ES2964497T3 - Un método para evaluar una nueva versión de software de una turbina eólica - Google Patents

Abstract

Un método para estimar un parámetro relacionado con una actualización del software de una turbina eólica, comprendiendo el método alternar la turbina eólica alternativamente entre dos modos, donde la actualización se implementa en uno pero no en el otro. Los datos se recopilan durante la conmutación y se dividen en pares de partes de datos, una de cada modo. Los datos de los dos modos se ordenan por separado y se realiza una comparación de cuantil a cuantil. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Un método para evaluar una nueva versión desoftwarede una turbina eólica

Campo de la invención

La presente invención se refiere a un método para evaluar una nueva versión desoftwarede una turbina eólica, a una turbina eólica capaz de esta evaluación y a un soporte de datos con instrucciones adecuadas para la evaluación.

Antecedentes de la invención

Una vez que las turbinas eólicas están erigidas y han comenzado a operar, es posible modificarlas de manera que mejoren su rendimiento individual o el rendimiento de un conjunto de turbinas (un parque eólico). Dichas modificaciones pueden ser complementos en las palas o equipos nuevos o mejorados, pero también cambios en elsoftware,como lógica mejorada, parámetros mejorados, lógica coordinada o el goteo. Hablamos de "características nuevas" para referirnos a este tipo de mejoras. Se pueden instalar una o varias características a la vez en una turbina o parque determinada/o.

La producción de energía ganada (en términos anuales) que produce cada característica nueva individual suele ser pequeña, del orden, por ejemplo, de 0,5 % aprox. Los métodos estándar para evaluar el rendimiento de la turbina y las ganancias de energía se basan en mediciones meteorológicas de anemometría de mástil o mediciones de anemometría de góndola, pero, en la práctica, no son lo suficientemente precisos como para permitir concluir con alta confianza si realmente se ha producido una ganancia o no.

Los métodos de validación se pueden ver en los documentos US2016/0265513, WO2017/088877, WO2017/088878, WO2017/088879 y WO2016/186694.

Objeto de la invención

Un objeto de las realizaciones de la invención consiste en proporcionar una mayor precisión que los métodos estándar, con el propósito de concluir con alta certeza si efectivamente se ha producido o no una ganancia. Adicionalmente, también se busca reducir el tiempo de la campaña de validación.

Sumario de la invención

Un primer aspecto de la presente invención se refiere a un método para estimar un parámetro relacionado con una nueva versión delsoftwarede una turbina eólica, comprendiendo el método:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos, comprendiendo la etapa de estimación:

o ordenar las primeras partes en relación con sus partes de datos,

o ordenar las segundas partes en relación con sus partes de datos y

o comparar la parte de datos de una primera parte en una primera posición en las primeras partes ordenadas y la parte de datos de una segunda parte en la primera posición en las segundas partes ordenadas.

En el presente contexto, una nueva versión de una turbina eólica es un cambio de un parámetro que influye en la operación de la turbina eólica. Preferentemente, la nueva versión es un cambio en elsoftwareejecutado o en elhardwareutilizado por el procesador que afecta a la operación de la turbina eólica. El procesador puede ser parte de la turbina eólica o estar ubicado fuera del sitio, por ejemplo, en otra turbina eólica, en un procesador de un parque eólico, o, p. ej., en una granja de servidores o similar. El procesador preferentemente puede influir en la operación de la turbina eólica al afectar la manera en que elhardwarede la turbina eólica (como la góndola, las palas, la caja de cambios, el convertidor y similares) opera en una situación dada.

Normalmente, se desea determinar si el procesador es capaz, con la nueva versión, de hacer que la turbina eólica opere mejor, por ejemplo, para generar más energía, generar menos ruido, generar menos turbulencia, o similares.

Conmutar la turbina eólica entre los dos modos es un cambio delsoftware,como una parte delsoftware,que controla la turbina eólica y se ejecuta en uno o más procesadores. Esto puede hacerse en tiempo real sin tener que parar la turbina eólica entre modos de operación. Por lo tanto, el primer modo es un modo en donde la nueva versión no está implementada, como la forma histórica de operación de la turbina eólica. En el segundo modo, la nueva versión está implementada y, por lo tanto, la turbina eólica opera de una manera diferente.

Normalmente, la única diferencia que se hace entre los dos modos es la implementación o no de la nueva versión de modo que los datos obtenidos durante los dos modos puedan compararse.

Naturalmente, se pueden definir tres o más modos y conmutar entre, por ejemplo, si varias nuevas versiones desoftwarediferentes se van a evaluar individualmente o combinadas.

Durante la conmutación, es decir, durante los periodos de tiempo en los que los modos primero y segundo, respectivamente, están operando, se recopilan datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica. Como la nueva versión delsoftwarepuede tener muchos propósitos y muchos efectos resultantes, los datos recopilados se pueden seleccionar de acuerdo con la nueva versión. Si la nueva versión apunta a la reducción de ruido, los datos recopilados pueden ser datos de ruido, por ejemplo. A menudo, las nuevas versiones apuntan a una mayor generación de energía por la turbina eólica, por lo que los datos se relacionan con la energía generada. Naturalmente, los datos pueden relacionarse con múltiples efectos, como el ruido y la generación de energía, como la energía generada siempre es de interés y como se pueden obtener efectos secundarios no deseados o inesperados (como ruido, turbulencia o similares) que se detectan y se tienen en cuenta preferentemente al determinar si se desea o no la nueva versión.

A partir de los datos derivados, se identifican pares de partes de datos. Una parte de datos se refiere a los datos recopilados durante la operación en uno de los modos. Una parte de datos puede relacionarse con una potencia combinada generada durante la operación del modo, como el periodo completo de tiempo de operación en ese modo entre operaciones en el otro modo. En algunas situaciones, se desea descartar una parte de dichos datos, como los primeros datos después de cambiar del otro modo, para asegurarse de que la turbina eólica esté en un estado estable antes de recopilar los datos. De este modo, puede desearse descartar datos de una primera proporción del tiempo de operación en el modo, como el primer 5 %, como el primer 10 %, como el primer 15 %, 20 %, o 25 % del tiempo. El descarte de datos no deseados no tiene por qué estar relacionado con el periodo de tiempo de operación de la turbina eólica en el modo, por lo que el descarte puede ser un descarte de datos dentro de los primeros 2 minutos, como dentro de los primeros 4 minutos, como los primeros 5, 8, 10 o 15 minutos de operación de la turbina eólica en el modo.

