MX2013009285A - Sistema y metodo para controlar una turbina eolica que incluye controlar la guiñada u otros parametros. - Google Patents

Abstract

Un sistema y método para controlar una turbina eólica, incluyendo controlar la guiñada u otros parámetros; de acuerdo con una modalidad, cada uno de los varios parámetros básicos operativos de una turbina eólica puede medirse para proporcionar parámetros operativos de la turbina, incluyendo tanto los parámetros de corriente de turbina como los extremos operativos de turbina; los parámetros operativos clave del controlador también están monitoreados; los dispositivos o sensores de medición externa/ambiental pueden utilizarse para proporcionar mediciones sobre el entorno como un todo, tal como los datos externos/ambientales del viento u otros datos externos; los parámetros operativos de turbina se utilizan mediante la lógica del controlador para calcular la producción de energía medida; las mediciones externas/ambientales se utilizan mediante la lógica del controlador para calcular la producción de energía calculada; la comparación de estas indicaciones proporciona retroalimentación útil, tal como el diagnóstico y/o eficiencia; y/o pueden utilizarse para controlar la guiñada u otros parámetros en una turbina eólica.

Description

SISTEMA Y MÉTODO PARA CONTROLAR UNA TURBINA EÓLICA QUE INCLUYE CONTROLAR LA GUIÑADA U OTROS PARÁMETROS NOTIFICACIÓN SOBRE DERECHOS DE AUTOR Una porción de la descripción de este documento de patente contiene material que es susceptible a protección de los derechos de autor. El titular de los derechos de autor no objeta la reproducción facsímil del documento de patente o la divulgación de la patente, según consta en el archivo o los registros de patente de la Oficina de Patentes y Marcas, pero se reserva los derechos para cualquier otro fin.

RECLAMO DE PRIORIDAD Esta solicitud reclama el beneficio de prioridad a la Solicitud de Patente Provisional de E.U.A. No. 61/442,135, titulada "CONTROLLER FOR USE WITH A WIND TURBINE", presentada el 11 de febrero del 201 1; y la Solicitud de Patente Provisional de E.U.A. No. 61/442,136, titulada "SYSTEM AND METHOD FOR CONTROLLING YAW OR OTHER PARAMETERS IN A WIND TURBINE", presentada el 11 de febrero del 2011 , cada una de sus solicitudes se incorpora en la presente como referencia.

CAMPO DE LA INVENCIÓN Las modalidades de la invención se relacionan generalmente con sistemas de energía renovable y turbinas eólicas, y se relacionan particularmente con un controlador para usarse con una turbina eólica; y un sistema y método para controlar la guiñada u otros parámetros en una turbina eólica.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La potencia eólica se refiere a la conversión de viento en energía utilizable, tal como la potencia eléctrica o electricidad, utilizando una turbina eólica. Generalmente, una turbina eólica incluye una pluralidad de aspas fijas a un rotor, que a su vez se fija a un generador. A medida que se hacen girar las aspas (y el rotor) por medio de viento incidente, se genera la potencia eléctrica, eólica.

Aunque existen muchos diseños diferentes, las turbinas se pueden clasificar ya sea como turbinas eólicas de eje horizontal (HAWT, por sus siglas en inglés) en donde el rotor se monta horizontalmente, y turbinas eólicas de eje vertical (VAWT, por sus siglas en inglés) en donde el rotor se monta verticalmente. Las turbinas más grandes, y las "centrales" eólicas que pueden en algunos casos incluir cientos de turbinas, se pueden conectar a una red eléctrica de corriente principal y su producción utilizarse para dar energía a comunidades grandes; mientras que las turbinas eólicas más pequeñas se adaptan particularmente para proporcionar potencia local en ubicaciones aisladas, tal como pueblos y granjas remotas. A través del espectro del diseño de la turbina eólica, las tecnologías que permiten que las turbinas hagan un uso más óptimo del viento disponible e incrementan la potencia, pueden favorecer la adopción general de potencia eólica, y contribuir a un entorno más limpio.

