Método para la amortiguación de las oscilaciones de la torre en instalaciones eólicas.

Un método para el control de una instalación flotante de turbina eólica,

en el que la instalación de turbina eólica comprende una estructura flotante, una torre dispuesta sobre la estructura flotante, un generador montado sobre la torre que puede girar con respecto a la dirección del viento y equipado con una turbina eólica, y un mecanismo de línea de anclaje conectado a anclajes o cimientos sobre el lecho marino, en el que el generador está controlado en el rango de potencia o RPM constantes mediante el control del ángulo del aspa de las aspas de la turbina por medio de un controlador del ángulo de las aspas;

caracterizado por que el método comprende las siguientes etapas:

el uso de un modelo numérico con la velocidad estimada del viento que llega como entrada, para estimar la velocidad del rotor; y la introducción de la velocidad estimada de rotor en el controlador del ángulo de las aspas, el controlador del ángulo de las aspas que controla el ángulo de las aspas en base a la velocidad del rotor estimada introducida;

mediante el cual los movimientos de la torre no son visibles para el controlador del ángulo de las aspas de manera que no se introduce amortiguación negativa en la instalación.

Método para la amortiguación de las oscilaciones de la torre en instalaciones eólicas

La presente invención se refiere a un método para controlar una instalación flotante de una turbina eólica para la amortiguación de las oscilaciones de la torre, la instalación flotante de la turbina eólica que comprende una estructura flotante, una torre dispuesta sobre la estructura flotante, un generador montado sobre la torre que puede girar con respecto a la dirección del viento y equipado con una turbina eólica, y un mecanismo de línea de anclaje conectado a anclajes o cimientos del lecho marino. El generador está controlado en el rango de potencia o RPM constantes de la turbina eólica, en función de la velocidad del viento, mediante el control del ángulo del aspa de las aspas de la turbina, por medio de un controlador del ángulo de las aspas. Por ejemplo, en el documento GB-A- 2.117.934 se desvela un método para la amortiguación de una torre de turbina eólica.

El desarrollo de turbinas eólicas flotantes ancladas que se puedan usar a grandes profundidades mejorará enormemente el acceso a zonas para la expansión de la energía eólica en el mar. La tecnología actual para turbinas eólicas localizadas en el mar está limitada considerablemente a torres instaladas de forma permanente a bajas profundidades, por debajo de 3 m aproximadamente.

Las instalaciones permanentes a profundidades por encima de 3 m en general ocasionan problemas técnicos y costes elevados. Esto significa que, hasta ahora, profundidades marinas superiores a 3 m aproximadamente se han considerado técnica y comercialmente poco viables para la instalación de turbinas eólicas.

Con soluciones flotantes a mayores profundidades marinas, se pueden evitar el problema de los cimientos y los costes asociados a instalaciones complicadas que requieren mucha mano de obra.

Una turbina eólica montada sobre unos cimientos flotantes se moverá en función de las fuerzas del viento y de las olas. Un buen diseño de los cimientos para turbinas eólicas garantizará que los periodos propios del sistema para los movimientos de la estructura flotante rígida (marejada, balanceo, oleaje, rolado, inclinación y guiñada) se encuentren fuera del rango del periodo de las olas del mar, que es de 5-2 segundos aproximadamente.

Aún habrá fuerzas que actúen en relación con los periodos propios del sistema (mar de fondo, fuerza del oleaje no lineal, fluctuaciones en la velocidad del viento, fuerzas de las corrientes, etc.). Para que dichas fuerzas no produzcan movimientos inaceptables, no deben ser demasiado grandes, y el sistema debe presentar amortiguación para los periodos pertinentes.

La presente invención representa una solución, más en concreto un método, para la amortiguación eficaz de las oscilaciones de una torre para instalaciones flotantes de turbinas eólicas. La presente invención se caracteriza por las características especificadas en la reivindicación adjunta independiente 1.