Por lo tanto, un par de partes de datos tiene una parte de datos recopilada durante la operación en el primer modo y una parte de datos recopilada durante la operación en el segundo modo. En lo sucesivo, se describirán una serie de ventajas que se derivan de los pares de datos que se utilizan en el análisis.

Existen varias maneras de generar los pares de una parte de datos del primer modo y una parte de datos del segundo modo. Se puede desear generar los pares con partes de datos provenientes de los modos primero y segundo, respectivamente, operando en condiciones similares, como la misma velocidad del viento, la dirección del viento, la temperatura, la humedad, la precipitación, o similares. Existen diferentes maneras de llegar a pares de partes de datos. Un método sería seleccionar partes de datos recopilados de cerca, en el tiempo, los unos de los otros, por ejemplo, si se puede suponer que las condiciones no cambian mucho en un periodo de tiempo relativamente corto.

En una situación, la etapa de derivación comprende derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, donde los periodos de tiempo primero y segundo no tienen más de 3 horas de diferencia. Preferentemente, el primer periodo de tiempo y el segundo periodo de tiempo son adyacentes entre sí, de forma que, p. ej., solo tiene lugar un cambio de un modo a otro entre los periodos de tiempo.

En otras situaciones, otros parámetros, como la temperatura, la velocidad del viento, la dirección del viento, la humedad, la temperatura, las precipitaciones o similares, pueden determinarse durante la operación en los modos y mientras se recopilan las partes de datos. A continuación, se pueden generar pares de partes de datos identificando, para una parte de datos recopilada durante el primer modo, una parte de datos recopilada durante el segundo modo con los mismos o similares parámetros adicionales. En este contexto, "similar" puede determinarse en función de la variación general de los parámetros, de modo que, si existe una gran variación, "similar" puede permitir una diferencia mayor entre los parámetros de un par que si existiera una variación menor en los datos recopilados.

Los datos o partes de datos recopilados durante uno de los modos, pero que no forman parte de un par, pueden descartarse. Dichos datos pueden estar relacionados con condiciones inusuales, como la operación inusual de la turbina eólica, como si hubiera hielo en las palas, la operación se reduce o similar.

De acuerdo con el primer aspecto, el parámetro se estima a partir de los pares ordenando las primeras partes en relación con sus partes de datos y ordenando las segundas partes en relación con sus partes de datos y luego comparando la parte de datos de una primera parte en una primera posición en las primeras partes ordenadas y la parte de datos de una segunda parte en la primera posición en las segundas partes ordenadas.

Las partes primera y segunda se refieren a partes de datos recopilados durante la operación. De este modo, estas partes de datos son cantidades de cualquier parámetro que sea interesante en relación con la actualización. La ordenación de las primeras partes en relación con las partes de datos de las mismas puede comprender una ordenación de las primeras partes en orden creciente o decreciente determinado a partir de una cantidad de las partes de datos de las mismas. En esta situación, el orden de las partes de datos puede dar como resultado que una parte de datos de un par no tenga la misma posición, en los órdenes, como la de la otra parte de datos del par. Sin embargo, cuando solo se utilizan pares de partes de datos en el análisis, los órdenes tienen el mismo número de elementos y se pueden comparar las partes de datos en una posición dada de los dos órdenes.

De este modo, las partes de datos en una primera posición dada se pueden comparar la posición en los órdenes, y el resultado de la comparación se puede utilizar en la estimación de la nueva versión.

La primera posición puede ser una posición entre las posiciones más baja y más alta de las una o más órdenes. Los órdenes tienen tantas posiciones como pares de partes de datos se utilizan. De este modo, se puede utilizar cualquier número de pares de datos, como al menos 5, como al menos 10, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 75, 100, 200, 400, 500, 700, 1000 o más, si se desea. A continuación, los órdenes normalmente tendrán el mismo número de posiciones y la primera posición es una de estas posiciones.

En una realización, la etapa de comparación comprende comparar también la parte de datos de una primera parte en una segunda posición en las primeras partes ordenadas y la parte de datos de una segunda parte en la segunda posición en las segundas partes ordenadas. Naturalmente, en la comparación puede utilizarse cualquier número de posiciones. De hecho, todas las posiciones pueden compararse, si se desea.

Como se ha mencionado anteriormente, las mejoras esperadas por una nueva versión pueden ser bastante modestas, por lo que puede desearse derivar una medida de la incertidumbre de la estimación. Una forma de obtener una medida de la incertidumbre es realizar el mismo método, pero sin alternar entre dos modos. En su lugar, la "conmutación" es entre el mismo modo (el primer modo), para que los pares se vuelvan a obtener, ordenar, etc.

De este modo, el método puede comprender, además:

- operar la turbina eólica en el primer modo mientras se recopilan los datos,

- derivar segundos pares de partes de datos, donde una primera parte de un segundo par corresponde a los datos recopilados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del segundo par corresponde a los datos recopilados durante un segundo periodo de tiempo,

- ordenar las primeras partes de los segundos pares en relación con su parte de datos, y

- ordenar las segundas partes de los segundos pares en relación con su parte de datos,

en donde la etapa de estimación también comprende comparar la parte de datos de una primera parte de los segundos pares en la primera posición en las primeras partes ordenadas de los segundos pares y la parte de datos de una segunda parte de los segundos pares en la primera posición en el orden segundas partes de los segundos pares.

De este modo, las partes de datos de los pares ahora se relacionan solo con el primer modo, y cualquier variación entre los dos órdenes se debe no a la nueva versión, sino a la operación de la turbina eólica, como variar la velocidad/dirección del viento, la precipitación, la humedad, la temperatura, y similares. También se espera dicha variación cuando se recopilan los datos durante la conmutación entre los modos primero y segundo y, por lo tanto, es una fuente de error ahora estimada por la operación solo en el primer modo. Naturalmente, esta operación puede realizarse en cualquier momento, como constantemente o repetidamente. De este modo, dichos datos pueden estar listos cuando se obtiene una nueva versión y se desea probar.