Normalmente, una turbina se opera utilizando un controlador, que controla cómo la turbina debe ser operada en condiciones particulares del viento. Por ejemplo, en una turbina eólica de eje horizontal el controlador puede utilizar información sobre la dirección actual del viento para hacer girar o guiñar las aspas de la turbina en el viento; o puede utilizar información sobre la velocidad actual del viento para ajustar el ángulo de las aspas de la turbina para mejor desempeño a una velocidad más baja del viento, o probabilidad reducida de daño a una velocidad más alta del viento.

Muchos controladores, particularmente en turbinas más pequeñas, son mecánicos en naturaleza, y utilizan información actual de la turbina misma para controlar la operación de la turbina y las aspas, incluyendo la rotación de las aspas de la turbina en el viento incidente. Sin embargo, controladores más sofisticados podrían proporcionar potencialmente operación más eficiente de ambos diseños de turbina tanto los nuevos como los existentes, y permitir técnicas de control más sofisticadas. Éstas son las áreas generales que las modalidades de la invención pretenden dirigir.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN En la presente se describe un controlador para utilizarse con una turbina eólica. De acuerdo con una modalidad, cada uno de los varios parámetros básicos operativos de la turbina puede medirse para proporcionar parámetros operativos de la turbina, incluyendo tanto los parámetros actuales de la turbina como los extremos operativos de la turbina. Los parámetros operativos clave del controlador mismo, también están monitoreados. Los dispositivos o sensores de medición externa/ambiental pueden utilizarse para proporcionar mediciones sobre el entorno como un todo, tal como los datos externos/ambientales del viento u otros datos externos. Los parámetros operativos de la turbina se utilizan mediante la lógica del controlador para calcular la producción de energía medida, es decir, una indicación de la potencia actual de la turbina. Las mediciones externas/ambientales se utilizan por la lógica del controlador para calcular la producción de energía calculada, es decir, una indicación de qué potencia debe producir la turbina en las condiciones ambientales actuales. Comparar estas indicaciones proporciona retroalimentación útil, como diagnósticos y/o eficiencia. De acuerdo con una modalidad, el controlador también puede utilizar la información para hacer automáticamente ajustes o controlar la turbina. De acuerdo con una modalidad, el controlador puede incluir un servidor incorporado que permite el acceso sobre una red de área local o Internet y permite el acceso a todos los parámetros e información operativa de las turbinas y proporciona esa información a otros servidores centralizados que proporcionan servicios remotos de monitoreo, mantenimiento y soporte. La información de una o más turbinas puede proporcionarse por medio de una interfaz de usuario tal como una página Web.

También se describen en la presente un sistema y método para controlar la guiñada u otros parámetros en una turbina eólica. De acuerdo con una modalidad, cada uno de los varios parámetros operativos básicos de la turbina se puede medir para proporcionar parámetros operativos de la turbina, incluyendo parámetros actuales de la turbina y extremos operativos de la turbina; mientras los dispositivos o sensores de medición externa/ambiental pueden utilizarse para proporcionar mediciones externas/ambientales sobre el entorno como un todo, tal como datos externos/ambientales del viento u otros datos externos. Esta información se puede utilizar para controlar la guiñada u otros parámetros en una turbina eólica, en una manera más eficiente. De acuerdo con una modalidad, el controlador monitorea la distribución de velocidad del viento durante un intervalo de muestreo, y luego realiza un análisis de costo/beneficio para determinar si realiza el ajuste de guiñada.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 muestra una ilustración de un entorno de la turbina eólica que incluye un controlador, de acuerdo con una modalidad.

La figura 2 muestra una ilustración de un controlador de la turbina eólica, de acuerdo con una modalidad.

La figura 3 muestra un diagrama de flujo de un método para utilizar un controlador con una turbina eólica, de acuerdo con una modalidad.

La figura 4 muestra una ilustración de un modelo de beneficio de ajuste de guiñada, de acuerdo con una modalidad.

La figura 5 muestra una ilustración de un análisis disponible de potencia/guiñada, de acuerdo con una modalidad.

La figura 6 muestra una ilustración de un histograma o diagrama de distribución de velocidad del viento, de acuerdo con una modalidad.

