ES2341469T3 - Estimacion y seguimiento de flujos de viento utilizando la dinamica de torre. - Google Patents
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Abstract
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.
Description
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 estructura de soporte.
Según un aspecto adicional de la invención, la
velocidad del rotor se controla para seguir el flujo de fluido.
Según un aspecto adicional de la invención, la
velocidad del rotor se mantiene constante a pesar de cambios en el
flujo de fluido.
La invención divulgará en detalle con referencia
los dibujos, en los que:
la figura 1 ilustra un dispositivo eólico de
generación de energía en el que está realizada la invención;
la figura 2 es un diagrama de bloques de un
sistema de control de turbina en el que está realizada la
invención;
la figura 3 es un diagrama de flujo de un
procedimiento mediante el cual se lleva a la práctica la
invención;
la figura 4 comprende nueve gráficos en los que
se representan gráficamente parámetros simulados;
la figura 5 comprende cuatro gráficos en los que
se representan gráficamente parámetros detectados reales frente a
valores estimados; y
la figura 6 es un gráfico en el que se
representan gráficamente la velocidad real del viento y la velocidad
estimada del viento.
\vskip1.000000\baselineskip
En estas figuras, números de referencia
similares se refieren a elementos similares en los dibujos. Debe
entenderse que los tamaños de los diferentes componentes de las
figuras pueden no estar a escala, o en una proporción exacta, y que
se muestran para una mayor claridad visual y con fines
explicativos.
En este documento, la invención se describe con
referencia a una turbina montada en una torre y accionada por un
flujo de viento. Los principios de la invención también se aplican a
dispositivos que están amarrados y que se accionan y/o que se
sostienen mediante el aire o el agua, en los que la estructura de
soporte es un cable, varilla o similar. Un ejemplo de dispositivos
de este tipo se describen en la patente estadounidense número
6.091.161, de Dehlsen et al., concedida el 18 de julio de
2000.
La figura 1 ilustra un dispositivo eólico de
generación de energía. El dispositivo eólico de generación de
energía incluye un generador eléctrico alojado en una turbina 100
que está montada encima de una estructura 102 de torre alta fijada
104 al suelo. La turbina 100 se mantiene en el plano horizontal y en
la trayectoria de la corriente de viento predominante mediante un
mecanismo de control de orientación. La turbina presenta un rotor
con álabes 106, 108, 110 de paso variable que rotan en respuesta al
viento. Cada álabe presenta una sección de base de álabe acoplada a
un árbol de rotor que acciona a la turbina 100 y puede presentar una
funcionalidad de control de ángulo de paso de álabe y/o una sección
114 de extensión de álabe que tiene una longitud variable para
proporcionar un rotor de diámetro variable. El diámetro del rotor
puede controlarse extendiendo o retrayendo las extensiones de álabe
para extender completamente el rotor a una baja velocidad de flujo y
para retraer el rotor cuando aumente la velocidad de flujo de
manera que las cargas suministradas por o ejercidas sobre el rotor
no superen límites establecidos. El paso de todo un álabe puede
modificarse cuando solamente esté extendida una parte del
álabe.
El dispositivo de generación de energía se
sostiene mediante la estructura de torre en la trayectoria de la
corriente de viento de manera que la turbina 100 se mantiene en su
sitio de manera horizontal y alineada con la corriente de viento.
El generador eléctrico de la turbina 100 se acciona por el rotor
para generar electricidad y está conectado a cables de suministro
de energía que están interconectados a otras unidades y/o a una red
eléctrica.
Los rotores convencionales utilizan álabes de
longitud fija unidos a un cubo de rotación. Estos álabes pueden
tener un paso variable (pueden rotar de manera selectiva alrededor
de sus ejes longitudinales) con el fin de alterar el ángulo de
ataque con respecto al flujo de viento entrante, principalmente para
dispersar la energía a altas velocidades de flujo. Como
alternativa, estos álabes pueden tener un paso fijo o pueden
regularse por pérdida de sustentación, donde cada sustentación de
álabe y, por lo tanto, cada captura de energía descienden
dramáticamente cuando la velocidad del viento supera algún valor
nominal. Los álabes de rotor con diámetros fijos tanto de paso
variable como regulados por pérdida de sustentación son ampliamente
conocidos en la técnica.
La presente invención proporciona un
procedimiento y un controlador para hacer funcionar una turbina
eólica con el fin de obtener una mayor eficacia en la conversión de
energía eólica a energía eléctrica. El controlador controla la
turbina eólica para compensar flujos de viento variables conociendo
el flujo de viento y el movimiento de la torre, y también contiene
un amortiguador de movimiento de torre que amortigua el movimiento
de la torre.
