ES2951274T3 - Sistema de control y procedimiento para el funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas - Google Patents

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Abstract

Método para operar una pluralidad de turbinas eólicas (14, 15, 16), en el que un primer valor estimado del viento actual se deriva de los parámetros operativos de una primera turbina eólica (14) y en el que un segundo valor estimado del viento actual se deriva de los parámetros operativos parámetros de un segundo aerogenerador (15). Se utiliza un modelo de predicción (28) para derivar una predicción de viento para una tercera turbina eólica (16) que sea válida para un momento futuro (25) a partir de la primera estimación del viento y la segunda estimación del viento. La predicción del viento se procesa en un controlador (24) para generar una señal de control para el tercer aerogenerador (16) que sea efectiva antes del tiempo futuro (25). La invención también se refiere a un sistema de control asociado. Al predecir las condiciones del viento para un momento futuro (25), se puede reducir la carga de determinadas turbinas eólicas. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema de control y procedimiento para el funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas
La invención se refiere a un sistema de control y un procedimiento para el funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas.
En los parques eólicos compuestos por varias turbinas eólicas, surge el problema de que, en función de la dirección del viento, unas turbinas eólicas están a barlovento de otras turbinas eólicas. A sotavento de las turbinas eólicas delanteras, se producen condiciones de viento irregulares, que pueden someter a las turbinas eólicas situadas a sotavento a mayores cargas.
Un enfoque para reducir las cargas consiste en predecir los cambios en las condiciones del viento para las turbinas eólicas situadas a sotavento, de modo que las turbinas eólicas puedan ponerse en un estado en el que la carga sea menor antes de que se produzcan los cambios en las condiciones del viento, WO 03/01 2293 A2, DE 102010063396 A1, WO 2013/083131.
Por el documento US 2007/0124025 A1 se conoce un procedimiento y un sistema para controlar una central eléctrica de un parque eólico que comprende una unidad central de procesamiento y control acoplada a las turbinas eólicas del parque eólico para recibir datos de cada turbina eólica y enviar selectivamente datos y/o señales de control a cada turbina eólica para reducir las cargas de fatiga y mantener los límites de potencia.
Para realizar una previsión fiable, no suele ser suficiente disponer de información puntual sobre las condiciones actuales del viento en una única turbina eólica situada a barlovento. Lo que es más deseable es una detección bidimensional o tridimensional de las condiciones actuales del viento con el fin de permitir una predicción para tiempos futuros, EP 3009 670 A1. Sin embargo, no es fácil obtener información precisa sobre las condiciones actuales del viento. Los valores medidos por un anemómetro dispuesto en una turbina eólica suelen estar falseados por el movimiento del rotor, por lo que no son suficientemente fiables. Con los sensores LIDAR es posible medir las condiciones del viento a barlovento de una turbina eólica y, por tanto, en una zona no perturbada por el rotor. Sin embargo, esto es laborioso y caro. Equipar un parque eólico con sensores independientes de las turbinas eólicas también es laborioso y caro.
La invención se basa en el objetivo de presentar un sistema de control y un procedimiento para el funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas con los que la carga de determinadas turbinas eólicas se pueda reducir de manera rentable y fiable. Partiendo del estado de la técnica mencionado el objetivo se resuelve con las características de las reivindicaciones independientes. En las reivindicaciones subordinadas se indican formas de realización ventajosas.
En el procedimiento según la invención, se obtiene una primera estimación del viento actual a partir de parámetros de funcionamiento de una primera turbina eólica. Una segunda estimación del viento actual se obtiene a partir de parámetros de funcionamiento de una segunda turbina eólica. Se aplica un modelo de predicción para realizar una predicción de viento para una tercera turbina eólica válida para un momento futuro a partir de la primera estimación de viento actual y la segunda estimación de viento actual. La predicción del viento se procesa en un control para generar una señal de control para la tercera turbina eólica que sea efectiva antes del momento futuro. El modelo de predicción puede procesar otra información además de la primera estimación del viento actual y la segunda estimación del viento actual. En caso de un cambio en la dirección del viento, el modelo de predicción determina el intervalo de tiempo entre el tiempo actual y el tiempo futuro como la suma de un tiempo de retardo derivado de la velocidad actual del viento y un tiempo adicional que representa una estela de la primera turbina eólica y/o de la segunda turbina eólica.