La figura 7 muestra una ilustración de un entorno de la turbina eólica que permite controlar los parámetros de guiñada y otros parámetros, de acuerdo con una modalidad.

La figura 8 muestra un diagrama de flujo de un método para utilizar un controlador con una turbina eólica, para controlar los parámetros de guiñada y otros parámetros de acuerdo con una modalidad.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Como se describió anteriormente, una turbina típica se opera utilizando un controlador, que controla cómo la turbina debe ser operada en condiciones particulares de viento. Muchos controladores son en gran medida mecánicos en naturaleza, y utilizan información de la turbina misma para controlar la operación de la turbina y las aspas, tal como giro o guiñada de las aspas de la turbina en un viento incidente. Sin embargo, controladores más sofisticados podrían proporcionar potencialmente operación más eficiente de ambos diseños de turbina tanto los nuevos como los existentes, y permitir técnicas de control más sofisticadas o útiles. Para dirigir esto, en la presente se describen varias modalidades de un controlador para utilizarse con una turbina eólica. También se describen en la presente sistemas y métodos para controlar la guiñada y otros parámetros en una turbina eólica, de acuerdo con varias modalidades.

Entorno de la turbina eólica La figura 1 muestra una ilustración de un entorno de la turbina eólica que incluye un controlador inteligente, de acuerdo con una modalidad. Como se muestra en la figura 1 , el entorno de la turbina eólica 100 incluye una o más turbinas 102, cada una de las cuales incluye o se relaciona con un controlador inteligente 104. De acuerdo con una modalidad, cada turbina incluye su propio controlador inteligente dedicado, aunque de acuerdo con otras modalidades un controlador puede utilizarse para controlar una pluralidad de turbinas.

Durante la operación, la turbina convierte el viento disponible 106 en energía utilizable, como electricidad. Como se muestra además en la figura 1, el entorno de la turbina eólica incluye uno o más dispositivos o sensores de medición externa/ambiental, que captan información actual sobre el viento disponible y otras condiciones, por separado de la turbina misma. De acuerdo con una modalidad dichos dispositivos o sensores de medición externa/ambiental pueden incluir, por ejemplo, anemómetros, alabes de viento, y otros dispositivos ambientales de medición.

De acuerdo con una modalidad, cada uno de los varios parámetros básicos operativos de la turbina puede medirse para proporcionar parámetros operativos de la turbina 110. Estos parámetros operativos pueden incluir tanto los parámetros actuales de la turbina 1 12 (por ejemplo el voltaje y corriente de entrada actualmente medidos en cada una de las tres fases del alternador, frecuencia de CA del alternador, voltaje y corriente del enlace de CC, la corriente para cada uno de los inversores, u otros parámetros actualmente medidos); y los extremos de operación de la turbina 114 (por ejemplo la frecuencia máxima medida del alternador, voltaje máximo del enlace de CC, corriente máxima de CC, u otras mínimas o máximas medidas). De acuerdo con una modalidad, los parámetros operativos clave del controlador mismo también se monitorean.

De acuerdo con una modalidad, los dispositivos o sensores de medición externa/ambiental pueden utilizarse para proporcionar mediciones externas/ambientales 116 sobre el entorno como un todo, tal como los datos externos/ambientales del viento 118 u otros datos externos 120. Para lograr esto, de acuerdo con una modalidad, el controlador puede incluir entradas para, por ejemplo, anemómetros externos, álabes de viento u otros dispositivos o sensores, para permitir que la información se reciba en el controlador.

Los parámetros operativos de la turbina se utilizan mediante la lógica del controlador 130 para calcular la producción de energía medida 124, es decir, una indicación de la potencia actual de la turbina. Las mediciones externas/ambientales se utilizan por la lógica del controlador para calcular la producción de energía calculada 126, es decir, una indicación de qué potencia debe producir la turbina en las condiciones ambientales actuales. La comparación de estas indicaciones proporciona retroalimentación útil, tal como proporcionar una manera de responder a las preguntas del consumidor sobre su producción de energía tal como "Yo solamente produje 1000 kWh este mes, y creo que hay algo mal con mi sistema - podría enviar a alguien?" De acuerdo con una modalidad, dichos diagnósticos 146 y/o información sobre la eficiencia 148 puede proporcionarse a un usuario/cliente 144 (que puede ser un usuario final, o un servicio central de monitoreo), a través de una servidor/interfaz del controlador 132. De acuerdo con una modalidad, el controlador también puede utilizar la información para hacer automáticamente ajustes o controlar la turbina 140 por medio de una interfaz de control de turbina 131.

