ES2957796T3

ES2957796T3 - Sistemas y procedimientos para la recalibración de la posición de la góndola de una turbina eléctrica y la estimación de la dirección del viento

Info

Publication number: ES2957796T3
Application number: ES15169733T
Authority: ES
Inventors: Peter Alan Gregg; Megan Michela Wilson; Siddhanth Chandrashekar; Vineel Chandrakanth Gujjar; Manisha Srivastava; Colin Craig Mcculloch
Original assignee: General Electric Renovables Espana SL
Current assignee: General Electric Renovables Espana SL
Priority date: 2014-05-30
Filing date: 2015-05-28
Publication date: 2024-01-25
Anticipated expiration: 2035-05-28
Also published as: EP2949924A1; DK2949924T3; US10138873B2; BR102015012586A2; CA2892898A1; CN105221356B; US20150345476A1; BR102015012586B1; EP2949924B1; CN105221356A; CA2892898C

Abstract

Un método implementado por computadora para recalibrar las posiciones de la góndola de una pluralidad de turbinas eólicas (91) en un parque eólico (82) se implementa mediante un dispositivo informático de calibración de góndola (105) que incluye un procesador (115) y un dispositivo de memoria (110). acoplado al procesador. El método incluye identificar (610) al menos dos turbinas eólicas asociadas incluidas dentro del parque eólico en el que cada turbina eólica asociada incluye información de ubicación, determinar (620) una pluralidad de características de estela previstas para las turbinas eólicas asociadas basándose al menos parcialmente en la información de ubicación de cada turbina eólica asociada, recuperar (630) una pluralidad de datos de rendimiento históricos relacionados con las turbinas eólicas asociadas, determinar (640) una pluralidad de características de estela actuales basadas en la pluralidad de datos de rendimiento históricos, identificar (650) una variación entre las características de estela predichas y las características de estela actuales, y determinar (660) un factor de recalibración para al menos una de las turbinas eólicas asociadas en base a la variación identificada. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistemas y procedimientos para la recalibración de la posición de la góndola de una turbina eléctrica y la estimación de la dirección del viento

[0001]El campo de la divulgación se refiere, en general, a las turbinas eólicas y, más en particular, a procedimientos y sistemas para la calibración de la posición de góndola en parques eólicos.

[0002]En muchos parques eólicos conocidos, tales como los descritos en los documentos EP 2631 471, US 2013/0166082 y WO 2013/020289, la dirección del viento es un valor de medición importante. En al menos algunos parques eólicos conocidos, la dirección del viento se puede determinar en base a un número denominado posición de góndola. La posición de góndola se establece inicialmente en el momento de la puesta en marcha de una turbina eléctrica. Sin embargo, la orientación de algunas turbinas eólicas conocidas se puede desviar con respecto a la posición de góndola calibrada inicial.

[0003]Para utilizar eficazmente la posición de góndola como valor indicador para determinar la dirección del viento, es posible que se requieran procedimientos eficaces para recalibrar la posición de góndola.

[0004]En consecuencia, se proporciona la presente invención, definida por las reivindicaciones adjuntas.

[0005]Diversos rasgos característicos, aspectos y ventajas se entenderán mejor cuando se lea la siguiente descripción detallada con referencia a los dibujos adjuntos en los que caracteres similares representan partes similares en todos los dibujos, en los que:

la FIG. 1 es una vista esquemática de una turbina eólica ejemplar;

la FIG. 2 es una vista esquemática de un par de turbinas eólicas, tal como la turbina eólica de la FIG. 1, en la que el par de turbinas eólicas están en una relación espacial axial entre sí y la primera turbina eólica provoca efectos de estela para la segunda turbina eólica;

la FIG. 3 es un diagrama de una pluralidad de turbinas eólicas en un parque eólico en el que las turbinas eólicas crean efectos de estela para otras turbinas eólicas;

la FIG. 4 es un diagrama de bloques de un dispositivo informático ejemplar que se puede usar para monitorizar y recalibrar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas en un parque eólico;

la FIG. 5 es una vista esquemática de un sistema ejemplar implementado por ordenadores de alto nivel para monitorizar y recalibrar las posiciones de góndola que se puede usar con el dispositivo informático mostrado en la FIG. 4;

la FIG. 6 es un diagrama de flujo de un proceso ejemplar para recalibrar posiciones de góndola usando el sistema implementado por ordenador mostrado en la FIG. 5;

la FIG. 7 es un diagrama de flujo de un proceso alternativo para recalibrar posiciones de góndola usando el sistema implementado por ordenador mostrado en la FIG. 5;

la FIG. 8 es un primer diagrama polar que indica una comparación entre características de estela predichas y características de estela actuales para un primer par de turbinas eólicas;

la FIG. 9 es un segundo diagrama polar que indica una comparación entre características de estela predichas y características de estela actuales recalibradas para el primer par de turbinas eólicas de la FIG. 8;

la FIG. 10 es un tercer diagrama polar que indica una comparación entre características de estela predichas y características de estela actuales para un segundo par de turbinas eólicas; y

la FIG. 11 es una cuarto diagrama polar que indica una comparación entre características de estela predichas y características de estela actuales recalibradas para el segundo par de turbinas eólicas de la FIG. 10.

[0006]A menos que se indique de otro modo, los dibujos proporcionados en el presente documento pretenden ilustrar rasgos característicos de los modos de realización de la divulgación. Se considera que estos rasgos característicos son aplicables en una amplia variedad de sistemas que comprenden uno o más modos de realización de la divulgación. Como tales, los dibujos no pretenden incluir todos los rasgos característicos convencionales conocidos por los expertos en la técnica que se requieran para la práctica de los modos de realización divulgados en el presente documento.

[0007]En la siguiente memoria descriptiva y las reivindicaciones, se hará referencia a varios términos, que se definirán para que tengan los siguientes significados.

[0008]Las formas en singular "un", "una" y "el/la" incluyen referencias en plural a menos que el contexto lo indique claramente de otro modo.

[0009]"Opcional" u "opcionalmente" significa que el acontecimiento o circunstancia descrito posteriormente puede ocurrir o no, y que la descripción incluye casos en los que ocurre el acontecimiento y casos en los que no.

[0010]Tal como se usa en el presente documento, el término "medios no transitorios legibles por ordenador" pretende ser representativo de cualquier dispositivo tangible basado en ordenador implementado en cualquier procedimiento o tecnología para el almacenamiento de información a corto y largo plazo, tal como instrucciones legibles por ordenador, estructuras de datos, módulos y submódulos de programa u otros datos en cualquier dispositivo. Por lo tanto, los procedimientos descritos en el presente documento se pueden codificar como instrucciones ejecutables incorporadas en un medio tangible, no transitorio, legible por ordenador, incluyendo, sin limitación, un dispositivo de almacenamiento y/o un dispositivo de memoria. Dichas instrucciones, cuando se ejecutan por un procesador, hacen que el procesador realice al menos una parte de los procedimientos descritos en el presente documento. Además, como se usa en el presente documento, el término "medios no transitorios legibles por ordenador" incluye todos los medios tangibles legibles por ordenador, incluyendo, sin limitación, dispositivos de almacenamiento informático no transitorios, incluyendo, sin limitación, medios volátiles y no volátiles, y medios extraíbles y no extraíbles tales comofirmware,almacenamiento físico y virtual, CD-ROM, DVD y cualquier otra fuente digital tal como una red o Internet, así como medios digitales aún por desarrollar, siendo la única excepción una señal transitoria de propagación.

[0011]Como se usa en el presente documento, los términos"software"y"firmware"son intercambiables e incluyen cualquier programa informático almacenado en la memoria para su ejecución por dispositivos que incluyen, sin limitación, dispositivos móviles, clústeres, ordenadores personales, estaciones de trabajo, clientes y servidores.

[0012]Como se usa en el presente documento, el término "ordenador" y términos relacionados, por ejemplo, "dispositivo informático", no se limitan a circuitos integrados que en la técnica se denominan ordenador, sino que se refiere, en términos generales, a un microcontrolador, un microordenador, un controlador lógico programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables, y estos términos se usan de manera intercambiable en el presente documento.

[0013]Como se usa en el presente documento, el término "efectos de estela" se refiere a un cambio en el flujo de viento o aire debido al viento o aire que pasa por una turbina eólica. Más específicamente, cuando el viento sopla a través de una pluralidad de turbinas eólicas que están orientadas en la misma dirección y en un eje paralelo a la dirección del viento, los efectos de estela dan como resultado una disminución del viento en las turbinas eólicas corriente abajo.

[0014]Como se usa en el presente documento, el término "característica de estela" se refiere a las características de los datos de producción de las turbinas eólicas que están corriente arriba o corriente abajo entre sí, lo que indica que una turbina está causando efectos de estela en las otras turbinas. Por ejemplo, un pulso (por ejemplo, un pico o un valle en una relación de potencia) en una relación de salida de producción entre turbinas puede ser una característica de estela.

[0015]Se describen sistemas informáticos, tales como el dispositivo informático de calibración de góndola, y dichos sistemas informáticos incluyen un procesador y una memoria. Sin embargo, cualquier procesador en un dispositivo informático mencionado en el presente documento también se puede referir a uno o más procesadores, en los que el procesador puede estar en un dispositivo informático o en una pluralidad de dispositivos informáticos que actúan en paralelo. Además, cualquier memoria en un dispositivo informático al que se hace referencia también se puede referir a una o más memorias, en las que las memorias pueden estar en un dispositivo informático o en una pluralidad de dispositivos informáticos que actúan en paralelo.

