Control de turbinas eólicas en un parque eólico.

Parque eólico que comprende una pluralidad de turbinas eólicas y que incluye al menos una turbina eólica aguas arriba (20) y al menos una turbina eólica aguas abajo (24) de la turbina aguas arriba (20),

en el que la turbina aguas abajo (24) incluye un dispositivo (26) para medir o detectar la turbulencia de estela de la turbina aguas arriba (20) y para emitir una señal indicativa de estela W a un controlador (28), generando el controlador (28) una señal para controlar un parámetro de la turbina aguas abajo (24) en respuesta a la señal indicativa de estela W, caracterizado por que el controlador (28) incluye un estimador de fatiga y la señal indicativa de estela W proporciona una entrada al estimador de fatiga.

Control de turbinas eólicas en un parque eólico Esta invención se refiere a turbinas eólicas, y en particular al uso de LIDAR para controlar uno o más parámetros de funcionamiento de una o más turbinas eólicas de un parque eólico.

Un parque eólico comprende una disposición de una pluralidad de turbinas eólicas que tienen algún elemento de control común y que suministran energía eléctrica a una red de distribución a través de un punto de conexión común. El emplazamiento relativo de las turbinas eólicas dependerá de varios factores, incluyendo la topografía del sitio y las características del viento medidas del sitio. Sin embargo, un factor que siempre se tendrá en cuenta es el efecto de las turbinas eólicas unas sobre otras. En particular, las turbinas aguas abajo pueden verse afectadas por la estela de turbinas aguas arriba en un grado que dependa de las condiciones del viento. El efecto de las estelas sobre la colocación de turbinas se comenta en un artículo titulado "The Dynamic Modelling of Wind Farms Considering Wake Effects and its Optimal Distribution" de Ma et al, Tianjin University of Technology, China IEEE 2009. Este artículo concluye que hasta el 28% de la potencia de salida de una turbina aguas abajo puede perderse debido al efecto de la estela de una turbina aguas arriba, dependiendo de las condiciones del viento.

Se conocen en la técnica ejemplos de intentos para tener en cuenta los efectos de estela. Los documentos US-A2007/0124025 y US-A-2009/0099702 ambos cedidos a General Electric Company describen un parque eólico que comprende una pluralidad de turbinas eólicas y una unidad de control central. Un sensor dispuesto en una o más turbinas eólicas aguas arriba recopila información de avance en relación con el viento que puede comunicarse a turbinas aguas abajo para permitirles que se ajusten a condiciones del viento cambiantes antes de que esas condiciones del viento lleguen a las turbinas respectivas. Los sensores incluyen dispositivos de láser/ópticos tales como dispositivos LIDAR y ultrasónicos tales como SODAR. La información procedente de estos dispositivos, y otros sensores puede usarla la unidad de control central para determinar cuál de las turbinas aguas arriba provoca una estela que tiene un impacto sobre una turbina aguas abajo de modo que la turbina aguas arriba puede ajustarse y de ese modo incrementar la captura de energía del parque eólico. Una turbina aguas arriba que no provoca una estela que tiene un impacto sobre una turbina aguas abajo no se ajusta y sigue funcionando en un modo de controlador normal que optimiza la captura de energía local. Sin embargo, si se determina que la estela procedente de una turbina aguas arriba tendrá un impacto adverso sobre la captura de energía en una turbina aguas abajo, el funcionamiento de la turbina aguas arriba se restringe para permitir que se optimice la producción de energía eléctrica de la turbina aguas abajo reduciendo el efecto de estela de la turbina aguas arriba.

En el documento US-A-7.357.622, cedido a Stichting Energieonderzoek Centrum Nederland, se adopta un enfoque similar en el que la potencia de las turbinas aguas arriba se reduce cuando se determina que una turbina aguas abajo está en la estela de la turbina aguas arriba. Sin embargo, el motivo para reducir la potencia de la turbina aguas arriba es proteger las turbinas aguas abajo de la turbulencia de estela que puede afectar de manera adversa a la vida útil por fatiga de componentes de turbina aguas abajo.

El documento US 2007/018457A1 describe un método de funcionamiento de una turbina eólica en un modo seguro.

Estos enfoques para controlar la salida de potencia usan todos mediciones realizadas en turbinas aguas arriba para reducir la salida de potencia de turbinas aguas abajo si las condiciones lo requieren. Esto resulta intrínsecamente desventajoso ya que el efecto del control es reducir la salida de potencia por las turbinas eólicas y, por tanto, el parque eólico.