La invención ha reconocido que el objetivo perseguido solo puede alcanzarse mediante la interacción de varios aspectos. El procedimiento se basa en el hecho de que, con los valores de estimación del viento, se dispone de información fiable sobre las condiciones actuales del viento para una mayoría de turbinas eólicas. Se ha demostrado que las estimaciones del viento derivadas de parámetros de funcionamiento de la turbina eólica son significativamente menos propensas a errores que, por ejemplo, los valores medidos con un anemómetro dispuesto en la turbina eólica. Al alimentar el modelo de predicción con estimaciones de viento que representan las condiciones actuales del viento en varias turbinas eólicas, se obtiene una amplia base de información para que el modelo de predicción dé como resultado una predicción fiable del viento. La predicción del viento se refiere a las condiciones del viento en la tercera turbina eólica en un momento posterior al actual (momento futuro). Entre el momento actual en el que se determinan los valores estimados del viento y el momento futuro, hay un intervalo de tiempo en el que el control puede procesar la predicción del viento para ajustar preventivamente la tercera turbina eólica a las condiciones de viento modificadas que cabe esperar poco después (control previo).
La señal de control para la tercera turbina eólica puede generarse en un control de la tercera turbina eólica. También es posible generar la señal de control en un control de otra turbina eólica o en un control del parque eólico (park master) al que pertenece la tercera turbina eólica.
La mayor fiabilidad de los valores de estimación del viento según la invención en comparación con una medición anemométrica directa resulta del hecho de que los valores de estimación del viento se derivan del flujo de masa de aire que actúa sobre todo el rotor. En comparación con un anemómetro dispuesto en la turbina eólica, esto proporciona una superficie de medición esencialmente mayor. Los parámetros de funcionamiento a partir de los cuales se deduce una estimación del viento se seleccionan de forma que exista una dependencia entre los parámetros de funcionamiento y la carga de viento que actúa sobre el rotor. Por lo tanto, si la carga de viento que actúa sobre el rotor cambia, en función de esta se produce un cambio en los parámetros de funcionamiento. Como parámetros de funcionamiento de una turbina eólica que pueden tenerse en cuenta para establecer una estimación del viento entran en consideración, por ejemplo, la velocidad del rotor, el ángulo de paso de una o más palas de rotor, el par de torsión, una inclinación de la torre y/o la deformación de una pala de rotor. Además, también puede tenerse en cuenta una densidad del aire estimada o medida. En particular, un cambio en una de estas variables puede incluirse en la determinación de una estimación del viento.
Se puede conseguir una mejora de la fiabilidad de los valores de estimación del viento según la invención obteniendo la predicción del viento para la tercera turbina eólica a partir de los valores actuales de estimación del viento de varias turbinas eólicas. Cuantos más valores de estimación del viento se incluyan en la predicción del viento, más precisa será la predicción del viento para la tercera turbina eólica.
El modelo de predicción puede diseñarse de tal modo que la predicción del viento se extienda sobre una sección de área geográfica, en donde la tercera turbina eólica está dispuesta dentro de la sección de área geográfica. A continuación, el modelo de predicción puede utilizarse para obtener una predicción del viento para un momento futuro para cada ubicación dentro de la sección de área geográfica. El modelo de predicción puede diseñarse de forma que la predicción del viento en un lugar determinado tenga un valor fijo independientemente de la altura sobre el suelo. También es posible un diseño tridimensional del modelo de predicción en el que la predicción del viento cambia no solo en función de la ubicación geográfica, sino también en función de la altura sobre el suelo.
El modelo de predicción puede diseñarse para reproducir la predicción del viento en un sistema de coordenadas. El sistema de coordenadas puede asociarse a la sección de área geográfica sobre la que se extiende la predicción del viento. La posición geográfica de la tercera turbina eólica puede definirse mediante coordenadas en el sistema de coordenadas. El control de la tercera turbina eólica puede utilizar estas coordenadas para determinar la predicción de viento válida para la tercera turbina eólica y derivar de ella una señal de control para la turbina eólica.
La predicción del viento comprende preferiblemente al menos un valor de predicción de la dirección del viento y un valor de predicción de la fuerza del viento. La predicción del viento puede comprender, además, valores de predicción para gradientes de viento horizontales/verticales, turbulencias y/o densidades del aire. Los valores de predicción determinados para una posición geográfica específica pueden formar un conjunto de datos relacionados. Además de la posición geográfica, se puede asociar a este conjunto de datos información temporal a partir de la cual se obtiene el momento futuro para el que es válida la predicción del viento.
El control de la tercera turbina eólica puede estar diseñado para derivar una señal de control de la predicción del viento, en particular, si la carga prevista de la tercera turbina eólica que cabe esperar según la predicción del viento es superior a la carga actual de la tercera turbina eólica. La señal de control puede diseñarse para provocar una reducción de la absorción de energía del viento. Por ejemplo, la señal de control puede aumentar el ángulo de paso colectivo, es decir, el ángulo de paso de todas las palas de rotor.
Cuanto más fuerte sea la señal de control, más claramente se reducirá la carga de la turbina eólica. La señal de control puede ser tanto más fuerte cuanto mayor sea la diferencia entre la velocidad actual del viento en la tercera turbina eólica y la velocidad del viento prevista con la predicción del viento. Esto se cumple principalmente en el caso de que la velocidad del viento prevista sea mayor que la velocidad del viento actual. La velocidad actual del viento puede referirse al momento en que el control de la tercera turbina eólica genera la señal de control.
