ESTIMACION Y SEGUIMIENTO DE FLUJOS DE VIENTO UTILIZANDO LA DINAMICA DE TORRE.

Un aparato para su utilización con una turbina (100) de flujo de fluido montada en una estructura (102),

presentando dicha estructura una posición que responde al flujo del fluido,

caracterizado porque

dicho aparato comprende medios de entrada para recibir información (206) de posición de la estructura; y

un estimador (208) utiliza dicha información de posición de la estructura para calcular un flujo de fluido estimado

Estimación y seguimiento de flujos de viento utilizando la dinámica de torre.

La presente invención se refiere a turbinas eólicas y, más específicamente, a un estimador de flujo de viento para una turbina eólica que presenta un rotor accionado mediante viento que aplica potencia para hacer girar los álabes del rotor.

La mayoría de las turbinas eólicas existentes funcionan a velocidad constante. El rotor acciona un generador, tal como un generador de inducción, a una velocidad de rotación constante. Un funcionamiento con una velocidad constante se requiere para un enlace directo con una red eléctrica de frecuencia constante. Otras turbinas eólicas más modernas funcionan a velocidad variable para generar energía de CC que un convertidor transforma a energía de CA síncrona con la red eléctrica acoplada.

Las turbinas de velocidad constante se adaptan a velocidades de viento crecientes detectando un aumento en la velocidad de rotación del rotor y después incrementando la energía generada. Esto incrementa el par motor de carga en el rotor y evita que aumente su velocidad. Si esto no es suficiente, o genera fluctuaciones de energía inaceptables, el paso de los álabes del rotor se modifica para reducir el par motor de rotor proporcionado por el viento. Si la velocidad del rotor no está sincronizada con la red eléctrica, no se genera energía.

Las turbinas de velocidad variable generan energía a todas las velocidades del viento, pero presentan puntos de funcionamiento favorecidos a cada velocidad de viento que generan energía óptima sin sobrecargar los componentes. Esforzándose por seguir los puntos de funcionamiento a medida que aumenta la velocidad del viento, estas turbinas también detectan la velocidad del rotor y utilizan el par motor de carga y el paso de los álabes del rotor para su control.

Las estrategias de control basadas en la detección de cambios en la velocidad del rotor tienen una eficacia limitada debido al retardo de tiempo sustancial entre los cambios de viento y los cambios de velocidad del rotor. Un conocimiento directo del flujo de viento es crucial para controlar mejor la turbina eólica y un medio para estimar el flujo del viento y realizar un seguimiento del mismo en el tiempo proporciona un mejor control. Las patentes actuales en este campo incluyen las que están a nombre de Holley (US 5.155.375 y US 5.289.041) en las que la velocidad de rotación del rotor, el ángulo de paso de los álabes, el par motor aplicado por el viento y el par motor del generador se combinan para estimar el flujo de viento.

El documento US2003/0127862, que se considera que representa la técnica anterior más reciente, describe un sistema de control para una planta de energía eólica con medios de sensor para la detección de valores de medición que van a utilizarse para la cuantificación de la carga o tensión actual de la turbina que se genera dependiendo de las condiciones meteorológicas.

Otra turbina eólica con un sistema de control diferente se conoce por el documento US-A-5289041.

Para realizar un seguimiento preciso del flujo de viento es necesario determinar el flujo de viento medio en el área barrida por los álabes de rotor de la turbina eólica. Anemómetros instalados cerca del área barrida por los álabes no pueden medir de manera precisa la velocidad media del viento ya que miden la velocidad del viento en una sola ubicación, mientras que la velocidad del viento puede variar en el área barrida por los álabes. Además, los álabes alteran el patrón del viento y extraen la energía del viento, y un sensor situado detrás del álabe no reflejará el estado del viento por delante.

Una estimación aproximada de la velocidad del viento puede obtenerse midiendo la velocidad del rotor y la energía eléctrica de salida. Puesto que otras fuerzas diferentes al viento influyen en estos parámetros, este procedimiento no es suficientemente preciso.

Además del control de la turbina, es deseable amortiguar las oscilaciones de la torre. La torre se mueve en respuesta al viento sobre su estructura y en los álabes del rotor. El movimiento de la torre se amortigua ligeramente de manera intrínseca y puede oscilar sustancialmente. La vida útil de la torre se reduce por la flexión mecánica asociada.

