ES2950728T3 - Herramienta de auditoría energética para un sistema de potencia de turbina eólica - Google Patents

Herramienta de auditoría energética para un sistema de potencia de turbina eólica Download PDF

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Abstract

Una herramienta de auditoría energética (300) para un sistema de energía de turbina eólica (200) incluye un módulo recopilador de datos (302) configurado para conexión temporal a un controlador de turbina existente (202) del sistema de energía de turbina eólica (200) existente. El módulo recolector de datos (302) está configurado para recopilar datos operativos (305) del sistema de energía de turbina eólica (200) existente. La herramienta de auditoría energética (300) también incluye un módulo simulador de modelo (304) configurado para analizar los datos operativos recopilados (305), generando un modelo (306) del sistema de energía de turbina eólica (200) existente en base a los datos operativos recopilados (305), y determinar una pérdida de energía del sistema de energía de turbina eólica existente (200) a partir del modelo (306) del sistema de energía de turbina eólica existente. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Herramienta de auditoría energética para un sistema de potencia de turbina eólica
Solicitudes relacionadas
[0001] La presente solicitud reivindica prioridad al documento U.S. n.° de serie 16/126.408, presentado el 10 de septiembre de 2018.
Campo
[0002] La presente divulgación se refiere, en general, a turbinas eólicas y, más en particular, a una herramienta de auditoría energética para un sistema de potencia de turbina eólica.
Antecedentes
[0003] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y más respetuosas con el medioambiente disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas han obtenido una creciente atención a este respecto. Una turbina eólica moderna típicamente incluye una torre, un generador, una multiplicadora, una góndola y una o más palas de rotor. Las palas de rotor captan energía cinética del viento usando principios de perfil alar conocidos. Por ejemplo, las palas de rotor típicamente tienen el perfil de sección transversal de un perfil alar de modo que, durante el funcionamiento, el aire fluye sobre la pala produciendo una diferencia de presión entre los lados. En consecuencia, una fuerza de sustentación, que se dirige desde un lado de presión hacia un lado de succión, actúa sobre la pala. La fuerza de sustentación genera un par de torsión en el eje de rotor principal, que está engranado a un generador para producir electricidad.
[0004] El funcionamiento de las turbinas eólicas convencionales puede dar como resultado pérdidas de energía desconocidas u ocultas. Además, las turbinas eólicas convencionales no logran adquirir detalles relacionados con dichas pérdidas. Los ejemplos de áreas de pérdida de energía de la turbina eólica pueden incluir la localización de la toma del transformador incorrecta, una tabla de par de torsión no optimizada, una tabla de pitch no optimizada, una orientación excesiva, un enfriamiento excesivo, un calentamiento excesivo, fallas comunes que a menudo se restablecen sin una investigación adicional con respecto a la causa, el tipo, etc., y/o sensores mal montados.
[0005] Por tanto, sería ventajoso un sistema y procedimiento que aborden las cuestiones mencionadas anteriormente. En consecuencia, la presente divulgación está dirigida a una herramienta de auditoría energética para un sistema de potencia de turbina eólica que pueda monitorizar determinadas entradas/salidas (E/S) del sistema de potencia para establecer la pérdida de energía.
[0006] El documento CN106194603 describe un procedimiento y dispositivo para detectar la eficiencia neumática de un sistema de conversión de energía eólica. El documento DK201800230 describe un procedimiento y dispositivo para evaluar las características de potencia de las turbinas eólicas.
Breve descripción
[0007] Se expondrán, en parte, aspectos y ventajas de la invención en la siguiente descripción, o pueden ser evidentes a partir de la descripción, o se pueden aprender a través de la práctica de la invención.
[0008] En un aspecto, la presente divulgación está dirigida a una herramienta de auditoría energética de acuerdo con la reivindicación 1 para un sistema de potencia de turbina eólica. La herramienta de auditoría energética incluye un módulo de recopilación de datos configurado para una conexión temporal a un controlador de turbina existente del sistema de potencia de turbina eólica existente. El módulo de recopilación de datos está configurado para recopilar datos operativos del sistema de potencia de turbina eólica existente. La herramienta de auditoría energética también incluye un módulo de modelo de simulación configurado para analizar los datos operativos recopilados, generar un modelo del sistema de potencia de turbina eólica existente en base a los datos operativos recopilados y determinar una pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica existente a partir del modelo del sistema de potencia de turbina eólica existente.
