Dispositivo de control para una instalación de energía eólica.

Dispositivo de control para una instalación de energía eólica con un sistema eléctrico (19) y un rotor (5) que comprende varias palas de rotor (9,

10, 11), el cual se acciona por el viento (7) y entrega una potencia de rotor mecánica (T) al sistema eléctrico (19) que la convierte al menos en parte en una potencia eléctrica (P), caracterizado por

- un medio sensor de pala (41) asociado a al menos una de las palas de rotor, que mide al menos una propiedad física de la al menos una pala de rotor dependiente de al menos una magnitud característica de un campo de viento que describe el viento (7) en el emplazamiento del rotor (5) y proporciona al menos una señal de sensor de pala (23) que caracteriza esta al menos una propiedad,

- un medio sensor de rotor (42), mediante el que se mide al menos una propiedad física del rotor (5) y se proporciona al menos una señal de sensor de rotor (24) que caracteriza esta al menos una propiedad el rotor (5), comprendiendo la al menos una propiedad física del rotor (5) el ángulo de rotor (θ) del rotor (5),

- una unidad de estimación (21) que usando la al menos una señal de sensor de pala (23) y la señal de sensor de rotor (24) determina un valor estimado (PE) para la potencia eléctrica.

Dispositivo de control para una instalación de energía eólica

La invención se refiere a un dispositivo de control para una instalación de energía eólica con un sistema eléctrico y un rotor que comprende varias palas de rotor, el cual se acciona por el viento y entrega una potencia de rotor mecánica al sistema eléctrico que la transforma al menos en parte en una potencia eléctrica, con un medio sensor de pala asociado al menos a una de las palas de rotor, que mide al menos una propiedad física de la al menos una pala de rotor dependiente de al menos una magnitud característica de un campo de viento que describe el viento en el emplazamiento del rotor y proporciona al menos una señal de sensor de pala que caracteriza esta al menos una propiedad. Además, la invención se refiere a un procedimiento para el control del funcionamiento de una instalación de energía eólica.

La solicitud de patente europea n2 913565.8 da a conocer un sistema previsto para la aplicación en una instalación de energía eólica que comprende un rotor con dos o más palas para la medición de un campo de velocidades del viento, obteniéndose al menos una señal de sensor mediante la medición de una propiedad física en al menos una de las palas de rotor, la cual es característica para al menos una magnitud característica del campo de velocidades del viento. Se elabora una tabla para varias condiciones de viento que pone en relación la al menos una señal de sensor con los valores para la al menos una magnitud característica del campo de velocidades el viento. Mediante una unidad de búsqueda y a partir de la tabla se determina un valor para la al menos una magnitud característica del campo de velocidades del viento mediante los valores dados para una condición de viento actual, los cuales caracterizan la al menos una señal de sensor.

El documento US 6 32 272 da a conocer una instalación de energía eólica con una góndola y un sistema de anemometría láser montado sobre la góndola para la determinación de las velocidades del viento delante de la instalación de energía eólica.

La potencia eléctrica generada por una instalación de energía eólica es muy interesante y tiene una importante financiera tanto para el fabricante de la instalación de energía eólica, como también para el operador de la instalación de energía. La potencia generada de forma instantánea por la instalación de energía eólica depende, por un lado, del estado de las partes mecánicas de la instalación, inclusive de las palas de rotor, de la cadena cinemática, de los componentes eléctricos y del control de estas partes de la instalación y, por otro lado, de las magnitudes características del viento, como la intensidad del viento, la dirección del viento en relación a la orientación del rotor y el cizallamiento horizontal y vertical del viento, en la zona de la superficie barrida por el rotor. Estas magnitudes características son específicas para la ubicación de la instalación de energía eólica y dependen tanto de su situación geográfica como también de las condiciones atmosféricas. Si además están muy juntas varias instalaciones de energía eólica en un parque eólica, una instalación de energía eólica puede influir adicionalmente debido a sus sombras de viento en la generación de potencia eléctrica de otra instalación de energía eólica.

