ES2951573T3 - Estimación adaptativa de potencia disponible para turbinas eólicas - Google Patents

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Abstract

Las realizaciones se dirigen generalmente a técnicas para operar una turbina eólica de una planta de energía eólica. Un método asociado comprende determinar, utilizando uno o más sensores de la turbina eólica, un primer nivel de producción de energía de la turbina eólica; determinar, durante una operación sin restricciones de la turbina eólica, uno o más factores de corrección de potencia disponible utilizando el primer nivel de producción de energía; determinar, utilizando uno o más parámetros de energía eólica aplicados a un modelo predefinido para estimar una potencia disponible de la turbina eólica, un valor de potencia disponible estimado; ajustar el valor de potencia disponible estimado usando uno o más factores de corrección de potencia disponible para producir el valor de potencia disponible; y controlar, utilizando el valor de potencia disponible, la turbina eólica para producir un segundo nivel de producción de energía. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Estimación adaptativa de potencia disponible para turbinas eólicas
Antecedentes
Campo de la divulgación
Las realizaciones presentadas en esta divulgación se refieren en general a técnicas para controlar la producción de potencia de turbinas eólicas usando valores de potencia disponibles estimados de forma adaptativa.
Descripción de la técnica relacionada
Las redes modernas de generación y distribución de potencia dependen cada vez más de fuentes de energía renovables, tal como turbinas eólicas. En algunos casos, las turbinas eólicas pueden sustituirse por generadores convencionales basados en combustibles fósiles. Sin embargo, las condiciones operativas de los generadores de turbinas eólicas, así como las variaciones naturales en las condiciones del viento, pueden afectar la capacidad de las turbinas eólicas para entregar potencia de manera predecible. Además, las condiciones del viento a veces pueden ser inadecuadas para generar potencia.
Independientemente de la potencia que genera una turbina eólica en un momento determinado, es posible que se requiera que una turbina eólica proporcione una señal que indique cuánta potencia es capaz de producir. Esta señal puede denominarse "potencia disponible" para la turbina eólica en las condiciones de viento actuales (o Pav), y puede usarse por un operador del sistema para controlar el equilibrio de potencia de una red eléctrica conectada. Los códigos de red en algunos lugares pueden ser relativamente estrictos, lo que requiere que la señal de potencia disponible sea muy precisa. La incapacidad de la turbina eólica para proporcionar una señal de potencia disponible que tenga la precisión deseada generalmente da como resultado que la turbina eólica se considere "no conforme" y, por lo tanto, no sea adecuada para su uso en la ubicación, lo que significa que se pierde un mercado potencial para la turbina eólica.
En funcionamiento sin restricciones, una turbina eólica normalmente puede producir tanta potencia como sea posible, de modo que la potencia disponible sea sustancialmente igual a la producción de potencia real. De esta forma, los valores de la potencia disponible pueden determinarse utilizando medidas de potencia reales. Sin embargo, puede ser difícil determinar una señal de potencia disponible durante el funcionamiento restringido de la turbina eólica. Por ejemplo, cuando se le ordena reducir su producción de potencia, no se dispone de una medición directa de la potencia disponible, por lo que se debe estimar la potencia disponible.
Una técnica posible para producir la señal de potencia disponible es medir la velocidad del viento en la turbina eólica y acceder a los valores desde una tabla de consulta predefinida con una curva de potencia. Sin embargo, la producción de potencia de la turbina eólica generalmente depende de factores además de la velocidad del viento, tal como la cizalladura del viento, la turbulencia del viento, la densidad del aire, las condiciones de las palas de la turbina eólica (por ejemplo, si hay suciedad o hielo en las palas, si las palas están desalineadas, etc.), el consumo de potencia interna de la turbina eólica, etc. Además, puede ser difícil adquirir medidas exactas de la velocidad del viento, de modo que en algunos casos la producción de potencia de la turbina eólica se estima utilizando, por ejemplo, una tabla de consulta.
El documento US2015/0097373 divulga una calculadora de potencia disponible para calcular la potencia disponible de una turbina eólica sobre la base de una velocidad del viento estimada y las relaciones establecidas entre la potencia de salida de la turbina eólica y la velocidad de rotación y el ángulo de inclinación sobre la base de un vector de potencia.
El documento WO2010/139372 divulga un método para determinar una velocidad del viento estimada. El método comprende medir una potencia actual, medir una velocidad de rotor actual y medir un ángulo de paso de pala actual. Mediante el uso de la velocidad del viento estimada, se divulga la estimación de la potencia máxima disponible a partir del diagrama de la curva de potencia.
Sumario
Un aspecto de la presente invención es un método para operar una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 1.
El método permite ventajosamente una precisión mejorada para los cálculos de potencia disponible de una turbina eólica. En algunos casos, los factores de corrección de potencia disponible pueden actualizarse de manera adaptativa, de modo que los errores que surgen en los valores de potencia disponible estimados basados en modelos (debido a condiciones cambiantes, operación restringida, etc.) pueden mitigarse. Los cálculos de potencia disponible más precisos pueden permitir que la turbina eólica produzca potencia adicional durante los períodos de funcionamiento restringido, por ejemplo, sin frenar innecesariamente el suministro de potencia. Los cálculos de potencia disponible más precisos pueden permitir que la turbina eólica cumpla con los estrictos requisitos del código de red. Cada uno de estos generalmente respalda una mayor generación de ingresos para la operación de la turbina eólica.
Otro aspecto de la presente invención es una turbina eólica que comprende un generador configurado para producir potencia eléctrica; uno o más sensores; y una disposición de control que comprende uno o más procesadores informáticos que están acoplados comunicativamente con el generador. La disposición de control está configurada de acuerdo con la reivindicación 11.
La turbina eólica permite ventajosamente una precisión mejorada para los cálculos de potencia disponible. En algunos casos, los factores de corrección de potencia disponible pueden actualizarse de manera adaptativa, de modo que los errores que surgen en los valores de potencia disponible estimados basados en modelos (debido a condiciones cambiantes, operación restringida, etc.) pueden mitigarse. Los cálculos de potencia disponible más precisos pueden permitir que la turbina eólica produzca potencia adicional durante los períodos de funcionamiento restringido, por ejemplo, sin frenar innecesariamente el suministro de potencia. Los cálculos de potencia disponible más precisos pueden permitir que la turbina eólica cumpla con los estrictos requisitos del código de red. Cada uno de estos generalmente respalda una mayor generación de ingresos para la operación de la turbina eólica.
Otro aspecto de la presente invención es una disposición de control para una turbina eólica. La disposición de control comprende uno o más procesadores informáticos que están configurados de acuerdo con la reivindicación 12.