Las reivindicaciones dependientes indican soluciones ventajosas en relación con la presente invención.

La presente invención se describirá a continuación con mayor detalle usando ejemplos y en referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

la Figura 1

la Figura 2 la Figura 3

la Figura 4

la Figura 5 la Figura 6 la Figura 7

la Figura 8

muestra un diagrama con diversos rangos de RPM para una turbina eólica con control de las RPM y de la inclinación del rotor,

muestra una sección de un controlador convencional del ángulo de las aspas,

muestra un esquema general de un sistema con un controlador del ángulo de las aspas, una turbina eólica y un estimador de una turbina eólica,

muestra diagramas basados en ensayos de simulación, con el estimador y un control convencional, relacionados con el desplazamiento horizontal en la parte superior de la torre con una velocidad promedio del viento de 17 m/s y olas irregulares con una altura importante del oleaje de 3,5 m y un periodo de 9,8 s,

muestra diagramas basados en ensayos de simulación, con el estimador y un control convencional, relacionados con el empuje sobre el rotor con una velocidad promedio del viento de 17 m/s y olas irregulares con una altura importante del oleaje de 3,5 m y un periodo de 9,8 s,

muestra diagramas basados en ensayos de simulación, con el estimador y un control convencional, relacionados con el ángulo de las aspas con una velocidad promedio del viento de 17 m/s y olas irregulares con una altura importante del oleaje de 3,5 m y un periodo de 9,8 s,

muestra diagramas basados en ensayos de simulación, con el estimador, el estabilizador y un control convencional, relacionados con la potencia activa suministrada a la red con una velocidad promedio del viento de 17 m/s y olas irregulares con una altura importante del oleaje de 3,5 m y un periodo de 9,8 s,

muestra un diagrama de la relación entre el coeficiente de empuje del rotor y la velocidad relativa del viento entre el viento y la turbina.

Cuando el viento actúa sobre la instalación de la turbina eólica, las fuerzas del viento contribuirán a los movimientos en los cimientos. No obstante, las fuerzas en la turbina eólica dependen de cómo esté controlada la turbina, es decir, de cómo varían las RPM y la inclinación de las aspas de la turbina con la velocidad del viento. Los algoritmos de control variarán con la velocidad del viento. En la Figura 1 se muestra la filosofía de control típica para turbinas eólicas de tierra. Con referencia a esta Figura se puede observar que:

En el rango de inicio, sobre la turbina eólica actúan fuerzas pequeñas. Las fuerzas del viento tendrán poco efecto sobre los movimientos. Si los movimientos se ven afectados por las fuerzas del viento, es posible controlar la turbina de forma aproximada como en el rango de RPM variables.

En el rango de RPM variables, hay un ángulo de inclinación aproximadamente constante para las aspas de la turbina. El objetivo es controlar las RPM de la turbina de manera que se pueda producir la máxima potencia en cualquier momento, dada la velocidad relativa instantánea del viento contra la turbina. La velocidad relativa del viento consiste en la velocidad promedio del viento, la variación en la velocidad del viento y el movimiento (velocidad) de la torre. Esto significa que cuando haya un incremento en el viento, habrá un incremento en la potencia y un incremento en el empuje en la turbina. A su vez, si el sistema (la turbina eólica, que incluye los cimientos) se mueve contra el viento con un movimiento combinado de inclinación y marejada, esto supone un incremento en la velocidad del viento para la turbina, y se incrementa el empuje. Esto es equivalente a una fuerza de amortiguación (una fuerza que actúa contra la velocidad). En este rango de velocidad del viento, las fuerzas del viento sobre la turbina por tanto contribuirán a la amortiguación positiva del sistema. Esto contribuirá a menores movimientos con respecto a los periodos propios del sistema.