Adicional o alternativamente, cuanto mayor sea la diferencia entre la intensidad de turbulencia actual en la tercera turbina eólica y la intensidad de turbulencia prevista con la predicción del viento, más fuerte puede ser la señal de control. La tercera turbina eólica está diseñada para realizar el cambio especificado con el comando de control, por ejemplo, para cambiar el ángulo de paso colectivo.
Si se modifican las condiciones de funcionamiento de una turbina eólica para que esté expuesta a cargas menores, la absorción de energía procedente del viento también disminuye regularmente. Para mantener bajas las pérdidas de rendimiento, el procedimiento puede configurarse de modo que solo esté activo cuando la velocidad actual del viento sea superior a la velocidad nominal y/o la tercera turbina eólica esté funcionando en ese momento a la potencia nominal. Si la velocidad del viento es inferior a la velocidad nominal y/o si la tercera turbina eólica funciona por debajo de la potencia nominal, el procedimiento puede permanecer inactivo. La velocidad actual del viento puede ser la velocidad actual del viento en la tercera turbina eólica.
Para una aplicación razonable del procedimiento, es ventajoso que la tercera turbina eólica esté situada a sotavento de la primera turbina eólica y de la segunda turbina eólica. Así hay una línea orientada transversalmente a la dirección del viento con referencia a la cual la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica están dispuestas a barlovento y la tercera turbina eólica está dispuesta a sotavento. La primera turbina eólica y la segunda turbina eólica pueden disponerse a ambos lados de una línea recta trazada en la dirección del viento desde la tercera turbina eólica.
El modelo de predicción puede comprender una función para determinar una línea frontal de un campo de viento. Por línea frontal se entiende una línea orientada perpendicularmente a la dirección del viento y que se desplaza con la velocidad del viento en la dirección del viento. Esta primera línea es una forma sencilla de trazar la propagación de los valores actuales de velocidad y dirección del viento derivados de la primera estimación del viento y de la segunda estimación del viento. Teniendo en cuenta la distancia desde la tercera turbina eólica hasta la línea frontal considerada a barlovento y la velocidad con la que la línea frontal se desplaza en la dirección del viento, se puede determinar un tiempo de retardo hasta que las condiciones de viento representadas por la tercera línea frontal llegan a la tercera turbina eólica. El correspondiente momento futuro para la tercera turbina eólica, para el que se aplica la predicción del viento, resulta directamente del tiempo de retardo.
Si la velocidad del viento prevista para el momento futuro es superior a la velocidad actual del viento en la tercera turbina eólica, se puede generar y procesar una señal de control para la tercera turbina eólica poco antes del momento futuro, de modo que la tercera turbina eólica reciba menos carga. En particular, el ángulo de paso colectivo puede aumentarse de forma preventiva mediante dicho control previo. La velocidad a la que se mueve la línea frontal puede corresponderse con la velocidad del viento determinada a partir de la primera estimación y la segunda estimación o derivarse de esta velocidad del viento.
Con esta primera línea frontal, se utiliza un modelo de predicción con el que se actualizan, en particular linealmente, las condiciones de viento determinadas a partir de la primera estimación del viento y/o de la segunda estimación del viento. En una forma de realización de la invención, se tiene en cuenta adicional o alternativamente la circunstancia de que la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica también pueden influir en las condiciones del viento que son relevantes para la tercera turbina eólica. En otras palabras, el modelo de predicción está diseñado para incorporar un modelo de estela al determinar la predicción del viento, en donde el modelo de estela representa la estela de la primera turbina eólica y/o de la segunda turbina eólica.
Una estela es un área espacial dispuesta a sotavento de una turbina eólica que se encuentra en funcionamiento y en la que las condiciones del viento son diferentes de las que serían sin la presencia de la turbina eólica. El modelo de predicción según la invención puede diseñarse de tal manera que, al determinar la predicción del viento, se utilice un modelo de estela según el cual, en la estela de una turbina eólica, la velocidad del viento se reduzca en comparación con las condiciones de viento no perturbado. La suposición de una velocidad de viento reducida puede comprender un área espacial dispuesta a sotavento de la primera turbina eólica y/o de la segunda turbina eólica. El área espacial puede ser cilíndrica, en donde el eje del cilindro interseca el buje del rotor. El diámetro del cilindro puede corresponderse con el diámetro del rotor.