[0016]Como se usa en el presente documento, un procesador puede incluir cualquier sistema programable, incluyendo sistemas que usan microcontroladores, circuitos de conjunto de instrucciones reducidas (RISC), circuitos integrados específicos de la aplicación (ASIC), circuitos lógicos y cualquier otro circuito o procesador capaz de ejecutar las funciones descritas en el presente documento. Los ejemplos anteriores solo son ejemplos y, por tanto, no pretenden limitar de ninguna forma la definición y/o el significado del término "procesador". El término "base de datos" se puede referir a un conjunto de datos, a un sistema de gestión de bases de datos relacionales (RDBMS) o a ambas cosas. Una base de datos puede incluir cualquier colección de datos, incluyendo bases de datos jerárquicas, bases de datos relacionales, bases de datos de archivos planos, bases de datos relacionales de objetos, bases de datos orientadas a objetos y cualquier otra colección estructurada de registros o datos almacenados en un sistema informático. Lo anterior son solo ejemplos y, por tanto, no pretenden limitar de ninguna forma la definición y/o el significado del término "base de datos". Ejemplos de RDBMS incluyen, pero no se limitan a, Oracle® Database, MySQL, IBM® DB2, Microsoft® SQL Server, Sybase® y PostgreSQL. Sin embargo, se puede usar cualquier base de datos que admita los sistemas y procedimientos descritos en el presente documento. (Oracle es una marca registrada de Oracle Corporation, Redwood Shores, California; IBM es una marca registrada de International Business Machines Corporation, Armonk, Nueva York; Microsoft es una marca registrada de Microsoft Corporation, Redmond, Washington; y Sybase es una marca registrada de Sybase, Dublín, California.)

[0017]En un modo de realización, se proporciona un programa informático, y el programa se incorpora en un medio legible por ordenador. En un modo de realización ejemplar, el sistema se ejecuta en un único sistema informático, sin necesidad de una conexión a un servidor. En otro modo de realización, el sistema se ejecuta en un entorno Windows® (Windows es una marca registrada de Microsoft Corporation, Redmond, Washington). Aún en otro modo de realización, el sistema se ejecuta en un entorno de ordenador central y un entorno de servidor UNIX® (UNIX es una marca registrada de X/Open Company Limited localizada en Reading, Berkshire, Reino Unido). La aplicación es flexible y está diseñada para ejecutarse en varios entornos diferentes sin comprometer ninguna funcionalidad importante. En algunos modos de realización, el sistema incluye múltiples componentes distribuidos entre una pluralidad de dispositivos informáticos. Uno o más componentes pueden estar en forma de instrucciones ejecutables por ordenador incorporadas en un medio legible por ordenador.

[0018]Se puede aplicar lenguaje aproximado, como se usa en el presente documento a lo largo de la memoria descriptiva y reivindicaciones, para modificar cualquier representación cuantitativa que podría variar de forma permisible sin dar como resultado un cambio en la función básica con la que se relaciona. En consecuencia, un valor modificado por un término o términos, tales como "aproximadamente" y "sustancialmente", no se debe limitar al valor preciso especificado. En al menos algunos casos, el lenguaje aproximado puede corresponder a la precisión de un instrumento para medir el valor. Aquí, y a lo largo de la memoria descriptiva y reivindicaciones, las limitaciones de intervalo se pueden combinar y/o intercambiar, y dichos intervalos se identifican e incluyen todos los subintervalos contenidos en los mismos a menos que el contexto o lenguaje lo indique de otro modo.

[0019]Los sistemas y procedimientos implementados por ordenador descritos en el presente documento proporcionan un enfoque eficiente para recalibrar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas de un parque eólico. Más específicamente, los sistemas y procedimientos están configurados para (a) identificar al menos dos turbinas eólicas asociadas incluidas dentro del parque eólico, en las que cada turbina eólica asociada incluye información de localización, (b) determinar una pluralidad de características de estela predichas para las turbinas eólicas asociadas en base a, al menos parcialmente, la información de localización de cada turbina eólica asociada, (c) recuperar una pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con las turbinas eólicas asociadas, (d) determinar una pluralidad de características de estela actuales en base a la pluralidad de datos históricos de rendimiento, (e) identificar una variación (“vanance")entre las características de estela predichas y las características de estela actuales, y (f) determinar un factor de recalibración para al menos una de las turbinas eólicas asociadas en base a la variación identificada.

[0020]Tras determinarse los factores de recalibración, dichos factores de recalibración se pueden usar para la recalibración de las posiciones de góndola en una variedad de maneras. En un ejemplo, el factor de recalibración se puede usar para ajustar físicamente la lectura real de la posición de góndola a nivel de turbina. En un segundo ejemplo, el factor de recalibración se puede usar a nivel de monitorización/notificación de modo que las posiciones de góndola notificadas para la turbina eólica se ajusten tras su recepción. En un tercer ejemplo, el factor de recalibración se puede usar como una herramienta de recalibración de "servicio" usada para ajustar conjuntos de datos existentes durante una fase de postprocesamiento.

[0021]Los sistemas y procedimientos implementados por ordenador descritos en el presente documento también proporcionan un enfoque alternativo eficiente para recalibrar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas de un parque eólico mediante la identificación de pares de turbinas eólicas apropiadas. Más específicamente, los sistemas y procedimientos están configurados para (a) identificar una primera turbina eólica de la pluralidad de turbinas eólicas, en donde la primera turbina eólica está en una primera relación espacial con una primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas incluidas dentro del parque eólico, (b) identificar una segunda turbina eólica de la pluralidad de turbinas eólicas como una turbina eólica emparejada asociada con la primera turbina eólica, en la que la segunda turbina eólica está incluida dentro de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas, (c) recuperar una primera pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la primera turbina eólica y una segunda pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la segunda turbina eólica, (d) determinar una primera pluralidad de características de estela para la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica en base a, al menos parcialmente, la primera pluralidad de datos históricos de rendimiento y la segunda pluralidad de datos históricos de rendimiento, (e) determinar si la pluralidad de características de estela es menor que un umbral de característica de estela, y (f) identificar una tercera turbina eólica, incluida dentro de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas, para reemplazar la segunda turbina eólica como la turbina eólica emparejada asociada con la primera turbina eólica tras determinarse que la primera pluralidad de características de estela es menor que el umbral de característica de estela.

[0022]La FIG. 1 es una vista esquemática de una turbina eólica 10 ejemplar. La turbina eólica 10 es un dispositivo de generación de energía eléctrica que incluye una góndola 12 que aloja un generador (no mostrado en la FIG. 1).

La góndola 12 está montada en una torre 14 (se muestra una parte de la torre 14 en la FIG. 1). La torre 14 puede tener cualquier altura que facilite la operación de la turbina eólica 10 como se describe en el presente documento. La turbina eólica 10 también incluye un rotor 16 que incluye tres palas de rotor 18 unidas a un buje rotatorio 20. De forma alternativa, la turbina eólica 10 incluye cualquier número de palas 18 que faciliten la operación de la turbina eólica 10 como se describe en el presente documento. En el modo de realización ejemplar, la turbina eólica 10 incluye una multiplicadora (no mostrada en la FIG. 1) acoplada de forma rotatoria al rotor 16 y al generador.

[0023]En el modo de realización ejemplar, la góndola 12 está asociada a un valor de posición de góndola que representa la orientación de la góndola 12. La posición de góndola se determina, en general, en el momento de la puesta en marcha de la turbina eólica 10. El valor de la posición de góndola se pone a disposición de los dispositivos informáticos (no mostrados en la FIG. 1) tales como los descritos en el presente documento. En consecuencia, en muchos parques eólicos conocidos, un dispositivo informático que monitoriza el parque eólico puede tener un registro de las posiciones de góndola de las turbinas eólicas 10. En algunos ejemplos, 'posición de orientación' se puede usar de manera intercambiable con 'posición de góndola'. Como se usa en el presente documento, la "posición de góndola" se puede denominar, de forma alternativa, "posición de orientación".

[0024]La posición de góndola proporciona una orientación para la góndola 12 y, por lo tanto, indica la dirección del viento. Como se describe en el presente documento, muchos parques eólicos conocidos no tienen herramientas meteorológicas suficientes, tales como veletas montadas en mástiles meteorológicos ("metmasts") o góndolas de turbina eólica, para determinar la dirección del viento. Sin embargo, la dirección del viento se puede inferir en base a la posición de la góndola. En un ejemplo, se puede suponer que la turbina eólica 10 tiene la góndola 12 orientada hacia el este y, por lo tanto, se puede inferir que la dirección del viento es hacia el oeste.

[0025]Sin embargo, como se analiza anteriormente, en algunas situaciones, la posición de góndola puede volverse poco fiable y puede no reflejar la orientación real de la góndola 12. Por ejemplo, el mantenimiento y la reparación de la turbina eólica 10 o el software asociado a la turbina eólica 10 pueden provocar un ajuste inadecuado de la posición de góndola.