La disposición de control permite ventajosamente una precisión mejorada para los cálculos de potencia disponible de una turbina eólica. En algunos casos, los factores de corrección de potencia disponible pueden actualizarse de manera adaptativa, de modo que los errores que surgen en los valores de potencia disponible estimados basados en modelos (debido a condiciones cambiantes, operación restringida, etc.) pueden mitigarse. Los cálculos de potencia disponible más precisos pueden permitir que la turbina eólica produzca potencia adicional durante los períodos de funcionamiento restringido, por ejemplo, sin frenar innecesariamente el suministro de potencia. Los cálculos de potencia disponible más precisos pueden permitir que la turbina eólica cumpla con los estrictos requisitos del código de red. Cada uno de estos generalmente respalda una mayor generación de ingresos para la operación de la turbina eólica.
Breve descripción de los dibujos
Para poder entender en detalle las características citadas anteriormente de la presente divulgación, se proporciona una descripción más particular de la divulgación, resumida brevemente con anterioridad, con referencia a realizaciones, algunas de las cuales se ilustran en los dibujos adjuntos. Sin embargo, debe observarse que los dibujos adjuntos ilustran solo realizaciones típicas de esta divulgación y, por lo tanto, no deben considerarse limitativos de su alcance, ya que la divulgación puede admitir otras realizaciones igualmente efectivas.
La figura 1 ilustra una vista esquemática de una turbina eólica de eje horizontal, según una realización.
La figura 2 ilustra una planta de potencia eólica operativamente conectada con una red eléctrica, según una realización.
La figura 3 es un diagrama que ilustra un controlador de turbina eólica para determinar un valor de potencia disponible, según una realización.
La figura 4 ilustra un método para hacer funcionar una turbina eólica, según una realización.
La figura 5A es un gráfico que ilustra estimaciones de potencia disponible defectuosas, según una realización.
La figura 5B es un gráfico que ilustra los valores de potencia disponible estimados de forma adaptativa, según una realización.
Para facilitar la comprensión, se han usado números de referencia idénticos, en lo posible, para designar elementos idénticos que son comunes a las figuras. Se contempla que los elementos descritos en una realización pueden usarse de forma beneficiosa en otras realizaciones sin una enumeración específica.
Descripción de realizaciones de ejemplo
Las realizaciones se refieren en general a técnicas para hacer funcionar una turbina eólica de una planta de potencia eólica. Un método asociado comprende determinar, usando uno o más sensores de la turbina eólica, un primer nivel de producción de potencia de la turbina eólica; determinar, durante una operación sin restricciones de la turbina eólica, uno o más factores de corrección de potencia disponibles usando el primer nivel de producción de potencia; determinar, usando uno o más parámetros de potencia eólica aplicados a un modelo predefinido para estimar una potencia disponible de la turbina eólica, un valor de potencia disponible estimado; ajustar el valor de potencia disponible estimado usando uno o más factores de corrección de potencia disponibles para producir el valor de potencia disponible; y controlar, usando el valor de potencia disponible, la turbina eólica para producir un segundo nivel de producción de potencia.
Las técnicas descritas en el presente documento permiten ventajosamente una precisión mejorada para los cálculos de potencia disponible de la turbina eólica. En algunos casos, los factores de corrección de potencia disponible pueden actualizarse de manera adaptativa, de modo que los errores que surgen en los valores estimados de potencia disponible basados en modelos (debido a condiciones cambiantes, operación restringida, etc.) pueden mitigarse. Los cálculos de potencia disponible más precisos pueden permitir que la turbina eólica produzca potencia adicional durante los períodos de funcionamiento restringido, por ejemplo, sin frenar innecesariamente el suministro de potencia. Los cálculos de potencia disponible más precisos pueden permitir que la turbina eólica cumpla con los estrictos requisitos del código de red. Cada uno de estos generalmente respalda una mayor generación de ingresos para la operación de la turbina eólica.
La figura 1 ilustra una vista esquemática de una turbina eólica de eje horizontal (o "generador de turbina eólica", "WTG") 100. La turbina eólica 100 típicamente incluye una torre 102 y una góndola 104 ubicada en la parte superior de la torre 102. Un rotor de turbina eólica 106 puede estar conectado con la góndola 104 a través de un árbol de baja velocidad que se extiende fuera de la góndola 104. Como se muestra, el rotor de turbina eólica 106 incluye tres palas de rotor 108 montadas en un buje común 110, pero puede incluir cualquier número adecuado de palas, tal como una, dos, cuatro, cinco o más palas. La pala 108 (o perfil aerodinámico) normalmente tiene una forma aerodinámica con un borde de ataque 112 para enfrentar el viento, un borde de salida 114 en el extremo opuesto de una cuerda para la pala 108, una punta 116 y una base 118 para sujetarse al buje 110 de cualquier manera adecuada. Para algunas realizaciones, las palas 108 pueden estar conectadas al buje 110 usando rodamientos de pala 120 de manera que cada pala 108 pueda girar alrededor de su eje longitudinal para ajustar la inclinación de la pala.
La figura 2 ilustra una planta de potencia eólica (o "WPP") 200 operativamente conectada con una red eléctrica 205, según una realización. En general, la WPP 200 también puede denominarse "campo eólico" o "parque eólico". La WPP 200 incluye una pluralidad de WTG 100 (es decir, turbinas eólicas 100-1, 100-2, 100-N) que están conectadas operativamente con la red eléctrica 205 en un punto de acoplamiento común (PCC) 210. La red eléctrica 205 representa cualquier red adecuada de transmisión y/o distribución eléctrica, que puede funcionar con una o más tensiones. La red eléctrica 205 pretende ser representativa de una serie de líneas de transmisión, transformadores, subestaciones, centrales eléctricas, etc.
Cada WTG 100-1, 100-2, ..., 100-N incluye un generador eléctrico (no mostrado) que está configurado para convertir la energía mecánica del rotor de turbina eólica 106 en una o más fases de potencia eléctrica como respectivas salidas de potencia 225-1, 225-2, ..., 225-N que finalmente puede ser entregada a la red eléctrica 205 y a cualquier carga conectada con ella. Los generadores eléctricos pueden ser de cualquier tipo adecuado, como sabrá un experto en la materia.
El funcionamiento de la planta de potencia eólica 200 se controla usando un dispositivo de control, que incluye un controlador de WPP 205 (también "controlador de planta de potencia" o "PPC") que está acoplado comunicativamente con uno o más controladores de WTG 230 usando cualquier medio de comunicación adecuado, ya sea por cable, inalámbrico, óptico, etc. En algunas realizaciones, cada WTG 100 está controlada por un controlador de WTG 230 separado. En varias realizaciones, las WTG 100-1, 100-2, 100-N producen potencia eléctrica basada en señales de control proporcionadas por el controlador de WPP 205 y/o por los controladores de WTG 230. Los controladores de WTG 230 pueden proporcionar señales de retroalimentación y/u otra información al controlador de WPP 220 usando las conexiones comunicativas.