Controlador para utilizarse con una turbina eólica La figura 2 muestra una ilustración 150 de un controlador de la turbina eólica, de acuerdo con una modalidad. Como se describió arriba, de acuerdo con una modalidad, la información de eficiencia y/o diagnósticos de la turbina se pueden proporcionar a un usuario/cliente (que puede ser un usuario final, o un servicio central de monitoreo), a través de una servidor/interfaz del controlador. De acuerdo con una modalidad, el servidor/interfaz del controlador puede incluir un servidor empotrado (por ejemplo, un servidor Web) 152, u otro software de aplicación que permita el acceso sobre una red de área local o Internet utilizando, por ejemplo, tecnología inalámbrica, WiFi o GSM. El servidor permite tener acceso a todos los parámetros operativos de la turbina e información 154, y proporcionar esa información a otros servidores centralizados que proporcionan servicio remotos de monitoreo, mantenimiento y soporte. De acuerdo con una modalidad, la información de una o más turbinas se puede proporcionar por medio de una interfaz de usuario 160, como una página Web, que incluye información tal como los diagnósticos 146, 147 y la información de eficiencia 148, 149 para cada una de varias turbinas monitoreadas 162, 164.

De acuerdo con una modalidad, la lógica del controlador e interfaz de control de turbina pueden utilizarse en combinación con los parámetros operativos de la turbina e información para, por ejemplo probar los componentes del sistema importantes y/o relacionados con la seguridad cada vez que la turbina empieza a producir potencia y luego reportar los resultados de estas pruebas. Por ejemplo, de acuerdo con una modalidad, se puede realizar una secuencia de pruebas que determine si los resistores de frenado en lo alto de la torre funcionan apropiadamente y que la carga de desviación se conecta y funciona apropiadamente. Estas pruebas pueden realizarse dentro del transcurso de 2-3 segundos cuando la turbina empieza a girar y el voltaje del bus de CC excede los 90 voltios. (Se notará que esto no pretende funcionar como un sistema de seguridad per se, sino como una verificación de que los sistemas de seguridad existentes/superfluos funcionan como se pretende). De acuerdo con una modalidad, el controlador conecta los resistores de frenado en lo alto de la torre brevemente y vigila un patrón inesperado de comportamientos y un equilibrio entre las 3 fases del alternador, que indican el funcionamiento apropiado. El controlador también realiza una prueba similar con los resistores de carga de desviación, para asegurar que también funcionan apropiadamente. De acuerdo con una modalidad, una característica clave de la prueba de frenado es evaluar el apropiado funcionamiento de los resistores de frenado, al medir las señales eléctricas, mientras la turbina va más despacio. Durante el período de dicha prueba la velocidad de la turbina puede cambiar debido a cambios en el viento (que puede ser dirigido haciendo al período de prueba de 100 ms de largo) o debido a la función del freno. Este último aspecto puede superarse al normalizar la amplitud medida de la salida del alternador a la Frecuencia de CA. Ya que el voltaje descargado del alternador es una función de su velocidad/frecuencia, la relación del voltaje/frecuencia del alternador se baja por la carga proporcionada por los resistores del freno. Medir el cambio en la relación cuando el freno está apagado frente a encendido permite que el sistema acomode la velocidad de cambio.

Será evidente que, mientras las pruebas antes mencionadas describen determinar si los resistores de frenado en lo alto de la torre funcionan apropiadamente, de acuerdo con varias modalidades, se pueden realizar otras formas de prueba, para proporcionar información adicional.