[0026]La FIG. 2 es una vista esquemática de un par de turbinas eólicas 30 y 40, tal como la turbina eólica 10 (mostrada en la FIG. 1), en las que el par de turbinas eólicas 30 y 40 están en una relación espacial axial a lo largo del eje 50 y en las que la primera turbina eólica 30 provoca efectos de estela en la segunda turbina eólica 40 cuando el viento fluye de izquierda a derecha (lo que representa de oeste a este) como se indica mediante la dirección del viento 60. En consecuencia, el viento fluye en la dirección del viento 60 a lo largo del eje 50 y pasa primero por la turbina eólica 30 y, a continuación, por la turbina eólica 40. En consecuencia, la turbina eólica 30 se puede designar como turbina eólica corriente arriba 30 y la turbina eólica 40 se puede designar como turbina eólica corriente abajo 40. Cuando el viento pasa por la turbina eólica corriente arriba 30, se extrae energía del viento mediante la turbina eólica corriente arriba 30 y el viento experimenta un déficit de velocidad corriente abajo de la turbina eólica corriente arriba 30. Más específicamente, el flujo de viento que pasa por la turbina eólica corriente arriba 30 provoca efectos de estela 70.

[0027]En consecuencia, el flujo de viento experimentado por la turbina eólica corriente abajo 40 se altera sustancialmente por los efectos de estela 70. Funcionalmente, dependiendo de factores tales como la proximidad entre las turbinas eólicas 30 y 40, la fuerza y orientación del viento y los objetos intermedios, el flujo de viento experimentado por la turbina eólica corriente abajo 40 puede variar significativamente con respecto al flujo de viento experimentado por la turbina eólica corriente arriba 30 debido a los efectos de estela 70.

[0028]Como resultado, cuando el viento sopla a lo largo de la dirección del viento 60, se anticipa que la turbina eólica corriente abajo 40 puede producir significativamente menos potencia que la turbina eólica corriente arriba 30 debido a los efectos de estela 70. En al menos algunos ejemplos, se puede determinar una relación prevista de potencia de salida para las turbinas eólicas 30 y 40 en base a factores tales como la distancia entre las turbinas eólicas 30 y 40, la fuerza y orientación del viento y los objetos intermedios. Como se describe en el presente documento, los datos de rendimiento se pueden comparar con los datos de predicción en base a modelos asociados a las turbinas eólicas 30 y 40. Dichas comparaciones se pueden usar para identificar si la posición de góndola está calibrada apropiadamente para las turbinas eólicas 30 y 40.

[0029]La FIG. 3 es una representación gráfica de una pluralidad de turbinas eólicas 80 en el parque eólico 82 en el que las turbinas eólicas 80 crean efectos de estela, tales como los efectos de estela 70 (mostrados en la FIG.

2), en otras turbinas eólicas. Las turbinas eólicas 80 coinciden sustancialmente en su descripción con la turbina eólica 10 (mostrada en la FIG. 1). Como se indica en la FIG. 3, la pluralidad de turbinas eólicas 80 incluye las turbinas eólicas 84, 87, 88, 89, 90, 94, 95, 97, 98 y 99. Cada turbina eólica 80 está orientada en una dirección particular (con posiciones de góndola reales particulares) y, por lo tanto, es capaz de generar potencia óptima cuando el viento está alineado con esa dirección particular. Las posiciones de góndola de las turbinas eólicas 84, 87, 88, 89, 90, 94, 95, 97, 98 y 99 no se muestran en la FIG. 3.

[0030]Con el fin de monitorizar eficazmente el rendimiento del parque eólico 82, es importante la determinación precisa de la dirección del viento junto con la determinación precisa de la velocidad del viento. La dirección del viento se puede determinar usando instrumentos de medición tales como un mástil meteorológico ("metmast"). Sin embargo, dado el tamaño de muchos parques eólicos 82, la topografía variable de muchos parques eólicos 82 y el coste de los instrumentos de medición, es posible que no se disponga de instrumentos de medición adecuados para proporcionar una determinación independiente de la dirección del viento. Como resultado, la posición de góndola puede ser un valor útil para determinar la dirección del viento.

[0031]En el momento de la puesta en marcha, a las turbinas eólicas 80 se les asigna una posición de góndola que indica la orientación de cada turbina eólica 80. Como resultado, la orientación inicial de cada turbina eólica 80 (basada en la posición de góndola) se puede usar para determinar la dirección del viento durante la operación de la turbina, ya que la turbina eólica se orientará de modo que el plano del rotor sea perpendicular a la dirección del viento entrante. Por ejemplo, si se sabe que la turbina eólica 84 está orientada hacia el este, la salida de rendimiento de la turbina eólica 84 se puede usar para determinar la dirección del viento en un instante de tiempo.

[0032]Sin embargo, la posición de góndola no siempre es fiable. Aunque en algunas turbinas eólicas 80 conocidas, la posición de góndola puede no estar asignada inicialmente de manera correcta, la posición de góndola también se desviará a menudo de la orientación inicialmente asignada. En un ejemplo, los eventos de mantenimiento y servicio pueden hacer que la posición de góndola se notifique de manera incorrecta.

[0033]La FIG. 3 también ilustra que en un parque eólico 82 particular, las turbinas eólicas 80 pueden estar en relaciones espaciales con múltiples turbinas eólicas. Por ejemplo, las turbinas eólicas 89, 94 y 99 están en un eje de izquierda a derecha entre sí. Se puede suponer que las turbinas eólicas 89, 94 y 99 tienen el mismo valor de posición de góndola notificado que indica que todas están orientadas hacia el oeste. Suponiendo que dichas posiciones de góndola notificadas sean precisas, cuando el viento sopla de oeste a este, las turbinas eólicas 94 y 99 están corriente abajo de la turbina eólica 89. Por el contrario, cuando el viento sopla de este a oeste, las turbinas eólicas 94 y 89 están corriente abajo de la turbina eólica 99. Como resultado, si las posiciones de góndola notificadas son precisas, se podría predecir que cuando el viento sopla de oeste a este, la turbina eólica 94 y 99 debería tener una producción de potencia relativamente baja en comparación con la turbina eólica 89 debido a los efectos de estela 70 causados por la turbina eólica 89 en las turbinas eólicas 94 y 99.

[0034]Como se describe en el presente documento, los sistemas y procedimientos están configurados para predecir características de estela esperadas para turbinas eólicas 80 que están espacialmente relacionadas y tienen orientaciones físicas similares (es decir, las turbinas eólicas 80 están realmente orientadas en la misma dirección). Las características de estela representan la relación de datos de producción para turbinas eólicas 80 que se espera que tengan efectos de estela 70 entre sí. Por ejemplo, las características de estela pueden incluir un pico previsto en una relación de producción cuando se espera un gran efecto de estela 70, así como un valle previsto cuando el viento sopla en sentido contrario. Dicha predicción se puede realizar en base a modelos, que se describe a continuación. Los sistemas y procedimientos comparan además dichas características de estela predichas con características de estela actuales (en base a datos de rendimiento o datos históricos de rendimiento). Cuando existe una variación entre las características de estela predichas y las características de estela actuales, el sistema puede determinar que una de las turbinas eólicas 80 tiene una posición de góndola calibrada de forma imprecisa. Por ejemplo, el sistema puede predecir que, durante un viento dirigido hacia el oeste, la turbina eólica 94 tendría una producción significativamente menor que la turbina eólica 99, y que, durante un viento dirigido hacia el sur, la turbina eólica 94 tendría una producción de salida similar a la turbina eólica 99. Si los datos de producción no son compatibles con dichas características de estela predichas, la turbina eólica 94 o la turbina eólica 99 pueden estar notificando una posición de góndola mal calibrada. En consecuencia, cada turbina eólica 80 puede tener una posición de góndola recalibrada. En el modo de realización ejemplar, dicha recalibración se produce en serie. Por ejemplo, una turbina eólica 80 particular se agrupa con turbinas eólicas vecinas y se obtienen comparaciones entre las características de estela predichas y las características de estela actuales para identificar un factor de recalibración para una turbina eólica 80 particular. Tras la recalibración, cada turbina eólica vecina se puede recalibrar en serie.

[0035]Los sistemas y procedimientos descritos en el presente documento realizan dicho análisis mediante la designación de grupos de turbinas eólicas 91. En la FIG. 3, un grupo ejemplar de turbinas eólicas 91 incluye las turbinas eólicas 97 y 98. Se puede suponer que tanto la turbina eólica 97 como la turbina eólica 98 notifican un valor de posición de góndola de 140° con respecto al ejeypositivo. Cuando la dirección del viento es la primera dirección del viento 92 (que representa una dirección del viento de 140° con respecto al ejeypositivo o una dirección del viento noroeste), la turbina eólica 98 está corriente abajo de la turbina eólica 97. Cuando la dirección del viento es la segunda dirección del viento 93 (que representa una dirección del viento de 320° con respecto al ejeypositivo o una dirección del viento sudeste), la turbina eólica 98 está corriente arriba de la turbina eólica 97. Como se describe en el presente documento, los sistemas y procedimientos están configurados para seleccionar grupos de turbinas eólicas 80 y comparar los datos de rendimiento asociados para identificar si la posición de góndola está calibrada apropiadamente para las turbinas eólicas de la agrupación de turbinas eólicas. Seleccionar un grupo de turbinas eólicas 91 en una relación espacial entre sí es importante para facilitar la comparación de los datos de rendimiento. En consecuencia, para el par de turbinas eólicas 97 y 98, se esperarían picos y valles significativos (características de estela, como se describe a continuación) al comparar los datos de rendimiento con las características de estela más notables en la primera dirección del viento 92 y la segunda dirección del viento 93. Como se describe en el presente documento, consideraciones adicionales pueden notificar el emparejamiento o la agrupación de turbinas eólicas 80. Por ejemplo, si las turbinas eólicas 80 no están sustancialmente próximas entre sí, pueden no ser adecuadas para su identificación en el grupo de turbinas eólicas 91 ya que obstáculos, tales como colinas u otras obstrucciones, pueden disminuir cualquier relación y efectos de estela 70 significativos.