La patente estadounidense número 4.435.647, de Harner et al., divulga un sistema de generación de electricidad alimentado mediante turbina eólica montada en torre que presenta un control para modular el ángulo de los álabes del rotor para mantener una potencia o un par motor nominales en un viento turbulento. El control proporciona un componente de comandos de ángulo de álabe que ajusta el ángulo de los álabes de rotor de la turbina de modo que se proporcione una amortiguación aerodinámica de la frecuencia resonante primaria de la torre en respuesta a una señal de movimiento estimada. La señal de movimiento estimada indica el movimiento longitudinal anticipado de manera analítica de la torre paralelo al eje del rotor como una función filtrada de la señal de referencia del ángulo de los álabes.

La patente estadounidense número 4.420.692, Kos et al., divulga un acelerómetro dispuesto en la torre de soporte de un sistema de generación de energía eléctrica mediante turbina eólica cerca del rotor. El acelerómetro proporciona una señal de movimiento que indica la aceleración de la torre en la dirección del eje de rotación del rotor. La señal se hace pasar a través de un filtro paso banda. Una señal de referencia de ángulo de paso de álabe controlado por par motor/potencia se genera para un par motor/potencia constantes en respuesta a turbulencias del viento. La señal de acelerómetro filtrada por paso banda se añade a la señal de referencia de álabe y se utiliza para controlar el ángulo de paso de los álabes del rotor a través de un mecanismo de cambio de paso. Esto proporciona a la torre una amortiguación aerodinámica positiva adicional modulando del ángulo de álabe elegido para un par motor/potencia constantes en respuesta a turbulencias del viento.

Las patentes de Holley (US 5.155.375 y US 5.289.041) estiman la velocidad del viento pero no a partir de mediciones de la torre.

Las patentes de Kos et al. y de Harner et al. (US 4.420.692 y US 4.435.647) se refieren solamente a la amortiguación de la torre utilizando una aceleración medida a través de un filtro paso banda o de otro filtro sencillo. No han realizado ningún intento para estimar el flujo de viento a partir de mediciones de la torre.

Es deseable proporcionar un sistema de control de turbina que incluya un estimador de flujo de agua o de viento que estime y realice un seguimiento del flujo de viento o de agua utilizando el movimiento de la estructura de soporte de turbina, tal como una torre o un amarre submarino, a medida que se mueve en respuesta al flujo. Después, los resultados del estimador de flujo se utilizan en el sistema de control de turbina para ajustar de manera apropiada su punto de funcionamiento, para ajustar el controlador, para controlar la velocidad de rotación del rotor y para amortiguar las oscilaciones de la estructura de soporte.

La presente invención se refiere a un sistema de generación de energía en el que una turbina está montada en una estructura de soporte sostenida de manera estacionaria en el eje horizontal con referencia al flujo de viento o de agua. La turbina incluye un rotor conectado a un cubo de rotor. El rotor presenta una sección de álabe principal con un ángulo de paso ajustable. El álabe principal puede presentar un álabe de extensión con un dispositivo de ajuste conectado al álabe de extensión. Un motor mueve el álabe de extensión entre una posición retraída con respecto a la sección de álabe principal y una posición más extendida para exponer más o menos el rotor al viento.

Se proporciona un sistema de control de turbina que incluye un estimador de flujo de fluido que estima y realiza un seguimiento del flujo de viento o de agua utilizando el movimiento medido de la estructura de soporte junto con la velocidad de rotación de rotor y el ángulo de paso de álabe. El estimador de flujo de fluido se utiliza en el sistema de control de turbina para ajustar de manera apropiada su punto de funcionamiento, para ajustar el controlador (proporcional, integral, derivativo, PID, espacio de estados, etc.), y para amortiguar las oscilaciones de la estructura de soporte.

Según un aspecto de la invención, el estimador puede utilizarse sin un controlador simplemente como un supervisor de fluidos y/o de la...

1. Un aparato para su utilización con una turbina (100) de flujo de fluido montada en una estructura (102), presentando dicha estructura una posición que responde al flujo del fluido,

caracterizado porque

dicho aparato comprende medios de entrada para recibir información (206) de posición de la estructura; y

un estimador (208) utiliza dicha información de posición de la estructura para calcular un flujo de fluido estimado.

2. Un aparato según la reivindicación 1, caracterizado porque

el aparato comprende al menos un sensor (204) de posición de la estructura de soporte que proporciona dicha información (206) de posición de la estructura de soporte; y,

estando el estimador (208) conectado a dicho al menos un sensor (204) de posición de la estructura de soporte, calculando dicho estimador el flujo (220) de fluido estimado en un área de barrido de dicho rotor.

