico,
    un anemómetro de resonancia acústica, y/o
    un anemómetro de presión,
    para medir la pluralidad de muestras de la dirección (a ) relativa del viento, obteniendo así la pluralidad de direcciones (a ') relativas del viento medidas.
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