ES2942988T3 - Procedimiento para controlar la operación de una turbina eólica - Google Patents

Procedimiento para controlar la operación de una turbina eólica Download PDF

Info

Publication number
ES2942988T3
ES2942988T3 ES19192617T ES19192617T ES2942988T3 ES 2942988 T3 ES2942988 T3 ES 2942988T3 ES 19192617 T ES19192617 T ES 19192617T ES 19192617 T ES19192617 T ES 19192617T ES 2942988 T3 ES2942988 T3 ES 2942988T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
wind turbine
wind
power
data
pitch
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES19192617T
Other languages
English (en)
Inventor
Scott Charles Evans
Sara Simonne Louisa Delport
Samuel Davoust
Nurali Virani
Samuel Bryan Shartzer
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by General Electric Co filed Critical General Electric Co
Application granted granted Critical
Publication of ES2942988T3 publication Critical patent/ES2942988T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/043—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
    • F03D7/046—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic with learning or adaptive control, e.g. self-tuning, fuzzy logic or neural network
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/043—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
    • F03D7/045—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic with model-based controls
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/047—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the controller architecture, e.g. multiple processors or data communications
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/048—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller controlling wind farms
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/10—Purpose of the control system
    • F05B2270/103—Purpose of the control system to affect the output of the engine
    • F05B2270/1033—Power (if explicitly mentioned)
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/32—Wind speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/321—Wind directions
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/325—Air temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/327—Rotor or generator speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/329—Azimuth or yaw angle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/70—Type of control algorithm
    • F05B2270/709—Type of control algorithm with neural networks
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Artificial Intelligence (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Fuzzy Systems (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Air Blowers (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

Un método (600) para controlar el funcionamiento de una turbina eólica (100) incluye recopilar (610) datos de entrenamiento, entrenar (620) un modelo de aprendizaje automático, obtener (640) datos recientes y aplicar (650) el modelo de aprendizaje automático al reciente datos para generar una potencia de referencia o un diferencial de potencia de referencia correspondiente a los datos recientes. Luego, el modelo de aprendizaje automático se aplica a los datos recientes para generar al menos uno de la potencia estimada o el diferencial de potencia estimado correspondiente a los valores de los puntos de ajuste de paso y los puntos de ajuste de relación de velocidad punta que difieren de los datos recientes. El ajuste de una turbina se determina comparando (660) la potencia estimada o el diferencial de potencia estimado con la potencia de referencia o el diferencial de potencia de referencia, (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento para controlar la operación de una turbina eólica
Antecedentes
[0001] El campo de la divulgación se refiere a controlar los sistemas de generación de potencia y, más en particular, a un procedimiento para controlar la salida de potencia de una turbina eólica en base a las condiciones ambientales y condiciones en operación de la máquina actuales.
[0002] Muchos sistemas conocidos incluyen elementos dinámicos interconectados que cambian con el tiempo, y dichos sistemas son conocidos como sistemas dinámicos. Un sistema dinámico conocido incluye flujo de entrada de viento que actúa sobre una turbina eólica. Las turbinas eólicas más conocidas incluyen un rotor que tiene múltiples palas. El rotor a veces se acopla a una carcasa, o góndola, que se posiciona en la parte superior de una base, por ejemplo, una torre tubular. Al menos algunas turbinas eólicas de grado comercial conocidas, es decir, turbinas eólicas diseñadas para proporcionar potencia eléctrica a una red de suministro, incluyen palas de rotor que tienen conformaciones y dimensiones predeterminadas. Las palas del rotor transforman la energía eólica cinética en fuerzas aerodinámicas de pala inducidas que inducen además un par de torsión de rotación mecánico que acciona uno o más generadores que generan potencia eléctrica. Una pluralidad de generadores de turbina eólica en un conjunto geográfico localizado se denomina típicamente parque eólico.
[0003] Las turbinas eólicas se exponen a grandes variaciones en el flujo de entrada de viento, que ejerce cargas variables a la estructura de turbina eólica, en particular el rotor y eje de turbina eólica. En algunos casos, los ajustes de turbina eólica se pueden cambiar dos veces al año, una en verano y otra en invierno. Sin embargo, las características de viento varían mucho durante ambas de estas estaciones y un único ajuste no optimiza la producción de energía anual.
[0004] Es conocido un procedimiento de control de turbina eólica de la técnica anterior, por ejemplo, del documento EP 1873396 A2.
Breve descripción
[0005] En un aspecto, se proporciona un procedimiento para controlar la operación de una turbina eólica. El procedimiento incluye una etapa de recopilación de datos de entrenamiento. Los datos de entrenamiento incluyen consignas (“setpoints”) de pitch, consignas de velocidad específica (“tip speed ratio”) y datos históricos con respecto a una o más condiciones operativas de la turbina eólica incluyendo una salida de potencia o diferencial de potencia de la turbina eólica. Una etapa de entrenamiento entrena un modelo de aprendizaje automático aplicando los datos de entrenamiento al modelo de aprendizaje automático. Una salida del modelo de aprendizaje automático es una potencia estimada o diferencial de potencia estimado de la turbina eólica en base a los datos de entrenamiento. A continuación, el modelo de aprendizaje automático se almacena. Una etapa de obtención obtiene datos recientes con respecto a una o más condiciones operativas de la turbina eólica. Una etapa de aplicación aplica el modelo de aprendizaje automático a los datos recientes para generar una potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia correspondiente a los datos recientes. Una segunda etapa de aplicación aplica el modelo de aprendizaje automático a los datos recientes para generar al menos una potencia estimada o diferencial de potencia estimado correspondiente a los valores de las consignas de pitch y las consignas de velocidad específica que difieren de los datos recientes. Una etapa determinante determina un ajuste de turbina comparando la potencia estimada o diferencial de potencia estimado con la potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia, y aplicando el ajuste de turbina a la turbina eólica si la potencia estimada o diferencial de potencia estimado es mayor que o igual a una cantidad umbral por encima de la potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia. La potencia estimada se compara con la potencia de referencia y/o el diferencial de potencia estimado se compara con el diferencial de potencia de referencia. Las etapas de obtención, aplicación y determinación se repiten en un intervalo de tiempo predeterminado.
[0006] En otro aspecto, se proporciona un procedimiento para controlar la operación de un sistema de generación de potencia. El sistema de generación de potencia puede ser una turbina de gas, turbina de vapor, turbina hidroeléctrica, compresor, generador, turbina eólica o cualquier otro sistema que produce potencia. El procedimiento incluye una etapa de recopilación de datos de entrenamiento. Los datos de entrenamiento incluyen datos históricos con respecto a una o más condiciones operativas del sistema de generación de potencia incluyendo una salida de potencia o un diferencial de potencia del sistema de generación de potencia. Una etapa de entrenamiento entrena un modelo de aprendizaje automático aplicando los datos de entrenamiento al modelo de aprendizaje automático. Una salida del modelo de aprendizaje automático es una potencia estimada o diferencial de potencia estimado del sistema de generación de potencia en base a los datos de entrenamiento. El modelo de aprendizaje automático se almacena. Una etapa de obtención obtiene datos recientes con respecto a una o más condiciones operativas del sistema de generación de potencia. Una etapa de aplicación aplica el modelo de aprendizaje automático a los datos recientes para generar una potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia correspondiente a los datos recientes. Una segunda etapa de aplicación aplica el modelo de aprendizaje automático a los datos recientes para generar al menos una potencia estimada o diferencial de potencia estimado que difiere de los datos recientes. Una etapa determinante determina un ajuste de sistema de generación de potencia comparando la potencia estimada o diferencial de potencia estimado con la potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia, y aplicando el ajuste de sistema de generación de potencia al sistema de generación de potencia si la potencia estimada o diferencial de potencia estimado es mayor que o igual a una cantidad umbral por encima de la potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia. La potencia estimada se compara con la potencia de referencia y/o el diferencial de potencia estimado se compara con el diferencial de potencia de referencia. Las etapas de obtención, aplicación y determinación se repiten en un intervalo de tiempo predeterminado.
Breve descripción de los dibujos
[0007] Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente divulgación se entenderán mejor cuando se lea la siguiente descripción detallada con referencia a los dibujos adjuntos, en los que caracteres similares representan partes similares en todos los dibujos, en los que:
La FIG. 1 es una vista esquemática de una turbina eólica que se regula a través del procedimiento de control de turbina eólica descrito en el presente documento.