[0036]Los sistemas y procedimientos están configurados para identificar o recibir grupos de turbinas eólicas 91. En base a dichas agrupaciones, los datos de rendimiento asociados a las turbinas eólicas 80 de los grupos de turbinas eólicas 91 se pueden comparar con los datos modelados para determinar si la posición de góndola está calibrada apropiadamente para las turbinas eólicas 80 asociadas.

[0037]la FIG. 4 es un diagrama de bloques de un dispositivo informático 105 ejemplar que se puede usar para monitorizar y recalibrar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas en un parque eólico. El dispositivo informático 105 incluye un dispositivo de memoria 110 y un procesador 115 acoplado de forma operativa al dispositivo de memoria 110 para ejecutar instrucciones. En el modo de realización ejemplar, el dispositivo informático 105 incluye un único procesador 115 y un único dispositivo de memoria 110. En modos de realización alternativos, el dispositivo informático 105 puede incluir una pluralidad de procesadores 115 y/o una pluralidad de dispositivos de memoria 110. En algunos modos de realización, las instrucciones ejecutables están almacenadas en el dispositivo de memoria 110. El dispositivo informático 105 se puede configurar para realizar una o más operaciones descritas en el presente documento programando el procesador 115. Por ejemplo, el procesador 115 se puede programar codificando una operación como una o más instrucciones ejecutables y proporcionando las instrucciones ejecutables en el dispositivo de memoria 110.

[0038]En el modo de realización ejemplar, el dispositivo de memoria 110 es uno o más dispositivos que permiten el almacenamiento y la recuperación de información, tal como instrucciones ejecutables y/u otros datos. El dispositivo de memoria 110 puede incluir uno o más medios tangibles no transitorios legibles por ordenador, tales como, sin limitación, memoria de acceso aleatorio (RAM), memoria dinámica de acceso aleatorio (DRAM), memoria estática de acceso aleatorio (SRAM), un disco de estado sólido, un disco duro, memoria de solo lectura (ROM), ROM programable y borrable (EPROM), ROM programable y borrable eléctricamente (EEPROM) y/o memoria RAM no volátil (NVRAM). Los tipos de memoria anteriores son solo ejemplares y, por tanto, no limitantes de los tipos de memoria que se pueden usar para el almacenamiento de un programa informático.

[0039]El dispositivo de memoria 110 se puede configurar para almacenar datos operativos que incluyen, sin limitación, algoritmos de agrupamiento de turbinas eólicas, algoritmos de emparejamiento de turbinas eólicas, algoritmos de modelado de salida de turbinas eólicas, datos históricos de rendimiento de turbinas eólicas, datos de rendimiento actuales de turbinas eólicas y otra información relacionada con turbinas eólicas del parque eólico 82 (mostrado en la FIG. 3), tales como datos de mantenimiento y de servicio. En algunos modos de realización, el procesador 115 suprime o "purga" datos del dispositivo de memoria 110 en base a la antigüedad de los datos. Por ejemplo, el procesador 115 puede sobrescribir datos previamente registrados y almacenados asociados a una hora y/o evento posterior. Además, o de forma alternativa, el procesador 115 puede suprimir datos que superen un intervalo de tiempo predeterminado. Además, el dispositivo de memoria 110 incluye, sin limitación, datos, algoritmos y comandos suficientes para facilitar la operación del sistema implementado por ordenador (no mostrado en la FIG. 4). Por ejemplo, el dispositivo de memoria 110 incluye datos, algoritmos y comandos para facilitar los cálculos y predicciones del modelo de estela como se describe en el presente documento.

[0040]En algunos modos de realización, el dispositivo informático 105 incluye una interfaz de entrada de usuario 130. En el modo de realización ejemplar, la interfaz de entrada de usuario 130 está acoplada al procesador 115 y recibe entradas del usuario 125. La interfaz de entrada de usuario 130 puede incluir, sin limitación, un teclado, un dispositivo de puntero, un ratón, un lápiz, un panel sensible al tacto, incluyendo, por ejemplo, sin limitación, un panel táctil o una pantalla táctil, y/o una interfaz de entrada de audio, incluyendo, por ejemplo, sin limitación, un micrófono. Un solo componente, tal como una pantalla táctil, puede operar como dispositivo de visualización de la interfaz de presentación 120 y como interfaz de entrada de usuario 130.

[0041]Una interfaz de comunicación 135 está acoplada al procesador 115 y está configurada para acoplarse en comunicación con uno o más de otros dispositivos, tales como un sensor u otro dispositivo informático 105, y para realizar operaciones de entrada y salida con respecto a dichos dispositivos. Por ejemplo, la interfaz de comunicación 135 puede incluir, sin limitación, un adaptador de red alámbrico, un adaptador de red inalámbrico, un adaptador de telecomunicaciones móviles, un adaptador de comunicación en serie y/o un adaptador de comunicación en paralelo. La interfaz de comunicación 135 puede recibir datos desde y/o transmitir datos a uno o más dispositivos remotos. Por ejemplo, una interfaz de comunicación 135 de un dispositivo informático 105 puede transmitir una alarma a la interfaz de comunicación 135 de otro dispositivo informático 105. La interfaz de comunicaciones 135 facilita las comunicaciones de máquina a máquina, es decir, actúa como una interfaz de máquina a máquina. La interfaz de comunicaciones 135 también está configurada para comunicarse con las turbinas eólicas 10 (mostradas en la FIG. 1) del parque eólico 82 (mostrado en la FIG. 2). Como resultado, el dispositivo informático 105 está configurado para recibir datos desde las turbinas eólicas 10, que incluyen, pero sin limitarse a, las posiciones de góndola notificadas, los datos de producción actuales, los datos históricos de producción, los datos de localización de las turbinas eólicas 10 y los registros de mantenimiento y servicio de las turbinas eólicas 10.

[0042]Tanto la interfaz de presentación 120 como la interfaz de comunicación 135 pueden proporcionar información adecuada para su uso con los procedimientos descritos en el presente documento, por ejemplo al usuario 125 u otro dispositivo. En consecuencia, la interfaz de presentación 120 y la interfaz de comunicación 135 se pueden denominar dispositivos de salida. De forma similar, la interfaz de entrada de usuario 130 y la interfaz de comunicación 135 pueden recibir información adecuada para su uso con los procedimientos descritos en el presente documento y se pueden denominar dispositivos de entrada. En el modo de realización de ejemplo, la interfaz de presentación 120 se usa para visualizar los datos, que incluyen, sin limitación, gráficos de localización de las turbinas eólicas 10, como se muestra en la FIG. 3, orientación de la posición de góndola de turbinas eólicas 10, características de estela que incluyen relaciones de producción de turbinas eólicas agrupadas 91 (mostradas en la FIG. 3), y otra información visual que incluye gráficos de radar que muestran relaciones de producción de turbinas eólicas agrupadas 91. Una vez que se visualizan dichos datos, el usuario 125 puede usar la interfaz de entrada de usuario 130 para ejecutar tareas que incluyen, sin limitación, la recalibración de las posiciones de góndola, la reagrupación de turbinas eólicas 10 y cualquier otra tarea pertinente. Dichas tareas pueden incluir el uso de software adicional que pueda facilitar dichas funciones.

[0043]En el modo de realización ejemplar, el dispositivo informático 105 es un modo de realización ejemplar de un dispositivo informático que se usará en un sistema ejemplar implementado por ordenador de alto nivel para recalibrar y monitorizar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas de un parque eólico (no mostrado en la FIG. 4). En al menos algunos otros modos de realización, el dispositivo informático 105 también es un modo de realización ejemplar de otros dispositivos (no mostrados en la FIG. 4) y otros dispositivos (no mostrados) usados para recalibrar y monitorizar las posiciones de góndola. En la mayoría de los modos de realización, el dispositivo informático 105 ilustra, al menos, el diseño principal de dichos otros dispositivos.

[0044]La FIG. 5 es una vista esquemática de un sistema ejemplar implementado por ordenadores de alto nivel 500 para monitorizar y recalibrar las posiciones de góndola que se puede usar con el dispositivo informático 105 (mostrado en la FIG. 4). El sistema 500 incluye un dispositivo informático 105 en comunicación con una pluralidad de dispositivos de turbina eólica 530 asociados a las turbinas eólicas 10. Los dispositivos de turbina eólica 530 pueden representar dispositivos informáticos simples capaces de proporcionar funciones de notificación y monitorización. Los dispositivos de turbina eólica 530 también se pueden agrupar de modo que un dispositivo de turbina eólica 530 en particular pueda notificar acerca de una pluralidad de turbinas eólicas 10. El dispositivo informático 105 incluye un dispositivo de memoria 110 acoplado a un procesador 115. En al menos algunos modos de realización, el dispositivo informático 105 también incluye un dispositivo de almacenamiento 520, que está acoplado al procesador 115 y al dispositivo de memoria 110. El dispositivo de almacenamiento 520 representa un dispositivo complementario al dispositivo de memoria 110, que puede almacenar información relacionada con los procedimientos y sistemas descritos en el presente documento. El dispositivo de almacenamiento 520 puede ser accesible directamente por el procesador 115 del dispositivo informático 105 o, de forma alternativa, puede ser accesible a través de la interfaz de comunicación 135.