[0009] De acuerdo con la invención, el módulo de modelo de simulación se puede configurar además para generar un informe de la pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica existente. En dichos modos de realización, el informe puede incluir un porcentaje de cuánto contribuyó una pluralidad de estados operativos a la pérdida de energía.
[0010] En modos de realización particulares, los datos operativos pueden incluir voltaje, corriente, velocidad del rotor, ángulo de pitch, potencia activa, potencia reactiva, ángulo de orientación, dirección del viento, velocidad del viento, dirección de la góndola, temperatura, presión del aire, fallas, esfuerzos mecánicos y/o combinaciones de los mismos. Más específicamente, en determinados modos de realización, los datos operativos pueden incluir series temporales de datos operativos. Como se usa en el presente documento, las series temporales de datos operativos, en general, se refieren a una secuencia de datos puntuales recopilados en intervalos de tiempo establecidos durante un período de tiempo continuo.
[0011] En otro modo de realización, el módulo de recopilación de datos se puede configurar además para recibir un nivel de potencia auxiliar de un bus de potencia auxiliar del sistema de potencia de turbina eólica existente y enviar el nivel de potencia auxiliar al módulo de modelo de simulación. En dichos modos de realización, el módulo de modelo de simulación está configurado para generar el modelo del sistema de potencia de turbina eólica existente en base a los datos operativos recopilados y el nivel de potencia auxiliar. En otros modos de realización, el módulo de recopilación de datos se puede configurar además para enviar los datos operativos del sistema de potencia de turbina eólica existente y el nivel de potencia auxiliar a un servidor en la nube.
[0012] En modos de realización adicionales, el módulo de recopilación de datos se puede acoplar comunicativamente a uno o más sensores configurados para monitorizar los datos operativos y el nivel de potencia auxiliar. Por ejemplo, en un modo de realización, el/los sensor(es) se puede(n) acoplar comunicativamente al módulo de recopilación de datos por medio de al menos una entrada/salida (E/S). Más específicamente, en determinados modos de realización, el/los sensor(es) puede(n) incluir galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de temperatura, unidades de medición microinerciales (MIMU), sensores de presión, sensores de humedad, sensores de velocidad, sensores de flujo de aire, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de detección y medición de distancias por luz (LIDAR), sensores ópticos, anemómetros, veletas, sensores de detección y medición de distancias por sonido (SODAR), infraláseres, radiómetros, tubos de Pitot, radiosondas del viento o combinaciones de los mismos.
[0013] En otro aspecto, la presente divulgación está dirigida a un procedimiento de acuerdo con la reivindicación 10 para evaluar la eficiencia de un sistema de potencia de turbina eólica. El procedimiento incluye instalar temporalmente un módulo de recopilación de datos de una herramienta de auditoría energética en un controlador de turbina existente del sistema de potencia de turbina eólica existente. Durante el funcionamiento del sistema de potencia de turbina eólica existente, el procedimiento incluye recopilar, por medio del módulo de recopilación de datos, datos operativos del sistema de potencia de turbina eólica existente. El procedimiento también incluye analizar, por medio de un módulo de modelo de simulación de la herramienta de auditoría energética, los datos operativos recopilados. Además, el procedimiento incluye generar, por medio del módulo de modelo de simulación, un modelo del sistema de potencia de turbina eólica existente en base a los datos operativos recopilados. Además, el procedimiento incluye determinar, por medio del módulo de modelo de simulación, una pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica existente a partir del modelo del sistema de potencia de turbina eólica existente.
[0014] En un modo de realización, el procedimiento también incluye retirar la herramienta de auditoría energética del sistema de potencia de turbina eólica existente.
[0015] Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y constituyen una parte de esta memoria descriptiva, ilustran modos de realización de la invención y, conjuntamente con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención.
Breve descripción de los dibujos
[0016] Una divulgación completa y suficiente de la presente invención, incluyendo el mejor modo de la misma, dirigida a un experto en la técnica, se expone en la memoria descriptiva, que hace referencia a las figuras adjuntas, en las que:
la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una parte de un modo de realización de una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 2 ilustra una vista esquemática de un modo de realización de un sistema eléctrico y de control adecuado para su uso con la turbina eólica mostrada en la FIG. 1;
la FIG. 3 ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de componentes adecuados que se pueden incluir en un controlador de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 4 ilustra un diagrama esquemático simplificado de un modo de realización de una herramienta de auditoría energética para evaluar la pérdida de energía de un sistema de potencia de turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 5 ilustra un gráfico de un modo de realización de un informe de la pérdida de energía de un sistema de potencia de turbina eólica generado por un módulo de modelo de simulación de la herramienta de auditoría energética de acuerdo con la presente divulgación;
la FIG. 6 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para evaluar la eficiencia de un sistema de potencia de turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.