La FIG. 2 es un diagrama de bloques de una parte de un sistema de control de turbina eólica.
La FIG. 3 es una vista esquemática en sección transversal de una góndola de la turbina eólica mostrada en la FIG. 1.
La FIG. 4 es un diagrama de bloques de un dispositivo informático de ejemplo.
La FIG. 5 es una vista esquemática de un sistema de control de turbina o parque eólico de ejemplo que se usa para regular una o una pluralidad de turbinas eólicas.
La FIG. 6 es una vista esquemática de un procedimiento para controlar la operación de una turbina eólica, de acuerdo con un aspecto de la presente divulgación.
[0008] A menos que se indique de otro modo, los dibujos proporcionados en el presente documento pretenden ilustrar rasgos característicos de los modos de realización de la presente divulgación. Se cree que estos rasgos característicos son aplicables en una amplia variedad de sistemas que comprenden uno o más modos de realización de la presente divulgación. Como tales, los dibujos no pretenden incluir todos los rasgos característicos convencionales conocidos por los expertos en la técnica que se requieran para la práctica de los modos de realización divulgados en el presente documento.
Descripción detallada de la divulgación
[0009] En la siguiente memoria descriptiva y las reivindicaciones, se hará referencia a varios términos, que se definirán para tener los siguientes significados. Las formas singulares "un", "una" y "el/la" incluyen referencias plurales a menos que el contexto lo indique claramente de otro modo. "Opcional" u "opcionalmente" quiere decir que el acontecimiento o circunstancia descrito posteriormente se puede producir o no, y que la descripción incluye casos donde el acontecimiento se produce y casos en los que no.
[0010] El lenguaje de aproximación, como se usa en el presente documento a lo largo de la memoria descriptiva y las reivindicaciones, se puede aplicar para modificar cualquier representación cuantitativa que pueda variar permisiblemente sin dar como resultado un cambio en la función básica con la que está relacionada. En consecuencia, un valor modificado por un término o términos, tales como "aproximadamente" y "sustancialmente", no se debe limitar al valor preciso especificado. En al menos algunos casos, el lenguaje aproximado puede corresponder a la precisión de un instrumento para medir el valor. Aquí y a lo largo de la memoria descriptiva y las reivindicaciones, las limitaciones de intervalo se pueden combinar y/o intercambiar, dichos intervalos se identifican e incluyen todos los subintervalos contenidos en los mismos a menos que el contexto o el lenguaje lo indique de otro modo.
[0011] Como se usa en el presente documento, los términos "procesador" y "ordenador" y términos relacionados, por ejemplo, "dispositivo de procesamiento", "dispositivo informático" y "controlador" no se limitan solo a los circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como ordenador, sino que se refiere en términos generales a un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (“programmable logic computer” o PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables, y estos términos se usan de manera intercambiable en el presente documento. En los modos de realización descritos en el presente documento, la memoria puede incluir, pero no se limita a, un medio legible por ordenador, tal como una memoria de acceso aleatorio (“random access memory” o RAM), y un medio no volátil legible por ordenador, tal como una memoria flash. De forma alternativa, también se puede usar un disquete, un disco compacto con memoria de sólo lectura (“compact disc-read only memory” o CD-ROM), un disco magnetoóptico (“magneto-optical disc” o MOD), una unidad flash y/o un disco versátil digital (“digital versatile disc” o DVD). Además, en los modos de realización descritos en el presente documento, canales de entrada adicionales pueden ser, pero no se limitan a, periféricos de ordenador asociados con una interfaz de operario, tal como un ratón y un teclado. De forma alternativa, también se pueden usar otros periféricos de ordenador que pueden incluir, por ejemplo, pero no se limitan a, un escáner. Además, en el modo de realización ejemplar, canales de salida adicionales pueden incluir, pero no se limitan a, un monitor de interfaz de operario.
[0012] Además, como se usa en el presente documento, los términos "software" y "firmware" son intercambiables e incluyen cualquier programa informático almacenado en la memoria para su ejecución por ordenadores personales, estaciones de trabajo, clientes y servidores. Como se usa en el presente documento, el término "medios legibles por ordenador no transitorios" pretende ser representativo de cualquier dispositivo tangible basado en ordenador implementado en cualquier procedimiento o tecnología para el almacenamiento de información a corto y largo plazo, tal como instrucciones legibles por ordenador, estructuras de datos, módulos y submódulos de programa u otros datos en cualquier dispositivo. Por lo tanto, los procedimientos descritos en el presente documento se pueden codificar como instrucciones ejecutables incorporadas en un medio tangible, no transitorio, legible por ordenador, incluyendo, sin limitación, un dispositivo de almacenamiento y/o un dispositivo de memoria. Dichas instrucciones, cuando se ejecutan por un procesador, hacen que el procesador realice al menos una parte de los procedimientos descritos en el presente documento. Además, como se usa en el presente, el término "medios legibles por ordenador no transitorios" incluye todos los medios tangibles legibles por ordenador, incluyendo, sin limitación, dispositivos de almacenamiento informático no transitorios, incluyendo, sin limitación, medios volátiles y no volátiles, y dispositivos extraíbles y no extraíbles tales como firmware, almacenamiento físico y virtual, CD-ROM, DVD y cualquier otra fuente digital tal como una red o Internet, así como medios digitales aún por desarrollar, siendo la única excepción una señal transitoria de propagación.
[0013] Además, como se usa en el presente documento, el término "tiempo real" se refiere al menos a uno del tiempo de incidencia de los acontecimientos asociados, el tiempo de medición y recopilación de datos predeterminados, el tiempo para procesar los datos y el tiempo de una respuesta de sistema a los acontecimientos y al entorno. En los modos de realización descritos en el presente documento, estas actividades y acontecimientos se producen de manera sustancialmente instantánea.
[0014] La FIG. 1 es una vista esquemática de un ejemplo de turbina eólica 100 que se sigue y se controla a través de un sistema de control de turbina eólica 200 (mostrado en la FIG. 2). En el modo de realización de ejemplo, la turbina eólica 100 es una turbina eólica de eje horizontal. Un sistema de generación de potencia puede sustituir a la turbina eólica 100, y un sistema de generación de potencia incluye una turbina de gas, turbina de vapor, turbina hidroeléctrica, compresor, generador, turbina eólica o cualquier otro sistema que produce potencia. La turbina eólica 100 incluye una torre 102 que se extiende desde una superficie de soporte 104, una góndola 106 acoplada a la torre 102 y un rotor 108 acoplado a la góndola 106. El rotor 108 tiene un buje rotatorio 110 y una pluralidad de palas de rotor 112 acopladas al buje rotatorio 110. En el modo de realización de ejemplo, el rotor 108 tiene tres palas de rotor 112. De forma alternativa, el rotor 108 tiene cualquier número de palas de rotor 112 que permite que la turbina eólica 100 funcione como se describe en el presente documento. En el modo de realización de ejemplo, la torre 102 se fabrica de acero tubular y tiene una cavidad (no mostrada en la FIG. 1) que se extiende entre la superficie de soporte 104 y la góndola 106. De forma alternativa, la torre 102 es cualquier torre que permite que la turbina eólica 100 funcione como se describe en el presente documento, incluyendo, pero sin limitarse a, una torre de celosía. La altura de la torre 102 es cualquier valor que permite que la turbina eólica 100 funcione como se describe en el presente documento.
[0015] Las palas 112 se posicionan alrededor del buje de rotor 110 para facilitar la rotación del rotor 108 transfiriendo de este modo energía cinética del viento 124 en energía mecánica utilizable y, posteriormente, energía eléctrica. El rotor 108 y la góndola 106 se rotan alrededor de la torre 102 sobre un eje de orientación (“yaw axis”) 116 para controlar la perspectiva de las palas 112 con respecto a la dirección del viento 124. Las palas 112 se encajan en el buje 110 acoplando una parte de raíz de pala 120 al buje 110 en una pluralidad de regiones de transferencia de carga 122. Las regiones de transferencia de carga 122 tienen una región de transferencia de carga de buje y una región de transferencia de carga de pala (ninguna mostrada en la FIG. 1). Las cargas inducidas en las palas 112 se transfieren al buje 110 por medio de las regiones de transferencia de carga 122. Cada una de las palas 112 también incluye una parte de punta de pala 125.