Un segundo aspecto de la invención se refiere a un método para estimar un parámetro relacionado con una nueva versión delsoftwarede una turbina eólica, comprendiendo el método:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada,

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos, comprendiendo la etapa de estimación:

o determinar, para cada par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del par, o ordenar los pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los pares y

o ajustar una curva a los valores de diferencia ordenados de acuerdo con el orden.

La conmutación, los modos y la derivación de los pares pueden ser como se ha visto anteriormente en el primer aspecto de la invención.

Naturalmente, los aspectos primero y segundo pueden combinarse simplemente realizando tanto la etapa de estimación del primer aspecto como la del segundo aspecto para mejorar aún más el método.

De acuerdo con el segundo aspecto de la invención, la etapa de estimación comprende estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos, comprendiendo la etapa de estimación:

o determinar, para cada par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del par, o ordenar los pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los pares y

o ajustar una curva a los valores de diferencia ordenados de acuerdo con el orden.

De este modo, se ve otra manera de utilizar los pares de partes de datos en la que se determina un valor de diferencia para cada par. Normalmente, las partes de datos de un par se relacionan solo con un solo parámetro, como el generador de energía, por lo que el valor de la diferencia es la energía generada representada por una de las partes de datos restada de la representada por la otra parte de datos. Si una parte de datos se relaciona con múltiples parámetros, se selecciona uno de los parámetros para la resta y el ajuste de la curva.

Luego se ordenan los pares. El orden puede ser de acuerdo con un valor de la primera parte de datos, un valor de la segunda parte de datos o un valor determinado a partir de las dos partes de datos, como un valor medio de los mismos.

El orden se puede representar como un gráfico o una curva con el valor a lo largo del eje X y el valor de la diferencia a lo largo del eje Y.

Se puede ajustar una curva a los valores ordenados, como el gráfico o la curva. El ajuste de curvas a menudo comprende la selección de un tipo de curva y una serie de parámetros o grados de libertad de los mismos, donde después se ajusta una curva correspondiente determinando los parámetros de la curva ajustando la curva a los valores ordenados. A menudo, el ajuste de la curva se denomina ajuste de curva paramétrico, donde se selecciona una curva que tiene una serie de parámetros que luego se obtienen ajustando la curva al gráfico o los datos. Los parámetros luego describen la curva y también se pueden usar en la estimación de si la nueva versión es adecuada o no.

También en este aspecto, se puede estimar la incertidumbre de la medición o determinación. En esta situación, el método puede comprender, además:

- operar la turbina eólica en el primer modo mientras se recopilan datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica,

- derivar segundos pares de partes de datos, donde una primera parte de un segundo par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del segundo par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo,

o determinar, para cada segundo par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del segundo par,

o ordenar los segundos pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los segundos pares y

o ajustar una segunda curva a valores de diferencia ordenados de acuerdo con el de los segundos pares.

en donde la etapa de estimación se basa también en la segunda curva.

De este modo, se realiza el mismo método sin conmutar al segundo modo. De nuevo, el resultado, ahora una segunda curva ajustada, describirá la incertidumbre en relación con las variaciones en las partes de datos que no se derivan del segundo modo.

De nuevo, este proceso se puede realizar antes de la prueba de una nueva versión y se puede realizar de forma continua o periódica.

En general, como se ha mencionado anteriormente, los pares de partes de datos pueden identificarse de varias maneras. En una situación, las partes de datos se emparejan solo si se obtienen dentro de una diferencia de tiempo máxima entre sí. En una situación, los periodos de tiempo primero y segundo de las partes de datos de cada par son adyacentes entre sí. De este modo, solo existe la conmutación de un modo a otro entre los periodos de tiempo durante los cuales se recopilan las partes de datos. Otras formas de determinar los pares se han descrito anteriormente.

Anteriormente también se describe que una parte de los datos recopilados durante un periodo de tiempo puede descartarse si se desea.

En general, la etapa de conmutación puede comprender conmutar al menos 1 vez cada hora. Como la conmutación es entre diferentessoftwares,la conmutación puede no requerir la parada de la turbina eólica, de manera que la conmutación puede ser bastante frecuente. Una frecuencia de conmutación alta tiene la ventaja de que la operación en ambos modos puede ser posible en un periodo de tiempo corto, de modo que las circunstancias externas (velocidad/dirección del viento, etc.) pueden ser las mismas. De esa manera, se puede llegar a datos más adecuados.

Preferentemente, la conmutación tiene lugar 2 veces o más cada hora, como 3 veces o más cada hora.

Si bien cualquier dato o parámetro puede en principio ser de interés, el parámetro más relevante a la hora de determinar la utilidad de una nueva versión desoftwarees la energía generada. De este modo, la etapa de recopilación generalmente comprende recopilar, como datos, una producción de energía de la turbina eólica.

En general, el resultado global de la estimación puede ser una simple identificación de los modos primero y segundo que es deseable, tal como proporcionó la mayor potencia, el menor ruido o similar. El resultado puede representarse como una producción de energía adicional estimada media o una producción de energía adicional estimada durante un periodo de tiempo, como un año.

Un tercer aspecto de la invención se refiere a una turbina eólica que comprende un controlador configurado para:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada,

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos, comprendiendo la etapa de estimación:

o ordenar las primeras partes en relación con las partes de datos de las mismas,

o ordenar las segundas partes en relación con sus partes de datos y

o comparar la parte de datos de una primera parte en una primera posición en las primeras partes ordenadas y la parte de datos de una segunda parte en la primera posición en las segundas partes ordenadas.

Se ve que el procesador es capaz de realizar el método según el primer aspecto de la invención. Naturalmente, todas las consideraciones y realizaciones anteriores son igualmente válidas en relación con este aspecto de la invención.