En un perfeccionamiento de la invención, se puede tener en cuenta en el modelo de predicción que la estela típicamente no se una al rotor en forma cilíndrica, sino que esta forma cilíndrica se vaya desarrollando con creciente distancia del rotor. La suposición de una velocidad del viento reducida puede comprender, por tanto, un área espacial que se extienda a sotavento de la turbina eólica y se amplíe con creciente distancia de la turbina eólica. La ampliación puede tener forma cónica. El eje de la forma cónica puede intersecar el buje del rotor. El diámetro del cono en la zona del rotor puede corresponderse con el diámetro del rotor.
El modelo de estela puede diseñarse adicional o alternativamente de forma que se suponga un aumento de la turbulencia en un área espacial dispuesta a sotavento de la primera turbina eólica y/o de la segunda turbina eólica. El área espacial en la que el modelo de estela supone un aumento de la turbulencia puede corresponderse con el área espacial en la que el modelo de estela supone una disminución de la velocidad del viento. Si la turbulencia prevista para el momento futuro es superior a la turbulencia actual en la tercera turbina eólica, se puede generar y procesar una señal de control para la tercera turbina eólica poco antes del momento futuro, de modo que la tercera turbina eólica reciba menos carga. Por ejemplo, el ángulo de paso colectivo de todas las palas de rotor puede aumentarse de forma preventiva mediante dicho control previo.
En una variante sencilla, el modelo de predicción puede diseñarse de forma que se aplique una actualización lineal cuando cambie la dirección del viento. Esto significa que la línea frontal derivada de la primera estimación del viento y de la segunda estimación del viento cambia de orientación. La velocidad a la que se desplaza la línea frontal a sotavento se obtiene directamente de la velocidad del viento según la primera estimación del viento y la segunda estimación del viento. A partir de la distancia considerada a barlovento entre la tercera turbina eólica y la línea frontal, así como de la velocidad con la que la línea frontal se desplaza a sotavento, se puede calcular un tiempo de retardo y determinar así el momento futuro en el que el cambio de dirección del viento llegará a la tercera turbina eólica.
En una variante de la invención, el modelo de predicción puede diseñarse de forma que se aplique un modelo de estela con respecto a los cambios en la dirección del viento. Teniendo en cuenta el modelo de estela, el momento futuro en el que un cambio en la dirección del viento llega a la tercera turbina eólica puede calcularse como la suma del tiempo de retardo determinado linealmente y un tiempo adicional relacionado con la estela. Se ha demostrado que la estela provoca un retraso adicional hasta que un cambio en la dirección del viento se prolonga hasta una turbina eólica situada a sotavento.
La consideración de un modelo de estela en el modelo de predicción tiene un contenido inventivo independiente, incluso sin que una primera estimación del viento se derive de parámetros de funcionamiento de una primera turbina eólica, una segunda estimación del viento se derive de parámetros de funcionamiento de una segunda turbina eólica y la predicción del viento se derive de la primera estimación del viento y de la segunda estimación del viento. Así, en este aspecto de la invención, es particularmente posible que la producción se base en valores de viento medidos y no en valores de viento estimados. Además, es posible que la predicción del viento se base en las condiciones actuales del viento de una sola turbina eólica.
El procedimiento puede llevarse a cabo de forma que se cree continuamente una predicción del viento a partir de las estimaciones de viento disponibles, que comprenda toda el área geográfica del parque eólico. Si las predicciones de viento están provistas en cada caso de marcas de tiempo, cada turbina eólica individual puede determinar la predicción de viento válida para ella para un momento futuro utilizando sus coordenadas geográficas y seleccionando el sello de tiempo apropiado. Es posible actualizar dinámicamente una predicción de viento con un determinado sello de tiempo cuando se dispone de nuevos valores de estimación de viento. Para ello, es ventajoso poder acceder a estimaciones de viento almacenadas que se han recogido en diferentes momentos.
También es posible que los valores de estimación del viento de las turbinas eólicas implicadas se almacenen y que la predicción del viento y que los valores de estimación del viento almacenados se procesen para crear una predicción del viento para la ubicación de una turbina eólica. Este enfoque también puede apoyarse en un modelo de predicción que sea válido para un área geográfica más amplia.
El procedimiento puede realizarse con un gran número de turbinas eólicas, en donde las estimaciones de viento obtenidas en un primer grupo de turbinas eólicas se utilizan para establecer para un segundo grupo de turbinas eólicas una predicción de viento válida para un momento futuro. El procedimiento puede llevarse a cabo de forma que la asociación de turbinas eólicas al primer grupo y al segundo grupo se modifique en función del momento futuro para el que sea válida la predicción del viento y/o en función de la dirección del viento.
El mayor número de turbinas eólicas puede comprender, por ejemplo, al menos 10 turbinas eólicas, preferiblemente al menos 20 turbinas eólicas, más preferiblemente al menos 50 turbinas eólicas. La pluralidad de turbinas eólicas pueden agruparse formando un parque eólico. El parque eólico puede comprender un control central que establezca directrices para el funcionamiento de las distintas turbinas eólicas.