La potencia del viento suministra un par motor a
un árbol de turbina y el par motor es una función de la velocidad
del viento, de la velocidad del rotor y de la longitud y el ángulo
de paso de álabe. Puesto que la velocidad del viento es variable,
el par motor es variable. El árbol de rotación hace girar un tren de
transmisión conectado al generador. El tren de transmisión presenta
engranajes que incrementan la velocidad de rotación para hacer
girar un generador. El generador incluye un convertidor de energía
que convierte la energía eléctrica generada en energía eléctrica
compatible con una red eléctrica.
La figura 2 es un diagrama de bloques que
ilustra el sistema de control de una turbina eólica regulada por
ángulo de paso. La presente invención también puede aplicarse a
estructuras eólicas que no se regulen mediante el ángulo de paso
(por ejemplo, reguladas por pérdida de sustentación), en cuyo caso
el ángulo de paso se toma como una constante en los cálculos del
sistema de control. La presente invención también puede aplicarse a
turbinas eólicas que utilicen álabes de rotor extensibles tales como
las descritas en la patente estadounidense número 6.726.439.
Una corriente 200 de viento o una corriente de
agua ejerce una fuerza en la torre 202 y en el álabe 236 de rotor.
Un sensor 204 de posición de torre situado en la torre 202
proporciona una salida 206 a un estimador 208 de flujo de viento.
Otros parámetros 210 de torre también se introducen en el estimador
208 de viento.
Un sensor 212 de parámetro de álabe (por
ejemplo, la longitud de álabe y/o el ángulo de paso de álabe)
detecta el ángulo de paso de los álabes de rotor y/o la longitud de
álabe para turbinas eólicas que utilizan álabes de rotor
extensibles. La salida 214 de longitud/ángulo de paso se suministra
al estimador 208 de flujo de viento mediante el sensor 212 de
longitud/ángulo de paso de álabe. Un sensor 216 de velocidad de
rotor detecta la velocidad del rotor y su salida 218 se suministra
al estimador 208 de flujo de viento.
El estimador 208 de flujo de viento proporciona
un flujo 220 de viento estimado y una posición 221 y una velocidad
222 de torre a un amortiguador 224 de movimiento de torre y control
de turbina. Otros parámetros 226 de turbina también se introducen
en el amortiguador 224 de movimiento de torre y control de turbina.
Utilizando la entrada 220 de flujo de viento estimada, la entrada
221 de posición y la entrada 222 de velocidad de torre, la medición
214 de longitud/paso de álabe y la medición 218 de velocidad de
rotor, el control 224 de turbina suministra un comando 228 de par
motor de generador deseado a la parte de convertidor eléctrico del
generador 230 y un comando (o comandos) 232 de longitud/paso de
álabe deseados al accionador 234 de longitud/paso de álabe de
rotor. El accionador 234 de longitud/paso de álabe de rotor controla
la longitud/ángulo de paso de álabe de los álabes 236 de
rotor.
rotor.
Si está implementado el control de longitud de
álabe, el comando 232 de longitud de álabe deseada se envía al
accionador 234 de longitud de álabe de rotor. El accionador 234 de
longitud de álabe de rotor controla la longitud de los álabes 236
de rotor.
\newpage
Si están implementados tanto el control de
longitud de álabe como el control de paso de álabe, se envían ambos
comandos 232 de longitud de álabe y de paso de álabe deseados a sus
respectivos accionadores 234. Después, el accionador 234 de
longitud de álabe de rotor controla tanto la longitud como el paso
de los álabes 236 de rotor.
El generador 230 eléctrico está conectado al
convertidor 238 eléctrico, el cual controla en tiempo real el
voltaje de la línea o factor de potencia. La salida 240 de potencia
del generador 230 está cableada a la red eléctrica. El comando 228
de par motor se utiliza para alterar la generación de energía y
también afecta a la velocidad de rotación del rotor.
\vskip1.000000\baselineskip
A continuación se hace referencia a la figura 3,
la cual es un diagrama de flujo de un procedimiento mediante el
cual se lleva a la práctica la invención. El flujo comienza en el
bloque 300. En primer lugar, en el bloque 302, se estiman el flujo
de viento inicial y la posición y velocidad de la torre. En el
bloque 304 se detectan la velocidad de rotación del rotor, el
ángulo de paso de álabe y la posición de la torre, denominados
colectivamente como "parámetros detectados".