La potencia de salida 215 está controlada por el controlador de WPP 220 y representa una potencia de salida colectiva que se entrega a la red eléctrica 205 por el WPP 200. En una realización, la salida de potencia 215 es una agregación de las diversas salidas de potencia 225-1,225-2, ..., 225-N. En otra realización, la salida de potencia 215 puede incluir, además de las salidas de potencia 225-1,225-2, ..., 225-N, efectos del acondicionamiento de señales y/o la operación de otras fuentes de potencia o cargas controladas por el controlador de WPP 220, como dispositivos de almacenamiento de energía.
El controlador de WTG 230 comprende uno o más procesadores 235 y una memoria 240. Los procesadores 235 pueden tener cualquier forma adecuada, tal como un microprocesador de uso general, un controlador, un circuito integrado de aplicación específica (ASIC), etc. La memoria 240 puede incluir una variedad de medios legibles por ordenador seleccionados por su tamaño, rendimiento relativo u otras capacidades: medios volátiles y/o no volátiles, medios extraíbles y/o no extraíbles, etc. Aunque no se representa explícitamente, el controlador de WPP 220 puede comprender uno o más procesadores y/o una memoria que tiene propiedades similares a los procesadores 235 y la memoria 240 del controlador de WTG 230.
La memoria 240 puede incluir uno o más módulos para realizar diversas funciones descritas en este documento. El uno o más módulos generalmente incluyen código de programa que es ejecutable por uno o más de los procesadores 235. Sin embargo, uno o más módulos pueden implementarse completamente en hardware, completamente en software (incluyendo firmware, software residente, microcódigo, etc.) o en una implementación combinada que incluye software y hardware. Como se muestra, la memoria 240 comprende un módulo de estimación de potencia disponible 245. También se describen módulos funcionales adicionales con respecto a la figura 3.
El módulo de estimación de potencia disponible 245 está configurado para producir valores de potencia disponible 265, que representan la producción de potencia disponible del WTG 100 correspondiente cuando funciona sin restricciones en las condiciones de viento actuales. Los valores de potencia disponible 265 pueden comunicarse al controlador de WPP 220. El controlador de WPP 220 puede usar los valores de potencia disponible 265 proporcionados por las diferentes WTG 100-1, 100-2, 100-N para controlar la distribución de la producción de potencia por parte del WPP 200.
El módulo de estimación de potencia disponible 245 comprende un modelo de potencia disponible 250 predefinido para determinar los valores estimados de potencia disponible en función de uno o más parámetros de potencia eólica 270. El modelo de potencia disponible 250 puede incorporarse en cualquier forma adecuada, tal como una tabla de consulta que tenga valores estimados de potencia disponible indexados de acuerdo con uno o más parámetros de potencia eólica 270 y/o la producción de potencia de la WTG 100. Otro ejemplo no limitativo comprende una función predefinida que recibe valores de uno o más parámetros de potencia eólica 270.
Los parámetros de potencia eólica 270 pueden adquirirse usando uno o más sensores 285 que están acoplados con el controlador de WTG 230. El uno o más sensores 285 pueden ser de cualquier tipo adecuado y pueden incluir anemómetros, sensores de temperatura, sensores de presión de aire, sensores de humedad, sensores de velocidad rotacional, sensores de ángulo de inclinación, sensores de potencia, etc. Los parámetros medidos 275 pueden detectarse directamente desde uno o más sensores 285, y los parámetros estimados 280 pueden determinarse usando uno o más parámetros medidos 275. Algunos ejemplos no limitativos de parámetros medidos 275 son mediciones de la velocidad del viento adquiridas de un anemómetro y mediciones de la densidad del aire adquiridas usando datos de temperatura, datos de presión del aire y/o datos de humedad. Algunos ejemplos no limitativos de parámetros estimados 280 son mediciones de la velocidad del viento estimadas derivadas de las mediciones de la velocidad del viento (por ejemplo, una señal de medición de la velocidad del viento filtrada de paso bajo) y mediciones de la densidad del aire estimada.
Sin embargo, la producción de potencia disponible de cada WTG 100 puede depender de otros factores que no se tienen en cuenta en el modelo de potencia disponible 250, de modo que los valores estimados de potencia disponible producidos utilizando el modelo de potencia disponible 250 no son precisos en todas las circunstancias. Los otros factores pueden incluir factores relacionados con el viento y/o factores relacionados con WTG. Los factores relacionados con el viento pueden reflejarse en los parámetros de potencia eólica 270, pero esto no es un requisito. Algunos ejemplos no limitativos de los factores relacionados con el viento son la cizalladura del viento de la WTG 100, la turbulencia del viento y la densidad del aire. Algunos ejemplos no limitativos de los factores relacionados con la WTG son las condiciones de las palas de la WTG 100 (tales como suciedad o hielo en las palas, desgaste de las palas, desalineación de las palas, etc.) y un consumo de potencia interno de la WTG 100.
En algunas realizaciones, el modelo de potencia disponible 250 puede usar el conocimiento sobre los parámetros fundamentales de la WTG 100, la eficiencia aerodinámica esperada (o "tabla Cp") de la WTG 100, la densidad del aire (p) y la velocidad del viento (V). Por ejemplo, en estado estacionario (es decir, sin aceleración del rotor), la potencia disponible Pav se puede describir de acuerdo con la siguiente ecuación:
Figure imgf000005_0001
donde Cp es una función del ángulo de cabeceo, la velocidad de rotación y la velocidad del viento, y donde A es el área barrida por el rotor.