[0045]En al menos algunos modos de realización, el dispositivo informático 105 incluye una base de datos 525. La base de datos 525 puede ser cualquier estructura organizada capaz de representar información relacionada con los procedimientos y sistemas descritos, incluidos, sin limitación, modelos usados para predecir salidas de turbinas eólicas, modelos usados para predecir características de estela de turbinas eólicas, datos sobre localizaciones de turbinas eólicas, datos sobre la orientación de la posición de góndola de turbinas eólicas y datos históricos y actuales de producción de turbinas eólicas.

[0046]En al menos algunos modos de realización, el usuario 125 interactúa con el dispositivo informático 105 para facilitar la recalibración y monitorización de las posiciones de góndola de las turbinas eólicas de un parque eólico usando los sistemas y procedimientos descritos. El usuario 125 puede interactuar usando la interfaz de presentación 120 (mostrada en la FIG. 1) y la interfaz de entrada de usuario 130 (mostrada en la FIG. 1).

[0047]La FIG. 6 es un diagrama de flujo de un proceso 600 ejemplar para recalibrar posiciones de góndola usando el sistema implementado por ordenador 500 (mostrado en la FIG. 5). El proceso 600 es implementado por el dispositivo informático de calibración de góndola 105 (mostrado en la FIG. 4). El dispositivo informático de calibración de góndola 105 identifica 610 al menos dos turbinas eólicas asociadas incluidas dentro del parque eólico, en las que cada turbina eólica asociada incluye información de localización. La identificación 610 representa seleccionar al menos dos turbinas eólicas 80 como parte de un grupo de turbinas eólicas 91 (ambas mostradas en la FIG. 3). La identificación 610 se puede lograr usando una pluralidad de procedimientos ejemplares. En un primer procedimiento ejemplar, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 aplica un algoritmo de agrupamiento de turbinas al parque eólico para definir una pluralidad de agrupaciones de turbinas 91. Cada agrupación de turbinas 91 de la pluralidad de agrupaciones de turbinas 91 incluye una pluralidad de turbinas eólicas 80 y un valor de ponderación de relación que representa una proximidad entre la pluralidad de turbinas eólicas agrupadas dentro de las agrupaciones de turbinas. Más específicamente, el valor de ponderación de relación se puede determinar en base a la distancia entre las turbinas eólicas 80 del grupo de turbinas eólicas 91. En al menos algunos ejemplos, el grupo de turbinas eólicas 91 también se puede evaluar dependiendo de si las turbinas eólicas 80 están en el campo visual de cada una. Si, por ejemplo, hay obstáculos o grandes distancias entre las turbinas eólicas 80, la ponderación de relación se puede reducir porque en dichos ejemplos los efectos de estela pueden ser menores. En ejemplos alternativos, el algoritmo de agrupamiento de turbinas puede identificar agrupaciones de turbinas 91 en las que las turbinas eólicas 80 están en bordes absolutos o relativos dentro del parque eólico 82 (mostrado en la FIG. 3). Por ejemplo, si una agrupación de tres turbinas eólicas A, B, C y D están próximas entre sí en una fila secuencial sin otras turbinas eólicas en la misma relación axial en proximidad relativa, las turbinas eólicas A y D se pueden identificar como "turbinas de borde".

[0048]Las agrupaciones de turbinas 91 se ordenan en base a, al menos en parte, las ponderaciones de relación. El dispositivo informático de calibración de góndola 105 procesa todas las agrupaciones de turbinas 91 potenciales y determina una lista preferente de agrupaciones de turbinas 91 que tienen las ponderaciones de relación totales más altas.

[0049]El dispositivo informático de calibración de góndola 105 también determina 620 una pluralidad de características de estela predichas para las turbinas eólicas asociadas en base a, al menos parcialmente, la información de localización de cada turbina eólica asociada. La determinación 620 representa determinar características de estela en base al diseño del sitio. La determinación 620 implica identificar efectos de estela 70 potenciales (mostrados en la FIG. 2) entre turbinas eólicas 80 y usar dichos efectos de estela 70 para determinar características de estela. En el modo de realización ejemplar, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 identifica una velocidad de viento genérica como una velocidad de referencia para la determinación 620. Por ejemplo, la velocidad de referencia puede ser de 10 metros por segundo en un ejemplo. El dispositivo informático de calibración de góndola 105 proyecta una rotación completa del viento en base a la velocidad de referencia. En otras palabras, el viento se proyecta a través de los 360° grados totales de rotación en un intervalo estandarizado. En un ejemplo, el viento se proyecta a 10 metros por segundo en 360 intervalos regulares de 1°. Basándose en las 360 proyecciones distintas de la dirección del viento, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 determina 620 una pluralidad de características de estela en base al diseño del sitio.

[0050]En un modo de realización alternativo, se realiza un modelo de simulación de parque eólico en todas las turbinas eólicas 80 del parque eólico 82 en base a la información de localización y la información de posición de góndola de cada turbina eólica 80. El modelo de simulación del parque eólico recibe al menos dos entradas. En primer lugar, se recibe un vector de referencia V<valor de referencia>. V<valor de referencia>representa vectores de velocidades de viento de flujo libre asociados a fechas y horas dadas. Aunque V<valor de referencia>no estima con precisión la velocidad del viento en el parque eólico 82, proporciona un valor indicador sustancialmente robusto para la calibración. En segundo lugar, se introduce una estimación d de la dirección del viento en el modelo de simulación del parque eólico. La estimación de la dirección del viento se obtiene usando un V<valor de referencia>que representa un valor de posición de góndola real de una turbina de referencia y un valorGvao de referenciaque representa una desviación estimada de la posición V<valor de referencia>. El V<valor de referencia>está asociado a información de fecha y hora y, por lo tanto, puede integrarse. V<valor de referencia>yGvaior de referenciase usan para calculard.

[0051]En el modo de realización ejemplar, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 determina 620 características de estela para cada agrupación de turbinas eólicas 91 del parque eólico 82 en múltiples instantes de tiempo. En el modo de realización ejemplar, dichas características de estela representan relaciones de potencia de salida de turbinas eólicas 80 en agrupaciones de turbinas eólicas 91. En otros modos de realización, se pueden determinar otras características de estela. Como se describe a continuación, las características de estela determinadas 620 se comparan con características de estela actuales o reales en base a los datos de producción actuales o históricos y se identifican errores.

[0052]Haciendo referencia a la FIG. 6, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 también recupera 630 una pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con las turbinas eólicas asociadas. La recuperación 630, en un modo de realización, representa el dispositivo informático de calibración de góndola 105 que recibe información desde los dispositivos de turbina eólica 530 (mostrados en la FIG. 5) que representan datos históricos de rendimiento para las turbinas eólicas 80. En el modo de realización ejemplar, los datos históricos de rendimiento representan la potencia de salida histórica de las turbinas eólicas 80.

[0053]En al menos algunos ejemplos, la pluralidad de datos históricos de rendimiento recuperados 630 está asociada a un valor de posición de góndola notificado con un error sistémico o un error cero. Más específicamente, los valores de posición de góndola notificados pueden indicar que una diferencia entre los valores de posición de góndola notificados para dos turbinas eólicas 80 ha cambiado de manera significativa (por ejemplo, una característica escalonada). En otras palabras, los valores de posición de góndola notificados previamente pueden indicar que dos turbinas eólicas 80 tienen una relación particular (por ejemplo, las turbinas eólicas 80 son paralelas entre sí) hasta el momento fe, mientras que en el momento ti los datos de posición de góndola notificados indican que las turbinas eólicas 80 tienen una relación diferente. Un cambio o característica escalonada de este tipo se puede identificar mediante un cambio significativo y repentino en la diferencia entre los valores de posición de góndola notificados durante un breve intervalo de tiempo. En al menos un modo de realización, el diferencial entre los valores de posición de góndola notificados de un par de turbinas (o un grupo de turbinas) se puede identificar monitorizando la detección de dicho cambio o característica escalonada. Dicha monitorización se puede realizar en línea (es decir, lecturas continuas y detección de un cambio escalonado en el tiempo presente) o fuera de línea (es decir, revisión de lecturas históricas de los valores de posición de góndola y detección de cambio escalonado en base a dichas lecturas históricas). En dichos ejemplos, la pluralidad de datos históricos de rendimiento se puede ajustar para todas las turbinas eólicas 80 pertinentes para remediar el impacto de la característica escalonada. De forma alternativa, la presencia de la característica escalonada se puede usar para identificar un factor de recalibración de al menos una de las turbinas eólicas 80 pertinentes. En al menos algunos ejemplos, la característica escalonada puede indicar con exactitud un cambio en la relación entre las turbinas eólicas 80. En al menos algunos ejemplos, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 puede desencadenar una alerta para que un técnico o ingeniero verifique la relación entre las turbinas eólicas 80.