La potencia eléctrica esperada, que constituye habitualmente una parte de las obligaciones contractuales entre fabricante y operador, está definida en general por las condiciones generales predeterminadas por el fabricante, como por ejemplo el funcionamiento de la instalación de energía eólica en el suelo en caso de viento permanente. Entre las partes pueden producirse litigios cuando la potencia generada realmente no concuerda con la potencia esperada. Por consiguiente, tanto para el fabricante como también para el operador existe la necesidad de un método que posibilite una estimación exacta y fiable del estado de funcionamiento de la instalación de energía eólica, a fin de poder verificar si la potencia real de la instalación de energía eólica concuerda con las especificaciones del fabricante.

Una estimación exacta de la potencia eléctrica generada de forma instantánea por la instalación de energía eólica durante su vida útil ofrecería adicionalmente la ventaja para el operador de identificar problemas en las partes mecánicas de la instalación de energía eólica mediante comparación del valor estimado para la potencia eléctrica con el valor medido para la potencia eléctrica, cuando el valor estimado y el valor medido se desvían uno de otro por encima de una medida predeterminada (el valor estimado para la potencia eléctrica también se puede designar como potencia eléctrica esperada).

Actualmente no es posible la determinación de un valor estimado para la potencia eléctrica en una ubicación determinada ni de forma instantánea ni durante un intervalo de tiempo con una exactitud suficiente, dado que las magnitudes características del viento no se conocen en la superficie barrida por el rotor. Los dispositivos de medida dispuestos en el extremo superior de la góndola, como anemómetro y veleta, son demasiado inexactos dado que sólo mielen el viento en un único punto espacial y no en la superficie barrida por el rotor. Además, debido a la góndola y debido al torbellino causado por cada pala se producen distorsiones en el campo de viento por lo que se dificulta una medición exacta.

Datos de viento de calidad mayor se pueden proporcionar por un mástil meteorológico. No obstante, la distancia entre el mástil y la instalación de energía eólica conduce a desviaciones desconocidas de la velocidad del viento en el

emplazamiento del rotor, por lo que se impide el cálculo de un valor estimado exacto para la potencia eléctrica. Este aspecto se vuelve todavía más problemático cuando sólo se usa un único o pocos mástiles para un gran parque eólico, que puede comprender hasta varios cientos de instalaciones de energía eólicas que están dispuestas de forma distribuida sobre una gran superficie. Una disminución de la distancia entre los mástiles y las instalaciones de energía eólica mediante el uso de un gran número de mástiles reduciría el problema, pero el coste necesario para ello sería demasiado grande y caro. Otra desventaja consiste en que cada mástil sólo puede medir el cizallamiento del viento en la dirección vertical, de modo que se desconoce el cizallamiento horizontal del viento.

Los sistemas ópticos montados en la góndola, como por ejemplo sistemas LIDAR (inglés: LIDAR = Light detection and ranking), pueden medir a través del plano de rotor en el campo de viento que ingresa, no obstante, la medición sólo se realiza a lo largo de un rayo láser, de modo que la zona analizable partiendo de la posición de medida está limitada a un cono cuya superficie de corte con la superficie barrida por el rotor sólo representa una parte de la misma. Por consiguiente las magnitudes características del viento sólo se pueden medir de forma insuficiente sobre la superficie barrida por el rotor.

Por ello existe el deseo de crear una posibilidad disponible preferentemente en todo momento para la determinación de un valor estimado exacto para la potencia eléctrica de una instalación de energía eólica.

La invención tiene por consiguiente el objetivo de poder constituir un valor estimado lo más exacto posible para la potencia eléctrica de una instalación de energía eólica. Preferentemente también debe ser posible una comparación de este valor estimado con la potencia eléctrica real de la instalación de energía eólica.

Este objetivo se consigue según la invención con un dispositivo de control según la reivindicación 1 con un procedimiento según la reivindicación 9. En las reivindicaciones dependientes se ofrecen perfeccionamientos preferidos de la invención.