En este contexto, la turbina eólica suele tener una torre, una góndola, una serie de palas y elementos para convertir la rotación de las palas en potencia, como un generador y una caja de cambios. De forma adicional, pueden proporcionarse motores o accionadores de paso y controladores para girar las palas para alterar el paso, y pueden proporcionarse uno o más motores o accionadores para hacer girar la góndola para dirigir el eje de rotación de las palas en la dirección del viento. Adicionalmente, se pueden proporcionar diferentes sensores para detectar la energía generada, la dirección del viento, la velocidad del viento, la humedad, la temperatura, la precipitación, las turbulencias, el ruido, las vibraciones y similares.

Los motores/accionadores y sensores pueden estar conectados al mismo procesador o a varios procesadores que pueden, pero no necesariamente, estar previstos en la turbina eólica real. Los uno o más procesadores se pueden colocar en una estructura común para varias turbinas eólicas, como para un parque de turbinas eólicas, o puede colocarse fuera del sitio, como en una granja de servidores.

Normalmente, una turbina eólica reportará datos, como los datos detectados anteriormente, en intervalos regulares. Naturalmente, si se desea, la información puede ser en tiempo real y constante, pero, por lo general, no es necesario.

También, elsoftwarepara el procesador puede recibirse desde fuera del procesador y, por tanto, desde fuera de la turbina eólica.

El procesador es capaz de realizar las etapas de acuerdo con el primer aspecto de la invención. De este modo, el procesador es capaz de conmutar entre los dos modos (o más), así como recopilar los datos durante la operación en los modos. Los diferentes modos se pueden caracterizar por la operación alterada de los motores/accionadores, como los motores/accionadores de paso, de manera que diferentes modos tengan diferentes operaciones delhardwarede la turbina eólica. De este modo, la turbina eólica debería tener medios para controlar los parámetros dehardwareque van a ser alterados entre los dos modos.

Se observa que el controlador no necesita ser un solo controlador. El controlador puede distribuirse de modo que la operación, la conmutación y la recopilación de datos se lleve a cabo en un controlador, como un controlador colocado en la turbina eólica, mientras que la derivación/estimación tiene lugar en un controlador separado, que puede estar alejado de la turbina eólica. De este modo, los datos pueden ser intercambiados entre los controladores. También, la actualización desoftwarereal se puede alimentar al controlador en la turbina eólica desde el controlador remoto.

También, el controlador remoto puede recibir datos de una pluralidad de turbinas eólicas para recibir datos estadísticamente más fiables. En esta situación, las turbinas pueden operar en sincronismo, de modo que todas cambien al primer modo y al segundo modo al mismo tiempo. Como alternativa, las turbinas pueden operar desincronizadas, de modo que algunas pueden operar en el primer modo, mientras que otras operan en el segundo modo. También, los periodos de tiempo de operación en los modos pueden diferir de turbina eólica a turbina eólica si se desea. De este modo, si se observan variaciones inesperadas en el viento u otras condiciones, estas pueden ser experimentadas por múltiples turbinas eólicas y quizás algunas turbinas eólicas que operan en el primer modo y otras en el segundo modo.

También, el impacto en una turbina eólica causado por otra turbina eólica que está en el primer o el segundo modo puede determinarse si se obtienen datos de múltiples turbinas eólicas. Esto puede ser relevante si los modos afectan, p. ej., a las turbulencias provocada por la turbina eólica.

Un cuarto aspecto de la invención se refiere a una turbina eólica que comprende un controlador configurado para:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada,

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos, comprendiendo la etapa de estimación:

o determinar, para cada par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del par, o ordenar los pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los pares y

o ajustar una curva a los valores de diferencia ordenados de acuerdo con el orden.

De este modo, el controlador de turbina eólica es capaz de realizar el método del segundo aspecto de la invención. Naturalmente, todas las situaciones, las realizaciones y consideraciones mencionadas anteriormente son igualmente relevantes aquí. Esto incluye que el procesador pueda combinar las etapas de estimación de los aspectos primero y segundo para mejorar la estimación de la nueva versión.

También, las consideraciones de la turbina eólica, sus elementos, sus motores/accionadores, sus sensores, su control y similares descritos anteriormente en relación con el tercer aspecto son igualmente relevantes para el cuarto aspecto de la invención.

Como se ha mencionado anteriormente, los periodos de tiempo primero y segundo de las partes de datos de cada par preferentemente no están demasiado separados entre sí y preferentemente son adyacentes entre sí.

También, el controlador está configurado preferentemente para conmutar al menos 1 vez cada hora, como por lo menos 2, 3, 4, 5 o más veces cada hora.

Un quinto aspecto de la invención se refiere a un soporte de datos que comprende un conjunto de instrucciones configuradas para controlar un controlador de una turbina eólica para:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada,

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos, comprendiendo la etapa de estimación:

o ordenar las primeras partes en relación con sus partes de datos,

o ordenar las segundas partes en relación con sus partes de datos y

o comparar la parte de datos de una primera parte en una primera posición en las primeras partes ordenadas y la parte de datos de una segunda parte en la primera posición en las segundas partes ordenadas.

En este contexto, las instrucciones permiten que un procesador, o un conjunto de procesadores, realicen el método del primer aspecto de la invención. De este modo, las situaciones, las realizaciones y consideraciones mencionadas en relación con los aspectos primero y tercero de la invención son igualmente válidas aquí.

Las instrucciones permiten que los controladores controlen la turbina eólica. De este modo, las instrucciones pueden comprender declaraciones que controlan al controlador para generar instrucciones para los elementos controlables individuales de la turbina eólica. Naturalmente, las turbinas eólicas tienen diferentes elementos controlables que pueden requerir diferentes instrucciones para responder a los mismos. De este modo, las instrucciones se pueden adaptar a la turbina eólica particular, o se pueden proporcionar uno o más adaptadores o intérpretes (a menudo denominadosdrivers)para preparar las instrucciones para el tipo particular de turbinas eólicas.

De la misma manera, diferentes sensores pueden tener diferentes salidas que pueden necesitar adaptarse a las señales esperadas por los procesadores. De este modo, se pueden proporcionar convertidores/intérpretes/drivers para esta conversión. Esta es la electrónica estándar y la adaptación de la señal.