La figura 3 muestra un diagrama de flujo de un método para utilizar un controlador con una turbina eólica, de acuerdo con una modalidad. Como se muestra en la figura 3, en el paso 170, el controlador mide los parámetros de operación de la turbina (por ejemplo, voltaje y corriente de entrada en las fases del alternador); los extremos de operación (por ejemplo, frecuencia máxima del alternador); y los parámetros operadores clave del propio controlador. En el paso 172, el controlador recibe mediciones e información externa/ambiental de sensores que miden los recursos del viento independientemente de la turbina (por ejemplo utilizando entradas para anemómetros, álabes de viento). En el paso 174, el controlador realiza opcionalmente patrones de prueba, y/o los relojes para patrones esperados de conducta de turbina. En el paso 176, el controlador proporciona información al usuario/cliente con respecto a, por ejemplo, salud, diagnóstico, y eficiencia de la turbina.

Control de guiñada u otros parámetros en una turbina eólica Como se describió anteriormente, de acuerdo con una modalidad, cada uno de los varios parámetros operativos básicos de la turbina se puede medir para proporcionar parámetros operativos de la turbina, incluyendo parámetros actuales de la turbina y extremos operativos de la turbina; mientras los dispositivos o sensores de medición externa/ambiental pueden utilizarse para proporcionar mediciones externas/ambientales sobre el entorno como un todo, tal como datos externos/ambientales del viento u otros datos externos.

De acuerdo con una modalidad esta información se puede utilizar para controlar la guiñada u otros parámetros en una turbina eólica, en una manera más eficiente. En particular, en el caso de turbinas eólicas más grandes, estas turbinas no giran automáticamente ni guiñan sus aspas hacia el viento, ya que hacerlo así toma tiempo, probablemente no sería óptimo, y si se realiza muy rápido/con frecuencia podría dañar la turbina. En lugar de eso, ajustar el guiño de la turbina es un paso determinista o controlado, que por sí mismo toma algo de potencia/costo de guiñada para lograrse. Como tal, a menos que haya una esperanza razonable de potencia de salida mejorada, no puede ser beneficioso realizar el ajuste de guiñada. Para abordar esto, de acuerdo con una modalidad, el ajuste de guiñada se hace sólo si el costo de energía del movimiento es lo suficiente pequeño, como una fracción del beneficio de energía esperado como un resultado, de manera que se cumpla el objetivo deseado de eficiencia.

De acuerdo con una modalidad, el controlador monitorea la distribución de velocidad del viento durante un intervalo de muestreo, y luego realiza un análisis de costo/beneficio para determinar si realiza el ajuste de guiñada. La figura 4 muestra una ilustración de un modelo de beneficio de ajuste de guiñada 178, de acuerdo con una modalidad. Dichos datos del modelo, curva o los datos equivalentes permiten al controlador determinar una mejora relativa de un ajuste, o "cuánta mejoría se puede esperar de esta guiñada/movimiento?, que puede expresarse como: Modelo de Costo = |d©| · Kguiñada Beneficio Esperado = f(d©)- Futura Producción en donde Kguiñada es un coeficiente para una turbina particular, y Modelo de Costo es el costo total requerido para guiñar la turbina particular T grados.

La figura 5 muestra una ilustración de un análisis disponible de potencia/potencia de costo de guiñada 180, de acuerdo con una modalidad. En el caso de un ajuste de guiñada, para cumplir el objetivo o propósito de eficiencia del sistema, el consumo de potencia de guiñada, o costo de guiñada, debe ser menor que un pequeño porcentaje deseado de la producción esperada de energía. Si el sistema determina que no hay esperanza razonable de dicha potencia de salida mejorada, no puede ser beneficioso realizar el ajuste de guiñada.

La figura 6 muestra una ilustración de un histograma o diagrama de distribución de velocidad del viento 182, de acuerdo con una modalidad. De acuerdo con una modalidad, el sistema integra la distribución medida de velocidad del viento, que se trunca para el corte requerido de turbina, y utiliza este análisis para controlar el riesgo de un ajuste improductivo de guiñada.