El dispositivo de control según la invención para una instalación de energía eólica con un sistema eléctrico y un rotor que comprende varias palas de rotor, el cual se acciona por el viento y entrega una potencia de rotor mecánica al sistema eléctrico que la convierte al menos en parte en una potencia eléctrica, comprende - un medio sensor de pala asociado a al menos una de las palas de rotor, que mide al menos una propiedad física de la al menos una pala de rotor dependiente de al menos una magnitud característica de un campo de viento que describe el viento en el emplazamiento del rotor y proporciona al menos una señal de sensor de pala que caracteriza está al menos una propiedad, y - una unidad de estimación, que usando la al menos una señal de sensor de pala determina un valor estimativo para la potencia eléctrica.

1.- Dispositivo de control para una instalación de energía eólica con un sistema eléctrico (19) y un rotor (5) que comprende varias palas de rotor (9, 1, 11), el cual se acciona por el viento (7) y entrega una potencia de rotor mecánica (7) al sistema eléctrico (19) que la convierte al menos en parte en una potencia eléctrica (P), caracterizado por

- un medio sensor de pala (41) asociado a al menos una de las palas de rotor, que mide al menos una propiedad física de la al menos una pala de rotor dependiente de al menos una magnitud característica de un campo de viento que describe el viento (7) en el emplazamiento del rotor (5) y proporciona al menos una señal de sensor de pala (23) que caracteriza esta al menos una propiedad,

- un medio sensor de rotor (42), mediante el que se mide al menos una propiedad física del rotor (5) y se proporciona al menos una señal de sensor de rotor (24) que caracteriza esta al menos una propiedad el rotor (5), comprendiendo la al menos una propiedad física del rotor (5) el ángulo de rotor () del rotor (5),

- una unidad de estimación (21) que usando la al menos una señal de sensor de pala (23) y la señal de sensor de rotor (24) determina un valor estimado (Pe) para la potencia eléctrica.

2.- Dispositivo de control según la reivindicación 1, caracterizado porque la al menos una magnitud característica del campo de viento comprende o caracteriza la velocidad del viento (V3), la dirección del viento (xh, Xv), el cizallamiento horizontal del viento (ipi) y/o el cizallamiento vertical del viento (<pi).

3.- Dispositivo de control según la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque la unidad de estimación (21)

- comprende un estimador de campo de viento (32) que usando la al menos una señal de sensor de pala (23) y la señal de sensor de rotor (24) determina un valor estimado (7e) para la potencia de rotor mecánica y

- un estimador de potencia (26) que en base al valor estimado (Te) para la potencia de rotor mecánica determina el valor estimado (Pe) para la potencia eléctrica.

4.- Dispositivo de control según la reivindicación 3, caracterizado porque el estimador de campo de viento (32), usando la al menos una señal de sensor de pala (23) y la señal de sensor de rotor (24), determina al menos un valor que caracteriza la al menos una magnitud característica del campo de viento y en base a este al menos un valor determina el valor estimado (Te) para la potencia de rotor mecánica.

5.- Dispositivo de control según la reivindicación 3 ó 4, caracterizado por al menos una tabla de campo de viento (31) en la que para condiciones de viento diferentes están depositados los valores (£) que caracterizan la al menos una magnitud característica del campo de viento y valores para la estimación de la potencia de rotor mecánica, determinando el estimador de campo de viento (32) el valor estimado (Te) para la potencia de rotor mecánica usando la tabla de campo de viento (31).

6.- Dispositivo de control según la reivindicación 5, caracterizado porque un estado de funcionamiento de la instalación de energía eólica se caracteriza por al menos una magnitud de estado de funcionamiento que comprende la al menos una propiedad física del rotor (5), y en la tabla de campo de viento (31) están depositados adicionalmente los valores para la al menos una magnitud de estado de funcionamiento para estados de funcionamiento diferentes de la instalación de energía eólica.