Durante la operación restringida de la WTG 100 (por ejemplo, después de recibir una señal de referencia reducida desde el controlador de WPP 220), el ángulo de inclinación óptimo y la velocidad óptima del rotor se conocen correspondientes a la operación sin restricciones de la WTG 100, ya que estos parámetros pueden derivarse de una medición o estimación de la velocidad del viento. A partir de la velocidad óptima del rotor y el ángulo de cabeceo óptimo, se puede derivar una tabla de búsqueda de Cp para determinar los valores de la eficiencia aerodinámica esperada de la WTG 100 en diferentes condiciones. En algunos casos, la densidad del aire se puede estimar a partir de una medición de temperatura y una altura de la WTG 100 sobre el nivel del mar. Por lo tanto, la potencia disponible se puede describir como:
Figure imgf000005_0002
Sin embargo, el modelo de potencia disponible 250 aún puede tener imprecisiones debido a cualquiera de las siguientes razones:
1. Errores sistemáticos.
a. Tabla Cp Incorrecta. La calidad de la tabla Cp puede ser baja, especialmente para la operación restringida de la WTG 100 (por ejemplo, durante la producción de potencia reducida) para la cual la tabla Cp no está calibrada. Por ejemplo, la tabla Cp puede generarse para corresponder a una velocidad de viento particular (por ejemplo, 9 metros por segundo (m/s)), y durante la operación reducida de la WTG 100 cambiará un giro de pala.
b. Condiciones ambientales. Factores tales como la cizalladura del viento y la turbulencia del viento afectan la eficiencia aerodinámica del rotor. La tabla Cp generalmente se genera para corresponder a algunas condiciones ambientales específicas. Si las condiciones ambientales reales son diferentes, la estimación de potencia disponible puede ser inexacta.
. Mediciones imprecisas. Por ejemplo, si la densidad del aire estimada o la velocidad del viento son incorrectas, esto puede causar un error sistemático en la estimación de la potencia disponible. Específicamente, la velocidad del viento (estimada) entra en la ecuación a la tercera potencia, por lo que una medición incorrecta de la velocidad del viento tiene un gran efecto en la estimación de potencia disponible. Si bien se pueden usar mediciones reales de la velocidad del viento en lugar de la velocidad del viento estimada, la velocidad del viento estimada tiende a ser más fiable.
2. Errores que se desarrollan con el tiempo. Típicamente, las propiedades de las palas cambian lentamente durante la vida útil operativa de la WTG 100. En un ejemplo, a medida que las palas se ensucien, la eficiencia aerodinámica se degradará. En otro ejemplo, en climas fríos se puede formar hielo en la pala y cambiar la eficiencia aerodinámica. En relación con la resolución de tiempo que a menudo se requiere para una señal de potencia disponible, cada uno de estos factores tiende a cambiar con bastante lentitud (por ejemplo, en el intervalo de horas para el hielo y en el intervalo de meses o años para la suciedad) y conducen a una calidad de la estimación de potencia disponible que se degrada lentamente. Además, las palas sucias pueden causar que la WTG 100 tenga una degradación continua de su eficiencia aerodinámica, mientras que las palas recubiertas de hielo pueden hacer que la WTG 100 tenga una degradación más temporal de su eficiencia aerodinámica.
3. Errores inducidos por el controlador. El controlador puede afectar el funcionamiento de la WTG 100 de manera diferente según el nivel de producción de potencia. Por ejemplo, cuando se opera alrededor de la velocidad nominal del viento, el controlador puede imponer una limitación de empuje durante la producción total. El nivel de limitación del empuje puede depender del nivel de turbulencia del viento. Si la potencia se reduce desde la producción total (es decir, se restringe), las cargas de las palas se reducirán y el controlador puede eliminar la limitación de empuje. Por lo tanto, durante la operación reducida, puede ser difícil determinar con precisión cómo la limitación de empuje afectaría la estimación de potencia disponible si la WTG 100 hubiera estado operando sin la reducción.
En la figura 5A se ilustran algunos ejemplos de los efectos de posibles imprecisiones del modelo de potencia disponible 250.
En algunas realizaciones, el módulo de estimación de potencia disponible 245 tiene uno o más factores de corrección de potencia disponibles 255 (también descritos como factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ) que se usan para generar uno o más valores de corrección 260 (también descritos como valores de corrección C1, C2, . , CK) para los valores de potencia disponible estimados por el modelo. El uno o más factores de corrección de potencia disponibles 255 pueden ser factores estáticos o pueden ser actualizados dinámicamente por el controlador de WTG 230. En algunas realizaciones, uno o más factores de corrección de potencia disponibles 255 se actualizan durante períodos de operación sin restricciones de la WTG 100 y no se actualizan durante períodos de operación restringida de la WTG 100 (por ejemplo, una operación reducida). El uno o más valores de corrección 260 se aplican a los valores de potencia disponible estimados por el modelo para producir los valores de potencia disponible 265. Por ejemplo, los valores de corrección 260 pueden combinarse matemáticamente con los valores de potencia disponible estimados por el modelo, tal como sumados o multiplicados por los valores de potencia disponible estimados por el modelo.
En algunas realizaciones, uno o más valores de corrección 260 se determinan usando uno o más factores de corrección de potencia disponibles 255. Por ejemplo, uno o más valores de corrección 260 pueden ser una combinación matemática de múltiples factores de corrección de potencia disponibles 255. En otro ejemplo, uno o más uno o más valores de corrección 260 pueden ser los mismos que uno o más factores de corrección de potencia disponibles 255.
Los factores de corrección de potencia disponibles 255 y/o uno o más valores de corrección 260 pueden depender de uno o más parámetros de potencia eólica 270. Por ejemplo, los errores inducidos por el controlador pueden depender significativamente de la velocidad del viento en la WTG 100. En algunas realizaciones, el módulo de estimación de potencia disponible 245 mantiene una pluralidad de valores de corrección 260 que corresponden a diferentes valores de uno o más parámetros de potencia eólica 270. Cada valor de corrección 260 de la pluralidad de valores de corrección 260 puede corresponder a valores o intervalos particulares de uno o más parámetros de potencia eólica 270.
En algunas realizaciones, se puede aplicar un valor de corrección particular C1, C2, . , CK en función de los valores de uno o más parámetros de potencia eólica 270. Por ejemplo, cada valor de corrección C1, C2, . , CK puede aplicarse durante un intervalo de velocidad del viento respectivo: C1 se aplica durante valores de velocidad del viento de 0,5 metros por segundo (m/s) a 1,5 m/s, C2 corresponde a 1,5 m/s a 2,5 m/s, C3 corresponde a 2,5 m/s a 3,5 m /s, y así sucesivamente. Si bien este ejemplo relativamente simple incluye un intervalo correspondiente de 1 m/s para cada valor de corrección C1, C2, ..., CK, otras realizaciones pueden tener intervalos de diferente tamaño y/o diferentes tamaños de intervalo para diferentes valores de corrección C1, C2, ..., CK. Por ejemplo, los tamaños de los intervalos pueden ser más pequeños (correspondientes a una mayor resolución de los valores de corrección C1, C2, ..., CK) para intervalos operativos esperados de un parámetro de potencia eólica 270. Además, aunque se describe con respecto a un solo parámetro de potencia eólica 270 (es decir, la velocidad del viento), los valores de corrección C1, C2, . , CK pueden corresponder a múltiples parámetros de potencia eólica 270.