[0016] En el modo de realización de ejemplo, las palas 112 tienen una longitud de entre 50 metros (m) (164 pies) y 100 m (328 pies), sin embargo, estas características no constituyen limitaciones para la presente divulgación. De forma alternativa, las palas 112 tienen cualquier longitud que permite que la turbina eólica funcione como se describe en el presente documento. Cuando el viento 124 golpea cada una de las palas 112, se inducen fuerzas aerodinámicas (no mostradas) en cada una de las palas 112 y se induce la rotación del rotor 108 alrededor del eje de rotación 114 a medida que las partes de punta de pala 125 se aceleran. Una posición de pitch, o ángulo de pitch (no mostrado) de las palas 112, es decir, un ángulo que determina la orientación de cada una de las palas 112 con respecto al plano de rotor, se cambia por un mecanismo de adaptación de pitch (no mostrado en la FIG. 1).
[0017] Además, en la FIG. 1, el número de referencia 124 es en general representativo del viento. Puesto que el viento 124 se distribuye espacial y temporalmente, la velocidad del viento varía significativamente en diferentes puntos sobre el área barrida por las palas de turbina eólica 112. Por lo tanto, diferentes partes de la turbina eólica 100 experimentan diferentes velocidades del viento. Los ángulos de pitch de las palas 112 se ajustan alrededor de un eje de pitch 118 para cada una de las palas 112. En el modo de realización de ejemplo, los ángulos de pitch de las palas 112 se controlan individualmente. De forma alternativa, el pitch de la pala 112 se controla como un grupo. De forma todavía más alternativa, se modula el pitch de las palas.
[0018] La FIG. 2 es una vista esquemática de un sistema de control de turbina eólica de ejemplo 200. En el modo de realización de ejemplo, el sistema 200 incluye sensores 240 localizados próximos a, en, dentro, sobre o unidos de otro modo a, al menos un componente de al menos una turbina eólica 100 en un parque eólico 202. En el modo de realización de ejemplo, el sistema de control de turbina eólica 200 incluye el controlador de parque eólico 204 y una pluralidad de controladores de turbina eólica 250 acoplados al controlador de parque eólico 404. Los sensores 240 se acoplan al dispositivo informático 205 a través de una red 206 o un cable de transmisión de datos 206. El controlador de parque eólico 204 controla principalmente cada turbina eólica 100 en el parque eólico 202 a través de los controladores de turbina eólica 250 en función de una característica/condición de viento inferida, detectada o calculada o estimada, tal como variación de la velocidad del viento con la altura, en base a los análisis por el dispositivo informático 105, o por otras características/condiciones operativas o ambientales (por ejemplo, datos de carga de turbina eólica, velocidad del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, turbulencia del viento, velocidad del generador y temperatura del aire). Esto puede incluir regular la velocidad del rotor angular (revoluciones por minuto, es decir, rpm) y los ángulos de pitch de las palas 112 alrededor del eje de pitch 118 (ambos mostrados en la FIG. 1). El dispositivo informático 205 se configura para generar y transmitir al menos una señal de consigna de turbina eólica al controlador de parque eólico 204. El controlador de parque eólico 204 transmite la señal de consigna a los controladores de turbina eólica 250 para regular la operación de las turbinas eólicas 100 en el parque eólico 202. De forma alternativa, el dispositivo informático 205 puede transmitir señales de consigna directamente a los controladores de turbina eólica individuales 250. En otro modo de realización alternativo, el sistema de control de parque eólico 200 no incluye el controlador de parque eólico 204 y el dispositivo informático 205 se comunica directamente con los controladores de turbina eólica 250.
[0019] La FIG. 3 es una vista esquemática de sección transversal de la góndola 106 de una turbina eólica de ejemplo 100. Diversos componentes de la turbina eólica 100 se alojan en la góndola 106 encima de la torre 102 de la turbina eólica 100. La góndola 106 incluye un mecanismo de accionamiento de pitch (o sistema de pitch) 330 que se acopla a una pala 112 (mostrada en la FIG. 1), donde el mecanismo 330 modula el pitch de la pala asociada 112 a lo largo del eje de pitch 118. En el modo de realización de ejemplo, el mecanismo de accionamiento de pitch 330 incluye al menos un motor de accionamiento de pitch 331.
[0020] La góndola 106 también incluye un rotor 108 que se acopla de forma rotatoria a un generador eléctrico 332 posicionado dentro de la góndola 106 por medio del eje de rotor 334, una caja de engranajes 336, un eje rápido 338 y un acoplamiento 340. La rotación del eje 334 acciona de forma rotatoria la caja de engranajes 336 que posteriormente acciona de forma rotatoria el eje 338. El eje 338 acciona de forma rotatoria el generador 332 por medio del acoplamiento 340 y la rotación del eje 338 facilita la producción de potencia eléctrica del generador 332. La caja de engranajes 336 y el generador 332 se soportan por los soportes 342 y 344, respectivamente. En el modo de realización de ejemplo, la caja de engranajes 336 utiliza una geometría de ruta doble para accionar el eje rápido 338. De forma alternativa, el eje de rotor principal 334 se acopla directamente al generador 332 por medio del acoplamiento 340.
[0021] La góndola 106 incluye además un mecanismo de adaptación de orientación (“yaw adjustment mechanism”) 346 que se usa para rotar la góndola 106 y el rotor 108 sobre un eje para controlar la perspectiva de las palas 112 con respecto a la dirección del viento. La góndola 106 también incluye al menos un mástil meteorológico 348, donde el mástil 348 incluye una veleta y un anemómetro. El mástil 348 proporciona información a un sistema de control de turbina (no mostrado) que incluye la dirección del viento y/o la velocidad del viento. La góndola 106 incluye además rodamientos (“bearings”) de soporte delantero y trasero 352 y 354, respectivamente, donde los rodamientos 352 y 354 facilitan el soporte radial y la alineación del eje 334.
[0022] Una parte de un sistema de control de turbina reside dentro de un panel de control 350. La turbina eólica 100 incluye un sistema de control de pitch 360, donde al menos una parte del sistema de control de pitch 360 se posiciona en la góndola 106 o, de forma alternativa, fuera de la góndola 106. Específicamente, al menos una parte del sistema de control de pitch 360 descrito en el presente documento incluye al menos un dispositivo de regulación de turbina eólica, es decir, un procesador 362 y un dispositivo de memoria (no mostrado), y al menos un conducto de entrada/salida (E/S) 364, donde el conducto 364 incluye al menos un canal de E/S (no mostrado). Más específicamente, el procesador 362 se posiciona dentro del panel de control 350.
[0023] El procesador 362 y otros procesadores (no mostrados) como se describe en el presente documento procesan información transmitida desde una pluralidad de dispositivos eléctricos y electrónicos que incluye, pero sin limitarse a, dispositivos de retroalimentación de posición de pitch de pala 366 (descritos además a continuación) y dispositivos de retroalimentación de generación de potencia eléctrica (no mostrados). La RAM y los dispositivos de almacenamiento (no mostrados) almacenan y transfieren información e instrucciones que se van a ejecutar por el procesador 362. También se pueden usar RAM y dispositivos de almacenamiento para almacenar y proporcionar variables temporales, información e instrucciones estáticas (es decir, que no cambian), u otra información intermedia al procesador 362 durante la ejecución de instrucciones por el procesador 362. Las instrucciones que se ejecutan incluyen, pero no se limitan a, consignas de control de sistema de pitch de pala residente. La ejecución de secuencias de instrucciones no se limita a ninguna combinación específica de circuitos de hardware e instrucciones de software.
[0024] En el modo de realización de ejemplo, al menos una parte del sistema de control de pitch 360 incluyendo, pero sin limitarse a, el procesador 362 se posiciona dentro del panel de control 350. Además, el procesador 362 se acopla a los motores de accionamiento de pitch de pala 331 por medio de al menos un conducto de E/S 364. El conducto de E/S 364 incluye cualquier número de canales que tienen cualquier arquitectura, incluyendo, pero sin limitarse a, cable Cat 5/6, cableado de par trenzado y rasgos característicos de comunicación inalámbrica. El sistema de control de pitch 360 incluye arquitecturas de control distribuidas y/o centralizadas, o cualquier combinación de las mismas.