7.- Dispositivo de control según una de las reivindicaciones 3 a 6, caracterizado por una tabla de potencia (53) en la que para condiciones de funcionamiento diferentes de la instalación de energía eólica están depositados valores de funcionamiento dependientes de la potencia de rotor mecánica y valores de potencia para la estimación de la potencia eléctrica, determinando el estimador de potencia (26) el valor estimado para la potencia eléctrica usando la tabla de potencia.

8.- Dispositivo de control según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el medio sensor de pala (41) comprende al menos un sensor de alargamiento (48) que mide un alargamiento de la al menos una pala de rotor y/o al menos un sensor de flexión (49) que mide una flexión de al menos una pala de rotor, estando dispuestos el sensor de alargamiento (48) y/o el sensor de flexión (49) respectivamente en al menos una posición predeterminada de la al menos una pala de rotor, de modo que su al menos una propiedad física comprende un alargamiento y/o una flexión de la al menos una pala de rotor en la o las al menos unas posiciones predeterminadas.

9.- Procedimiento para el control del funcionamiento de una instalación de energía eólica (1) que presenta un sistema eléctrico (19) y un rotor (5) que comprende varias palas de rotor (9, 1, 11), el cual se acciona por el viento (7) y entrega una potencia de rotor mecánica (7) al sistema eléctrico (19) que la convierte al menos en parte en una potencia eléctrica (P), caracterizado porque

- se mide al menos una propiedad física de al menos una de las palas de rotor (9, 1, 11) dependiente de al menos una magnitud característica de un campo de viento que describe el viento (7) en el emplazamiento del rotor (5),

- se mide al menos una propiedad física del rotor que comprende el ángulo de rotor () del rotor (5),

- usando las propiedades físicas medidas se determina un valor estimado (Pe) para la potencia eléctrica (Pe).

1.- Procedimiento según la reivindicación 9, caracterizado porque la al menos una magnitud característica del campo de viento comprende o caracteriza la velocidad del viento (V3), la dirección del viento (xh, Xv), el cizallamiento horizontal del viento (ipi) y/o el cizallamiento vertical del viento (<pi).

11.- Procedimiento según la reivindicación 9 ó 1, caracterizado porque usando las propiedades físicas medidas se determina una valor estimado (Te) para la potencia de rotor mecánica y en base a este valor estimado (Te) se determina el valor estimado (Pe) para la potencia eléctrica.

12.- Procedimiento según la reivindicación 11, caracterizado porque usando las propiedades físicas medidas se determina al menos un valor que caracteriza la al menos una magnitud característica del campo de viento y en base a este al menos un valor se determina el valor estimado (Te) para la potencia de rotor mecánica.

13.- Procedimiento según la reivindicación 11 ó 12, caracterizado porque para condiciones de viento diferentes, los valores (L) que caracterizan la al menos una magnitud característica del campo de viento y valores para la estimación de la potencia de rotor mecánica están depositados en la tabla de campo de viento (31) y el valor estimado (Te) para la potencia de rotor mecánica se determina usando la tabla de campo de viento (31).

14.- Procedimiento según la reivindicación 13, caracterizado porque un estado de funcionamiento de la instalación de energía eólica está caracterizado mediante al menos una magnitud de estado de funcionamiento que comprende la al menos una propiedad física del rotor (5), y en la tabla de campo de viento (31) están depositados adicionalmente los valores para la al menos una magnitud de estado de funcionamiento para estados de funcionamiento diferentes de la instalación de energía eólica.

15.- Procedimiento según una de las reivindicaciones 9 a 14, caracterizado porque

- la medición de la al menos una propiedad física de la al menos una pala de rotor comprende la medición de un alargamiento y/o una flexión de la al menos una pala de rotor en respectivamente al menos una posición predeterminada de la misma, de modo que la al menos una propiedad física de la al menos una pala de rotor comprende un alargamiento y/o una flexión de la al menos una pala de rotor en la o las al menos unas posiciones predeterminadas.