En algunas realizaciones, los factores de corrección de potencia disponibles individuales F1, F2, ..., FJ se actualizan dinámicamente basándose al menos parcialmente en los valores del uno o más parámetros de potencia eólica 270. Por ejemplo, cada factor de corrección de potencia disponible F1, F2, ..., FJ puede actualizarse dentro de un intervalo de velocidad del viento respectivo, que en algunos casos puede corresponder a los intervalos de velocidad del viento que se usan para aplicar los valores de corrección C1, C2, . , CK. En algunas realizaciones, cada factor de corrección de potencia disponible F1, F2, ..., FJ puede actualizarse dinámicamente solo durante los períodos en los que la velocidad del viento está dentro del intervalo de velocidad del viento correspondiente. Además, la actualización dinámica de los factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ se puede habilitar o deshabilitar en función de uno o más parámetros de potencia eólica 270 y/o en función de la producción de potencia de la WTG 100. Por ejemplo, un factor de corrección de potencia disponible F2 particular puede actualizarse solo durante períodos en los que: (1) la velocidad del viento está dentro del intervalo de velocidad del viento correspondiente al factor de corrección de potencia disponible F2, (2) la WTG 100 está funcionando con producción de potencia sin restricciones y (3) la turbulencia del viento es inferior a un valor predefinido. Otras combinaciones de condiciones para la actualización dinámica de los factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ también son posibles.
La actualización dinámica de uno o más factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ puede provocar que los cálculos para uno o más valores de corrección C1, C2, ..., CK también se actualicen. Así, en algunas realizaciones, el uno o más valores de corrección C1, C2, ..., CK se actualizan dinámicamente basándose al menos parcialmente en los valores de uno o más parámetros de potencia eólica 270.
La actualización dinámica de los factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ y/o uno o más valores de corrección C1, C2, ..., CK pueden basarse además en valores de diferencia (o valores de error) que representan diferencias determinadas entre el nivel de producción de potencia de la WTG 100 y los valores de potencia disponible estimados por el modelo. En algunas realizaciones, el módulo de estimación de potencia disponible 245 aplica un filtro de paso bajo a los valores de diferencia, que pueden tener una constante de tiempo relativamente larga. Por ejemplo, el filtro de paso bajo puede tener una constante de tiempo de aproximadamente 30 minutos o más, aunque también son posibles otros valores. En algunas realizaciones, los valores de diferencia pueden determinarse de manera más fiable durante los períodos de operación sin restricciones del WTG 100, ya que los valores de potencia disponibles 265 deben ser sustancialmente iguales a los niveles de producción de potencia reales (y medibles) del WTG 100.
Aunque se discutió principalmente con respecto a la operación sin restricciones del WTG 100, la actualización dinámica de los factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ y/o uno o más valores de corrección C1, C2, . , CK puede realizarse adicional o alternativamente durante períodos de funcionamiento restringido del WTG 100. En tales casos, el módulo de estimación de potencia disponible 245 puede permitir la actualización dinámica cuando las restricciones particulares que se han impuesto a la producción de potencia corresponden a un efecto adecuadamente predecible en los valores de potencia disponible estimados por el modelo. A la inversa, el módulo de estimación de potencia disponible 245 puede deshabilitar la actualización dinámica cuando cualquier restricción impuesta sobre la producción de potencia tiene un efecto impredecible en los valores de potencia disponible estimados por el modelo. Por ejemplo, la actualización dinámica puede desactivarse durante condiciones climáticas severas. En algunas realizaciones, las condiciones climáticas severas pueden determinarse usando un nivel de oscilación medido en la parte superior de la torre de la turbina eólica y/o usando un nivel de oscilación de la carga de las palas de la turbina eólica. En un ejemplo, los valores de desviación estándar para los niveles de oscilación pueden usarse para determinar la presencia o ausencia de condiciones climáticas severas. En otro ejemplo, los valores de la raíz cuadrada media (RMS) de los niveles de oscilación pueden usarse para determinar la presencia o ausencia de condiciones climáticas severas.
Otras técnicas para actualizar los factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ y/o actualizar y aplicar uno o más valores de corrección C1, C2, ..., CK también se pueden usar. En una realización, el módulo de estimación de potencia disponible 245 realiza una operación de regresión polinomial para determinar los valores de corrección C1, C2, . , CK. Además, el módulo de estimación de potencia disponible 245 puede usar un valor de diferencia individual para actualizar algunos o todos los factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ y/o algunos o todos los uno o más valores de corrección C1, C2, ..., CK. En tales casos, la cantidad de actualización a diferentes factores de corrección de potencia disponibles F1, F2, ..., FJ y/o valores de corrección C1, C2, ..., CK puede ponderarse, por ejemplo, según la velocidad del viento. Por ejemplo, si la velocidad del viento es de 7,8 m/s, el valor de diferencia puede utilizarse con un factor de ponderación de 0,5 para actualizar un valor de corrección C7 (correspondiente a un intervalo de velocidad del viento de 6,5 m/s a 7,5 m/s) y con un factor de ponderación 0,8 para actualizar un factor de corrección C8 (correspondiente a un intervalo de velocidad del viento de 7,5 m/s a 8,5 m/s). De manera similar, al determinar un valor de corrección, en algunas realizaciones, el módulo de estimación de potencia disponible 245 realiza una interpolación lineal de múltiples valores de corrección C1, C2, ..., CK, por ejemplo, en función de la velocidad del viento. Por ejemplo, si la velocidad del viento es de 7,8 m/s, el valor de corrección puede calcularse según C = (0,2 x C7) (0,8 x C8). También son posibles otras técnicas para la actualización dinámica.
La figura 3 es un diagrama 300 que ilustra un controlador de WTG 230 para determinar un valor de potencia disponible, según una realización. El controlador de turbina eólica 230 se puede usar junto con otras realizaciones descritas en este documento.
Como se muestra, el controlador de WTG 230 comprende un módulo de producción de potencia 305 y el módulo de estimación de potencia disponible 245. El módulo de producción de potencia 305 está configurado para controlar la producción de potencia del WTG 100 asociado. Por ejemplo, el módulo de producción de potencia 305 puede configurarse para recibir señales de demanda que indiquen una producción de potencia solicitada y generar señales de control para el generador y/o convertidor del WTG 100 para satisfacer la producción de potencia solicitada. El módulo de producción de potencia 305 puede adquirir mediciones de sensores, por ejemplo, para determinar el nivel de producción de potencia 355 del w Tg 100, y además puede adaptar las señales de control en función de las mediciones del sensor o los parámetros derivados de las mismas.