Descripción detallada
[0017] Ahora se hará referencia en detalle a modos de realización de la invención, ilustrándose uno o más de sus ejemplos en los dibujos.
[0018] En general, la presente divulgación está dirigida a una herramienta de auditoría energética para un sistema de potencia de turbina eólica que monitoriza determinadas entradas/salidas (E/S) del sistema de potencia para establecer la pérdida de energía, mejorando de este modo los ingresos. Por ejemplo, en un modo de realización, la herramienta de auditoría energética está destinada a instalarse temporalmente como una herramienta en turbinas eólicas nuevas o existentes para monitorizar el funcionamiento de las mismas durante un período de tiempo predeterminado para establecer la pérdida de ingresos debido a la pérdida de energía. Más específicamente, la herramienta de auditoría energética puede incluir un módulo de recopilación de datos que se conecta por medio de una conexión LAN al controlador de turbina e importa determinados indicadores (tales como voltaje, velocidad, par de torsión, ángulo de pitch, etc.), por ejemplo, sobre protocolos Modbus TCP u OPC UA. Además, se pueden incluir diversos sensores como E/S separados. A continuación, se pueden incorporar los datos recopilados a la nube. A continuación, la herramienta de auditoría energética puede analizar los datos y generar un modelo que se ajuste a los datos recopilados y busque el derecho.
[0019] En referencia ahora a los dibujos, la FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una parte de una turbina eólica 100 ejemplar de acuerdo con la presente divulgación, que está configurada para implementar el procedimiento y aparato como se describe en el presente documento. La turbina eólica 100 incluye una góndola 102 que aloja típicamente un generador (no mostrado). La góndola 102 está montada en una torre 104 que tiene cualquier altura adecuada que facilite el funcionamiento de la turbina eólica 100 como se describe en el presente documento. La turbina eólica 100 también incluye un rotor 106 que incluye tres palas 108 unidas a un buje rotatorio 110. De forma alternativa, la turbina eólica 100 puede incluir un número cualquiera de palas 108 que facilite el funcionamiento de la turbina eólica 100 como se describe en el presente documento.
[0020] En referencia a la FIG. 2, se ilustra una vista esquemática de un sistema eléctrico y de control 200 ejemplar que se puede usar con la turbina eólica 100. Durante el funcionamiento, el viento impacta en las palas 108 y las palas 108 transforman la energía del viento en un par de torsión de rotación mecánico que acciona de forma rotatoria el eje lento 112 por medio del buje 110. El eje lento 112 está configurado para accionar una multiplicadora 114 que posteriormente aumenta la baja velocidad de rotación del eje lento 112 para accionar un eje rápido 116 a una velocidad de rotación incrementada. El eje rápido 116 está acoplado, en general de forma rotatoria, a un generador 118 para accionar de forma rotatoria un rotor de generador 122. En un modo de realización, el generador 118 puede ser un generador de inducción de doble alimentación (DFIG) de rotor bobinado trifásico (asíncrono), que incluye un estátor de generador 120 acoplado magnéticamente a un rotor de generador 122. Como tal, se puede inducir un campo magnético rotatorio por el rotor de generador 122 y se puede inducir un voltaje dentro de un estátor de generador 120 que está acoplado magnéticamente al rotor de generador 122. En un modo de realización, el generador 118 está configurado para convertir la energía mecánica de rotación en una señal de energía eléctrica de corriente alterna (CA) trifásica sinusoidal en el estátor de generador 120. La potencia eléctrica asociada se puede transmitir a un transformador principal 234 por medio de un bus de estátor 208, un conmutador de sincronización de estátor 206, un bus de sistema 216, un disyuntor de circuito de transformador principal 214 y un bus de lado de generador 236. El transformador principal 234 aumenta la amplitud de voltaje de la potencia eléctrica de modo que la potencia eléctrica transformada se puede transmitir además a una red por medio de un bus de lado de disyuntor 240, un disyuntor de circuito de red 238 y un bus de red 242.