Puede ser ventajoso para el procedimiento si se almacena una secuencia de estimaciones de viento determinadas en diferentes momentos para cada turbina eólica implicada. Cada uno de los valores de estimación del viento puede estar provisto de un sello de tiempo para poder establecer en qué momento se registró el valor de estimación del viento. El periodo de tiempo sobre el que se extiende la secuencia de estimaciones de viento puede ser tal que comprenda el periodo de tiempo necesario para que un campo de viento a la velocidad de viento más baja considerada barra la mayor distancia entre dos turbinas eólicas implicadas. Para almacenar los datos se puede utilizar un almacenamiento en modo tampón en el que los datos se almacenen durante el periodo de tiempo deseado y en el que los datos más antiguos se sustituyan automáticamente por los datos recién añadidos.
El valor estimado del viento comprende preferiblemente un valor para la velocidad del viento y un valor para la dirección del viento. Estos datos pueden almacenarse junto con el correspondiente sello de tiempo. Además, puede almacenarse información sobre el estado de funcionamiento actual de la turbina eólica en cuestión junto con el sello de tiempo.
El cálculo de la predicción del viento puede realizarse en un ordenador central responsable de una pluralidad de turbinas eólicas participantes. También es posible realizar el cálculo de la predicción del viento de forma descentralizada con un ordenador de una turbina eólica.
El procedimiento puede llevarse a cabo de forma que se obtenga una predicción del viento para un momento futuro para cada turbina eólica situada a sotavento de otra turbina eólica del parque eólico. Cada turbina eólica individual puede consultar en caso necesario la predicción válida para ella en un momento determinado. El intervalo de tiempo entre el momento actual en el que, por ejemplo, llega un campo de viento a las turbinas eólicas delanteras del parque eólico y el momento futuro en el que la predicción del viento prevé la llegada la ráfaga a las turbinas eólicas situadas más posteriormente en el parque eólico puede ser considerable. El procedimiento puede llevarse a cabo de forma que, entre el momento actual y el momento futuro, se realice una actualización de la predicción del viento en cuestión, por ejemplo, sobre la base de las estimaciones del viento obtenidas entremedias en las turbinas eólicas dispuestas en el centro del parque eólico.
Para las turbinas eólicas delanteras en relación con la dirección del viento, no es posible ninguna predicción del viento con el procedimiento según la invención. Por consiguiente, las turbinas eólicas delanteras son siempre las primeras/segundas turbinas eólicas en el sentido de la invención para las que se determinan las estimaciones de viento. Todas las turbinas eólicas dispuestas a sotavento de las turbinas eólicas delanteras pueden ser terceras turbinas eólicas en el sentido de la invención para las que se realiza una predicción de viento. Las turbinas eólicas situadas en el centro del parque eólico, que se encuentran tanto a barlovento como a sotavento de otras turbinas del parque eólico, pueden adoptar el papel de una primera/segunda turbina eólica, así como el papel de una tercera turbina eólica en el sentido de la invención, dependiendo del momento futuro al que se refiera la predicción del viento.
La invención también se refiere a un sistema de control con un equipo de detección que está diseñado para deducir una primera estimación del viento actual a partir de parámetros de funcionamiento de una primera turbina eólica y para deducir una segunda estimación del viento actual a partir de parámetros de funcionamiento de una segunda turbina eólica, y con un modelo de predicción que está diseñado para deducir una predicción del viento para una tercera turbina eólica que se aplica a un momento futuro a partir de la primera estimación del viento actual y de la segunda estimación del viento actual, en donde la predicción del viento se procesa en el sistema de control para generar una señal de control para la tercera turbina eólica efectiva antes del momento futuro. La invención también se refiere a una disposición de turbinas eólicas equipadas con un sistema de control de este tipo.
En una forma de realización preferida, el sistema de control presenta varias unidades informáticas de control. La predicción del viento se realiza preferiblemente en un sistema informático central para todo un parque eólico. La respectiva predicción del viento para una instalación individual se transmite desde el sistema informático central a las unidades de control de una pluralidad de instalaciones individuales. Las respectivas unidades de control de las instalaciones individuales generan entonces las señales de control para las instalaciones individuales a partir de la predicción del viento transmitida.
El sistema de control puede perfeccionarse con características adicionales descritas en el contexto del procedimiento de acuerdo con la invención. El procedimiento puede perfeccionarse con características adicionales descritas en el contexto del sistema de control de acuerdo con la invención.
La invención se describe a continuación a modo de ejemplo haciendo referencia a los dibujos adjuntos mediante formas de realización ventajosas. Muestran:
la Figura 1: una disposición de turbinas eólicas según la invención;
la Figura 2: la vista según la figura 1 en otra forma de realización de la invención;
la Figura 3: la vista según la figura 1 en otra forma de realización de la invención;
la Figura 4: una forma de realización alternativa de la invención;
la Figura 5: una representación esquemática de un sistema de control según la invención;
la Figura 6: una representación esquemática de una forma de realización alternativa de un sistema de control según la invención.