El módulo de estimación de potencia disponible 245 comprende un modelo de potencia disponible 250 predefinido que está configurado para generar un valor de potencia disponible estimado 335 usando una velocidad de viento estimada 325 y una densidad de aire estimada 330. En otras realizaciones, el valor de potencia disponible estimada 335 puede basarse en diferentes combinaciones de parámetros de potencia eólica. El valor de potencia disponible estimada (modelo) 335 se suma con un valor de corrección 260 en un sumador 340 para producir el valor de potencia disponible 350. En algunos casos, el valor de potencia disponible 350 puede salir del controlador de WTG 230, por ejemplo, comunicado a un controlador de WPP.
El valor de potencia disponible 350 se resta del nivel de producción de potencia 355 en un sumador 345 para producir la señal de diferencia 360. La señal de diferencia 360 se proporciona al módulo de determinación de corrección 320, que está configurado para determinar y actualizar uno o más valores de corrección 260 usando la señal de diferencia 360. Aunque no se muestra aquí, el módulo de determinación de corrección 320 puede configurarse además para actualizar uno o más factores de corrección de potencia disponibles, que pueden afectar la actualización de uno o más valores de corrección 260.
El módulo de actualización de corrección 315 está configurado para controlar si el módulo de determinación de corrección 320 actualizará dinámicamente los valores de corrección 260 o no. En algunas realizaciones, el módulo de actualización de corrección 315 puede configurarse para permitir la actualización dinámica de los valores de corrección 260 al determinar que el nivel de producción de potencia 355 de la WTG es sustancialmente igual a la potencia disponible bajo las condiciones particulares del viento.
En algunas realizaciones, el módulo de actualización de corrección 315 produce una señal de activación 365 usando la velocidad del viento estimada 325, el nivel de producción de potencia 355 y una referencia de reducción de potencia 310. Por ejemplo, la señal de habilitación 365 puede tener un valor lógico "alto" (permitiendo la actualización dinámica del módulo de determinación de corrección 320) cuando la referencia de reducción 310 tiene un valor lógico "bajo" (lo que sugiere una operación sin restricciones de la WTG 100), el nivel de producción de potencia 355 indica que la WTG 100 está produciendo potencia, y la velocidad estimada del viento 325 está dentro de un intervalo deseado. Sin embargo, la señal de habilitación 365 puede tener un valor lógico "bajo" (deshabilitando la actualización dinámica) cuando la referencia de reducción 310 tiene un valor lógico "alto", el nivel de producción de potencia 355 indica que la WTG no está produciendo potencia, o que la velocidad de viento estimada 325 está fuera del intervalo deseado.
El módulo de actualización de corrección 315 puede usar otros factores o combinaciones de factores cuando determina los valores de la señal de habilitación 365. En un ejemplo, cuando el controlador de WTG 230 tiene una producción de potencia "en pausa", la señal de activación 365 tiene un valor lógico "bajo", de modo que la actualización dinámica está desactivada. En otro ejemplo, una o más restricciones impuestas por el controlador de WTG 230 pueden hacer que la señal de habilitación 365 tenga un valor lógico "bajo", tal como operar en una carga predefinida o modo de reducción de ruido que tiene un punto de ajuste de velocidad rotacional reducido y/o un punto de ajuste de producción de potencia reducido, u operación en un modo en el que se aumenta un ángulo de cabeceo colectivo mínimo para las turbinas eólicas. En otro ejemplo, una o más condiciones de viento pueden hacer que la señal de activación 365 tenga un valor "bajo" lógico, tal como una intensidad de turbulencia del viento, cizalladura del viento o un error de guiñada que exceda un valor predefinido. En general, una o más condiciones de viento pueden relacionarse con desequilibrios en la carga de las palas, de modo que el módulo de actualización de corrección 315 puede utilizar los desequilibrios detectados para determinar la señal de activación 365.
La figura 4 ilustra un método 400 para hacer funcionar una turbina eólica, según una realización. El método 400 se puede usar junto con otras realizaciones descritas en este documento y se puede realizar usando un controlador tal como el controlador de WTG 230 de las figuras 2 y 3.
El método 400 comienza en el bloque 405, donde el controlador determina un primer nivel de producción de potencia de la turbina eólica. En algunas realizaciones, el controlador está acoplado con uno o más sensores y determina el primer nivel de producción de potencia en base a las mediciones del sensor.
En el bloque 415, durante una operación sin restricciones de la turbina eólica, el controlador determina uno o más factores de corrección de potencia disponibles utilizando el primer nivel de producción de potencia. En algunas realizaciones, determinar uno o más factores de corrección de potencia disponible comprende determinar una diferencia entre un valor de potencia disponible estimado proporcionado por un modelo predefinido y el primer nivel de producción de potencia de la turbina eólica. En algunas realizaciones, determinar uno o más factores de corrección de potencia disponibles comprende actualizar uno o más factores de corrección de potencia disponibles de manera sustancialmente continua durante períodos de operación sin restricciones de la turbina eólica, y no actualizar uno o más factores de corrección de potencia disponibles durante períodos de operación restringida.
Alternativamente, uno o más factores de corrección de potencia disponibles pueden determinarse durante la operación restringida de la turbina eólica, donde el controlador determina que las restricciones particulares que se han impuesto a la producción de potencia corresponden a un efecto adecuadamente predecible en los valores de potencia disponible estimados por el modelo.
En el bloque 425, el controlador determina un valor de potencia disponible estimado usando uno o más parámetros de potencia eólica aplicados a un modelo predefinido para estimar la potencia disponible de la turbina eólica. En una realización, uno o más parámetros de potencia eólica aplicados al modelo predefinido incluyen uno o más de: una velocidad real del viento, una velocidad estimada del viento, una densidad real del aire y una densidad estimada del aire.
En el bloque 435, el controlador ajusta el valor de potencia disponible estimado usando uno o más factores de corrección de potencia disponibles para producir el valor de potencia disponible. En algunas realizaciones, ajustar el valor de potencia disponible estimado comprende determinar un primer valor de corrección utilizando al menos un primer factor de corrección de uno o más factores de corrección de potencia disponibles, y aplicar el primer valor de corrección al valor de potencia disponible estimado para producir el valor de potencia disponible.
En el bloque 445, el controlador controla, usando el valor de potencia disponible, la turbina eólica para producir un segundo nivel de producción de potencia. En algunas realizaciones, el controlador está configurado para transmitir señales de control al generador de la turbina eólica para producir el segundo nivel de producción de potencia. El método 400 finaliza después de completar el bloque 445.