[0054]Además, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 determina 640 una pluralidad de características de estela actuales en base a la pluralidad de datos históricos de rendimiento. La determinación 640 representa la identificación de características de estela entre las turbinas eólicas 80 en las agrupaciones de turbinas eólicas 91 en base a, al menos en parte, la pluralidad de datos históricos de rendimiento recuperados previamente 630. En el modo de realización ejemplar, la determinación 640 representa el cálculo de relaciones de potencia de salida para turbinas eólicas 80 en agrupaciones de turbinas eólicas 91.

[0055]Haciendo referencia de nuevo a la FIG. 6, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 identifica adicionalmente 650 una variación entre las características de estela predichas y las características de estela actuales. La identificación 650 representa la comparación de características de estela determinadas en la determinación de 620 y la determinación de 640. En algunos ejemplos, la identificación 650 también incluye determinar una parte principal de las características de estela predichas y las características de estela actuales asociadas a un primer nivel de variación. El primer nivel de variación puede ser la característica de estela más dominante entre el grupo de turbinas eólicas 91. Más específicamente, la identificación 650 puede incluir identificar una parte más significativa (por ejemplo, una característica más grande, numéricamente) de características de estela predichas y características de estela actuales, en la que la diferencia entre características de estela predichas y características de estela actuales es relativamente alta en comparación con una parte menos significativa de características de estela predichas y características de estela actuales, en las que la diferencia entre características de estela predichas y características de estela actuales es relativamente baja. En dichos ejemplos, la parte principal de las características de estela predichas y las características de estela actuales se comparan para identificar 650 una variación. La parte principal se puede usar para identificar una diferencia principal y, por lo tanto, para determinar un factor de recalibración.

[0056]El dispositivo informático de calibración de góndola 105 también determina 660 un factor de recalibración de al menos una de las turbinas eólicas asociadas en base a la variación identificada. La determinación 660 representa identificar el grado en que las características de estela actuales varían con respecto a las características de estela predichas. En ejemplos en los que se identifica una parte principal de las características de estela predichas y las características de estela actuales, solo se puede usar la parte principal para determinar 660 el factor de recalibración. En algunos otros ejemplos, la parte secundaria de las características de estela predichas y las características de estela actuales se pueden usar para ajustar el factor de recalibración determinado 660. La parte secundaria se puede usar para identificar una diferencia secundaria y, por lo tanto, para ajustar el factor de recalibración.

[0057]En un ejemplo, el factor de recalibración determinado 660 para turbinas eólicas 80 se puede usar para ajustar y corregir los datos de rendimiento actuales. Por ejemplo, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 puede recibir una pluralidad de datos de rendimiento actuales asociados a las turbinas eólicas asociadas, aplicar el factor de recalibración a los datos de rendimiento actuales recibidos para corregir los datos de rendimiento actuales y crear un conjunto de datos de rendimiento actuales ajustados. Dicha corrección puede realizarse de forma alternativa con datos en tiempo real y datos históricos. Por lo tanto, se pueden corregir todos los datos de rendimiento.

[0058]Además, en al menos un ejemplo, los datos de rendimiento ajustados (o corregidos) se pueden comparar con datos de rendimiento no corregidos. Una variación de este tipo se puede usar para determinar imprecisiones presentes y pasadas en las notificaciones de salida en el parque eólico.

[0059]La FIG. 7 es un diagrama de flujo de un proceso 700 alternativo para recalibrar posiciones de góndola usando el sistema implementado por ordenador 500 (mostrado en la FlG. 5). El proceso 700 se implementa mediante el dispositivo informático de calibración de góndola 105. El proceso 700 facilita sustancialmente la identificación de agrupaciones preferentes de turbinas eólicas 91 (mostrados en la FIG. 3). El dispositivo informático de calibración de góndola 105 identifica 710 una primera turbina eólica de la pluralidad de turbinas eólicas, en la que la primera turbina eólica está en una primera relación espacial con una primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas incluidas dentro del parque eólico. La identificación 710 representa seleccionar una turbina eólica 80 (mostrada en la FIG. 3) del parque eólico 82 (mostrado en la FIG. 3).

[0060]El dispositivo informático de calibración de góndola 105 también identifica 720 una segunda turbina eólica de la pluralidad de turbinas eólicas como una turbina eólica emparejada asociada a la primera turbina eólica, en la que la segunda turbina eólica está incluida dentro de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas. La identificación 720 representa seleccionar una turbina eólica para un grupo de turbinas eólicas 91 (mostrado en la FIG. 3) usando técnicas similares a las referidas en la identificación 610 (mostrado en la FIG. 6). En el modo de realización ejemplar, una pluralidad de turbinas eólicas vecinas son turbinas eólicas 80 que están en una relación axial entre sí. En otros modos de realización, la pluralidad de turbinas eólicas vecinas son turbinas eólicas que están en el campo visual de cada una. En otras palabras, no existen obstáculos geográficos o físicos entre la pluralidad de turbinas eólicas vecinas distintos de las propias turbinas eólicas. Como se usa en el presente documento, "campo visual" se refiere por lo tanto a la idea de que dos turbinas eólicas no tienen obstáculos físicos entre sí más allá de otras turbinas eólicas.

[0061]Además, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 recupera 730 una primera pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la primera turbina eólica y una segunda pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la segunda turbina eólica. En el modo de realización ejemplar, la recuperación 730 representa la recuperación de datos de potencia de salida relacionados con la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica.

[0062]Además, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 determina 740 una primera pluralidad de características de estela para la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica en base a, al menos parcialmente, la primera pluralidad de datos históricos de rendimiento y la segunda pluralidad de datos históricos de rendimiento. En el modo de realización ejemplar, la determinación 740 representa la determinación de al menos una relación de potencia de salida entre la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica, que se puede usar para describir la primera pluralidad de características de estela.

[0063]Además, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 determina 750 si la primera pluralidad de características de estela es menor que un umbral de característica de estela. En el modo de realización ejemplar, la determinación 750 representa determinar si las relaciones de potencia de salida en base a los datos de rendimiento medidos exceden o están por debajo de un umbral de característica de estela predeterminado. El umbral de característica de estela predeterminado se puede determinar en base a una entrada de datos programática o humana. El umbral de característica de estela predeterminado representa sustancialmente un nivel mínimo de diferencia de características de estela requerido para un grupo de turbinas eólicas 91. El umbral de característica de estela predeterminado se puede crear sustancialmente en base a las características de localización asociadas a la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica.

[0064]En al menos algunos ejemplos, el umbral de característica de estela predeterminado se puede establecer en relación con un valor de referencia. Como se describe a continuación, los diagramas polares 800, 900, 1000 y 1100 incluyen círculos unitarios 820 y 1020 (todos ellos mostrados en las FIGS. 8-11) que indican una valor de referencia donde la relación de potencia entre las turbinas eólicas es igual a 1,0 (es decir, la potencia de salida de las turbinas eólicas es la misma). En algunos ejemplos, se puede requerir que el umbral de característica de estela predeterminado sea un multiplicador de dichos círculos unitarios 820 y 1020. Además, en otros ejemplos, se puede requerir que el umbral de característica de estela predeterminado sea mayor que la "siguiente característica de estela más grande" en cierta cantidad o mayor que una característica de estela promedio en cierta cantidad.

[0065]Además, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 identifica 760 una tercera turbina eólica incluida dentro de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas, para reemplazar la segunda turbina eólica como la turbina eólica emparejada asociada con la primera turbina eólica tras determinarse que la primera pluralidad de características de estela es menor que el umbral de característica de estela. El dispositivo informático de calibración de góndola 105 lleva a cabo la identificación 760 para identificar un grupo preferente de turbinas eólicas 91 tras determinarse que el grupo inicial de turbinas eólicas 91 no estaba asociado a suficientes características de estela en comparación con un umbral de característica de estela. En un ejemplo, la identificación 760 incluye seleccionar como tercera turbina eólica una turbina que está más cerca de la primera turbina eólica de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas, excluyendo la segunda turbina eólica. En un segundo ejemplo, la identificación 760 incluye seleccionar como tercera turbina eólica una turbina que está localizada en un borde de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas. En un tercer ejemplo, la identificación 760 incluye seleccionar como tercera turbina eólica una turbina que está alineada axialmente con la primera turbina y una o más turbinas vecinas, aunque se pueden colocar otras turbinas entre la primera y la tercera turbinas. En un tercer ejemplo, la identificación 760 incluye seleccionar como tercera turbina eólica una turbina que tiene características espaciales específicas. Por ejemplo, la tercera turbina eólica se puede seleccionar "saltando" sobre las segundas turbinas eólicas previamente identificadas o encontrando una "turbina de borde", en la que la tercera turbina está en un borde del grupo de turbinas vecinas.

[0066]En al menos algunos ejemplos, el nuevo grupo de turbinas eólicas 91 que incluye la tercera turbina eólica seleccionada se prueba de manera similar. Más específicamente, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 también recupera una tercera pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la primera turbina eólica y una cuarta pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la tercera turbina eólica, determina una segunda pluralidad de características de estela para la primera turbina eólica y la tercera turbina eólica en base a, al menos parcialmente, la tercera pluralidad de datos históricos de rendimiento y la cuarta pluralidad de datos históricos de rendimiento, determina si la segunda pluralidad de características de estela es menor que un umbral de característica de estela e identifica una cuarta turbina eólica, incluida dentro de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas, para reemplazar la tercera turbina eólica como la turbina eólica emparejada asociada con la primera turbina eólica tras determinarse que la segunda pluralidad de características de estela es menor que el umbral de característica de estela.