Un parque eólico representado en la figura 1 comprende una primera turbina eólica 14, una segunda turbina eólica 15 y una tercera turbina eólica 16. Cada turbina eólica 14, 15, 16 comprende un rotor puesto en rotación por el viento que acciona un generador para la generación de energía eléctrica. Cada una de las turbinas eólicas 14, 15, 16 también comprende un estimador 17 de viento, que solo se muestra en la figura 1 en el ejemplo de la turbina eólica 15.
Los estimadores 17 de viento están diseñados para determinar un valor estimado para la velocidad del viento y, dado el caso, también para la dirección del viento para cada una de las turbinas eólicas 14, 15, 16. Cada valor estimado se deduce de uno o varios parámetros de funcionamiento de la turbina eólica 14, 15, 16 en cuestión, que varían en función del caudal de la masa de aire que actúa sobre todo el rotor. Estos parámetros de funcionamiento pueden comprender, por ejemplo, la velocidad del rotor, el ángulo de paso de las palas de rotor, el par de torsión aplicado por el rotor y/o una deformación de una o más palas del rotor. Dado que el rotor barre una gran superficie, la estimación 17 del viento puede utilizarse para estimar valores fiables de la velocidad efectiva del viento y, opcionalmente, también de la dirección del viento. También es posible que la dirección del viento se mida con un sensor de dirección del viento conocido por el estado de la técnica.
En el caso de la dirección 18 del viento predominante en la figura 1, la tercera turbina eólica 16 está situada a sotavento de la primera turbina eólica 14 y de la segunda turbina eólica 15. La distancia entre la tercera turbina eólica 16 y las turbinas eólicas 14, 15 considerada en la dirección del viento es tal que la tercera turbina eólica 16 está dispuesta en la estela de las turbinas eólicas 14, 15. Con la dirección 18 del viento, las condiciones de viento experimentadas por la tercera turbina eólica 16 se ven así influidas por el funcionamiento de las turbinas eólicas 14, 15 situadas delante.
En el eje temporal 19 de la figura 1, se determinan las estimaciones de viento en la primera turbina eólica 14 y en la segunda turbina eólica 15 en el momento actual 20. Los valores estimados del viento se derivan a un ordenador 21 de predicción en la que se almacena un modelo 28 de predicción. Los valores estimados del viento se alimentan al modelo 28 de predicción, que procesa los valores estimados del viento para determinar una predicción del viento relativa a un momento futuro.
La predicción del viento comprende una línea frontal 22 de un campo de viento. En el momento 23, cuando finaliza el cálculo de la predicción del viento, la línea frontal 22 ya está dispuesta ligeramente por detrás de las turbinas eólicas 14, 15. Según el modelo 28 de predicción, la línea frontal 22 está orientada transversalmente a la dirección 18 del viento y se mueve en la dirección de la tercera turbina eólica 16 con la velocidad del viento derivada de las estimaciones del viento.
Una unidad 24 de control de la tercera turbina eólica 16 puede consultar al ordenador 21 de predicción a partir del momento 23 una predicción del viento válida para un momento futuro 25 para la ubicación de la tercera turbina eólica 16. Una vez aproximado el momento 25, la unidad 24 de control de la tercera turbina eólica 16 puede comparar la predicción de viento válida para el momento 25 con la estimación de viento actual de la tercera turbina eólica 16. Si la fuerza del viento según la predicción de viento es significativamente mayor que la estimación de viento actual, la unidad 24 de control puede generar una señal de control para que en un momento 26 poco antes del momento 25 aumente el ángulo de paso colectivo de la tercera turbina eólica 16. De este modo, la tercera turbina eólica 16 se pone preventivamente en un estado mediante control previo en el que la ráfaga de viento que va a llegar poco después solo la carga un poco.
La predicción del viento determinada con el ordenador 21 de predicción se extiende sobre un área geográfica 27 dentro de la cual se encuentra la tercera turbina eólica 16. En el ordenador 21 de predicción, se puede consultar una predicción de viento para cualquier ubicación dentro del área geográfica 27 para un tiempo específico. Por ejemplo, la tercera turbina eólica 16 envía una solicitud al ordenador 21 de predicción junto con sus coordenadas geográficas y recibe como respuesta una predicción del viento para el momento futuro 25.
La predicción del viento comprende un valor de predicción para la dirección del viento y un valor de predicción para la velocidad del viento. Cuanto mayor sea la velocidad del viento prevista en comparación con la velocidad del viento actual, más se podrá aumentar el ángulo de paso mediante el control previo. La predicción del viento puede comprender, además, un valor de predicción de la intensidad de las turbulencias. Cuanto mayor sea la intensidad de turbulencia prevista en comparación con el valor de turbulencia actual, más podrá aumentarse preventivamente el ángulo de paso.