La figura 5A es un gráfico 500 que ilustra un gráfico 505 de potencia disponible para una turbina eólica de ejemplo, un gráfico 510 de producción de potencia de la turbina eólica y gráficos 515-1, 515-2 de potencia disponible estimada bajo diferentes condiciones de la turbina eólica. Desde el tiempoü al tiempo t-i, la turbina eólica funciona sin restricciones y la producción de potencia (gráfico 510) y la potencia disponible (gráfico 505) son sustancialmente iguales. En el tiempo t1, la turbina eólica recibe una señal de referencia de reducción de potencia que hace que la turbina eólica tenga un funcionamiento restringido. Entre los tiempos t1 y t2, la producción de potencia de la turbina eólica se reduce a menos que la potencia disponible. En el tiempo t2, la turbina eólica reanuda el funcionamiento sin restricciones y la producción de potencia vuelve a ser sustancialmente igual a la potencia disponible.
El gráfico 515-1 ilustra un caso en el que se sobrestima la potencia disponible estimada de la turbina eólica. La sobreestimación puede ser causada, por ejemplo, por imprecisiones en la eficiencia aerodinámica esperada (o tabla Cp) para la turbina eólica, una restricción impuesta por el controlador, tal como la limitación de empuje variable, o por la formación de hielo en las palas de la turbina eólica.
El gráfico 515-2 ilustra un caso en el que la potencia disponible estimada es relativamente precisa durante los períodos de operación sin restricciones, pero se vuelve imprecisa durante la operación restringida. Por ejemplo, la eficiencia aerodinámica esperada de la turbina eólica puede ser relativamente precisa, pero los cambios en la velocidad del viento medida o estimada causados, por ejemplo, por la reducción de la potencia de la turbina eólica entre los tiempos t1 y t2 hacen que la potencia disponible estimada disminuya. Dicho de otra manera, aunque la velocidad del viento libre no cambiaría debido a la reducción de potencia de la turbina eólica, la reducción de potencia puede hacer que la turbina eólica funcione en un punto de funcionamiento diferente, por ejemplo, mediante cabeceo fuera de las palas. El diferente punto de funcionamiento puede corresponder a un nuevo equilibrio entre la potencia absorbida por el rotor y la potencia suministrada por la turbina eólica. Es posible que el nuevo punto de operación no produzca los mismos resultados en términos de velocidad del viento estimada o medida. Por ejemplo, en el caso de la velocidad del viento estimada, la estimación puede basarse en otra parte menos precisa de la tabla Cp. En el caso de la velocidad del viento medida, es posible que la calibración ya no sea precisa debido a la diferente rotación del campo de viento.
La figura 5B es un gráfico 550 que ilustra los valores de potencia disponible estimados de forma adaptativa para la turbina eólica de ejemplo, según una realización. En el tiempo te, el gráfico 555 de la potencia disponible estimada de la turbina eólica difiere de la producción de potencia (gráfico 510). Por ejemplo, la diferencia puede deberse a una imprecisión en la eficiencia aerodinámica esperada para la turbina eólica. En algunas realizaciones, los valores de corrección se actualizan dinámicamente y se aplican durante el período de actualización 560-1 (entre los tiempos tü y t1) cuando la potencia disponible y la producción de potencia son sustancialmente iguales (correspondientes a un funcionamiento sin restricciones). Como resultado, el gráfico 555 de la potencia disponible estimada converge hacia los gráficos 505, 510 durante el período de actualización 560-1, lo que indica una reducción de la diferencia entre la potencia disponible estimada y la potencia disponible real 505.
El funcionamiento reducido de la turbina eólica entre los tiempos t1 y t2 corresponde a un período de no actualización 565 en el que los valores de corrección no se actualizan (o "congelan"). Como se muestra, la potencia disponible estimada (gráfico 555) estima con mayor precisión la potencia disponible (gráfico 505) durante el periodo 565 de no actualización debido a los valores de corrección actualizados previamente. Cuando la operación sin restricciones de la turbina eólica se reanuda en el tiempo t2, los valores de corrección se actualizan dinámicamente y se aplican durante el período de actualización 560-2.
Como apreciará un experto en la materia, las realizaciones descritas en el presente documento pueden incorporarse como un sistema, método o producto de programa informático. En consecuencia, los aspectos pueden tomar la forma de una realización completamente de hardware, una realización completamente de software (incluyendo firmware, software residente, microcódigo, etc.) o una realización que combina aspectos de software y hardware que, en general, pueden denominarse en este documento como " circuito", "módulo" o "sistema". Además, los aspectos pueden tomar la forma de un producto de programa informático incorporado en uno o más medios legibles por ordenador que tienen incorporado un código de programa legible por ordenador. El código de programa incorporado en un medio legible por ordenador puede transmitirse utilizando cualquier medio apropiado, incluyendo, pero no limitado a, inalámbrico, alámbrico, cable de fibra óptica, RF, etc., o cualquier combinación adecuada de los anteriores.
Aspectos de la presente divulgación se describen anteriormente con referencia a ilustraciones de diagramas de flujo y/o diagramas de bloques de métodos, aparatos (sistemas) y productos de programas informáticos según las realizaciones presentadas en esta divulgación. Se entenderá que cada bloque de las ilustraciones del diagrama de flujo y/o los diagramas de bloques, y las combinaciones de bloques en las ilustraciones del diagrama de flujo y/o los diagramas de bloques, puede implementarse por instrucciones de programa de ordenador. Estas instrucciones del programa de ordenador también pueden almacenarse en un medio legible por ordenador que puede dirigir un ordenador, otro aparato de procesamiento de datos programable u otros dispositivos para funcionar de una manera particular, de modo que las instrucciones almacenadas en el medio legible por ordenador produzcan un artículo de fabricación que incluya instrucciones que implementan la función/acto especificado en el diagrama de flujo y/o bloque o bloques del diagrama de bloques.
El diagrama de flujo y los diagramas de bloques de las figuras ilustran la arquitectura, la funcionalidad y el funcionamiento de posibles implementaciones de sistemas, métodos y productos de programas informáticos según diversas realizaciones. A este respecto, cada bloque en el diagrama de flujo o diagramas de bloques puede representar un módulo, segmento o porción de código, que comprende una o más instrucciones ejecutables para implementar la(s) función(es) lógica(s) especificada(s). También se debe tener en cuenta que, en algunas implementaciones alternativas, las funciones anotadas en el bloque pueden ocurrir fuera del orden anotado en las figuras. Por ejemplo, dos bloques mostrados en sucesión pueden, de hecho, ejecutarse sustancialmente al mismo tiempo, o los bloques a veces pueden ejecutarse en el orden inverso, dependiendo de la funcionalidad implicada. También se observará que cada bloque de los diagramas de bloques y/o la ilustración del diagrama de flujo, y las combinaciones de bloques en los diagramas de bloques y/o la ilustración del diagrama de flujo, pueden implementarse mediante sistemas basados en hardware de propósito especial que realizan las funciones o actos especificados o combinaciones de hardware de propósito especial e instrucciones de ordenador.
