Compensación de anemometría de turbina eólica.

Un procedimiento (50) de estimación de una característica del viento en flujo libre para una turbina (2) eólica quetiene un rotor (8),

que comprende:

medir una salida de potencia de la turbina (2);

estimar (52) una velocidad del viento en la góndola para la turbina (2) a partir de una curva de potencia parala turbina (2) y la salida de potencia medida;

determinar, a partir de la velocidad estimada del viento en la góndola, al menos una posición angular delrotor (8) para medir una característica del viento en la góndola para la turbina;

medir (54) la característica del viento en la góndola en la posición angular determinada del rotor; y

estimar la característica del viento en flujo libre para la turbina (2) en base a la característica medida delviento en la góndola.

Compensación de anemometría de turbina eólica La materia objeto que se describe en la presente memoria se refiere, en general, a la medición y la realización de pruebas de caudal y, más en particular, a la compensación de las mediciones de la velocidad del viento en góndola a flujo libre para turbinas eólicas.

Una turbina eólica es una máquina para convertir la energía cinética del viento en energía mecánica. Si esa energía mecánica se usa directamente por maquinaria, tal como para bombear agua o para moler trigo, entonces puede hacerse referencia a la turbina eólica como molino de viento. De manera similar, si la energía mecánica se transforma adicionalmente en energía eléctrica, entonces puede hacerse referencia a la turbina como generador eólico o planta de energía eólica.

Las turbinas eólicas usan una o más superficies aerodinámicas en forma de “pala” para generar sustentación y capturar cantidad de movimiento a partir del aire en movimiento que se imparte entonces a un rotor. Cada pala se afianza habitualmente en su extremo de “raíz”, y “se extiende” entonces en sentido radial “hacia el exterior” hasta un extremo libre “de punta”. El “borde de entrada”, o anterior, de la pala conecta los puntos más adelantados de la pala que entran en contacto con el aire en primer lugar. El “borde de salida”, o posterior, de la pala es en donde el flujo de aire que se ha separado por el borde de entrada vuelve a unirse después de pasar por encima de las superficies de succión y de presión de la pala. Una “línea de cuerda” conecta los bordes de entrada y de salida de la pala en la dirección del flujo de aire típico a través de la pala. La longitud de la línea de cuerda es, simplemente, la “cuerda”.

Las turbinas eólicas habitualmente se categorizan de acuerdo con el eje vertical u horizontal alrededor del cual rotan las palas. Un así denominado generador eólico de eje horizontal se ilustra de manera esquemática en la figura 1 y se encuentra disponible de GE Energy de Atlanta, Georgia, Estados Unidos. Esta configuración particular para una turbina 2 eólica incluye un poste 4 que soporta un tren 6 de transmisión con un rotor 8 que está cubierto por una envuelta protectora a la que se hace referencia como “góndola”. Las palas 10 están dispuestas en un extremo del rotor 8, en el exterior de la góndola, para accionar una caja 12 de transmisión conectada con un generador 14 eléctrico en el otro extremo del tren 6 de transmisión en el interior de la góndola con un sistema 16 de control.

Con el fin de evitar el daño a las palas, el sistema 16 de control está configurado, habitualmente, para iniciar de manera automática la turbina eólica a unas velocidades del viento mínimas de aproximadamente 8 a 16 millas por hora (3, 58 a 7, 15 metros por segundo) , y entonces detener la turbina a unas velocidades del viento máximas de aproximadamente 55 millas por hora (24, 59 metros por segundo) . Además, el sistema 16 de control también puede estar configurado para gestionar diversos otros aspectos del funcionamiento de turbina eólica, tal como la salida de potencia, la medición de curva de potencia, la guiñada de góndola y el cabeceo de pala, en respuesta a la velocidad del viento y / o a otras entradas de sistema de control. Estos y / u otros aspectos del sistema 16 de control habitualmente se implementan en dos clases amplias, y a menudo solapadas, de sistemas de control que tienen muchas variaciones y combinaciones: control lógico o secuencial, y control de realimentación o lineal. No obstante, la así denominada lógica difusa también puede usarse para combinar parte de la simplicidad del diseño de los sistemas de control lógico con la utilidad de los sistemas de control lineal, y viceversa.

Los sistemas de control de realimentación habitualmente incluyen un lazo de control, con sensores, algoritmos de control y accionadores, que habitualmente se dispone con el fin de regular una variable de parámetro operativo a un valor nominal o de referencia. El así denominado “control PID” es un tipo común de sistema de control de realimentación que puede aplicarse a las turbinas eólicas. Los sistemas de control de “lazo abierto”, por otro lado, se usan para controlar el funcionamiento de turbina eólica de unas maneras dispuestas previamente que no hacen uso de realimentación.

Los sistemas 16 de control de módem para turbinas 2 eólicas se implementan en general con ordenadores locales y / o remotos, a menudo como parte de un sistema de control integrado de manera local y / o un sistema de control distribuido más amplio. Estos ordenadores habitualmente están configurados para emular a los dispositivos lógicos realizando mediciones de entradas de conmutadores, calculando una función lógica a partir de esas mediciones, y enviando entonces los resultados a unos conmutadores controlados de manera electrónica. A pesar de que los sistemas de control tanto lógico como de realimentación se implementan para turbinas eólicas con controladores lógicos programables, el sistema 16 de control también puede implementarse con otras tecnologías no computarizadas tal como relés eléctricos o mecánicos, tubos de vacío, sistemas electrónicos, hidráulicos y / o neumáticos, e incluso ajustes manuales, simples y periódicos.