[0067]En un modo de realización alternativo, el umbral de característica de estela se puede calcular después de que se determinen los factores de recalibración para un grupo de turbinas eólicas 91 usando el procedimiento descrito en la FIG. 6. En este modo de realización, las lecturas de dirección del viento recalibradas de cada turbina 80 se comparan con las de todas las demás turbinas 80 del parque eólico 82. Si las lecturas recalibradas de una turbina particular 80 discrepan en gran medida con la mayoría de turbinas 80 del parque eólico 82, se puede concluir que el factor de recalibración de la turbina particular 80 con discrepancia se calculó incorrectamente.

[0068]En referencia ahora a las FIGS. 10-11, la FIG. 10 es un tercer diagrama polar 1000 que indica una comparación entre las características de estela predichas 1030 y las características de estela actuales 1040 de un segundo par de turbinas eólicas, mientras que la FIG. 11 es un cuarto diagrama polar 1100 que indica una comparación entre las características de estela predichas 1030 y las características de estela actuales recalibradas 1110 del segundo par de turbinas eólicas de la FIG. 10. Por lo tanto, las FIGS. 10 y 11 representan una comparación entre las características de estela predichas 1030 y las características de estela actuales 1040 y las características de estela recalibradas 1110 para el mismo par de turbinas eólicas. En las FIGS. 10 y 11, el segundo par de turbinas eólicas es un par de turbinas eólicas A y B (no mostradas) identificadas 610 (mostrado en la FIG.

6) y comparadas con el propósito de recalibrar los valores de posición de góndola notificados por la turbina eólica A.

[0069]En el tercer diagrama polar 1000, el gráfico de dispersión 1010 incluye una pluralidad de puntos de datos que indican datos históricos de rendimiento. Las características de estela actuales 1040 se determinan 640 (mostrado en la FIG. 6) en base al diagrama de dispersión 1010 que representa los datos históricos de rendimiento que se recuperan 630 (mostrado en la FIG. 6). Más específicamente, las características de estela actuales 1040 se determinan 640 calculando una mediana móvil para el diagrama de dispersión 1010 a lo largo de 360°, lo que se indicada en el tercer diagrama polar 1000. Las características de estela predichas 1030 se determinan 620 (mostrado en la FIG. 6) en base a, al menos parcialmente, la información de localización asociada a cada turbina eólica del segundo par de turbinas eólicas. El círculo unitario 1020 se indica para ayudar en la comparación. Cuando cualquiera de las características de estela predichas 1030 o las características de estela actuales 1040 se cruzan o se superponen con el círculo unitario 1020, esto indica una relación de potencia de 1,0. Cuando las características de estela predichas 1030 o las características de estela actuales 1040 se extienden fuera del círculo unitario 1020, esto indica una relación de potencia mayor que 1,0. Cuando las características de estela predichas 1030 o las características de estela actuales 1040 están dentro del círculo unitario 1020, esto indica una relación de potencia menor que 1,0.

[0070]Más específicamente, el diagrama polar 1000 indica que las características de estela predichas 1030 y las características de estela actuales 1040 no se superponen sustancialmente en al menos algunas áreas de características. Por ejemplo, características de las características de estela predichas 1030 indicadas a 90° y 270° no coinciden con características similares de las características de estela actuales 1040 en esos puntos del diagrama, mientras que una característica sustancial de las características de estela actuales 1040 a aproximadamente 70° no coincide con características de estela predichas 1030 similares. En consecuencia, como se describe en el presente documento, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 puede identificar 650 (mostrado en la FIG. 6) una variación entre las características de estela predichas 1030 y las características de estela actuales 1040 en base a los datos indicados en el tercer diagrama polar 1000. Por tanto, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 determina 660 (mostrado en la FIG. 6) un factor de recalibración para al menos una de las turbinas eólicas asociadas (es decir, turbinas eólicas A y B) en base a la variación identificada.

[0071]La FIG. 11 indica el cuarto diagrama polar 1100 que indica una comparación entre características de estela predichas 1030 (idénticas a las del tercer diagrama polar 1000 mostrado en la FIG. 10) y características de estela actuales recalibradas 1110 (que representan características de estela actuales 1040 de la FIG. 10 recalibradas en base a la varianza identificada 650 como se indica en la FIG. 10). Dado que la característica sustancial de la característica de estela actual 1040 indicada en aproximadamente 70° se ha ajustado a aproximadamente 90° en el cuarto diagrama polar 1100, se indica que el factor de recalibración es de aproximadamente 20° en el sentido horario. Los diagramas polares 1000 y 1100 se proporcionan con propósitos ilustrativos. Como se describe en el presente documento, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 puede usar cualquier procedimiento comparable y cualquier dato comparable para implementar los procedimientos y sistemas descritos en el presente documento. De esta manera, datos tales como datos históricos de rendimiento, características de estela predichas, características de estela actuales y la variación identificada se pueden proporcionar e indicar de formas alternativas distintas de los diagramas polares 1000 y 1100 que incluyen, por ejemplo, gráficos de relaciones de potencia de salida.

[0072]La FIG. 8 es un primer diagrama polar 800 que indica una comparación entre características de estela predichas 830 y características de estela actuales 840 para un primer par de turbinas eólicas A y C (no mostradas). Como en la FIG. 10, se identifica 650 la variación entre las características de estela predichas 830 y las características de estela actuales 840 (mostrado en la FIG. 6). Como en la FIG. 10, las características de estela actuales 840 se determinan calculando una mediana móvil para el diagrama de dispersión 810. Nuevamente, las características de estela significativas están en las características de estela predichas 830 a aproximadamente 90° y 270°, mientras que características de estela similares no están presentes en las características de estela actuales 840 en las mismas localizaciones. En consecuencia, se determina 660 un factor de recalibración en base a la variación identificada, y las características de estela actuales 840 se pueden recalibrar como se indica en la FIG.

9. Sin embargo, la FIG. 9 indica que una recalibración de este tipo puede no ser suficiente. Más específicamente, la FIG. 9 indica que a aproximadamente 90° y aproximadamente 270°, las características de estela actuales recalibradas 910 no incluyen características significativas.

[0073]En ejemplos tales como las FIGS. 8 y 9, el procedimiento 700 (mostrado en la FIG. 7) se puede implementar mediante el dispositivo informático de calibración de góndola 105 para determinar que el par de turbinas eólicas A y C no es adecuado para la comparación para recalibrar la turbina eólica A. Más específicamente, se identifica 710 y 720 el par de turbinas eólicas A y C (mostrado en la FIG. 7), se recuperan 730 datos históricos de rendimiento relacionados (mostrado en la FIG. 7) para determinar la pluralidad de características de estela 740 (mostrado en la FIG. 7) tales como características de estela actuales 840, y el dispositivo informático de calibración de góndola 105 determina 750 si las características de estela actuales 840 son menores que un umbral de característica de estela (no mostrado). Como se indica en la FIG. 8, las características de estela actuales 840 carecen de cualquier característica destacada que se pueda identificar fácilmente como correspondiente a las características de estela predichas 830. De esta manera, en al menos un ejemplo, las características de estela actuales 840 son menores que un umbral de característica de estela asociado. En otras palabras, el dispositivo informático de calibración de góndola puede requerir que las características de estela actuales 840 se correspondan sustancialmente con las características de estela predichas 830. En el ejemplo de las FIGS. 8 y 9, el dispositivo informático de calibración de góndola 105 identifica además una tercera turbina eólica (tal como la turbina eólica B usada en los diagramas polares 1000 y 1100 de las FIGS. 10 y 11) para la comparación.

[0074]Los procedimientos y sistemas implementados por ordenador descritos anteriormente proporcionan un enfoque eficaz para monitorizar y recalibrar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas de un parque eólico. Los sistemas y procedimientos mejoran sustancialmente la exactitud de las notificaciones de posición de góndola de turbinas eólicas y, en consecuencia, mejoran el cálculo de la dirección del viento en el parque eólico. Además, al mejorar el cálculo de la dirección del viento, los sistemas y procedimientos descritos facilitan una mejor monitorización y notificación del rendimiento y la producción del parque eólico.

[0075]Un efecto técnico ejemplar de los procedimientos y sistemas implementados por ordenador descritos en el presente documento puede incluir al menos uno de (a) exactitud mejorada de las notificaciones de posición de góndola; (b) determinación mejorada de la dirección del viento en los parques eólicos; (c) notificación y monitorización mejoradas del rendimiento y la producción de los parques eólicos; (d) esquemas de control dependientes de la dirección del viento; y (e) reducción de carga dependiente de la dirección y mayor rendimiento energético.

[0076]En lo que antecede se han descrito en detalle modos de realización ejemplares para monitorizar y recalibrar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas de un parque eólico. Los sistemas y procedimientos implementados por ordenador para operar dichos sistemas no están limitados a los modos de realización específicos descritos en el presente documento, sino que los componentes de los sistemas y/o etapas de los procedimientos se pueden utilizar de manera independiente y separada de otros componentes y/o etapas descritos en el presente documento. Por ejemplo, los procedimientos también se pueden usar en combinación con otros sistemas y entornos y no se limitan a los entornos descritos en el presente documento. Más bien, el modo de realización ejemplar se puede implementar y utilizar en relación con muchas otras aplicaciones.