[0021] El estátor de generador 120 se puede acoplar eléctricamente a un conmutador de sincronización de estátor 206 por medio de un bus de estátor 208. En un modo de realización, para facilitar la configuración de DFIG, el rotor de generador 122 se acopla eléctricamente a un conjunto de conversión de potencia bidireccional 210 o convertidor de potencia por medio de un bus de rotor 212. De forma alternativa, el rotor de generador 122 se puede acoplar eléctricamente al bus de rotor 212 por medio de cualquier otro dispositivo que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 como se describe en el presente documento. En otro modo de realización, el conmutador de sincronización de estátor 206 se puede acoplar eléctricamente a un disyuntor de circuito de transformador principal 214 por medio de un bus de sistema 216.
[0022] El conjunto de conversión de potencia 210 puede incluir un filtro de rotor 218 que se acopla eléctricamente al rotor de generador 122 por medio del bus de rotor 212. Un bus de filtro de rotor 219 acopla eléctricamente el filtro de rotor 218 a un convertidor de potencia de lado de rotor 220. Además, el convertidor de potencia de lado de rotor 220 se puede acoplar eléctricamente a un convertidor de potencia de lado de línea 222 por medio de un único enlace de corriente continua (CC) 244. De forma alternativa, el convertidor de potencia de lado de rotor 220 y el convertidor de potencia de lado de línea 222 se pueden acoplar eléctricamente por medio de enlaces de CC individuales y separados. Además, como se muestra, el enlace de CC 244 puede incluir un carril positivo 246, un carril negativo 248 y al menos un condensador 250 acoplado entre los mismos.
[0023] Además, un bus de convertidor de potencia de lado de línea 223 puede acoplar eléctricamente el convertidor de potencia de lado de línea 222 a un filtro de línea 224. Además, un bus de línea 225 puede acoplar eléctricamente el filtro de línea 224 a un contactor de línea 226. Además, el contactor de línea 226 se puede acoplar eléctricamente a un disyuntor de circuito de conversión 228 por medio de un bus de disyuntor de circuito de conversión 230. Además, el disyuntor de circuito de conversión 228 se puede acoplar eléctricamente al disyuntor de circuito de transformador principal 214 por medio de un bus de sistema 216 y un bus de conexión 232. El disyuntor de circuito de transformador principal 214 se puede acoplar eléctricamente a un transformador principal 234 de potencia eléctrica por medio de un bus de lado de generador 236. El transformador principal 234 se puede acoplar eléctricamente a un disyuntor de circuito de red 238 por medio de un bus de lado de disyuntor 240. El disyuntor de circuito de red 238 se puede conectar a la red de transmisión y distribución de potencia eléctrica por medio de un bus de red 242.
[0024] Durante el funcionamiento, la potencia de corriente alterna (CA) generada en el estátor de generador 120 por la rotación del rotor 106 se proporciona por medio de una ruta doble al bus de red 242. Las rutas dobles se definen por el bus de estátor 208 y el bus de rotor 212. En el lado de bus de rotor 212, se proporciona potencia de CA sinusoidal multifásica (por ejemplo, trifásica) al conjunto de conversión de potencia 210. El convertidor de potencia de lado de rotor 220 convierte la potencia de CA proporcionada desde el bus de rotor 212 en potencia de Cc y proporciona la potencia de CC al enlace de CC 244. Los elementos de conmutación (por ejemplo, IGBT) usados en circuitos en derivación del convertidor de potencia de lado de rotor 220 se pueden modular para convertir la potencia de CA proporcionada desde el bus de rotor 212 en potencia de CC adecuada para el enlace de CC 244.
[0025] El convertidor de lado de línea 222 convierte la potencia de CC en el enlace de CC 244 en potencia de salida de CA adecuada para el bus de red eléctrica 242. En particular, los elementos de conmutación (por ejemplo, IGBT) usados en circuitos en derivación del convertidor de potencia de lado de línea 222 se pueden modular para convertir la potencia de CC en el enlace de CC 244 en potencia de CA en el bus de lado de línea 225. La potencia de CA del conjunto de conversión de potencia 210 se puede combinar con la potencia del estátor 120 para proporcionar potencia multifásica (por ejemplo, potencia trifásica) que tiene una frecuencia mantenida sustancialmente a la frecuencia del bus de red eléctrica 242 (por ejemplo, 50 Hz/60 Hz). Se debe entender que el convertidor de potencia de lado de rotor 220 y el convertidor de potencia de lado de línea 222 pueden tener cualquier configuración que use cualquier dispositivo de conmutación que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 como se describe en el presente documento.