3. El aparato de control según la reivindicación 2, comprendiendo además el aparato:

4. El aparato según la reivindicación 3, en el que dicho control (224) de velocidad de rotor de turbina modifica un parámetro (232) de álabe, en el que dicho parámetro de álabe es uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe.

5. El aparato según una de las reivindicaciones 2 a 4, que comprende además:

6. El aparato según la reivindicación 5, en el que dicho parámetro de álabe detectado es uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe (214), y la velocidad del rotor se ajusta modificando uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe (232) en respuesta a la estimación del flujo de fluido.

7. El aparato según la reivindicación 5, en el que dicho parámetro de álabe detectado es uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe, y el movimiento de la estructura de soporte se amortigua modificando uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe en respuesta a la estimación del flujo de fluido.

8. Un procedimiento para estimar flujo de fluido en un área de barrido de un rotor, estando montado el rotor en una estructura (202) de soporte y estando acoplado con una turbina, presentando la estructura una posición determinada por el flujo (200) de fluido,

estando caracterizado el procedimiento porque comprende las etapas de:

A. detectar una posición espacial en la estructura (204) de soporte; y,

B. calcular (208) un flujo de fluido estimado utilizando la posición (206) espacial detectada.

9. El procedimiento según la reivindicación 8, que comprende además la etapa de:

C. controlar (228; 232) dicha turbina utilizando dicho flujo de fluido estimado.

10. El procedimiento según la reivindicación 9, en el que la etapa C incluye controlar (228; 232) la velocidad del rotor de turbina.

11. El procedimiento según la reivindicación 10, en el que la velocidad del rotor de turbina se controla modificando un parámetro (232) de álabe.

12. El procedimiento según la reivindicación 10, en el que se detecta (212, 214) un parámetro de álabe y el parámetro de álabe detectado es uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe y,

la velocidad del rotor de turbina se controla (232) modificando uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe.

13. El procedimiento según la reivindicación 10, incluyendo además la etapa A las etapas de detectar (216) la velocidad del rotor y un parámetro (212) de álabe y

utilizar uno o más de entre la velocidad del rotor, el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe en dicha etapa (208) de cálculo.

14. El procedimiento según la reivindicación 13, en el que en la etapa C se ajustan (234) uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe de modo que se ajuste la velocidad del rotor.

15. El procedimiento según la reivindicación 13, en el que en la etapa C se ajustan (234) uno o más de entre el ángulo de paso de álabe y la longitud de álabe de modo que se amortigüe el movimiento de la estructura de soporte.

16. El procedimiento según la reivindicación 10, en el que la estructura de soporte es una torre (202) de soporte, comprendiendo dicho procedimiento las etapas adicionales de:

17. El procedimiento según la reivindicación 16, en el que dicha turbina incluye un generador que gira mediante dicho rotor, presentando el rotor álabes sensibles al flujo de fluido, regulándose la turbina por el ángulo de paso de álabe, y en el que

dicha etapa A incluye detectar el ángulo de paso de álabe;

dicha etapa D incluye calcular un ángulo de paso de álabe deseado, una velocidad de rotor deseada y un par motor de generador deseado utilizando dicha velocidad de rotor detectada, el ángulo de paso de álabe detectado, el movimiento de torre estimado y la velocidad de flujo de fluido estimada; y,

en dicha etapa E, la salida de control deseada incluye dicho ángulo de paso de álabe deseado como un comando para un accionador de paso de álabe de rotor, y el par motor de generador deseado como un comando para un accionador de par motor de generador.

18. El procedimiento según la reivindicación 16, en el que dicha turbina incluye un generador que gira mediante dicho rotor, presentando el rotor álabes sensibles al flujo de fluido, regulándose la turbina por la longitud de paso de álabe, y en el que

dicha etapa A incluye detectar la longitud de álabe;

dicha etapa D incluye calcular una longitud de álabe deseada, una velocidad de rotor deseada y un par motor de generador deseado utilizando dicha velocidad de rotor detectada, la longitud de álabe detectada, el movimiento de torre estimado y la velocidad de flujo de fluido estimada; y,

en dicha etapa E, la salida de control deseada incluye dicha longitud de álabe deseada como un comando para un accionador de longitud de álabe de rotor, y el par motor de generador deseado como un comando para un accionador de par motor de generador.