En el ejemplo de realización según la figura 2, el modelo 28 de predicción comprende un modelo 29 de estela. El modelo 29 de estela puede tener en cuenta el hecho de que la velocidad del viento se reduce en la estela 30 de las turbinas eólicas 14, 15 en comparación con un campo de viento no perturbado. Según la reproducción del modelo de estela, la estela 30 comienza en el plano de los rotores de las turbinas eólicas 14, 15 y continúa en la dirección del viento, en donde la estela aumenta su sección transversal con el aumento de la distancia a los rotores.
La figura 3 muestra una variante de un parque eólico según la invención en la que el modelo 28 de predicción comprende también un modelo 29 de estela. En el momento 20, las estimaciones de viento determinadas por las turbinas eólicas 14, 15 indican un cambio en la dirección del viento. Las turbinas eólicas 14, 15, como turbinas más adelantadas en la dirección del viento, no podían reaccionar preventivamente al cambio de dirección del viento y siguen apuntando en la anterior dirección del viento.
El modelo 28 de predicción da como resultado una línea frontal 22 orientada perpendicularmente a la nueva dirección 18 del viento. Si la línea frontal 22 se actualizase linealmente en función de la velocidad del viento, el nuevo campo de viento llegaría a la tercera turbina eólica 16 en el momento futuro 25. El modelo 29 de estela tiene en cuenta que la estela provoca un retraso hasta que la dirección cambiada del viento llega a la tercera turbina eólica 16. Según el modelo 28 de predicción, el cambio de dirección del viento no llega a la turbina eólica 16 hasta el momento posterior 31. El lapso de tiempo entre el momento futuro 25 y el momento futuro 31 se denomina tiempo adicional condicionado por la estela.
En la forma de realización según la figura 4, el parque eólico comprende un mayor número de turbinas eólicas. Las turbinas más adelantadas del parque eólico en la dirección del viento son las primeras y segundas turbinas eólicas 14, 15 en el sentido de la invención. Si en un momento actual 20 se obtienen valores de estimación del viento para las turbinas eólicas 14, 15 más adelantadas, para las turbinas eólicas 16 más atrasadas (terceras) del parque eólico se obtiene una predicción del viento que es válida para el momento futuro 25.
Una predicción del viento basada en las estimaciones del viento obtenidas en el momento 20 puede comprender todas las turbinas eólicas que están dispuestas entre las turbinas eólicas 14, 15 más adelantadas y las turbinas eólicas 16 más atrasadas. En un momento intermedio 32, ya es posible recurrir adicionalmente a los valores de estimación del viento de las turbinas eólicas adicionales que entretanto ya ha barrido el campo de viento. La predicción del viento actualizada dinámicamente para el momento 25 para las turbinas eólicas 16 más atrasadas en el momento intermedio 32 se basa en una base de datos más amplia, lo que se traduce en una mayor fiabilidad de la predicción del viento.
En el parque eólico representado esquemáticamente en la figura 5, las turbinas eólicas 14, 15 delanteras, con cuyas estimaciones de viento se realiza la predicción del viento, se muestran separadas de las turbinas eólicas 16 posteriores, a las que se aplica la predicción del viento. Las turbinas eólicas del parque eólico que pertenecen a cada uno de los dos grupos son diferentes según la dirección del viento y según a qué turbinas eólicas se aplique la predicción del viento. Todas las turbinas eólicas 14, 15, 16 están equipadas con estimadores 17 de viento que envían los valores de estimación del viento a una memoria central 33. En la memoria central 33, los valores de estimación del viento se almacenan junto con las coordenadas geográficas de la respectiva turbina eólica y un correspondiente sello de tiempo. Complementariamente, puede almacenarse en cada caso información sobre el estado de funcionamiento de la turbina eólica en cuestión en el momento en cuestión.
En la memoria 33, los datos se almacenan durante el tiempo que tarda el campo de viento más lento considerado en desplazarse por la mayor extensión del parque eólico. El campo de viento más lento tomado en consideración puede tener, por ejemplo, una velocidad correspondiente a la velocidad de activación de las turbinas eólicas. La memoria 33 está configurada como un almacenamiento en modo tampón, de modo que los datos más antiguos de este periodo se sustituyen en cada caso por datos más recientes.
Un ordenador central 21 de predicción accede a los valores de estimación del viento almacenados en la memoria 33 para desarrollar continuamente predicciones del viento válidas para el parque eólico en diferentes momentos. Las predicciones de viento se almacenan en una segunda memoria 34. Cada una de las turbinas eólicas 16 puede acceder a la segunda memoria 34 y recuperar la predicción del viento aplicable a sus coordenadas geográficas y para un determinado momento futuro.