[0026] Además, el conjunto de conversión de potencia 210 se puede acoplar en comunicación de datos electrónica con un controlador de convertidor 262 y/o a un controlador de turbina 202 configurados para controlar el funcionamiento del convertidor de potencia de lado de rotor 220 y del convertidor de potencia de lado de línea 222. Por ejemplo, durante el funcionamiento, el controlador 202 se puede configurar para recibir una o más señales de medición de voltaje y/o corriente eléctrica desde un primer grupo de sensores de voltaje y corriente eléctrica 252. Por tanto, el controlador 202 se puede configurar para monitorizar y controlar al menos algunas de las variables operativas asociadas con la turbina eólica 100 por medio de los sensores 252. En el modo de realización ilustrado, cada uno de los sensores 252 se puede acoplar eléctricamente a cada una de las tres fases del bus de red 242. De forma alternativa, los sensores 252 se pueden acoplar eléctricamente a cualquier parte del sistema eléctrico y de control 200 que facilite el funcionamiento del sistema eléctrico y de control 200 como se describe en el presente documento. Además de los sensores descritos anteriormente, los sensores también pueden incluir un segundo grupo de sensores de voltaje y corriente eléctrica 254, un tercer grupo de sensores de voltaje y corriente eléctrica 256, un cuarto grupo de sensores de voltaje y corriente eléctrica 264 (todos mostrados en la FIG. 2) y/o cualquier otro sensor adecuado. Además, los sensores de voltaje y corriente eléctrica 252, 254, 256, 264 se pueden configurar para medir, directa o indirectamente, una salida de potencia de la turbina eólica 100.
[0027] Además, el controlador de convertidor 262 está configurado para recibir una o más señales de medición de voltaje y corriente eléctrica. Por ejemplo, como se muestra en el modo de realización ilustrado, el controlador de convertidor 262 recibe señales de medición de voltaje y corriente eléctrica desde el segundo grupo de sensores de voltaje y corriente eléctrica 254 acoplado en comunicación de datos electrónica con el bus de estátor 208. El controlador de convertidor 262 también puede recibir el tercer y cuarto grupo de señales de medición de voltaje y corriente eléctrica desde el tercer y cuarto grupo de sensores de voltaje y corriente eléctrica 256, 264. Además, el controlador de convertidor 262 se puede configurar con cualquiera de los rasgos característicos descritos en el presente documento con respecto al controlador de turbina 202. Además, el controlador de convertidor 262 puede estar separado o ser parte integrante del controlador de turbina 202.
[0028] Por tanto, el controlador de turbina eólica 202, así como el controlador de convertidor 262, está configurado para controlar diversos componentes de la turbina eólica 100. En consecuencia, como se muestra en particular en la FIG. 3, el/los controlador(es) 202, 262 puede(n) incluir uno o más procesadores 204 y dispositivos de memoria asociados 207 configurados para realizar una variedad de funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, realizar los procedimientos, etapas, cálculos y similares, y almacenar datos pertinentes como se divulga en el presente documento). Adicionalmente, el controlador 202 también puede incluir un módulo de comunicaciones 209 para facilitar las comunicaciones entre el controlador 202 y los diversos componentes de la turbina eólica 100, por ejemplo cualquiera de los componentes de la FIG. 2. Además, el módulo de comunicaciones 209 puede incluir una interfaz de sensor 211 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores se conviertan en señales que se puedan entender y procesar por los procesadores 204. Se debe apreciar que los sensores (por ejemplo, los sensores 252, 254, 256, 264) se pueden acoplar comunicativamente al módulo de comunicaciones 209 usando cualquier medio adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 3, los sensores 252, 254, 256, 264 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 211 por medio de una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 252, 254, 256, 264 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 211 por medio de una conexión inalámbrica, tal como usando cualquier protocolo de comunicaciones inalámbricas adecuado conocido en la técnica. Como tal, el procesador 204 se puede configurar para recibir una o más señales desde los sensores.
[0029] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a circuitos integrados a los que se hace referencia en la técnica como que se incluyen en un ordenador, sino que también se refiere a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. El procesador 204 también se configura para computar algoritmos de control avanzados y comunicarse con una variedad de protocolos basados en Ethernet o en serie (Modbus, OPC, CAN, etc.). Adicionalmente, el/los dispositivo(s) de memoria 207 puede(n) comprender, en general, elemento(s) de memoria que incluye(n), pero sin limitarse a, un medio legible por ordenador (por ejemplo, una memoria de acceso aleatorio (RAM)), un medio no volátil legible por ordenador (por ejemplo, una memoria flash), un disquete, una memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Dicho(s) dispositivo(s) de memoria 207 se puede(n) configurar, en general, para almacenar instrucciones legibles por ordenador adecuadas que, cuando se implementan por el/los procesador(es) 204, configuran el controlador 202 para realizar las diversas funciones como se describe en el presente documento.