[0025] El sistema de control de pitch 360 también incluye una pluralidad de dispositivos de retroalimentación de posición de pitch de pala independientes 366 acoplados con el procesador 362 por medio de al menos un conducto de E/S 364. En el modo de realización de ejemplo, cada mecanismo de accionamiento de pitch 330 se asocia con un único dispositivo de retroalimentación de posición de pitch de pala 366 (también conocido como dispositivo de posición de pitch de pala o un dispositivo de retroalimentación de posición). De forma alternativa, cualquier número de dispositivos de retroalimentación de posición de pitch de pala 366 se asocia con cada mecanismo 330. Por lo tanto, en el modo de realización de ejemplo, el mecanismo 330 y el motor de accionamiento asociado 331, así como el dispositivo 366, se incluyen en el sistema 360 como se describe en el presente documento. Cada dispositivo de retroalimentación de posición de pitch de pala 366 mide una posición de pitch de cada pala 112 con respecto al buje de rotor 110. El dispositivo de retroalimentación de posición de pitch de pala 366 es cualquier sensor adecuado que tiene cualquier localización adecuada dentro o remota a la turbina eólica 100, tal como, pero sin limitarse a, codificadores de ángulo óptico, codificadores rotatorios magnéticos y codificadores incrementales, o alguna combinación de los mismos. Además, el dispositivo de retroalimentación de posición de pitch de pala 366 transmite señales de medición de pitch (no mostradas) que son sustancialmente representativas de la posición de pitch de la pala asociada 112 para el procesador 362 para el procesamiento de las mismas.
[0026] La FIG. 4 es un diagrama de bloques de un dispositivo informático de ejemplo 205 usado para inferir, estimar, calcular u obtener una o más características/condiciones en base a mediciones de sensor recibidas de uno o más sensores. En un modo de realización, el dispositivo informático 205 se usa para inferir una o más características/condiciones ambientales o condiciones en operación en base a mediciones de sensor recibidas de uno o más sensores en o sobre una turbina eólica. En este modo de realización, el dispositivo informático 205 se usa además para facilitar la operación de una turbina eólica a través de un sistema de control de turbina eólica. El dispositivo informático 205 controla la operación de la turbina eólica al menos parcialmente usando una o más características ambientales o condiciones en operación.
[0027] El dispositivo informático 205 incluye un dispositivo de memoria 410 y un procesador 415 acoplado operativamente al dispositivo de memoria 410 para ejecutar instrucciones. En algunos modos de realización, las instrucciones ejecutables se almacenan en el dispositivo de memoria 410. El dispositivo informático 205 es configurable para realizar una o más operaciones descritas en el presente documento por el procesador de programación 415. Por ejemplo, el procesador 415 se puede programar codificando una operación como una o más instrucciones ejecutables y proporcionando las instrucciones ejecutables en el dispositivo de memoria 410. En el modo de realización de ejemplo, el dispositivo de memoria 410 es uno o más dispositivos que permiten el almacenamiento y la recuperación de información tal como instrucciones ejecutables y/u otros datos. El dispositivo de memoria 410 puede incluir uno o más medios legibles por ordenador.
[0028] El dispositivo de memoria 410 se configura para almacenar datos de sensor. Por ejemplo, el dispositivo de memoria 410 almacena, sin limitación, mediciones de condición atmosférica, datos operativos de turbina eólica, mediciones de carga mecánica, mediciones de ángulo de pitch de pala y/o cualquier otro tipo de datos. Además, el dispositivo de memoria 410 incluye, sin limitación, suficientes datos, algoritmos y consignas para facilitar (i) generar clasificaciones basadas en datos de un perfil de los datos de sensor para determinar un modelo basado en la física apropiado del que se infieren una o más características (ii) inferir la una o más características del modelo, y (iii) usar la una o más características para regular un sistema dinámico. En el modo de realización de ejemplo, el dispositivo de memoria 410 incluye, sin limitación, suficientes datos, algoritmos y consignas para facilitar (a) generar clasificaciones basadas en datos de un perfil de viento de los datos de sensor para determinar un modelo apropiado del que se infieren la una o más características de viento, (b) inferir la una o más características de viento del modelo, y (c) usar la una o más características de viento para regular la turbina eólica.
[0029] En algunos modos de realización, el dispositivo informático 205 incluye una interfaz de presentación 420 acoplada al procesador 415. La interfaz de presentación 420 presenta información a un usuario 425. En algunos modos de realización, la interfaz de presentación 420 incluye uno o más dispositivos de visualización y presenta, por ejemplo, datos y/o características de sensor al usuario 425 usando una interfaz hombre-máquina (“human machine interface” o HMI) (no mostrada en la FIG. 4). Además, en algunos modos de realización, el dispositivo informático 205 incluye una interfaz de entrada de usuario 430. En el modo de realización de ejemplo, la interfaz de entrada de usuario 430 se acopla al procesador 415 y recibe la entrada del usuario 425.
[0030] Una interfaz de comunicación 435 se acopla al procesador 415 y se configura para acoplarse en comunicación con uno o más de otros dispositivos, tales como uno o más sensores, un dispositivo de control de turbina eólica u otro dispositivo informático 205, y para realizar operaciones de entrada y salida con respecto a dichos dispositivos mientras funciona como un canal de entrada. La interfaz de comunicación 435 recibe datos de y/o transmite datos a uno o más dispositivos remotos. Por ejemplo, una interfaz de comunicación 435 del dispositivo informático 205 transmite una señal a la interfaz de comunicación 435 de otro dispositivo informático 205. En algunos modos de realización, la interfaz de comunicación 435 es una interfaz inalámbrica.
[0031] En algunos modos de realización, el dispositivo informático 205 se usa para facilitar la operación de una pluralidad de turbinas eólicas a través de un controlador de parque eólico. En estos modos de realización, el dispositivo informático 205 incluye suficientes instrucciones legibles/ejecutables por ordenador, estructuras de datos, módulos de programa y submódulos de programa para recibir otros datos asociados con valores medidos de otras turbinas eólicas y sistemas de turbina eólica para facilitar la operación global del parque de turbinas eólicas.
[0032] La FIG. 5 es un diagrama de bloques de ejemplo de una parte de un sistema de control de turbina eólica 500 que infiere, estima, calcula o detecta una o más características de viento y condiciones en operación usando uno o más sensores de seguimiento 240 (también conocidos como sensores de medición) en una turbina eólica 100. El sistema de control de turbina eólica 500 se usa además para controlar al menos una parte de la turbina eólica 100. En el modo de realización de ejemplo, el sistema de control de turbina eólica 500 obtiene al menos uno de, datos de carga de turbina eólica, velocidad del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, turbulencia del viento, velocidad del generador y temperatura del aire, como se describe a continuación.
[0033] En algunos modos de realización, el sistema de control de turbina eólica 500 incluye suficientes instrucciones legibles/ejecutables por ordenador, estructuras de datos, módulos de programa y submódulos de programa para recibir otros datos asociados con valores medidos de otros sistemas de turbina eólica para facilitar la operación global de la turbina eólica 100. De forma alternativa, el sistema de control de turbina eólica 500 es un sistema autónomo. Además, de forma alternativa, el sistema de control de turbina eólica 500 es cualquier sistema basado en ordenador que realiza el seguimiento de partes de, e infiere una o más características/condiciones en operación y de viento para la turbina eólica 100. En el modo de realización de ejemplo, el sistema de control de turbina eólica 500 incluye un dispositivo informático 205 configurado para ejecutar algoritmos de seguimiento y lógica de seguimiento. El dispositivo informático 205 se acopla a otros dispositivos 520 por medio de una red 525. En algunos modos de realización, la red 525 es una red inalámbrica.
[0034] En el modo de realización de ejemplo, el dispositivo informático 205 se acopla a la red 525 por medio de la interfaz de comunicación 535. En un modo de realización alternativo, el dispositivo informático 205 está integrado con otros dispositivos 520.
[0035] En el modo de realización de ejemplo, la turbina eólica 100 incluye uno o más sensores de seguimiento 240 acoplados al dispositivo informático 205 a través de al menos un canal de entrada 206. Los sensores 240 incluyen uno o más sensores de carga mecánica 542 para obtener mediciones de carga. Los sensores 240 también pueden incluir uno o más sensores de ángulo de pitch de pala 544 para obtener mediciones de ángulo de pitch de pala, uno o más sensores de condición atmosférica 546 para obtener mediciones de condición atmosférica y/o uno o más sensores de datos operativos 548 para obtener mediciones de datos operativos. Los sensores 240 recopilan mediciones incluyendo, sin limitación, orientación, cabeceo, pitch, velocidad del viento estimada de coordenadas multipala (MBC), producción eléctrica, momentos de flexión, momentos de torsión y rotaciones por minuto (RPM) que emanan de partes de la turbina eólica 100. Los sensores 240 producen señales de sensor de medición de la turbina eólica 100 que se transmiten al dispositivo informático 205. Dichos datos se transmiten a través de la red 525 y se accede a ellos por cualquier dispositivo que puede acceder a la red 525 incluyendo, sin limitación, ordenadores de escritorio, ordenadores portátiles y asistentes de datos personales (“personal digital assistants” o PDA) (ninguno mostrado).