En el bloque 306 se estiman el flujo de viento y
la posición y velocidad de la torre mediante el estimador de flujo
de viento utilizando los parámetros detectados y estimaciones
anteriores del flujo de viento y del movimiento de la torre,
calculadas en el bloque 302, o lo anterior pasa a través del bloque
306.
En el bloque 308 se calcula la velocidad de
rotación de rotor deseada utilizando el flujo de viento estimado
del bloque 306.
En el bloque 310 se calculan el ángulo de paso
de álabe y el par motor de generador deseados utilizando la
velocidad de rotación de rotor detectada, el ángulo de paso de álabe
detectado, la velocidad de torre estimada, la posición de torre
estimada, el flujo de viento estimado y la velocidad de rotación de
rotor deseada para obtener una velocidad de rotación de rotor
deseada y para amortiguar el movimiento de la torre.
Aunque no se indica en el bloque 310, los
expertos en la técnica entenderán que la longitud de álabe y/o el
ángulo de paso de álabe pueden variar. Si es así, entonces se
calcula la longitud de álabe deseada utilizando la velocidad de
rotación de rotor detectada, la longitud de álabe detectada, la
velocidad de torre estimada, el flujo de viento estimado, el par
motor de generador deseado y la velocidad de rotación de rotor
deseada para obtener una velocidad de rotación de rotor deseada y
para amortiguar la velocidad de la torre.
Finalmente, en el bloque 312, el comando de
ángulo de paso de álabe deseado se envía al accionador de paso de
álabe de rotor y el comando de generador deseado (tal como el par
motor) se envía al convertidor eléctrico. El flujo vuelve al bloque
304 y el ciclo se repite de manera continua.
Aunque no es indica en el bloque 312, los
expertos en la técnica entenderán que la longitud de álabe y/o el
ángulo de paso de álabe pueden variar. Si este es el caso, entonces
en el bloque 312 el comando de longitud de álabe deseada se envía
al accionador de longitud de álabe de rotor y el comando de
generador deseado se envía al generador. El flujo vuelve al bloque
304 y el ciclo se repite de manera continua.
Como alternativa, la velocidad de rotación del
generador se detecta y, después de tener en cuenta los engranajes
intermedios, se utiliza como una medida de la velocidad de rotación
del rotor.
\vskip1.000000\baselineskip
Un modelo matemático simplificado de una turbina
viene dado por:
la aceleración de la torre:
la velocidad de la
torre:
la posición de la
torre:
la velocidad de rotación del
rotor:
la velocidad de rotación del
generador:
la desviación angular del árbol del
rotor-generador:
donde
- \rho
- es la densidad de aire conocida
- A
- es el área conocida del disco de rotor
- m_{torre}
- es la masa efectiva conocida de la torre
- \theta_{viento}
- es la dirección del viento
- V_{viento}
- es la velocidad del viento en la dirección \thetaviento
- \Psi_{turbina}
- es la dirección conocida de la turbina
- R
- es el radio de rotor conocido
- \omega_{torre}
- es la frecuencia fundamental conocida del movimiento de la torre
- \xi_{torre}
- es la relación de amortiguación conocida del movimiento de la torre
- C_{T}[,]
- es la aerodinámica conocida del empuje de viento en la torre
- I_{r}
- es el momento de inercia de rotor conocido
- I_{g}
- es el momento de inercia de generador conocido
- \omega_{transm}
- es la frecuencia fundamental conocida del movimiento del tren de transmisión
- \xi_{transm}
- es la relación de amortiguación conocida del movimiento del tren de transmisión
- C_{Q}[,]
- es la aerodinámica conocida del par motor aplicado por el viento sobre el rotor
- Q_{g}
- es el par motor de generador que va a seleccionarse
- \delta
- el ángulo de paso de todos los álabes que va a seleccionarse
\newpage
Se observa que la tríada V_{viento},
\Psi_{turbina} y \theta_{viento} siempre aparece como la
combinación
\vskip1.000000\baselineskip
y, como resultado, V_{viento} y
\theta_{viento} no pueden estimarse de manera individual a
partir de la dinámica de turbina. Sin embargo, s_{viento} puede
estimarse. V_{viento} puede determinarse solamente si una
medición de \theta_{viento} y de \Psi_{turbina} está
disponible
como
\vskip1.000000\baselineskip
La velocidad del viento es, por término medio,
una cantidad que varía lentamente afectada por ráfagas y fuerzas
medioambientales. Un enfoque sencillo a la modelización de la
velocidad del viento es simplemente considerar su tasa de cambio
como una variable estocástica invariable en el tiempo:
\vskip1.000000\baselineskip
en la que
\Delta_{TasaVelocidadViento} es una secuencia de ruido blanco
gaussiano de promedio cero que representa el efecto de las ráfagas
de viento y del entorno. Este modelo describe la velocidad del
viento como casi constante pero afectada por ráfagas y por el
entorno. Un estimador basado en este modelo estimará directamente
le velocidad del viento
s_{viento}(t).