Como se ha mencionado anteriormente, el procesador puede ser un conjunto de procesadores donde uno o más se proporcionan en la turbina eólica propiamente dicha y otro(s) fuera de la turbina eólica.

Naturalmente, como se ha mencionado anteriormente, un procesador puede recibir datos de múltiples turbinas eólicas.

Un último aspecto de la invención se refiere a un soporte de datos que comprende un conjunto de instrucciones configuradas para controlar un controlador de una turbina eólica para:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada,

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos, comprendiendo la etapa de estimación:

o determinar, para cada par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del par, o ordenar los pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los pares y

o ajustar una curva a los valores de diferencia ordenados de acuerdo con el orden.

En este contexto, las instrucciones permiten que un procesador, o un conjunto de procesadores, realice el método del segundo aspecto de la invención. De este modo, las situaciones, las realizaciones y consideraciones mencionadas en relación con los aspectos segundo y cuarto de la invención son igualmente válidas aquí. También, como se ha mencionado anteriormente, los aspectos primero y segundo pueden combinarse. De este modo, los aspectos quinto y final pueden combinarse de modo que se combinen las etapas de estimación.

También, las consideraciones descritas en relación con el quinto aspecto son igualmente válidas en relación con el aspecto final de la invención.

Descripción de las figuras

La figura 1 ilustra un parque eólico con turbinas eólicas y un controlador de parque.

La figura 2 es un diagrama de flujo de la realización preferida de la invención.

Divulgación detallada de la invención

En la figura 1, se ilustran varias turbinas eólicas, cada una representada por una "X", formando un parque eólico. Se ilustra un controlador de parque eólico (Cont.). Cada turbina eólica suele tener su propio controlador para controlar una serie de parámetros de la turbina eólica y para recopilar datos, como la generación de energía, a partir de la operación de la turbina eólica. Los datos recopilados pueden enviarse al controlador del parque eólico (o a otra unidad externa) con regularidad o cuando se detectan parámetros inesperados. También, se pueden recibir instrucciones o configuraciones alteradas del controlador del parque eólico u otras fuentes externas.

Un gran número de parámetros pueden ser alterados en una turbina eólica. Algunos parámetros requieren sacar la turbina eólica de producción, como la sustitución o actualización de las palas, caja de cambios, o similar. Se pueden realizar otras actualizaciones durante la operación de la turbina eólica, como la actualización delsoftwareo las instrucciones que controlan el controlador. Dicha actualización puede ser para optimizar la generación de energía de la turbina eólica, reducir el ruido generado, las turbulencias generadas o similares. Sin embargo, ya que se trata de una actualización desoftwaredel controlador de la turbina eólica y no de una sustitución delhardwarede la turbina eólica, la actualización puede activarse mientras la turbina eólica está en operación. De hecho, la turbina eólica se puede alternar entre modos donde la actualización está instalada y donde no lo está, de forma que se pueda evaluar el rendimiento de la turbina eólica de forma rápida y sin ponerla fuera de servicio.

Incluso cuando los parámetros circundantes (como la dirección o la velocidad del viento u otros) no son exactamente constantes entre un periodo de tiempo en el que la nueva versión estuvo activa y un periodo de tiempo en el que no lo estuvo, el hecho de que estén temporalmente cerca significa que normalmente muestran un alto grado de autocorrelación y, por lo tanto, las características estadísticas de las magnitudes medidas (como la producción de energía) en ese par de observaciones serán bastante similares y permitirán una comparación bastante precisa entre ellas.

Especialmente cuando la turbina eólica entra y sale de la actualización con alta frecuencia, el rendimiento de la nueva versión de la turbina eólica se puede estimar con bastante precisión, como conjuntos de datos vecinos de un periodo de tiempo en el que la nueva versión estuvo activa y un periodo de tiempo en el que no lo estuvo puede indicar el rendimiento de la nueva versión, especialmente cuando otros parámetros, como la dirección (promedio) del viento, velocidad (promedio) del viento y similares, se pueden suponer que no han cambiado durante los dos periodos de tiempo.

La recopilación de varios de estos pares de datos de una turbina eólica puede generar estadísticas suficientes para llegar a una determinación adecuada del rendimiento de la nueva versión.

Naturalmente, la misma operación puede realizarse en múltiples turbinas eólicas. La conmutación de las turbinas eólicas puede estar sincronizada o no. La conmutación sincronizada puede ser para hacer que todas las turbinas eólicas operen con la nueva versión al mismo tiempo para evaluar cómo opera el parque eólico con la nueva versión. Esto puede ser relevante cuando la nueva versión tiene que ver, p. ej., con generación de turbulencias.

Como alternativa, las turbinas eólicas pueden operarse fuera de sincronismo de modo que diferentes turbinas eólicas operen con la nueva versión operativa y otras no, como cuando la conmutación tiene lugar en un momento diferente y/o cuando las frecuencias de conmutación de las turbinas eólicas difieren. En esa situación, la variabilidad natural en los parámetros circundantes (como la dirección del viento o la velocidad del viento, u otros) entre dos periodos de tiempo puede coincidir, por ejemplo, para algunas turbinas con la nueva versión que cambia de activa a inactiva, mientras que, para otras, puede coincidir con la conmutación de nueva versión de inactivo a activo. De esta manera, la aleatoriedad de los parámetros circundantes afecta de manera más uniforme el evento de conmutación entre las diferentes turbinas del parque, lo que permite una evaluación más precisa de la nueva versión.

Se puede desear, al obtener los datos de la turbina eólica, descartar no solo los datos no deseados, como datos de una operación no optimizada de la turbina eólica, sino también datos determinados durante la primera fracción del periodo de tiempo de operación de un modo. Los primeros 2, 3, 5, 10 minutos, por ejemplo, de datos pueden descartarse, ya que se puede permitir que la turbina eólica entre en un estado estable después de cambiar al modo nuevo u otro.

La operación no optimizada de la turbina eólica puede observarse si se pone fuera de servicio debido a fuertes vientos o durante una operación anormal, como cuando se reducen los valores nominales, funcionando en un modo de reducción de ruido, un modo de reducción de carga, con hielo en las palas, con un componente defectuoso, o similar.