[0030] También se debe entender que se puede emplear cualquier número o tipo de sensores dentro de la turbina eólica 100 y en cualquier localización. Por ejemplo, los sensores, como se describe en el presente documento, pueden ser sensores de temperatura, unidades de medición microinerciales (MIMU), galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de presión, sensores de humedad, sensores de velocidad, galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de flujo de aire, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de detección y medición de distancias por luz (LIDAR), sistemas de cámara, sistemas de fibra óptica, anemómetros, veletas, sensores de detección y medición de distancias por sonido (SODAR), infraláseres, radiómetros, tubos de Pitot, radiosondas del viento, otros sensores ópticos y/o cualquier otro sensor adecuado.
[0031] En referencia ahora a la FIG. 4, se ilustra un diagrama esquemático simplificado de un modo de realización de una herramienta de auditoría energética para un sistema de potencia de turbina eólica, tal como el sistema de potencia de turbina eólica 200 de la FIG. 2. Como se muestra, la herramienta de auditoría energética 300 incluye un módulo de recopilación de datos 302 configurado para una conexión temporal al controlador de turbina 202 existente del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente, por ejemplo, por medio de una red de área local (LAN) 316. Además, como se muestra, el módulo de recopilación de datos 302 está configurado para recopilar datos operativos 305 del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente durante el funcionamiento de la misma.
[0032] Por ejemplo, en modos de realización particulares, los datos operativos 305 pueden incluir voltaje, corriente, velocidad del rotor, ángulo de pitch, potencia activa, potencia reactiva, ángulo de orientación, dirección del viento, velocidad del viento, dirección de la góndola, temperatura, presión del aire, fallas, esfuerzos mecánicos y/o combinaciones de los mismos. Más específicamente, en determinados modos de realización, los datos operativos pueden incluir series temporales de datos operativos. Como se usa en el presente documento, las series temporales de datos operativos, en general, se refieren a una secuencia de datos puntuales recopilados en intervalos de tiempo establecidos durante un período de tiempo continuo.
[0033] Además, como se muestra, la herramienta de auditoría energética 300 también incluye un módulo de modelo de simulación 304 configurado para analizar los datos operativos recopilados. Por ejemplo, el módulo de modelo de simulación 304 se puede configurar para procesar los datos recopilados, por ejemplo, usando almacenamiento de datos, conversión de datos, limpieza de datos y/o eliminación de errores, validación de datos, separación y/o clasificación de datos, resumen y agregación de datos, y/o o presentación o informe de datos.
[0034] En otros modos de realización, el módulo de modelo de simulación 304 también está configurado para generar un modelo 306 del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente en base a los datos operativos recopilados y/o analizados. A partir del modelo 306, el módulo de modelo de simulación 304 se configura para determinar una pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente.
[0035] En referencia a las FIGS. 4 y 5, el módulo de modelo de simulación 304 también se puede configurar además para generar un informe 308 de la pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente. Más específicamente, como se muestra, el informe 308 puede incluir una cantidad o porcentaje de cuánto contribuyó una pluralidad de estados operativos a la pérdida de energía. Como tal, un operario del sitio puede establecer fácilmente qué parámetros operativos del sistema de potencia de turbina eólica 200 se pueden ajustar para reducir la pérdida de energía. Por ejemplo, como se muestra en el informe 308 ilustrado, el ajuste del par de torsión y la reducción de fallas proporcionarán al operario la mayor mejora de energía. Todavía otros estados operativos que se pueden evaluar pueden incluir, por ejemplo, ajuste de pitch, reducción de orientación, ajuste de orientación, reducción térmica y/o incrementos de voltaje.
[0036] En otro modo de realización, el módulo de recopilación de datos 302 se puede configurar además para recibir un nivel de potencia auxiliar 310 de un bus de potencia auxiliar 312 del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente. En los sistemas de potencia de turbina eólica típicos, la potencia auxiliar a menudo no es un indicador dentro del controlador de turbina 202, por lo tanto, como se muestra, la herramienta de auditoría energética 300 puede estar equipada con una entrada/salida (E/S) 318 adicional (ilustrada como una red de área local (LAN)) para conectarse al bus de potencia auxiliar 312. En dichos modos de realización, el módulo de recopilación de datos 302 está configurado para recibir y enviar el nivel de potencia auxiliar 310 por medio de la E/S 318 al módulo de modelo de simulación 304. Por tanto, el módulo de modelo de simulación 304 está configurado para generar el modelo 306 del sistema de potencia de turbina eólica existente 200 en base a los datos operativos recopilados, así como el nivel de potencia auxiliar 310.