[0036] Los sensores 240 transmiten repetidamente, por ejemplo, de forma periódica, continua y/o tras petición, lecturas de medición en el momento de la medición. De forma alternativa, se establece cualquier número de mediciones, cualquier intervalo de tiempo y cualquier margen de tiempo que permite la operación de la turbina eólica 100 y el sistema de control de turbina eólica 500 como se describe anteriormente.
[0037] En un modo de realización, el dispositivo informático 205 se configura para obtener una característica de variación de la velocidad del viento con la altura. El dispositivo informático 205 clasifica un perfil de cortante derivado de una o más mediciones de sensor. En base al perfil de cortante, el dispositivo informático 205 determina un modelo apropiado a partir del que se debe estimar la característica de cortante. El dispositivo informático 205 estima a continuación la característica de cortante del modelo.
[0038] Más específicamente, el dispositivo informático 205 usa un procedimiento de aprendizaje automático supervisado, tal como un algoritmo de bosque aleatorio, en los datos de medición de sensor para clasificar si el perfil de cortante se comporta de acuerdo con un perfil de ley de potencia de variación de la velocidad del viento con la altura (como se supone normalmente) o si el perfil es un chorro de bajo nivel (donde la velocidad menor se experimenta a una elevación mayor) o distribución de velocidad plana (donde la velocidad de elevación mayor excede una predicción de ley de potencia).
[0039] En el modo de realización de ejemplo, el perfil de cortante se clasifica usando un modelo de bosques aleatorios que se ha entrenado previamente en datos históricos donde los sensores en, en un modo de realización, cinco elevaciones diferentes se configuran para registrar velocidades del viento estándar principales (por ejemplo, desde un sensor múltiple Metmast o Lidar/Sodar). El algoritmo de bosque aleatorio genera múltiples árboles de decisión. Estos múltiples árboles de decisión a veces se denominan conjunto de árboles o bosque aleatorio. Una vez que se ha entrenado el modelo, a continuación se aplica información de cargas en tiempo real al conjunto de árboles para obtener una clasificación sobre si el perfil de cortante se comporta de acuerdo con una ley de potencia o si está en efecto un perfil de cortante diferente.
[0040] Después de que el perfil se haya clasificado usando un modelo de bosque aleatorio (u otro modelo de aprendizaje automático supervisado tal como la regresión de cresta y la red neuronal), las características del modelo de cortante se pueden determinar a partir de los datos. Si el perfil es un perfil de ley de potencia, una característica única a (alfa) caracteriza el perfil de cortante. La ley de potencia del perfil de viento viene dada por:
V(h)/V(HH) = (h/HH)u, Ec. (1)
donde V = velocidad del viento, HH = altura 1 (altura inferior), h = altura 2 (altura superior) y a = exponente de variación de la velocidad del viento con la altura. La variación de la velocidad del viento con la altura se cuantifica como el exponente de variación de la velocidad del viento con la altura a en la ecuación de ley de potencia que relaciona las velocidades del viento a dos alturas diferentes. El exponente de variación de la velocidad del viento con la altura a se puede determinar a partir de los datos minimizando una métrica de error de ajuste, por ejemplo, el error cuadrático medio, entre los datos de entrenamiento y el perfil de cortante de ley de potencia. En la práctica, a varía con características tales como elevación, hora del día, estación, temperatura, terreno y estabilidad atmosférica. Un exponente mayor quiere decir un gradiente vertical mayor en la velocidad del viento. Si el dispositivo informático 205 determina que el perfil de cortante es consecuente con la ley de potencia, el exponente de variación de la velocidad del viento con la altura a se deduce como la característica de variación de la velocidad del viento con la altura.
[0041] Si el perfil no es una ley de potencia, se determinan dos características que pueden describir un perfil de cortante más complejo. Más específicamente, si el dispositivo informático 205 determina que el perfil de cortante no se comporta de acuerdo con la ley de potencia del perfil de viento, el dispositivo informático 205 usa un modelo cuadrático ajustado con características a y b en un ajuste cuadrático. El modelo cuadrático ajustado representa una corriente de chorro de bajo nivel (“low level jet” o LLJ) o una distribución de velocidad plana (casi lineal). El modelo cuadrático ajustado viene dado por:
V(h) = V(HH)[a(h-HH)2 b(h-HH) 1 ], Ec. (2)
donde V = velocidad del viento, HH = altura 1 (altura inferior), h = altura 2 (altura superior), a = primer coeficiente de ajuste cuadrático y b = segundo coeficiente de ajuste cuadrático.
[0042] El modelo cuadrático ajustado ajusta una función cuadrática (ai, bi) de cortante a cinco elevaciones diferentes de la velocidad del viento, donde i representa la elevación. Las características ai y bi son los coeficientes del modelo cuadrático, donde a representa la curvatura y b representa la pendiente. La característica b está cerca de a (alfa) cuando el perfil de viento está cerca de la ley de potencia. Al igual que con el exponente de variación de la velocidad del viento con la altura a (alfa) anterior, las características ai y bi se determinan minimizando el error cuadrático medio entre las mediciones de velocidad real determinadas por los sensores 240 en un intervalo de altitudes y las velocidades previstas en el intervalo de altitudes. Típicamente, el coeficiente de curvatura a será pequeño para un perfil plano y mayor para un perfil de chorro de bajo nivel.
[0043] Cuando el modelo cuadrático ajustado se reescribe en su forma derivada, el coeficiente de ajuste cuadrático b' es la característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida y es igual al exponente de cortante a dado en la ley de potencia. Esto se puede probar usando una expansión de Taylor de la ley de potencia para probar que b' = a. Como tal, en algunos modos de realización, el dispositivo informático 105 se configura para identificar a o las características cuadráticas independientemente del tipo de perfil. En estos modos de realización, la etapa de identificar el tipo de perfil (por ejemplo, ley de potencia, LLJ o plano) no se realiza después de inferir la(s) característica(s).
[0044] Los perfiles de cortante se accionan por diferentes diferenciales de potencia. Un diferencial de potencia se define como la diferencia en la potencia de lo que se espera dada alguna referencia objetiva. Por ejemplo, las turbinas eólicas se describen en general por curvas de potencia eólica que proporcionan la expectativa de potencia dada una velocidad del viento como entrada. El diferencial de potencia en este contexto sería ((Preal - Pesperada) | velocidad del viento). Se pueden usar otras referencias objetivas para generar diferencial de potencia, tal como potencia de turbina de control, etc. El procedimiento descrito en el presente documento puede usar cualquier métrica de diferencial de potencia accionada por cualquier fuente objetivo. La ley de potencia describe el cortante normal. El perfil de corriente de chorro de bajo nivel tiene menor energía que la correspondiente ley de potencia basada en la medición hasta la altura de buje (la velocidad del viento disminuye con la altura). La corriente de chorro plano describe una curva de cortante más plana que la ley de potencia, lo que da como resultado una mayor energía en el perfil de viento (la velocidad del viento se incrementa con la altura a una tasa más pronunciada que el cortante normal). La operación de la turbina eólica se puede potenciar dependiendo de las condiciones de viento descritas por el perfil de cortante.
[0045] El dispositivo informático 205 se configura además para generar al menos una señal de consigna (“command”) de dispositivo de regulación de turbina eólica basada en la característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida. El dispositivo informático 205 también se configura además para transmitir la al menos una señal de consigna de turbina eólica al dispositivo de regulación de turbina eólica 250. El controlador de turbina eólica 250 se configura para recibir la al menos una señal de consigna de turbina eólica para regular la operación de la turbina eólica 100. El controlador de turbina eólica 250 incluye, pero no se limita a, un regulador de pitch para ajustar el pitch de pala, un regulador de par de torsión para modular el par de torsión en un tren de accionamiento, un regulador de orientación para modificar una posición de orientación de la turbina eólica 100 y un regulador de freno mecánico para acoplar un dispositivo de frenado para el tren de accionamiento.