De acuerdo con una modalidad, el sistema puede integrar alguna pequeña fracción del Beneficio Esperado como un "banco" de créditos de energía de guiñada. El sistema ajusta la guiñada sólo cuando el contenido de crédito del banco excede el costo del movimiento. El costo de cada movimiento entonces es descontado del banco. El consumo de energía para guiñar se limita por el recurso disponible de viento y el objetivo de eficiencia. Con el tiempo, el sistema controla la guiñada en la manera más óptima para el ambiente como un todo.

La figura 7 muestra una ilustración de un entorno de la turbina eólica 185 que permite controlar los parámetros de guiñada y otros parámetros, de acuerdo con una modalidad. Como se muestran en la figura 7, de acuerdo con una modalidad, el controlador mide la velocidad y la dirección del viento continuamente. Tanto la velocidad como la dirección se filtran para reducir el ancho de banda a aproximadamente 1 Hz. Estos valores filtrados se utilizan por el controlador como entradas a un control de turbina/algoritmo de costo-beneficio o proceso similar 186, como se describe además a continuación: De acuerdo con una modalidad, el algoritmo opera durante un periodo de muestreo discreto recurrente 188 (por ejemplo, 3-5 minutos). El sistema prueba la velocidad del viento a una frecuencia de muestreo particular (por ejemplo, una vez por segundo) 190, e incrementa el histograma o diagrama de velocidad del viento 178 para caracterizar la distribución de la velocidad del viento. De acuerdo con una modalidad, el sistema puede además filtrar el valor de dirección del viento para presentar un valor promedio para el período de muestreo de histograma. Al final del período de muestreo, se integra el histograma de velocidad del viento, truncado por debajo de la velocidad de corte de la turbina. La integral se normaliza para que abarque una escala de probabilidad de 0 a 1 sobre la escala de velocidades medidas del viento. Esta integral ahora representa una estimación probabilística para el recurso de viento. El sistema entonces busca la integral para encontrar la velocidad a la cual hay una cierta confianza (todavía no se elige, pero probablemente 65-75%), si la hay, de un recurso más grande de viento. Esta velocidad probable es el futuro recurso esperado.

De acuerdo con una modalidad, el sistema puede calcular 192 el costo de un movimiento objetivo al restar el ángulo de guiñada actual del ángulo de dirección del viento promediado durante el periodo de muestreo. El sistema entonces puede calcular el factor de "beneficio" como uno menos el Coseno del ángulo de movimiento. La función de beneficio se trunca en cero para ángulos mayores a 90 grados. Un "crédito" se calcula de la velocidad probable al multiplicar la potencia esperada de la turbina por la probable velocidad por uno menos la eficiencia deseada del sistema (y probablemente otro factor para otras pérdidas del sistema) y el factor de beneficio. Este crédito será de cero si la velocidad probable es de cero. De acuerdo con una modalidad, el crédito se agrega a un "banco" de créditos 196. El sistema entonces calcula el "costo" del movimiento objetivo multiplicando una constante (todavía no determinada, con base en la potencia requerida por el mecanismo para mover la guiñada) por el valor absoluto del ángulo de movimiento objetivo. Si el banco es mayor que el costo del movimiento objetivo, el movimiento se inicia y el costo se deduce del banco 194. Si ya se ha iniciado un movimiento, el análisis se suspende temporalmente hasta que el movimiento se completa. Entonces el sistema sigue probando y generando evaluaciones periódicas del costo para créditos bancarizados disponibles.

Será evidente, que, aunque el algoritmo de costo-beneficio anterior describe medir la velocidad y dirección del viento, y hacer determinaciones para ajustar la guiñada, de acuerdo con varias modalidades, se pueden tomar en cuenta otras consideraciones en el algoritmo, tal como cuándo fijar el conjunto de frenos, etc.