En un rango de momento constante, se alcanza la potencia nominal de la turbina. A continuación es habitual mantener unas RPM aproximadamente constantes y controlar el momento, y así la potencia controlando el ángulo de inclinación de las aspas de la turbina. El objetivo es mantener una potencia aproximadamente constante. Si se incrementa la velocidad del viento, el ángulo de inclinación se incrementa para reducir el momento. Esto también produce un menor empuje a pesar del incremento de la velocidad del viento. A diferencia de lo que sucede en el rango de RPM variables, el resultado es un efecto de amortiguación negativa. Un sistema de control convencional tratará de ajustar todas las variaciones de potencia que se deban a cambios en la velocidad relativa del viento contra la turbina. Esto se realiza modificando el ángulo de inclinación de las aspas de manera que el momento sobre la turbina se mantenga constante a pesar de la variación en la velocidad relativa. Esto producirá que la turbina eólica contribuya a la amortiguación negativa del sistema, que de esta forma incrementa el movimiento de la torre. Esto puede producir movimientos inaceptablemente grandes.

Con la presente invención, se ha comprobado que se deben modificar los algoritmos de control para prevenir la relación negativa entre el control de las turbinas de viento y los movimientos del sistema. Es deseable mantener unas RPM aproximadamente constantes y el momento en el rango de "momento constante", pero, usando un estimador de turbina eólica, que se describirá con mayor detalle a continuación, se sigue impidiendo que la turbina proporcione una amortiguación negativa.

La Figura 2 muestra una sección de... [Seguir leyendo]

1. Un método para el control de una instalación flotante de turbina eólica, en el que la Instalación de turbina eóllca comprende una estructura flotante, una torre dispuesta sobre la estructura flotante, un generador montado sobre la torre que puede girar con respecto a la dirección del viento y equipado con una turbina eóllca, y un mecanismo de línea de anclaje conectado a anclajes o cimientos sobre el lecho marino, en el que el generador está controlado en el rango de potencia o RPM constantes mediante el control del ángulo del aspa de las aspas de la turbina por medio de un controlador del ángulo de las aspas;

caracterizado por que el método comprende las siguientes etapas:

el uso de un modelo numérico con la velocidad estimada del viento que llega como entrada, para estimar la velocidad del rotor; y la introducción de la velocidad estimada de rotor en el controlador del ángulo de las aspas, el controlador del ángulo de las aspas que controla el ángulo de las aspas en base a la velocidad del rotor estimada introducida;

mediante el cual los movimientos de la torre no son visibles para el controlador del ángulo de las aspas de manera que no se Introduce amortiguación negativa en la instalación.

2. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el ángulo real medido de las aspas también se Introduce en el modelo numérico.

3. Un método de acuerdo con las reivindicaciones 1 o 2, en el que la velocidad estimada del viento que llega se estima combinando las mediciones del empuje sobre un rotor, el momento sobre un eje y la aceleración de una barquilla, de la instalación de la turbina eólica.

4. Un método de acuerdo con las reivindicaciones 1, 2 o 3, en el que el modelo numérico funciona en tiempo real.

5. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el modelo numérico se basa en las siguientes ecuaciones:

_ *iurb , 1 tttrb * "* *

Ü>,

á.- da (»,

en las que Pturb es la potencia transferida del viento hacia turbina, ut es la velocidad resultante del viento sobre la turbina, p es la densidad del aire, Cp(A,(3) es el coeficiente de eficiencia de la turbina, A es la relación de velocidad periférica de la turbina, (3 es el ángulo de las aspas del rotor, r es el radio de la turbina eóllca, que es la longitud de las aspas del rotor, Wf son las RPM de la turbina, u>f son las RPM del generador, es el momento de inercia de la turbina, Jg es el momento de inercia del generador, Tturb es el momento de la turbina, Tel es el contra-momento eléctrico del generador, dm es la amortiguación del eje, k es la rigidez del eje, ojn es la frecuencia eléctrica nominal y Qtwist es el ángulo de giro del eje.