La determinación de los datos y los cálculos posteriores sobre esos datos pueden ser realizados por el controlador de la turbina eólica u otro controlador, como el controlador del parque o un ordenador central o almacén de datos. Los cálculos pueden realizarse simultáneamente a la conmutación o con posterioridad a la misma.

En la figura 2, se ilustra un diagrama de flujo de las formas preferidas de determinar si se desea o no una nueva versión. Como se ha mencionado, la nueva versión se puede probar en una sola turbina eólica o en varias turbinas y la conmutación se puede realizar de forma sincronizada o no.

El siguiente método se describe principalmente como realizado en una sola turbina eólica, pero se puede escalar fácilmente a múltiples turbinas eólicas, tanto cuando todas las turbinas eólicas de un parque de turbinas eólicas se toman juntas como cuando el parque se divide en grupos más pequeños de turbinas, donde se podrá utilizar el mismo método en las turbinas eólicas de cada grupo. También, cuando se operan varias turbinas eólicas y se desconectan del sincronismo, se puede utilizar el mismo método, donde se puede tener en cuenta el hecho de que una turbina esté en modo de nueva versión y otra no.

En la etapa 1, elsoftwarede nueva versión se ha enviado al controlador, y la turbina eólica ahora cambia a un modo en el que la nueva versión está activa y un modo en el que la turbina eólica no se ha actualizado a una nueva versión. Esta conmutación tiene lugar preferentemente al menos cada hora, pero cada modo puede operar continuamente solo durante una fracción de hora, tal como 50 minutos, 40 minutos, 30 minutos, 20 minutos o menos.

En la etapa 2, los datos se recopilan de la turbina eólica. Estos datos tienen que ver con el rendimiento de la turbina eólica y, a menudo, es la energía generada, como la potencia activa generada, la potencia reactiva, la posición de paso de la pala, las mediciones de carga, el consumo de energía de los componentes, la alineación de la góndola, la velocidad del viento medida, la velocidad de rotación y otros.

Estos datos pueden ser los valores promedio SCADA estándar de 10 min normalmente calculados e informados por las turbinas eólicas. La medida preferida para esta validación es la producción de potencia activa promedio por el generador cada 10 minutos, pero otras magnitudes también podrían ser de interés.

Los datos se recuperan como se ha dicho para los periodos de ENCENDIDO y APAGADO. Los datos pueden recopilarse en una ubicación centralizada (controlador del parque, almacén de datos, archivos o similares), y pueden procesarse fuera de línea después de la campaña, para realizar el análisis de validación. De este modo, no es necesario configurar el controlador de la turbina para realizar cálculos especiales.

Para que la turbina pueda conmutar, primero, elsoftwaredel controlador debe tener esa capacidad. La nueva versión delsoftwaredel controlador es un procedimiento normal, que se lleva a cabo ocasionalmente, con el consentimiento del cliente. Las versiones desoftwaremás nuevas suelen incluir un montón de mejoras o correcciones de errores en cada versión, con el fin de proporcionar capacidades más avanzadas o para corregir el mal desempeño anterior.

Una de esas capacidades podría ser introducir la opción de conmutación de uno o más parámetros o características. La siguiente etapa podría ser configurar adecuadamente la opción de conmutar (selección de características concretas para conmutar, selección de frecuencia de conmutación, hora de inicio, etc.). Una vez que la versión adecuada del controlador de la turbina esté en su lugar y se haya cargado la configuración, en algún momento, se le indica al controlador que comience a conmutar.

Conmutar de esta manera no perturba la operación de la turbina, es decir, la producción de energía es ininterrumpida. Simplemente instruye al controlador para que utilice una lógica alternativa o un conjunto alternativo de parámetros durante una ventana temporal dada, así que esencialmente la palanca modifica las entradas y salidas numéricas que el controlador genera internamente, y que se utilizan para tomar acciones de control sobre los componentes de la turbina. Cuando la función está desactivada, continúa, simplemente usando la lógica/parámetros anteriores.

Durante la conmutación, los datos se derivan de la turbina eólica.

A continuación, los pares de partes de datos se forman en la etapa 4. Una parte de datos se relaciona con el rendimiento de la turbina eólica durante una sola operación en un modo y, por lo general, entre dos operaciones en el otro modo. Como se ha descrito, los datos pueden relacionarse solo con la operación durante una parte del periodo de tiempo de operación en este modo.

Un par de partes de datos se relacionan con dos operaciones (una en cada uno de los dos modos) que se supone que tienen lugar en circunstancias similares. Preferentemente, las partes de datos se relacionan con operaciones que tienen lugar secuencialmente, de modo que se relacionan con periodos de tiempo adyacentes.

En otra realización, las circunstancias durante la operación pueden determinarse o registrarse, como la velocidad del viento, la dirección del viento, la temperatura o similar, durante la operación. A continuación, partes de datos pueden estar emparejadas que se relacionan con las mismas circunstancias, aunque se obtengan durante periodos de tiempo que no sean adyacentes entre sí o incluso cercanos entre sí. Puede desearse registrar las partes de datos, así como los datos de circunstancias y posteriormente derivar los pares en función de los mismos datos de circunstancias u otros similares.

En este contexto, los datos de circunstancias también pueden relacionarse con la operación de otras turbinas eólicas o similares en los alrededores, ya que un cambio de modo de una turbina eólica puede alterar sus características de turbulencia, lo que puede afectar la operación de una turbina eólica a favor del viento.

Las partes de datos que no forman parte de un par de partes de datos también pueden descartarse.

Existen varias maneras de estimar la nueva versión a partir de los pares de partes de datos.

Un resultado deseado del proceso de validación es la llamada curva de ganancia. La curva de ganancia puede describir cuál se considera que es la ganancia de producción de energía en cada nivel de producción de energía, o en cada nivel de velocidad del viento entrante. Por ejemplo, se podría decir que, a un nivel de producción de energía de 1200 Kw, se considera que 25 Kw se pueden atribuir a las nuevas características.