[0046] Regular la operación de la turbina eólica 100 incluye, pero no se limita a, controlar la orientación de la turbina eólica 100, controlar el pitch de al menos una de las palas de turbina, controlar los convertidores electrónicos de potencia conectados al generador de turbina, controlar la potencia generada por la turbina eólica 100, controlar la velocidad de rotación del rotor de turbina y controlar el par de torsión de la turbina eólica 100. Por ejemplo, la señal de consigna de dispositivo de regulación de turbina eólica ordena al dispositivo de regulación de turbina eólica que cambie el pitch de una o más palas de rotor para potenciar el par de torsión o reducir las cargas dado un perfil de variación de la velocidad del viento con la altura particular.
[0047] Los efectos técnicos de uso de una característica del viento inferida para controlar al menos parcialmente la turbina eólica incluyen, sin limitación, incrementar la producción de energía, mejorar la vida útil de los componentes de turbina eólica, validar el rendimiento, mejorar el control de pitch fino, solucionar problemas y proporcionar capacidades de información general. Por ejemplo, la característica de variación de la velocidad del viento con la altura inferida se usa para incrementar la producción de energía por el control de pitch fino u otros procedimientos de control de turbina, proporcionar información para reducir la restricción (“curtailment”) o desconexión de protección innecesaria que no es apropiada para el perfil de cortante dado y/o para la optimización a nivel de parque.
[0048] Además, el sistema de control de turbina eólica 500 descrito en el presente documento facilita el control potenciado de la turbina eólica 100 y/o una pluralidad de turbinas eólicas 100 en un parque eólico. Específicamente, los modos de realización descritos en el presente documento facilitan el control potenciado de la turbina eólica a través de determinaciones de estimaciones en tiempo real, diarias y estacionales del flujo de viento en un sitio de turbina eólica. Como tal, los modos de realización descritos en el presente documento facilitan potenciar el rendimiento de generación de potencia e incrementar la producción de energía anual ("annual energy production” o AEP) teniendo en cuenta las variables de flujo de entrada dependientes del tiempo tales como cambios en la configuración de turbina eólica incluyendo paradas de turbina y contaminación y erosión de pala.
[0049] Aunque el ejemplo anterior incluye una característica de variación de la velocidad del viento con la altura (vertical) inferida, también se podría inferir una característica del viento para, pero sin limitarse a, variaciones direccionales, velocidad del viento a diversas alturas, viraje, intensidad de turbulencia, desalineación de la orientación, flujo ascendente, cortante horizontal, estado activado y estado desactivado. Estas características de viento podrían tener uno o más perfiles que se podrían describir por uno o más modelos, incluyendo, pero sin limitarse a, un modelo de ley de potencia. En modos de realización alternativos, se infieren una o más características de viento usando un modelo de parámetro único conocido, tal como un modelo lineal o una ley de potencia.
[0050] El proceso descrito anteriormente es aplicable en varios contextos. En este caso, el cortante en general se describe usando un modelo de característica única y la etapa de clasificación identifica cuándo el modelo es inadecuado. Sin embargo, otras características también se pueden caracterizar por modelos. Por ejemplo, en modos de realización alternativos, los sistemas y procedimientos descritos en el presente documento usan un modelo de característica única para inferir al menos una característica. La al menos una característica incluye, pero no se limita a, una característica de variación de la velocidad del viento con la altura. Por tanto, el procedimiento es generalizable y escalable más allá de la cortante.
[0051] Además, diferentes aplicaciones pueden enfatizar diferentes partes del proceso descrito. Por ejemplo, en una implementación, se puede enfatizar la clasificación de perfil (por ejemplo, ley de potencia, chorro de bajo nivel o chorro plano) para explicar el bajo rendimiento de turbina, sin necesidad de modelar con exactitud el perfil de cortante exacto. Mientras que, en otra implementación, la clasificación de perfil no es tan importante como la inferencia de característica. Los sistemas y procedimientos descritos proporcionan flexibilidad para ambos.
[0052] El dispositivo informático 205 interactúa con un primer operario 530, por ejemplo, sin limitación, a través de la interfaz de entrada de usuario 430 y/o la interfaz de presentación 420. En un modo de realización, el dispositivo informático 205 presenta información sobre la turbina eólica 100, tal como las posiciones de pitch de pala medidas, al operario 530. Otros dispositivos 520 interactúan con un segundo operario 532, por ejemplo, sin limitación, por medio de la interfaz de entrada de usuario 430 y/o la interfaz de presentación 420. Por ejemplo, otros dispositivos 520 presentan información operativa al segundo operario 532. Como se usa en el presente documento, el término "operario" incluye cualquier persona en cualquier función asociada con operar y mantener la turbina eólica 100, incluyendo, sin limitación, personal de operaciones de turno, técnicos de mantenimiento y supervisores de instalaciones.
[0053] La FIG. 6 es una vista esquemática de un procedimiento 600 para controlar la operación de una turbina eólica 100. El procedimiento 600 hace uso de una función para determinar el nivel de salida de potencia o cambio en el nivel de salida de potencia de la turbina eólica. Por ejemplo, se puede usar la siguiente ecuación.
Y = F(Pitch Setpoint, TSR Setpoint, X.-ht) Ec. (3)
[0054] En la función anterior, Y es el diferencial de potencia de una sola turbina eólica frente a un valor de referencia. F es una función de predicción, Pitch Setpoint es el ajuste de pitch de las palas de turbina, TSR Setpoint es la velocidad específica del rotor y Xobs son las variables de observación ambientales disponibles y/o las variables en operación de máquina. Por ejemplo, las variables de observación ambientales son velocidad del viento, dirección del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, turbulencia del viento y temperatura del aire, y las variables en operación de máquina son datos de carga de turbina eólica y velocidad de generador.
[0055] El procedimiento 600 recopila datos de entrenamiento para la ecuación 3 anterior en la etapa 610. En esta etapa se obtienen las observaciones ambientales y las condiciones en operación de la turbina eólica durante un periodo de tiempo. Por ejemplo, la recopilación se puede producir durante un período de tiempo de aproximadamente uno a seis meses, y a intervalos entre mediciones de aproximadamente un minuto a una hora. En resumen, los datos de entrenamiento incluyen consigna de pitch, consigna de velocidad específica y datos históricos con respecto a condiciones ambientales y operativas de la turbina eólica. Los datos con respecto a una condición operativa de la turbina eólica pueden ser una medición directa de o una estimación indirecta de datos de carga de turbina eólica, salida de potencia, velocidad del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, turbulencia del viento, dirección del viento, desalineación de la orientación, velocidad del generador, densidad del aire y/o temperatura del aire.
[0056] En la etapa 620 se entrena la función de la ecuación 3 con los datos obtenidos en la etapa 610. Los datos de entrenamiento (adquiridos en la etapa 610) se aplican a la función (ecuación 3) que determina una salida de potencia estimada o diferencial de potencia de la turbina eólica en base a los datos de entrenamiento y múltiples velocidades del viento. Los resultados de la función se almacenan en un modelo de aprendizaje automático. La etapa de entrenamiento 620 se realiza por medio de un modelo/algoritmo de aprendizaje automático o un algoritmo de regresión estadística usando una de las máquinas de vectores de soporte, procesos gaussianos o bosque aleatorio, redes neuronales, regresión bayesiana, regresión lineal o regresión no lineal. El valor de Y se calcula para cada combinación de consigna de pitch y velocidad específica para optimizar el valor máximo de Y.
[0057] En la etapa 630, se realiza una determinación de los ajustes de turbina eólica óptimos para las diversas variables Xobs. Por ejemplo, en base de uno o más de velocidad del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, turbulencia del viento, temperatura del aire, cargas de turbina eólica y velocidad del generador, se determinan los ajustes óptimos (o al menos mejorados) para la consigna de pitch y la velocidad específica. La salida de la etapa 630 es un modelo de aprendizaje automático que se puede implementar en una turbina individual que proporciona la capacidad para comparar la salida de diversos ajustes controlables dado un vector de entrada Xobs.
[0058] En la etapa 640, se obtienen datos recientes (que incluyen los actuales) con respecto a condiciones ambientales y/u operativas de la turbina eólica. Por ejemplo, un valor actual de los datos es el valor recién (más recientemente) obtenido de uno o más sensores, y un valor reciente de los datos se obtiene dentro de una hora del tiempo actual.
[0059] En la etapa 650, se determinan los ajustes de turbina óptimos aplicando los datos recientes al modelo de aprendizaje automático para obtener una salida de potencia estimada actual o diferencial de potencia de la turbina eólica para todas las opciones de ajustes controlables. El modelo de aprendizaje automático ejercitado con la entrada de Xobs actual permite que se responda a la pregunta hipotética: "¿cuál sería el diferencial de potencia si los ajustes de control para el pitch y la velocidad específica fueran diversos valores diferentes?".