[0077]Aunque rasgos característicos específicos de diversos modos de realización de la invención se pueden mostrar en algunos dibujos y no en otros, esto se hace solo por conveniencia. De acuerdo con los principios de la invención, se puede hacer referencia a y/o reivindicar cualquier rasgo característico de un dibujo en combinación con cualquier rasgo característico de cualquier otro dibujo.

[0078]Esta descripción escrita usa ejemplos para divulgar la invención, incluyendo el modo preferente, y también para posibilitar que cualquier experto en la técnica ponga en práctica la invención, incluyendo la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la invención se define por las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos se les ocurran a los expertos en la técnica.

Claims

REIVINDICACIONES

Un dispositivo informático de calibración de góndola (105) para recalibrar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas (91) de un parque eólico (82), comprendiendo el dispositivo informático de calibración de góndola:

un procesador (115); y

una memoria (110) acoplada a dicho procesador, dicho procesador programado para:

identificar (610) al menos una primera turbina eólica y una segunda turbina eólica incluidas dentro del parque eólico, en las que cada turbina eólica asociada incluye información de localización; determinar (620) una primera pluralidad de características de estela predichas para la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica en base a, al menos parcialmente, la información de localización de cada turbina eólica asociada, en las que las características de estela representan relaciones de potencia de salida de turbinas eólicas en agrupaciones de turbinas eólicas; recibir (630) una primera pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la primera turbina eólica y una segunda pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la segunda turbina eólica;

determinar (640) una primera pluralidad de características de estela actuales en base a la primera pluralidad de datos históricos de rendimiento y la segunda pluralidad de datos históricos de rendimiento;

determinar (750) si la primera pluralidad de características de estela actuales es menor que un umbral de característica de estela; e

identificar (760) una tercera turbina eólica para reemplazar la segunda turbina eólica como la turbina eólica emparejada asociada con la primera turbina eólica tras determinarse que la primera pluralidad de características de estela actuales es menor que el umbral de característica de estela; determinar (620) una segunda pluralidad de características de estela predichas para la primera turbina eólica y la tercera turbina eólica en base a, al menos parcialmente, la información de localización de la primera turbina eólica y la tercera turbina eólica, en las que las características de estela representan relaciones de potencia de salida de turbinas eólicas en agrupaciones de turbinas eólicas;

recibir (630) una tercera pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la primera turbina eólica y una cuarta pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la tercera turbina eólica, respectivamente;

determinar (640) una segunda pluralidad de características de estela actuales en base a la tercera pluralidad de datos históricos de rendimiento y la cuarta pluralidad de datos históricos de rendimiento, respectivamente;

identificar (650) una variación entre la segunda pluralidad de características de estela predichas y la segunda pluralidad de características de estela actuales; y

determinar (660) un factor de recalibración para la recalibración de la posición de góndola de al menos una de las turbinas eólicas asociadas en base a la variación identificada.

Un dispositivo informático de calibración de góndola (105) de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el procesador (115) está programado además para:

aplicar un algoritmo de agrupamiento de turbinas eólicas al parque eólico para definir una pluralidad de agrupaciones de turbinas eólicas, en las que cada agrupación de turbinas eólicas de la pluralidad de agrupaciones de turbinas eólicas incluye una pluralidad de turbinas eólicas y un valor de ponderación de relación que representa una proximidad entre la pluralidad de turbinas eólicas agrupadas dentro de las agrupaciones de turbinas eólicas;

ordenar las agrupaciones de turbinas eólicas en base a la ponderación de relación; e

identificar una pluralidad de agrupaciones de turbinas eólicas preferentes en base a las agrupaciones de turbinas eólicas ordenadas.

3. Un dispositivo informático de calibración de góndola (105) de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en el que el procesador (115) está programado además para:

recibir una pluralidad de datos de rendimiento actuales asociados a las turbinas eólicas asociadas; y aplicar el factor de recalibración a los datos de rendimiento actuales recibidos para generar un conjunto de datos de rendimiento actuales ajustados.

4. Un dispositivo informático de calibración de góndola (105) de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en el que el procesador (115) está programado además para:

recibir un primer valor de posición de góndola asociado a una primera turbina eólica y un segundo valor de posición de góndola asociado a una segunda turbina eólica, en los que el primer valor de posición de góndola y el segundo valor de posición de góndola están asociados a un primer período de tiempo; determinar un primer diferencial entre el primer valor de posición de góndola y el segundo valor de posición de góndola;

recibir un tercer valor de posición de góndola asociado a la primera turbina eólica y un cuarto valor de posición de góndola asociado a la segunda turbina eólica, en los que el tercer valor de posición de góndola y el cuarto valor de posición están asociados a un segundo período de tiempo posterior al primer período de tiempo;

determinar un segundo diferencial entre el tercer valor de posición de góndola y el cuarto valor de posición de góndola;

determinar si se indica una característica escalonada comparando el primer diferencial y el segundo diferencial; y

transmitir una solicitud de recalibración de al menos una de la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica en base a la característica escalonada determinada.

5. Un dispositivo informático de calibración de góndola (105) de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en el que el procesador (115) está programado además para:

determinar una parte principal de las características de estela predichas y las características de estela actuales asociadas a un primer nivel de variación;

definir una parte secundaria de las características de estela predichas y las características de estela actuales asociadas a un segundo nivel de variación, en el que el primer nivel de variación es mayor que el segundo nivel de variación;

identificar una diferencia principal en base a la parte principal; y

determinar el factor de recalibración en base a la diferencia principal.

6. Un dispositivo informático de calibración de góndola (105) de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en el que el procesador (115) está programado además para:

identificar una diferencia secundaria en base a la parte secundaria; y

ajustar el factor de recalibración en base a la diferencia secundaria.

7. Un dispositivo informático de calibración de góndola (105) de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en el que el procesador (115) está programado además para:

identificar efectos de estela predichos asociados a las turbinas eólicas asociadas; y

determinar una relación de potencia entre las turbinas eólicas asociadas en base a los efectos de estela predichos identificados.

8. Un procedimiento implementado por ordenador (700) para recalibrar las posiciones de góndola de una pluralidad de turbinas eólicas (91) de un parque eólico (82), en las que cada turbina eólica está en una relación espacial con al menos una pluralidad de turbinas eólicas vecinas, dicho procedimiento implementado por un dispositivo informático de calibración de góndola (105) que incluye un procesador (115) y un dispositivo de memoria (110) acoplado al procesador, comprendiendo dicho procedimiento: identificar (710) una primera turbina eólica de la pluralidad de turbinas eólicas, en la que la primera turbina eólica está en una primera relación espacial con una primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas incluidas dentro del parque eólico;

identificar (720) una segunda turbina eólica de la pluralidad de turbinas eólicas como una turbina eólica emparejada asociada a la primera turbina eólica, en la que la segunda turbina eólica está incluida dentro de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas;

recuperar (730) una primera pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la primera turbina eólica y una segunda pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la segunda turbina eólica;

determinar (740), usando el dispositivo informático de calibración de góndola, una primera pluralidad de características de estela para la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica en base a, al menos parcialmente, la primera pluralidad de datos históricos de rendimiento y la segunda pluralidad de datos históricos de rendimiento, en los que las características de estela representan relaciones de potencia de salida de turbinas eólicas en agrupaciones de turbinas eólicas;

determinar (750) si la primera pluralidad de características de estela es menor que un umbral de característica de estela; e

identificar (760) una tercera turbina eólica incluida dentro de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas, para reemplazar la segunda turbina eólica como la turbina eólica emparejada asociada con la primera turbina eólica tras determinarse que la primera pluralidad de características de estela es menor que el umbral de característica de estela.

9. El procedimiento (700) de acuerdo con la reivindicación 8, que comprende además:

recuperar una tercera pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la primera turbina eólica y una cuarta pluralidad de datos históricos de rendimiento relacionados con la tercera turbina eólica;

determinar, usando el dispositivo informático de calibración de góndola, una segunda pluralidad de características de estela para la primera turbina eólica y la tercera turbina eólica en base a, al menos parcialmente, la tercera pluralidad de datos históricos de rendimiento y la cuarta pluralidad de datos históricos de rendimiento;

determinar si la segunda pluralidad de características de estela es menor que el umbral de característica de estela; e

identificar una cuarta turbina eólica incluida dentro de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas, para reemplazar la tercera turbina eólica como la turbina eólica emparejada asociada con la primera turbina eólica tras determinarse que la segunda pluralidad de características de estela es menor que el umbral de característica de estela.

10. El procedimiento (700) de acuerdo con la reivindicación 8 o la reivindicación 9, en el que identificar la tercera turbina eólica comprende seleccionar como tercera turbina eólica una turbina eólica que esté más cerca de la primera turbina eólica de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas, excluyendo la segunda turbina eólica.

11. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 10, en el que identificar la tercera turbina eólica comprende seleccionar como tercera turbina eólica una turbina eólica de la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas que está en el campo visual de la primera turbina eólica.

12. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 11, que comprende además determinar el umbral de característica de estela en base a, al menos parcialmente, una pluralidad de características de localización asociadas a la primera turbina eólica y la segunda turbina eólica.

13. El procedimiento de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 12, que comprende además definir la primera pluralidad de turbinas eólicas vecinas en base a una relación axial dentro del parque eólico.