Una forma de obtener la curva de ganancia (etapa 5a) es comparando los cuantiles de los subconjuntos de datos de ENCENDIDO y APAGADO. Los cuantiles y las comparaciones de cuantiles son técnicas matemáticas estándar, y existen variaciones en cuanto a cómo construirlas concretamente.

Se observa que como los cuantiles se basan en los subconjuntos de datos de ENCENDIDO o APAGADO, estos subconjuntos contienen el mismo número de observaciones.

De este modo, los subconjuntos de ENCENDIDO se ordenan a partir de un valor del mismo, como la energía producida. Los subconjuntos de APAGADO se ordenan después del mismo valor. Naturalmente, esto puede cambiar el orden de los subconjuntos de los subconjuntos de ENCENDIDO en comparación con el orden de los subconjuntos de APAGADO.

El procedimiento podría elegir un nivel de cuantil concreto (por ejemplo, los 20 cuantiles son valores que dividen el conjunto de datos en 20 subconjuntos de tamaños casi iguales) en los subconjuntos de datos de ENCENDIDO y APAGADO, y los comparan uno a uno. Su diferencia es la ganancia observada a ese nivel de potencia.

Existen diferentes métodos de comparación. Una es simplemente comparar los cuantiles X de los conjuntos de ENCENDIDO y APAGADO, donde el cuantil X es el valor X más bajo en el conjunto de ENCENDIDO y el conjunto de APAGADO. Como se ha descrito, estos valores no se relacionan necesariamente con el mismo par original. Se pueden hacer múltiples comparaciones de este tipo, como el cuantil X, el cuantil Y, el cuantil Z y similares. Los valores X, Y y Z están entre 1 y el número total de pares de datos de ENCENDIDO/APAGADO que forman los datos.

Los valores obtenidos de esta manera se pueden interpolar aún más, con el fin de obtener valores de ganancia uniformemente espaciados.

Un enfoque alternativo (etapa 5b) para calcular la curva de ganancia podría comprender ajustar una forma de curva paramétrica a los datos observados. Las curvas y modelos paramétricos son construcciones matemáticas estándar: ejemplos de los cuales son la línea recta, curvas polinómicas, la distribución de Weibull, distribución Beta y muchos otros. Todos ellos tienen en común la existencia de un número limitado de parámetros libres, las cuales son seleccionadas de tal manera que optimicen el ajuste a los datos observados.

En una situación, podría derivarse una diferencia (delta-s) para cada par, siendo la diferencia la diferencia entre los valores de las partes de datos del par. Los delta-s pueden considerarse, p. ej., una función del nivel de potencia: cada delta se empareja a su vez con el nivel de potencia durante el correspondiente periodo de ENCENDIDO, o el nivel de potencia durante el correspondiente periodo de APAGADO, o una combinación de los correspondientes periodos de ENCENDIDO y APAGADO. Por último, estos deltas y niveles de potencia se utilizan para optimizar el ajuste de la curva paramétrica elegida. Esto da la curva de ganancia.

A partir de esta curva, se puede determinar si la nueva versión es adecuada o no.

Sin embargo, independientemente de cómo se determine la curva de ganancia, el método de validación podría comprender, además, un procedimiento para evaluar la incertidumbre de los resultados, por ejemplo, estimando las bandas de incertidumbre de los resultados.

Las bandas de incertidumbre son intervalos de valores alrededor del resultado obtenido o resultados que se cree que contienen el valor real o valores con un alto nivel de probabilidad. Los términos y las nociones de Bandas de Incertidumbre, Bandas de Confianza o Intervalos de Confianza se usan indistintamente en este contexto.

Se pueden utilizar diferentes enfoques para evaluar las bandas de incertidumbre. Un enfoque se relaciona con confiar en grandes cantidades de datos históricos comparables provenientes de otros parques eólicos u otros años en los que no se ha producido ninguna conmutación de características, y evaluar la variabilidad natural de los resultados. Esto se puede interpretar como la banda de incertidumbre para el resultado.

Otro enfoque se relaciona con la aplicación de la llamada técnica de arranque al conjunto de datos medido y filtrado. Elbootstrappinges un procedimiento estándar en matemáticas e informática. Esencialmente, consiste en tomar un gran número de muestras aleatorias del conjunto de datos medido (con reposición), y estudiar la variabilidad que presentan todas estas muestras. Esta variabilidad se interpreta a su vez como una banda de incertidumbre para la medición real.

Otro enfoque más, que puede utilizarse cuando se analizan una pluralidad de turbinas eólicas, se relaciona con observar que cada turbina en el parque produce una curva de ganancia y tratar los valores de ganancia individuales de cada turbina individual en cada nivel de potencia como realizaciones de una misma distribución estadística subyacente. Con este enfoque, es posible derivar a través de procedimientos estadísticos estándar, tanto la ganancia promedio por nivel de producción de energía a través de las turbinas en el parque, como el intervalo de confianza de la ganancia medida en cada nivel de potencia con base en la muestra medida.

Como etapa adicional, los valores de ganancia obtenidos en cada nivel de producción de energía se pueden sumar con los pesos apropiados que indican la cantidad de horas que ha presenciado cada nivel de producción de energía: esto da como resultado una estimación de la ganancia de energía total que produce la función. Como se ha expuesto anteriormente, los procedimientos estadísticos estándar permiten estimar las bandas de incertidumbre en torno a la ganancia total final, en función de las bandas de incertidumbre en cada nivel de producción de energía.

Una manera simple de determinar directamente si la nueva versión es útil o no es comparar directamente la producción de energía acumulada en los periodos de ENCENDIDO y APAGADO.

Otra forma más de determinar a partir de la curva de ganancia si la nueva versión es útil o no es calcular (etapa 7), a partir de la curva de ganancia calculada, la ganancia de energía acumulada obtenida durante la campaña de validación. Este puede ser un valor único o puede determinarse para un número de bandas o intervalos de producción de energía, para varias direcciones de viento, velocidades del viento, temperaturas y similares, y luego se suman si se desea. Se puede desear determinar la ganancia asignada a cada banda multiplicada por el número de horas que la producción real estuvo dentro de esa banda, ya sea en los conjuntos de datos de ENCENDIDO o APAGADO. Naturalmente, también se puede derivar una banda de incertidumbre para ese valor resultante o esos valores resultantes.