[0060] En la etapa 660, una etapa de comparación compara uno de la salida de potencia actual estimada o diferencial de potencia de referencia con una salida de potencia actual o diferencial de potencia estimado de la turbina eólica. El ajuste de turbina se aplica (en la etapa 670) a la turbina eólica si la salida de potencia estimada o diferencial de potencia estimado es mayor que o igual a una cantidad umbral por encima de la salida de potencia actual o diferencial de potencia de referencia. Por ejemplo, la cantidad umbral puede ser un 10 % de un valor actual o 10 kW. De forma alternativa, la cantidad de umbral puede ser cualquier porcentaje o fracción deseada de la salida de potencia o diferencial de potencia, o la cantidad umbral puede ser cualquier valor de potencia deseado en la aplicación específica (por ejemplo, más o menos de 10 kW). Los ajustes de turbina pueden ser adaptaciones para el pitch de pala y/o velocidad específica. Existe un acto de equilibrio entre el incremento de salida de potencia frente al desgaste en los componentes de turbina eólica. Por ejemplo, si el incremento de potencia potencial es de 1 kW, entonces puede que no valga la pena el impacto del ciclo de vida sobre el sistema de pitch para cambiar el pitch de pala. Sin embargo, si el incremento de potencia potencial es de 10 kW, entonces pueden valer la pena los riesgos del ciclo de vida sobre el sistema de pitch para cambiar el pitch de pala e incrementar la salida de potencia, especialmente cuando esto se tiene en cuenta en múltiples turbinas eólicas en un parque eólico. En la etapa 670, si se cumplen los criterios umbrales, se aplica el ajuste óptimo, si es diferente del ajuste actual, a los controles de turbina. Cuando se aplica el procedimiento 600 a una sola turbina eólica, la producción de energía anual de esa turbina puede experimentar incrementos sustanciales.
[0061] En la etapa 680, el procedimiento vuelve a la etapa 640 para repetir las etapas de obtención, determinación y comparación en un intervalo de tiempo predeterminado. Por ejemplo, el intervalo de tiempo predeterminado puede ser de aproximadamente 10 segundos a aproximadamente 1 hora.
[0062] Un efecto técnico de ejemplo del procedimiento descrito en el presente documento incluye al menos uno de: (a) incremento en la producción de energía anual; (b) el conocimiento en tiempo real de condiciones ambientales y de viento en un sitio de turbina eólica se usa en estrategias de control para uno o más de los siguientes: potenciar el rendimiento de generación de potencia, incrementar la producción de energía anual (AEP) y reducir cargas mecánicas; (c) incrementar la exactitud en predecir el rendimiento de potencia y las cargas de turbinas eólicas en diferentes condiciones de viento; (d) mejorar una vida útil de componentes mecánicos, incluyendo componentes de turbina eólica; (e) resolución de problemas; (f) proporcionar capacidades de información general; (g) proporcionar información para reducir la restricción o desconexión de protección innecesaria de turbinas eólicas que no es apropiada para un perfil de viento dado; y (h) optimización a nivel de parque eólico.
[0063] Aunque se pueden mostrar rasgos característicos específicos de diversos modos de realización de la divulgación en algunos dibujos y no en otros, esto se hace solo por conveniencia.
[0064] Algunos modos de realización implican el uso de uno o más dispositivos electrónicos o informáticos. Dichos dispositivos típicamente incluyen un procesador o controlador, tal como una unidad de procesamiento central (“central processing unit” o CPU) de propósito general, una unidad de procesamiento de gráficos (“graphics processing unit” o GPU), un microcontrolador, un procesador de ordenador con conjunto de instrucciones reducido (“reduced instruction set computer” o RISC), un circuito integrado específico de la aplicación (“application specific integrated circuit” o ASIC), un circuito lógico programable (“programmable logic circuit” o PLC), y/o cualquier otro circuito o procesador que puede de ejecutar las funciones descritas en el presente documento. Los procedimientos descritos en el presente documento se pueden codificar como instrucciones ejecutables incorporadas en un medio legible por ordenador, incluyendo, sin limitación, un dispositivo de almacenamiento y/o un dispositivo de memoria. Dichas instrucciones, cuando se ejecutan por un procesador, hacen que el procesador realice al menos una parte de los procedimientos descritos en el presente documento. Los ejemplos anteriores solo son ejemplares, y por tanto no pretenden limitar de ninguna forma la definición y/o el significado del término procesador.
[0065] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar los modos de realización, incluyendo el mejor modo, y también para permitir que cualquier experto en la técnica practique los modos de realización, incluyendo fabricar y usar cualquier dispositivo o sistema y realizar cualquier procedimiento incorporado. El alcance de la protección se define por las reivindicaciones adjuntas.

Claims (11)

REIVINDICACIONES
1. Un procedimiento (600) para controlar la operación de una turbina eólica (100), comprendiendo el procedimiento:
recopilar (610) datos de entrenamiento, comprendiendo los datos de entrenamiento consignas de pitch, consignas de velocidad específica y datos históricos con respecto a una o más condiciones operativas de la turbina eólica incluyendo una salida de potencia o un diferencial de potencia de la turbina eólica; entrenar (620) un modelo de aprendizaje automático aplicando los datos de entrenamiento al modelo de aprendizaje automático, una salida del modelo de aprendizaje automático es una potencia estimada o diferencial de potencia estimado de la turbina eólica en base a los datos de entrenamiento, y el modelo de aprendizaje automático se almacena;
obtener (640) datos recientes con respecto a una o más condiciones operativas de la turbina eólica; aplicar (650) el modelo de aprendizaje automático a los datos recientes para generar una potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia correspondiente a los datos recientes;
aplicar (650) el modelo de aprendizaje automático a los datos recientes para generar al menos una potencia estimada o diferencial de potencia estimado correspondiente a los valores de las consignas de pitch y las consignas de velocidad específica que difieren de los datos recientes;
determinar (660) un ajuste de turbina eólica comparando la potencia estimada o diferencial de potencia estimado con la potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia, y aplicar (670) el ajuste de turbina eólica a la turbina eólica si la potencia estimada o diferencial de potencia estimado es mayor que o igual a una cantidad umbral por encima de la potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia;
repetir (680) las etapas de obtención, aplicación y determinación en un intervalo de tiempo predeterminado.
2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que los datos con respecto a una condición operativa de la turbina eólica (100) comprenden al menos uno de datos de carga de turbina eólica, salida de potencia, velocidad del viento, estimación de velocidad del viento, variación de la velocidad del viento con la altura, turbulencia del viento, dirección del viento, desalineación de la orientación, velocidad del generador, densidad del aire y temperatura del aire.
3. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la etapa de recopilación (610) comprende operar la turbina eólica de acuerdo con una secuencia de diferentes consignas de pitch y consignas de velocidad específica.
4. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, comprendiendo además el ajuste de turbina al menos uno de:
pitch de pala, par de torsión de generador y velocidad específica.
5. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia de la turbina eólica se determina comparando una salida de potencia de la turbina eólica (100) con una o más turbinas eólicas vecinas en un parque eólico.
6. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la potencia de referencia o diferencial de potencia de referencia de la turbina eólica (100) se determina comparando una salida de potencia actual de la turbina eólica con una salida de potencia previa o futura de la turbina eólica donde la consigna de pitch y la consigna de velocidad específica se han establecido en valores de referencia repetidos durante la etapa de recopilación.
7. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que se usa una consigna de desplazamiento de orientación además de la consigna de pitch y la consigna de velocidad específica.
8. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el intervalo de tiempo predeterminado es de aproximadamente 10 segundos a aproximadamente 1 hora.
9. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la cantidad umbral es de un 10 %.
10. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la cantidad umbral es 10 kW.
11. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la etapa de entrenamiento (620) se realiza por medio de un algoritmo de aprendizaje automático que comprende uno de:
máquinas de vectores de soporte, procesos gaussianos para aprendizaje automático, bosque aleatorio.