En vista de lo anterior, el alcance de la presente divulgación está determinado por las reivindicaciones que siguen.

Claims (8)

REIVINDICACIONES
1. Un método para operar una turbina eólica (100), comprendiendo el método:
durante una operación no restringida de la turbina eólica:
determinar, usando uno o más sensores (285) de la turbina eólica, un primer nivel de producción de potencia (355) de la turbina eólica;
determinar uno o más factores de corrección de potencia disponibles (255) usando el primer nivel de producción de potencia;
determinar un valor estimado de potencia disponible (335) usando uno o más parámetros de potencia eólica (270) aplicados a un modelo predefinido para estimar una potencia disponible de la turbina eólica; ajustar el valor de potencia disponible estimado (335) usando uno o más factores de corrección de potencia disponibles para producir el valor de potencia disponible; y
durante una operación restringida de la turbina eólica:
controlar, usando el valor de potencia disponible, la turbina eólica para producir un segundo nivel de producción de potencia;
en el que el uno o más factores de corrección de potencia disponibles se actualizan durante el funcionamiento sin restricciones de la turbina eólica, y no se actualizan durante el funcionamiento con restricciones de la turbina eólica.
2. El método de la reivindicación 1, en el que (i) determinar el valor de potencia disponible estimado, (ii) producir el valor de potencia disponible y (iii) controlar la turbina eólica para producir el segundo nivel de producción de potencia se realizan cada uno durante una operación restringida de la turbina eólica,
en el que la operación restringida comprende una operación reducida de la turbina eólica.
3. El método de la reivindicación 1, en el que ajustar el valor estimado de potencia disponible (355) usando uno o más factores de corrección de potencia disponible comprende:
determinar un primer valor de corrección usando al menos un primer factor de corrección de uno o más factores de corrección de potencia disponibles; y
aplicar el primer valor de corrección al valor de potencia disponible estimado para producir el valor de potencia disponible.
4. El método de la reivindicación 1, en el que determinar uno o más factores de corrección de potencia disponibles comprende:
determinar una diferencia entre el valor de potencia disponible estimado y el primer nivel de producción de potencia de la turbina eólica.
5. El método de la reivindicación 4, en el que la determinación de uno o más factores de corrección de potencia disponibles se realiza aplicando un filtro de paso bajo a la diferencia, y
en el que una constante de tiempo del filtro de paso bajo es de aproximadamente 30 minutos o más.
6. El método de la reivindicación 1, en el que el uno o más parámetros de potencia eólica (270) que se aplican al modelo predefinido incluyen uno o más de: una velocidad real del viento, una velocidad estimada del viento, una densidad real del aire y una densidad estimada del aire.
7. El método de la reivindicación 1, en el que determinar uno o más factores de corrección de potencia disponibles comprende:
actualizar uno o más factores de corrección de potencia disponibles de manera sustancialmente continua durante los períodos de operación sin restricciones de la turbina eólica, y
en el que uno o más factores de corrección de potencia disponibles no se actualizan durante períodos de funcionamiento restringido de la turbina eólica.
8. El método de la reivindicación 1, en el que determinar uno o más factores de corrección de potencia disponibles comprende determinar una pluralidad de factores de corrección de potencia disponibles, y en el que cada factor de corrección de la pluralidad de factores de corrección de potencia disponibles corresponde a un intervalo de velocidad del viento respectivo de una pluralidad de intervalos de velocidad del viento.
El método de la reivindicación 8, en el que determinar una pluralidad de factores de corrección de potencia disponibles comprende:
actualizar al menos un primer factor de corrección de la pluralidad de factores de corrección de potencia disponibles cuando una determinada velocidad del viento está dentro de un primer intervalo de velocidad del viento de la pluralidad de intervalos de velocidad del viento que corresponde al primer factor de corrección. El método de la reivindicación 8, que comprende, además:
determinar un primer valor de corrección interpolando el primer factor de corrección y al menos un segundo factor de corrección de la pluralidad de factores de corrección de potencia disponibles,
en el que ajustar la potencia real disponible estimada usando uno o más factores de corrección de potencia disponible comprende:
aplicar el primer valor de corrección al valor de potencia disponible estimado para producir el valor de potencia disponible.
Una turbina eólica (100), que comprende:
un generador configurado para producir potencia eléctrica;
uno o más sensores (285); y
una disposición de control que comprende uno o más procesadores de ordenador que están acoplados comunicativamente con el generador, estando la disposición de control configurada para:
durante una operación sin restricciones de la turbina eólica:
determinar, usando el uno o más sensores (285), un primer nivel de producción de potencia (355) de la turbina eólica;
determinar uno o más factores de corrección de potencia disponibles (255) usando el primer nivel de producción de potencia;
determinar un valor estimado de potencia disponible (335) usando uno o más parámetros de potencia eólica aplicados a un modelo predefinido para estimar una potencia disponible de la turbina eólica;
ajustar el valor de potencia disponible estimado (335) usando uno o más factores de corrección de potencia disponibles para producir el valor de potencia disponible; y
durante una operación restringida de la turbina eólica:
transmitir, usando el valor de potencia disponible, señales de control al generador de manera que la turbina eólica produzca un segundo nivel de producción de potencia;
en el que uno o más factores de corrección de potencia disponibles se actualizan durante el funcionamiento sin restricciones de la turbina eólica y no se actualizan durante el funcionamiento con restricciones de la turbina eólica.
Una disposición de control para una turbina eólica (100), comprendiendo la disposición de control uno o más procesadores informáticos que están configurados para:
durante una operación no restringida de la turbina eólica:
medir, usando uno o más sensores (285) de la turbina eólica, un primer nivel de producción de potencia (355) de la turbina eólica;
determinar, durante una operación sin restricciones de la turbina eólica, uno o más factores de corrección de potencia disponibles (255) usando el primer nivel de producción de potencia medido;
determinar un valor estimado de potencia disponible (335) usando uno o más parámetros de potencia eólica (270) aplicados a un modelo predefinido para estimar una potencia disponible de la turbina eólica; ajustar el valor de potencia disponible estimado (335) usando uno o más factores de corrección de potencia disponibles para producir el valor de potencia disponible; y
durante una operación restringida de la turbina eólica:
controlar, usando el valor de potencia disponible, la turbina eólica para producir un segundo nivel de producción de potencia;
en el que uno o más factores de corrección de potencia disponibles se actualizan durante el funcionamiento sin restricciones de la turbina eólica y no se actualizan durante el funcionamiento con restricciones de la turbina eólica.
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