Una vez finalizada la campaña de validación, y si la nueva versión resulta útil (etapa 8), parte o todas las turbinas en el parque normalmente se configurarán para funcionar con la característica ENCENDIDA continuamente.

De hecho, el método anterior también ofrece una forma de estimar las ganancias derivadas de las nuevas versiones en años futuros, incluso si no hay datos de APAGADO disponibles, aplicando el mismo principio que en los párrafos anteriores a los datos recogidos en los años futuros.

Claims (14)

REIVINDICACIONES

1. Un método para estimar un parámetro relacionado con una nueva versión delsoftwarede una turbina eólica, comprendiendo el método:

- conmutar la turbina eólica (etapa 1) alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada

- durante la conmutación, recopilar datos (etapa 2) relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos (etapa 4), donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar (etapa 7) el parámetro a partir de los pares de partes de datos,

comprendiendo la etapa de estimación:

o ordenar las primeras partes en relación con sus partes de datos,

o ordenar las segundas partes en relación con sus partes de datos y

o comparar (etapa 5a) la parte de datos de una primera parte en una primera posición en las primeras partes ordenadas y la parte de datos de una segunda parte en la primera posición en las segundas partes ordenadas.

2. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la etapa de comparación comprende comparar también la parte de datos de una primera parte en una segunda posición en las primeras partes ordenadas y la parte de datos de una segunda parte en la segunda posición en las segundas partes ordenadas.

3. Un método de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, que comprende, además:

- operar la turbina eólica en el primer modo mientras se recopilan los datos,

- derivar segundos pares de partes de datos, donde una primera parte de un segundo par corresponde a los datos recopilados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del segundo par corresponde a los datos recopilados durante un segundo periodo de tiempo,

- ordenar las primeras partes de los segundos pares en relación con su parte de datos, y

- ordenar las segundas partes de los segundos pares en relación con su parte de datos,

en donde la etapa de estimación también comprende comparar la parte de datos de una primera parte de los segundos pares en la primera posición en las primeras partes ordenadas de los segundos pares y la parte de datos de una segunda parte de los segundos pares en la primera posición en el orden segundas partes de los segundos pares.

4. Un método para estimar un parámetro relacionado con una nueva versión delsoftwarede una turbina eólica, comprendiendo el método:

- conmutar la turbina eólica (etapa 1) alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada

- durante la conmutación, recopilar datos (etapa 2) relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos (etapa 4), donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar (etapa 7) el parámetro a partir de los pares de partes de datos,

comprendiendo la etapa de estimación:

o determinar, para cada par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del par, o ordenar los pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los pares y

o ajustar una curva (etapa 5b) a los valores de diferencia ordenados de acuerdo con el orden.

5. Un método de acuerdo con la reivindicación 4, que comprende, además:

- operar la turbina eólica en el primer modo mientras se recopilan datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica,

- derivar segundos pares de partes de datos, donde una primera parte de un segundo par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del segundo par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo,

o determinar, para cada segundo par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del segundo par,

o ordenar los segundos pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los segundos pares y

o ajustar una segunda curva a valores de diferencia ordenados de acuerdo con el de los segundos pares,

en donde la etapa de estimación se basa también en la segunda curva.

6. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde los periodos de tiempo primero y segundo de las partes de datos de cada par son adyacentes entre sí.

7. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la etapa de conmutación comprende conmutar al menos 1 vez cada hora.

8. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la etapa de derivación comprende derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, donde los periodos de tiempo primero y segundo no tienen más de 3 horas de diferencia.

9. Una turbina eólica que comprende un controlador configurado para:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos,

comprendiendo la etapa de estimación:

o ordenar las primeras partes en relación con sus partes de datos,

o ordenar las segundas partes en relación con sus partes de datos y

o comparar la parte de datos de una primera parte en una primera posición en las primeras partes ordenadas

y la parte de datos de una segunda parte en la primera posición en las segundas partes ordenadas.

10. Una turbina eólica que comprende un controlador configurado para:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos,

comprendiendo la etapa de estimación:

o determinar, para cada par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del par, o ordenar los pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los pares y

o ajustar una curva a los valores de diferencia ordenados de acuerdo con el orden.

11. Una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 9 o 10, en donde los periodos de tiempo primero y segundo de las partes de datos de cada par son adyacentes entre sí.

12. Una turbina eólica de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 9-10, en donde el controlador está configurado para conmutar al menos 1 vez cada hora.

13. Un soporte de datos que comprende un conjunto de instrucciones configuradas para controlar un controlador de una turbina eólica para:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos,

comprendiendo la etapa de estimación:

o ordenar las primeras partes en relación con sus partes de datos,

o ordenar las segundas partes en relación con sus partes de datos y

o comparar la parte de datos de una primera parte en una primera posición en las primeras partes ordenadas y la parte de datos de una segunda parte en la primera posición en las segundas partes ordenadas.

14. Un soporte de datos que comprende un conjunto de instrucciones configuradas para controlar un controlador de una turbina eólica para:

- conmutar la turbina eólica alternativamente entre dos modos:

o un primer modo donde la nueva versión no está implementada y

o un segundo modo donde la nueva versión está implementada

- durante la conmutación, recopilar datos relacionados con un rendimiento de la turbina eólica, en donde los datos son una producción de energía de la turbina eólica,

- derivar pares de partes de datos, donde una primera parte de un par corresponde a los datos recopilados durante el primer modo y derivados durante un periodo de tiempo y una segunda parte del par corresponde a los datos recopilados durante el segundo modo y recopilados durante un segundo periodo de tiempo, en donde las partes de datos que no forman parte de un par de datos se descartan, y

- estimar el parámetro a partir de los pares de partes de datos,

comprendiendo la etapa de estimación:

o determinar, para cada par, un valor de diferencia de las partes de datos primera y segunda del par, o ordenar los pares de conformidad con un valor determinado a partir de las partes primera y/o segunda de los pares y

o ajustar una curva a los valores de diferencia ordenados de acuerdo con el orden.