[0037] Todavía en referencia a la FIG. 4, el módulo de recopilación de datos 302 se puede configurar además para enviar los datos operativos del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente y el nivel de potencia auxiliar 310 a una nube o servidor virtual 314, por ejemplo, por medio de una red de área amplia (WAN) 320.
[0038] En modos de realización adicionales, el módulo de recopilación de datos 302 se puede acoplar comunicativamente a uno o más sensores 307, 309 configurados para monitorizar los datos operativos 305 y/o el nivel de potencia auxiliar 310. Por ejemplo, en un modo de realización, el/los sensor(es) 307, 309 se puede(n) acoplar comunicativamente al módulo de recopilación de datos 302 por medio de la LAN 316 y/o por medio de una E/S 322 separada. Más específicamente, en determinados modos de realización, el/los sensor(es) 307, 309 puede(n) incluir galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de temperatura, unidades de medición microinerciales (MIMU), sensores de presión, sensores de humedad, sensores de velocidad, sensores de flujo de aire, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de detección y medición de distancias por luz (LIDAR), sensores ópticos, anemómetros, veletas, sensores de detección y medición de distancias por sonido (SODAR), infraláseres, radiómetros, tubos de Pitot, radiosondas del viento o combinaciones de los mismos. Además, como se muestra, determinados tipos de sensores
[0039] En referencia ahora a la FIG. 6, se ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 400 para evaluar la eficiencia de un sistema de potencia de turbina eólica existente. En general, el procedimiento 400 se describirá en el presente documento con referencia al sistema de potencia de turbina eólica 200 mostrado en las FIGS. 1-3 y a la herramienta de auditoría energética 300 mostrada en la FIG. 4. Sin embargo, se debe apreciar que el procedimiento 400 divulgado se puede implementar con turbinas eólicas que tengan cualquier otra configuración adecuada. Además, aunque la FIG. 6 representa las etapas realizadas en un orden particular con propósitos de ilustración y análisis, los procedimientos divulgados en el presente documento no están limitados a ningún orden o disposición particular.
[0040] Como se muestra en (402), el procedimiento 400 puede incluir instalar temporalmente un módulo de recopilación de datos 322 de una herramienta de auditoría energética 300 en un controlador de turbina 202 existente del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente. Durante el funcionamiento del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente, como se muestra en (404), el procedimiento 400 incluye recopilar, por medio del módulo de recopilación de datos 302, datos operativos del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente. Como se muestra en (406), el procedimiento 400 puede incluir analizar, por medio de un módulo de modelo de simulación 304 de la herramienta de auditoría energética 300, los datos operativos recopilados. Como se muestra en (408), el procedimiento 400 puede incluir generar, por medio del módulo de modelo de simulación 304, un modelo del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente en base a los datos operativos recopilados. Como se muestra en (410), el procedimiento 400 puede incluir determinar, por medio del módulo de modelo de simulación 304, una pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente a partir del modelo del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente. Además, como se muestra en (412), el procedimiento 400 también puede incluir retirar la herramienta de auditoría energética 300 del sistema de potencia de turbina eólica 200 existente después de determinar la pérdida de energía.
[0041] Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el mejor modo, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance de protección se define por las reivindicaciones adjuntas.

Claims (13)

REIVINDICACIONES
1. Una herramienta de auditoría energética (300) para un sistema de potencia de turbina eólica (200) existente, comprendiendo la herramienta de auditoría energética (300):
un módulo de recopilación de datos (302) configurado para conexión temporal a un controlador de turbina (202) existente del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente, el módulo de recopilación de datos (302) configurado para recopilar datos operativos (305) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente; y
un módulo de modelo de simulación (304) configurado para analizar los datos operativos recopilados (305), generar un modelo (306) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente en base a los datos operativos recopilados (305) y determinar una pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente a partir del modelo (306) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente,
en el que el módulo de modelo de simulación (304) está configurado además para generar un informe (308) de la pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente.
2. La herramienta de auditoría energética (300) de la reivindicación 1, en la que el informe (308) comprende un porcentaje de cuánto contribuyeron una pluralidad de estados operativos a la pérdida de energía.