La figura 6 muestra una forma de realización en la que los valores estimados del viento de todas las turbinas eólicas 14, 15, 16 se almacenan en una memoria central 33. Cada turbina eólica 14, 15, 16 está equipada con un ordenador 35 de predicción descentralizado que accede a los valores estimados del viento en la memoria 33 para crear una predicción del viento para un momento futuro que solo es válida para la turbina eólica en cuestión. El cálculo puede realizarse utilizando un modelo 28 de predicción válido para una zona geográfica más amplia.
El ordenador 35 de predicción descentralizado puede configurarse de forma que acceda selectivamente solo a los valores de estimación del viento de la memoria 33 que sean relevantes para la turbina eólica en cuestión. Este es el caso de las turbinas eólicas situadas a barlovento de la turbina eólica en cuestión y, en particular, de las turbinas eólicas cuya estela afecta a la turbina eólica en cuestión.

Claims (12)

REIVINDICACIONES
1. Procedimiento para el funcionamiento de una pluralidad de turbinas eólicas (14, 15, 16), en el que una primera estimación del viento actual se deduce a partir de parámetros de funcionamiento de una primera turbina eólica (14) y en el que una segunda estimación del viento actual se deduce a partir de parámetros de funcionamiento de una segunda turbina eólica (15), en donde se aplica un modelo (28) de predicción para deducir a partir de la primera estimación del viento y de la segunda estimación del viento una predicción del viento para una tercera turbina eólica (16) que es válida para un momento futuro (25), en donde la predicción del viento en un control (24) se procesa para generar una señal de control para la tercera turbina eólica (16) efectiva antes del momento futuro (25), y en donde el modelo de predicción (28), en caso de cambio en la dirección del viento, determina el intervalo de tiempo entre el momento actual y el momento futuro como la suma de un tiempo de retardo que se deduce de la velocidad actual del viento y de un tiempo adicional que representa una estela de la primera turbina eólica (14) y/o de la segunda turbina eólica (15).
2. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado por que el modelo de predicción reproduce la predicción del viento en un sistema de coordenadas geográficas.
3. Procedimiento según la reivindicación 2, caracterizado por que la ubicación de la tercera turbina eólica (16) se define por coordenadas dentro del sistema de coordenadas geográficas.
4. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado por que la señal de control provoca una absorción reducida de energía de la tercera turbina eólica (16) a partir del viento.
5. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado por que el procedimiento solo está activo cuando la velocidad actual del viento es superior a la velocidad nominal del viento y/o la tercera turbina eólica (16) está funcionando actualmente a la potencia nominal.
6. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado por que el modelo (28) de predicción deduce la velocidad a la que una línea frontal (22) de un campo de viento se aproxima a la tercera turbina eólica a partir de la primera estimación del viento y/o de la segunda estimación del viento.
7. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado por que el modelo (28) de predicción comprende un modelo (29) de estela según el cual la estela (30) se ensancha al aumentar la distancia a la turbina eólica (14, 15).
8. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado por que se lleva a cabo con un gran número de turbinas eólicas (14, 15, 16).
9. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado por que para cada turbina eólica (14, 15, 16) implicada se almacena una secuencia de valores de estimación del viento determinados en diferentes momentos.
10. Procedimiento según la reivindicación 8 o 9, caracterizado por que las estimaciones de viento obtenidas en un primer grupo de turbinas eólicas (14, 15) se utilizan para establecer para un segundo grupo de turbinas eólicas (16) una predicción de viento válida para un momento futuro (25).
11. Procedimiento según la reivindicación 10, caracterizado por que la asignación de una turbina eólica al primer grupo o al segundo grupo se modifica en función de la dirección del viento (18) y/o en función del momento futuro (25) para el que se aplica la predicción del viento.
12. Sistema de control, con un equipo de detección que está diseñado para deducir una primera estimación del viento actual a partir de parámetros de funcionamiento de una primera turbina eólica (14) y para deducir una segunda estimación del viento actual a partir de parámetros de funcionamiento de una segunda turbina eólica (15) , y con un modelo de predicción que está diseñado para deducir a partir de la primera estimación del viento actual y de la segunda estimación del viento actual una predicción del viento para una tercera turbina eólica (16) válida para un momento futuro (25), caracterizado por que, en caso de cambio en la dirección del viento, el intervalo de tiempo entre el momento actual y el momento futuro se determina como la suma de un tiempo de retardo que se deduce de la velocidad actual del viento y de un tiempo adicional que representa una estela de la primera turbina eólica (14) y/o de la segunda turbina eólica (15), en donde la predicción del viento en el sistema de control (21, 24) se procesa para generar una señal de control para la tercera turbina eólica (16) efectiva antes del momento futuro (25).
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