La figura 8 muestra un diagrama de flujo de un método para utilizar un controlador con una turbina eólica, para controlar los parámetros de guiñada y otros parámetros de acuerdo con una modalidad. Como se muestra en la figura 8, en el paso 220, el sistema determina un periodo de muestreo recurrente (por ejemplo 3-5 minutos), y prueba la velocidad y dirección del viento en una frecuencia de muestra (por ejemplo 1 muestra/segundo) e incrementa un histograma para caracterizar la distribución de velocidad del viento. En el paso 224, el sistema filtra el valor de dirección del viento para proporcionar un valor promedio para el período de muestreo de histograma. En el paso 226, al final del período de muestro, el sistema integra el histograma de velocidad del viento, truncado por debajo de la velocidad de corte de la turbina, para determinar una estimación probabilística para el recurso de viento, y buscar la integral para encontrar la velocidad a la cual hay una confianza (por ejemplo 65-75%), si la hay, de un recurso más grande de viento; y determina la probable velocidad. En el paso 228, el sistema calcula el movimiento objetivo, al restar el ángulo de guiñada actual del ángulo de dirección del viento promediado durante el periodo de muestreo. En el paso 230, el sistema calcula un crédito de la probable velocidad multiplicando la potencia esperada de la turbina por la probable velocidad por la eficiencia deseada del sistema (y/o los factores para otra pérdida del sistema) y factor de beneficio, y suma el crédito al banco de crédito. En el paso 232, el sistema calcula el costo del movimiento objetivo al multiplicar el factor costo con base en la potencia requerida por el mecanismo de turbina para mover la guiñada, por el valor absoluto del ángulo del movimiento objetivo. Si el banco de crédito es mayor al costo del movimiento objetivo, entonces el sistema inicia el movimiento y deduce el costo del banco.

La presente invención puede ser implementada convenientemente utilizando uno o más propósitos generales convencionales o computadoras o microprocesadores digitales especializados programados de acuerdo con las enseñanzas de la presente descripción. Se puede preparar un código de software apropiado por programadores expertos con base en las enseñanzas de la presente descripción, como será evidente para los expertos en la técnica del software.

En algunas modalidades, la presente invención incluye un producto de programa de computadora que es medio de almacenamiento (medios) con instrucciones almacenadas en el mismo/en donde se pueden utilizar para programar una computadora para realizar cualquier proceso de la presente invención. El medio del almacenamiento puede incluir, pero no se limita a, cualquier tipo de disco incluyendo disco flexible, discos ópticos, DVD, CD-ROMS, microdrive, y discos magneto-ópticos, ROM, RAM, EPROM, EEPROM, DRAM, VRAM, dispositivos de memoria flash, tarjetas magnéticas u ópticas, nanosistemas (incluyendo memoria molecular IC), o cualquier tipo de medios o dispositivo adecuado para almacenar instrucciones y/o datos.

La descripción precedente de la presente invención se ha proporcionado para propósitos de ilustración y descripción. No se pretende ser exhaustivo o limitar la invención a las formas precisas descritas. Las modalidades fueron elegidas y descritas para explicar mejor los principios de la invención y su aplicación práctica, para hacer posible que otros expertos en la técnica entiendan la invención para varias modalidades y con varias modificaciones que se adaptan al uso particular contemplado. Está previsto que el alcance de la invención se defina mediante las siguientes reivindicaciones y su equivalencia.

Claims (12)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1.- Un controlador para utilizarse con una turbina eólica, que comprende: un entorno de turbina eólica, que incluye un controlador que permite que cada uno de los varios parámetros básicos, operativos de la turbina pueda medirse para proporcionar parámetros operativos de la turbina, incluyendo tanto los parámetros actuales de la turbina como los extremos operativos de la turbina; uno o más dispositivos o sensores de medición externa/ambiental que pueden utilizarse para proporcionar mediciones sobre el entorno como un todo, tal como los datos externos/ambientales del viento u otros datos externos; y en donde los parámetros de operación de la turbina se utilizan por la lógica del controlador para calcular la producción de energía medida o una indicación de la potencia actual de la turbina, y calcular la producción de energía calculada o una indicación en cuanto a qué potencia debe producir la turbina en las condiciones ambientales actuales, y comparar estas indicaciones para proporcionar retroalimentación útil tal como los diagnósticos y/o la eficiencia con respecto a la turbina.

2.- El controlador de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el controlador incluye un servidor incorporado que permite el acceso sobre una red de área local o Internet y permite el acceso a los parámetros de operación de la turbina u otra información y proporciona esa información a otros servidores para servicios remotos de monitoreo, mantenimiento y soporte.