ES19192617T 2018-08-20 2019-08-20 Procedimiento para controlar la operación de una turbina eólica Active ES2942988T3 (es)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/105,076 US10605228B2 (en) 2018-08-20 2018-08-20 Method for controlling operation of a wind turbine

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2942988T3 true ES2942988T3 (es) 2023-06-08

Family

ID=67659501

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES19192617T Active ES2942988T3 (es) 2018-08-20 2019-08-20 Procedimiento para controlar la operación de una turbina eólica

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10605228B2 (es)
EP (1) EP3613982B1 (es)
DK (1) DK3613982T3 (es)
ES (1) ES2942988T3 (es)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109973301B (zh) * 2017-12-28 2020-07-24 新疆金风科技股份有限公司 在极端湍流风况下控制风力发电机组变桨的方法和装置
DE102018112825A1 (de) * 2018-05-29 2019-12-05 fos4X GmbH Sensoranordnung für eine Windkraftanlage
US10815972B2 (en) * 2019-03-22 2020-10-27 General Electric Company System and method for assessing and validating wind turbine and wind farm performance
DE102019108244A1 (de) * 2019-03-29 2020-10-01 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Ermitteln einer Leistungskurve einer Windenergieanlage
FR3095246B1 (fr) * 2019-04-16 2022-12-09 Ifp Energies Now Procédé et système de contrôle d’une grandeur d’une éolienne par choix du contrôleur par un apprentissage automatique
DE102019119774A1 (de) * 2019-07-22 2021-01-28 fos4X GmbH Verfahren zur Steuerung eines Windparks, Steuerungsmodul für einen Windpark und Windpark
US20220349379A1 (en) * 2019-09-30 2022-11-03 Vestas Wind Systems A/S A method for controlling boosted power output of a power generating unit
US11261846B2 (en) * 2019-11-01 2022-03-01 General Electric Company System and method for designing and operating a wind turbine power system based on statistical analysis of operational and/or grid data thereof
EP3842635A1 (en) * 2019-12-23 2021-06-30 Vestas Wind Systems A/S Operating a wind turbine with sensors implemented by a trained machine learning model
EP3964708A1 (en) * 2020-09-03 2022-03-09 Nederlandse Organisatie voor toegepast- natuurwetenschappelijk Onderzoek TNO Method and controller arrangement for operating a wind turbine farm
CN112594125A (zh) * 2020-11-29 2021-04-02 上海电机学院 一种自动收缩的风力发电叶片及其控制方法
DE102021113547A1 (de) * 2021-05-26 2022-12-01 Rwe Renewables Gmbh Verfahren zum Trainieren eines Machine-Learning-Modells verwendbar zum Bestimmen einer Restnutzungsdauer einer Windkraftanlage
US11649804B2 (en) 2021-06-07 2023-05-16 General Electric Renovables Espana, S.L. Systems and methods for controlling a wind turbine
EP4343140A1 (en) * 2022-09-23 2024-03-27 Consiglio Nazionale delle Ricerche Wind apparatus to maximize the amount of kinetic energy associated with an air flow captured over time by said wind apparatus
CN117685175A (zh) * 2023-12-01 2024-03-12 北京能源工业互联网研究院有限公司 风电机组的多个调控参数的实时优化方法及系统

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7560823B2 (en) 2006-06-30 2009-07-14 General Electric Company Wind energy system and method of operation thereof
ES2656542T3 (es) 2007-08-31 2018-02-27 Vestas Wind Systems A/S Método para el control de al menos un mecanismo de regulación de una turbina eólica, una turbina eólica y un parque eólico
DE602007001981D1 (de) 2007-10-12 2009-09-24 Siemens Ag Verfahren und Vorrichtung zur Bereitstellung mindestens eines Eingangssensorsignals für eine Steuerungs- und/oder Überwachungsanwendung sowie Steuerungsvorrichtung
US8712593B2 (en) 2008-11-18 2014-04-29 Vestas Wind Systems A/S Method for controlling operation of a wind turbine
EP2213873A1 (en) 2009-01-30 2010-08-04 Siemens Aktiengesellschaft Estimating an effective wind direction for a wind turbine by means of a learning system
EP2577055B8 (en) 2010-06-02 2016-10-12 Vestas Wind Systems A/S A method for operating a wind turbine at improved power output
EP2444659B1 (en) 2010-10-19 2016-07-06 Siemens Aktiengesellschaft Method and system for adjusting a power parameter of a wind turbine
US20130184838A1 (en) * 2012-01-06 2013-07-18 Michigan Aerospace Corporation Resource optimization using environmental and condition-based monitoring
EP2878811B1 (en) 2013-11-29 2021-04-14 GE Renewable Technologies Wind B.V. Methods of operating a wind turbine, and wind turbines
US9551322B2 (en) 2014-04-29 2017-01-24 General Electric Company Systems and methods for optimizing operation of a wind farm
US9995276B2 (en) 2014-06-19 2018-06-12 Vestas Wind Systems A/S Control of wind turbines in response to wind shear
US9644612B2 (en) 2014-09-23 2017-05-09 General Electric Company Systems and methods for validating wind farm performance measurements
US10473088B2 (en) 2015-03-13 2019-11-12 General Electric Company System and method for variable tip-speed-ratio control of a wind turbine
EP3088733B1 (en) 2015-04-27 2018-10-17 Envision Energy (Jiangsu) Co., Ltd. Method for operating a wind turbine based on degradation of wind turbine blade
US10712717B2 (en) * 2015-05-15 2020-07-14 General Electric Company Condition-based validation of performance updates
ES2790835T3 (es) * 2015-06-11 2020-10-29 Vestas Wind Sys As Potencia de variación en una turbina eólica usando planificación de ganancia
US10247170B2 (en) 2016-06-07 2019-04-02 General Electric Company System and method for controlling a dynamic system
WO2017211367A1 (en) 2016-06-07 2017-12-14 Vestas Wind Systems A/S Adaptive control of a wind turbine by detecting a change in performance
EP3260700A1 (en) 2016-06-22 2017-12-27 Siemens Aktiengesellschaft A computer-based method and a prediction device for predicting operating data of a wind turbine
DK179188B1 (en) 2016-07-06 2018-01-22 Envision Energy (Jiangsu) Co Ltd Wind turbine and a method of operating a wind turbine
WO2018121668A1 (en) 2016-12-30 2018-07-05 Envision Energy (Jiangsu) Co., Ltd. A method and system for evaluating wind turbine generator performance

Also Published As

Publication number Publication date
EP3613982A1 (en) 2020-02-26
EP3613982B1 (en) 2023-01-25
US20200056589A1 (en) 2020-02-20
DK3613982T3 (da) 2023-03-13
US10605228B2 (en) 2020-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2942988T3 (es) Procedimiento para controlar la operación de una turbina eólica
ES2898205T3 (es) Sistema y procedimiento para controlar un sistema dinámico, en particular, una turbina eólica
ES2818132T3 (es) Control de turbina eólica basado en previsiones
ES2966993T3 (es) Método de control de aerogenerador
ES2904596T3 (es) Sistema y procedimiento para pronosticar la salida de potencia de un parque eólico
ES2818100T3 (es) Método y sistema de control para turbinas eólicas
ES2873399T3 (es) Método y sistema de control para la protección de turbinas eólicas
Shokrzadeh et al. Wind turbine power curve modeling using advanced parametric and nonparametric methods
ES2681024T3 (es) Aerogenerador y procedimiento para el control de un aerogenerador o de un parque eólico
EP2581600B1 (en) Method and system for control of wind turbines
US11022100B2 (en) System and method for controlling wind turbines
ES2770248T3 (es) Procedimiento para operar un sistema de energía eólica
ES2946538T3 (es) Procedimientos para hacer funcionar una turbina eólica
ES2784942T3 (es) Mejoras referentes al control del desgaste de cojinetes
ES2907248T3 (es) Sistema y procedimiento de control de turbina eólica
ES2821958T3 (es) Métodos y sistemas para generar programaciones de control de turbinas eólicas
TWI737793B (zh) 風力發電廠或風力發電廠之控制方法
CN115506945A (zh) 用于控制风力涡轮的系统和方法
CN113279907A (zh) 用于操作风力涡轮机的方法
ES2665559T3 (es) Sistema y método de control de aerogenerador
ES2920891T3 (es) Método y sistema de operación de un parque eólico
EP4060430A1 (en) Systems and methods for operating power generating assets
ES2912067T3 (es) Sistema y procedimiento para determinar las pérdidas por estela de un parque eólico
ES2880783T3 (es) Procedimiento y sistema de control de turbinas eólicas en un parque de turbinas eólicas
Dai Offshore Wind Turbines in the Natural Environment: Statistical Prediction of Power and Fatigue