En su forma más amplia, la presente invención usa un dispositivo LIDAR u otro dispositivo montado en turbinas aguas abajo para medir, detectar o determinar la estela de una o más turbinas aguas arriba y ajusta un parámetro de las turbinas aguas abajo en respuesta a la medición.

Más específicamente, se proporciona un parque eólico, que comprende una pluralidad de turbinas eólicas y que incluye al menos una turbina aguas arriba y al menos una turbina aguas abajo de la turbina a barlovento, en la que la turbina a sotavento incluye un dispositivo para medir o detectar la turbulencia de estela de la turbina aguas arriba y para emitir una señal indicativa de estela a un controlador, generando el controlador una señal para controlar un parámetro de la turbina aguas abajo en respuesta a la señal indicativa de estela, en el que el controlador incluye un estimador de fatiga y la señal indicativa de estela proporciona una entrada al estimador de fatiga.

La invención también proporciona un método de control de al menos una turbina eólica de un parque eólico, estando dispuesta la turbina que ha de controlarse aguas abajo de al menos una turbina eólica aguas arriba diferente e incluyendo la turbina que ha de controlarse un dispositivo para medir o detectar la estela de la turbina aguas arriba, comprendiendo el método medir la turbulencia de estela de la turbina aguas arriba, generar una señal indicativa de estela a un controlador en respuesta a la turbulencia de estela medida y, en el controlador, generar una señal para controlar un parámetro de la turbina aguas abajo en respuesta a la señal indicativa de estela, en el que el controlador incluye un estimador de fatiga y la señal indicativa de estela proporciona una entrada al estimador de fatiga.

Preferiblemente, el dispositivo es un dispositivo LIDAR. Alternativa o adicionalmente, el dispositivo comprende

sensores de determinación de carga en componentes de turbina eólica y un controlador de ángulo azimutal para variar de manera cíclica el azimut de la turbina aguas abajo para determinar la posición de estela basándose en cargas detectadas. Este último dispositivo tiene la ventaja de ser más económico de implementar que un dispositivo LIDAR.

En una realización preferida, el dispositivo LIDAR mide la turbulencia de estela de una pluralidad de turbinas aguas arriba.

En una realización preferida de la invención, el controlador es un controlador de la turbina aguas abajo. Alternativa o adicionalmente, el controlador controla una pluralidad de turbinas aguas abajo y emite señales para controlar un parámetro de una pluralidad de turbinas aguas abajo.

En una realización preferida, la señal generada por el controlador es una señal de sobrepaso de potencia nominal para controlar un parámetro de la turbina aguas abajo de manera que genera potencia a un nivel mayor que su potencia nominal. El controlador incluye un estimador de fatiga que recibe la señal indicativa de estela como entrada. Preferiblemente la señal de sobrepaso de régimen nominal se emite si el estimador de fatiga estima que el riesgo de daño por fatiga a uno o más componentes de la turbina aguas abajo es bajo. En esta realización, el controlador preferiblemente emite una orden de sobrepaso de régimen nominal cuando el estimador de fatiga indica un bajo riesgo de daño por fatiga basándose en la señal indicativa de estela.

Preferiblemente, la señal de control comprende uno o más de una orden de paso colectivo de pala de rotor, una orden de paso individual de pala de rotor para cada pala del rotor de turbina aguas abajo, una orden de velocidad de rotor y una orden de ángulo de orientación de góndola.

Preferiblemente, el parque eólico comprende una pluralidad de turbinas aguas abajo, de las cuales al menos algunas tienen un dispositivo LIDAR montado en una turbina respectiva para medir la estela de una o más turbinas a barlovento adyacentes.

Preferiblemente, el controlador genera una señal de control para establecer la posición de las palas de rotor aguas abajo en relación con estelas de las palas de la turbina aguas arriba, mediante lo cual se minimiza el efecto de la estela de la pala aguas arriba sobre las palas de la turbina aguas abajo. Una gran parte de la estela comprende vórtices helicoidales producidos por cada pala a medida que rota. Mediante la detección o medición de este patrón, puede establecerse la posición relativa de las palas de turbina aguas abajo con respecto a las palas de turbina aguas arriba de modo que las palas aguas abajo se intercalan con la estela helicoidal para garantizar que pasan a través de aire limpio y minimizar así el efecto de la estela sobre las palas.