Tal como se ha indicado en lo que antecede, las entradas al sistema 16 de control habitualmente incluyen diversas características eólicas, tal como velocidad y dirección del viento, que se toman a partir de un anemómetro con una veleta. Tal como se ilustra en la figura 1, el anemómetro 18 puede montarse sobre, o cerca de, la góndola de la turbina 2 eólica. Por ejemplo, el anemómetro de tipo cazoleta que se ilustra consiste en unas cazoletas en los extremos de los brazos, que rotan cuando sopla el viento. No obstante, también pueden usarse otros tipos de anemómetros, incluyendo anemómetros de tipo veleta, anemómetros de tubo de Pitot, anemómetros de hilo caliente y anemómetros sónicos.

Las “mediciones de característica del viento en la góndola” que se realizan usando estos instrumentos son objeto de una diversidad de efectos que dan lugar a imprecisiones, incluyendo el efecto turbulento de las palas 10 que rotan entrando y saliendo de la trayectoria de flujo de fluido del anemómetro 18 y / o veleta sobre la góndola. Por consiguiente, tal como se ilustra en la figura 2, una torre 20 meteorológica o “met” adicional se dispone a veces a 5 una distancia adecuada D aguas arriba de la turbina 2 eólica para tomar las mediciones de velocidad y dirección del viento “en flujo libre” o “de flujo libre” que aproximan la velocidad y la dirección del viento “real” que se habrían medido en la ubicación de la turbina en el caso de que la turbina no se encontrara presente. De hecho, tales mediciones de velocidad y dirección del viento son particularmente importantes para las “Mediciones de rendimiento energético de las turbinas eólicas que producen electricidad” tal como se describe en la norma de la Comisión Electrotécnica Internacional “IEC 61400-12”.

El documento EP 1 811 172 analiza un procedimiento para medir el viento en una instalación de potencia eólica. Se usan dos dispositivos de medición y estos están separados en la medida de lo posible uno con respecto a otro encima de una cámara de máquinas.

La publicación de patente de los Estados Unidos con Nº 2007/0125165 (a partir de la solicitud con Nº de serie 11/295.275) divulga una técnica para corregir el error de medición en los datos que se producen por un anemómetro basado en góndola y para determinar la velocidad del viento de flujo libre que usa la siguiente fórmula deducida por medios empíricos,

en la que Cp es un coeficiente de potencia y a, b y c representan valores asociados con aspectos de la turbina y el

funcionamiento de la misma. No obstante, sin la torre 20 met, estas y otras técnicas de corrección de error de velocidad del viento en la góndola convencionales no pueden tener en cuenta de manera adecuada los efectos turbulentos de las palas 10 que rotan entrando y saliendo de la trayectoria de flujo de fluido del anemómetro 18 sobre la góndola. A veces, se hace referencia a la relación entre esta velocidad del viento medida sobre la góndola de turbina y la velocidad del viento en flujo libre real como “función de transferencia de góndola a flujo libre”, o simplemente “función de transferencia”.

En el presente caso se abordan diversos aspectos de tales enfoques convencionales mediante la provisión, en... [Seguir leyendo]

1. Un procedimiento (50) de estimación de una característica del viento en flujo libre para una turbina (2) eólica que tiene un rotor (8) , que comprende:

medir una salida de potencia de la turbina (2) ;

estimar (52) una velocidad del viento en la góndola para la turbina (2) a partir de una curva de potencia para la turbina (2) y la salida de potencia medida; determinar, a partir de la velocidad estimada del viento en la góndola, al menos una posición angular del rotor (8) para medir una característica del viento en la góndola para la turbina; medir (54) la característica del viento en la góndola en la posición angular determinada del rotor; y

estimar la característica del viento en flujo libre para la turbina (2) en base a la característica medida del viento en la góndola.

2. El procedimiento (50) enunciado en la reivindicación 1, en el que la característica del viento en la góndola está seleccionada del grupo que consiste en velocidad y dirección.

3. El procedimiento (50) enunciado en cualquier reivindicación anterior, en el que la característica del viento en la 15 góndola es la velocidad.

4. El procedimiento (50) enunciado en cualquier reivindicación anterior, que comprende además la etapa de compensar la velocidad del viento medida en la góndola.

5. El procedimiento (50) enunciado en cualquier reivindicación anterior, en el que la etapa de compensación comprende

establecer un factor de corrección para la velocidad del viento en la góndola; y ajustar la velocidad del viento en la góndola con el factor de corrección.

6. El procedimiento (50) enunciado en cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que la etapa de determinación comprende correlacionar una velocidad real del viento con la velocidad del viento en la góndola para cada una de varias posiciones angulares del rotor (8) ; y elegir la al menos una posición angular en base a la correlación.

7. El procedimiento (50) enunciado en la reivindicación 6, en el que la etapa de elección comprende además elegir la al menos una posición angular con la correlación más fuerte.