3. La herramienta de auditoría energética (300) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en la que los datos operativos (305) comprenden al menos uno de voltaje, corriente, velocidad del rotor, ángulo de pitch, potencia activa, potencia reactiva, ángulo de orientación, dirección del viento, velocidad del viento, dirección de la góndola, temperatura, presión del aire, fallas, esfuerzos mecánicos o combinaciones de los mismos.
4. La herramienta de auditoría energética (300) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en la que el módulo de recopilación de datos (302) está configurado además para recibir un nivel de potencia auxiliar de un bus de potencia auxiliar del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente y enviar el nivel de potencia auxiliar al módulo de modelo de simulación (304), estando el módulo de modelo de simulación (304) configurado para generar el modelo (306) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente en base a los datos operativos recopilados (305) y el nivel de potencia auxiliar.
5. La herramienta de auditoría energética (300) de la reivindicación 4, en la que el módulo de recopilación de datos (302) está configurado además para enviar los datos operativos (305) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente y el nivel de potencia auxiliar a un servidor en la nube (314).
6. La herramienta de auditoría energética (300) de la reivindicación 4, en la que el módulo de recopilación de datos (302) está acoplado comunicativamente a uno o más sensores (307, 308) configurados para monitorizar los datos operativos (305) y el nivel de potencia auxiliar.
7. La herramienta de auditoría energética (300) de la reivindicación 6, en la que el uno o más sensores (307, 308) están comunicativamente acoplados al módulo de recopilación de datos (302) por medio de al menos una entrada/salida (E/S) (322).
8. La herramienta de auditoría energética (300) de la reivindicación 6, en la que el uno o más sensores (307, 308) comprenden al menos uno de galgas extensométricas, acelerómetros, sensores de temperatura, unidades de medición microinerciales (MIMU), sensores de presión, sensores de humedad, sensores de velocidad, sensores de flujo de aire, sensores de ángulo de ataque, sensores de vibración, sensores de detección y medición de distancias por luz (LIDAR), sensores ópticos, anemómetros, veletas, sensores de detección y medición de distancias por sonido (SODAR), infraláseres, radiómetros, tubos de Pitot o radiosondas del viento.
9. La herramienta de auditoría energética (300) de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en la que los datos operativos (305) comprenden series temporales de datos operativos (305), las series temporales de datos operativos (305) comprenden una secuencia de datos puntuales recopilados en intervalos de tiempo establecidos durante un período de tiempo continuo.
10. Un procedimiento (400) para evaluar la eficiencia de un sistema de potencia de turbina eólica (200) existente, comprendiendo el procedimiento (400):
instalar temporalmente un módulo de recopilación de datos (302) de una herramienta de auditoría energética (300) en un controlador de turbina (202) existente del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente;
durante el funcionamiento del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente, recopilar, por medio del módulo de recopilación de datos (302), datos operativos (305) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente;
analizar, por medio de un módulo de modelo de simulación (304) de la herramienta de auditoría energética (300), los datos operativos recopilados (305);
generar, por medio del módulo de modelo de simulación (304), un modelo (306) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente en base a los datos operativos recopilados (305); y
determinar, por medio del módulo de modelo de simulación (304), una pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente a partir del modelo (306) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente, que comprende además generar, por medio del módulo de modelo de simulación (304), un informe (308) de la pérdida de energía del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente, en el que el informe (308) comprende un porcentaje de cuánto contribuyó una pluralidad de estados operativos a la pérdida de energía.
11. El procedimiento (400) de la reivindicación 10, que comprende además retirar la herramienta de auditoría energética (300) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente.
12. El procedimiento (400) de las reivindicaciones 10 u 11, en el que los datos operativos (305) comprenden al menos uno de voltaje, corriente, velocidad del rotor, ángulo de pitch, potencia activa, potencia reactiva, ángulo de orientación, dirección del viento, velocidad del viento, dirección de la góndola, temperatura, presión del aire, fallas, esfuerzos mecánicos o combinaciones de los mismos.
13. El procedimiento (400) de las reivindicaciones 10, 11 o 12, que comprende además:
recibir, por medio del módulo de recopilación de datos (302), un nivel de potencia auxiliar de un bus de potencia auxiliar del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente;
enviar, por medio del módulo de recopilación de datos (302), el nivel de potencia auxiliar al módulo de modelo de simulación (304); y
generar, por medio del módulo de modelo de simulación (304), el modelo (306) del sistema de potencia de turbina eólica (200) existente en base a los datos operativos recopilados (305) y el nivel de potencia auxiliar.
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