Preferiblemente, el parque eólico comprende una disposición de turbinas,... [Seguir leyendo]

1. Parque eólico que comprende una pluralidad de turbinas eólicas y que incluye al menos una turbina eólica aguas arriba (20) y al menos una turbina eólica aguas abajo (24) de la turbina aguas arriba (20) , en el que la turbina aguas abajo (24) incluye un dispositivo (26) para medir o detectar la turbulencia de estela de la turbina aguas arriba (20) y para emitir una señal indicativa de estela W a un controlador (28) , generando el controlador (28) una señal para controlar un parámetro de la turbina aguas abajo (24) en respuesta a la señal indicativa de estela W, caracterizado por que el controlador (28) incluye un estimador de fatiga y la señal indicativa de estela W proporciona una entrada al estimador de fatiga.

2. Parque eólico según la reivindicación 1, en el que el dispositivo (26) es un LIDAR.

3. Parque eólico según la reivindicación 2, en el que el LIDAR mide la turbulencia de estela de una pluralidad de turbinas aguas arriba (20) .

4. Parque eólico según la reivindicación 1, 2 ó 3, en el que el controlador (28) es un controlador en la turbina aguas abajo (24) .

5. Parque eólico según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que el controlador (28) controla una

pluralidad de turbinas aguas abajo (24) y emite señales para controlar un parámetro de una pluralidad de turbinas aguas abajo (24) .

6. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, en el que la señal de control generada por el controlador (28) hace que la turbina aguas abajo (24) genere potencia por encima de la potencia de salida nominal de la turbina aguas abajo (24) .

7. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, en el que el controlador (28) emite una orden de sobrepaso de régimen nominal cuando el estimador de fatiga indica un bajo riesgo de daño por fatiga basándose en la señal indicativa de estela W.

8. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, en el que la señal de control comprende una orden de paso colectivo de pala de rotor.

9. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, en el que la señal de control comprende una orden de paso individual de pala de rotor para cada pala del rotor de la turbina aguas abajo.

10. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, en el que la señal de control comprende una orden de velocidad de rotor.

11. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, en el que la señal de control comprende una orden de 30 ángulo de orientación de góndola.

12. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, que comprende una pluralidad de turbinas aguas abajo (24) de las cuales al menos algunas tienen un LIDAR (26) montado en una turbina respectiva para medir la estela de una o más turbinas aguas arriba (20) adyacentes.

13. Parque eólico según la reivindicación 1 ó 2, en el que el dispositivo (26) comprende sensores de

determinación de carga sobre componentes de turbina eólica y un controlador de ángulo azimutal para variar de manera cíclica el azimut de la turbina aguas abajo para determinar la posición de estela basándose en cargas detectadas.

14. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, en el que el controlador (28) genera una señal de control para establecer la posición de las palas de rotor aguas abajo en relación con estelas de las palas de la turbina aguas arriba (20) , mediante lo cual se minimiza el efecto de la estela de la pala aguas arriba sobre las palas de turbina aguas abajo.

15. Parque eólico según cualquier reivindicación anterior, en el que el parque eólico comprende una disposición de turbinas de las cuales al menos algunas están dispuestas en la periferia del parque eólico, en el que el dispositivo de medición o detección de estela está dispuesto en una pluralidad de turbinas periféricas para 45 detectar turbulencia de estela de una o más turbinas aguas arriba.

16. Método de control de al menos una turbina eólica de un parque eólico, estando dispuesta la turbina que ha de controlarse aguas abajo (24) de al menos una turbina eólica aguas arriba (20) diferente e incluyendo la turbina que ha de controlarse un dispositivo (26) para medir o detectar la estela de la turbina aguas arriba (20) , comprendiendo el método medir la turbulencia de estela de la turbina aguas arriba (20) , generar una 50 señal indicativa de estela W a un controlador (28) en respuesta a la turbulencia de estela medida y, en el controlador (28) , generar una señal para controlar un parámetro de la turbina aguas abajo (24) en respuesta a la señal indicativa de estela W, caracterizado por que el controlador (28) incluye un estimador de fatiga y la señal indicativa de estela W proporciona una entrada al estimador de fatiga.

17. Método según la reivindicación 16, en el que la señal generada por el controlador (28) es una señal de sobrepaso de potencia nominal para controlar un parámetro de la turbina aguas abajo (24) de manera que genera potencia a un nivel superior a su potencia nominal.

18. Método según la reivindicación 17, en el que la señal de sobrepaso de régimen nominal se emite si el estimador de fatiga estima que el riesgo de daño por fatiga a uno o más componentes de la turbina aguas abajo (24) es bajo.