3. - El controlador de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la información de una o más turbinas se proporciona por medio de una interfaz de usuario tal como una página Web.

4. - Un método para controlar una turbina eólica, que comprende: un entorno de turbina eólica, que incluye un controlador que permite que cada uno de los varios parámetros básicos operativos de la turbina pueda medirse para proporcionar parámetros operativos de la turbina, incluyendo tanto los parámetros actuales de la turbina como los extremos operativos de la turbina; uno o más dispositivos o sensores de medición externa/ambiental que pueden utilizarse para proporcionar mediciones sobre el entorno como un todo, tal como los datos de viento externo/ambiental u otros datos externos; y en donde los parámetros operativos de la turbina se utilizan por la lógica del controlador para calcular la producción de energía medida o una indicación de la potencia actual de la turbina, y calcular la produccióp de energía calculada o una indicación en cuanto a qué potencia debe producir la turbina en las condiciones ambientales actuales, y comparar estas indicaciones para proporcionar retroalimentación útil tal como los diagnósticos y/o la eficiencia con respecto a la turbina.

5. - El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque el controlador incluye un servidor incorporado que permite el acceso sobre una red de área local o Internet y permite el acceso a los parámetros operativos de la turbina u otra información y proporciona esa información a otros servidores para servicios remotos de monitoreo, mantenimiento y soporte.

6. - El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque la información de una o más turbinas se proporciona por medio de una interfaz de usuario tal como una página Web.

7. - Un sistema para controlar la guiñada u otros parámetros en una turbina eólica, que comprende: medios para determinar los parámetros operativos de la turbina, incluyendo tanto los parámetros actuales de la turbina como los extremos operativos de la turbina y mediciones externas/ambientales sobre el entorno como un todo; y medios para monitorear la distribución de velocidad del viento durante un intervalo de muestreo, y luego realizar un análisis de costo/beneficio para determinar si se realiza un control de turbina, como un ajuste de guiñada.

8.- El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque el sistema incluye un controlador que permite que cada uno de los varios parámetros operativos básicos de la turbina se midan para proporcionar parámetros operativos de la turbina, incluyendo tanto parámetros actuales de la turbina como extremos operativos de la turbina, y uno o más dispositivos o sensores de medición externa/ambiental que se pueden utilizar para proporcionar mediciones sobre el entorno como un todo, tal como los datos de viento externo/ambiental u otros datos externos.

9.- El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque los análisis de costo/beneficio incluyen el uso de un modelo que permite que el sistema determine una mejora relativa de un ajuste, expresado como Modelo de Costo = |de| x Kguiñada, y Beneficio Esperado = f(d©) x Futura Producción, en donde Kguiñada es un coeficiente para una turbina particular, y Modelo de Costo es el costo total requerido para guiñar la turbina particular T grados.

10.- Un método para controlar la guiñada u otros parámetros en una turbina eólica, que comprende: determinar los parámetros operativos de la turbina, incluyendo tanto los parámetros actuales de la turbina como los extremos operativos de la turbina y mediciones externas/ambientales sobre el entorno como un todo; y monitorear la distribución de velocidad del viento durante un intervalo de muestreo, y luego realizar un análisis de costo/beneficio para determinar si se realiza un control de turbina, como un ajuste de guiñada.

11.- El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque el método incluye utilizar un controiador que permite que cada uno de los varios parámetros operativos básicos de la turbina se midan para proporcionar parámetros operativos de la turbina, incluyendo tanto parámetros actuales de la turbina como extremos operativos de la turbina, y uno o más dispositivos o sensores de medición externa/ambiental que se pueden utilizar para proporcionar mediciones sobre el entorno como un todo, tal como los datos de viento externo/ambiental u otros datos externos.

12.- El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque los análisis de costo/beneficio incluyen el uso de un modelo que permite que el sistema determine una mejora relativa de un ajuste, expresado como Modelo de Costo = |d6| x Kguiñada, y Beneficio Esperado = f(d©) x Futura Producción, en donde Kguiñada es un coeficiente para una turbina particular, y Modelo de Costo es el costo total requerido para guiñar la turbina particular T grados.