Otro modelo más complejo es uno que reconozca
que, nominalmente, la velocidad del viento no es constante y que
cualquier cambio en la misma se correlaciona en el tiempo (si
empieza a cambiar, probablemente continuará cambiando en la misma
dirección):
\vskip1.000000\baselineskip
en la que
\Delta_{AceleraciónVelocidadViento} es una secuencia de ruido
blanco gaussiano de promedio cero que representa el efecto de las
ráfagas de viento y el entorno. Este modelo describe la tasa de
cambio de la velocidad del viento (aceleración del viento) como
casi constante pero afectada por las ráfagas y por el entorno. Un
estimador basado en este modelo estimará la tasa de cambio de la
velocidad del viento 100 y la velocidad del viento
s_{viento}(t).
Se consideran otros modelos de flujo de viento
incluyendo los que modelan el flujo de viento como presentando una
dinámica de primer o de segundo orden, los que se accionan mediante
ruido coloreado, etc. En este caso, el término flujo de viento se
utiliza para describir cualquiera de y todos los parámetros y
variables de modelo de viento incluyendo la velocidad del viento y
derivadas de orden superior, frecuencias naturales y coeficientes
de amortiguamiento.
\newpage
Utilizando el modelo más sencillo de flujo de
viento, la dinámica de la torre y del flujo de viento se describen
mediante las ecuaciones diferenciales estocásticas siguientes:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
en la que la función forzada de la
aceleración de la torre
es
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
x=[v p
s]^{T} son los estados, y la velocidad de rotación de
rotor en el término C_{T}() se sustituye por la velocidad de
rotación de generador similar y medida de manera más general después
de tener en cuenta cualquier engranaje entre los dos. Esta
aproximación ignora la desviación angular del árbol del
rotor.
Inicialmente, la medición de la aceleración de
la torre se incluye tal y como se mide normalmente en turbinas para
supervisar la vibración:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Linealizando estas ecuaciones en torno a un
punto de funcionamiento quiescente \hat{x} =
[\hat{v}\hat{p}\hat{s}]^{T}, el modelo lineal de la
perturbación de estado a partir de \hat{x} es
\vskip1.000000\baselineskip
\newpage
en la que a_{w} es la derivada
parcial de a_{torre}() con respecto a w calculada en el punto de
funcionamiento. La matriz de observabilidad de este sistema
es
en la que la segunda y la tercera
columna están relacionadas de manera lineal (III = a_{s}
II/a_{p}), lo que indica que la matriz todavía no tiene el rango
suficiente (3, el número de estados). El vector de estados no puede
estimarse solamente a partir de las mediciones de aceleración de la
torre.
Se añade una medición de la velocidad de la
torre
en la que la segunda y la tercera
columna están relacionadas de manera lineal y la matriz de
observabilidad no tiene el rango suficiente. El vector de estados
no puede estimarse solamente a partir de mediciones de la
aceleración y de la velocidad de la
torre.
Si solo se mide la posición,
La matriz de observabilidad tiene un rango
suficiente. El vector de estados puede observarse ahora y puede
estimarse solamente a partir de las mediciones de posición de la
torre.
La estimación del flujo de viento utilizando el
movimiento de la torre requiere mediciones de la posición de la
torre. La aceleración o la velocidad de la torre se añaden para
mejorar la precisión, la sensibilidad de respuesta y la robustez de
la estimación en un entorno ruidoso.
La posición de la estructura de soporte se mide
con una precisión de centímetros utilizando receptores diferenciales
de posicionamiento global comerciales con una capacidad de
cinemática en tiempo real tales como los fabricados por Topcon y
otros fabricantes. Estos dispositivos utilizan un único receptor
fijo y calibrado cerca de una multitud de turbinas y un receptor en
cada estructura de soporte. La posición de la estructura de soporte
se determina de manera diferencial con respecto al emplazamiento
calibrado.
Un sensor de posición menos caro es un sensor de
inclinación montado en la parte superior de una estructura de
soporte, que es una torre, y cuya señal es una medida de la posición
de la torre a medida que la torre se inclina hacia delante y hacia
atrás. Normalmente, estos dispositivos tienen una repetibilidad de
0,01 grados. Si la torre fuera una estructura rígida con un peso H,
la posición horizontal sería
para ángulos de inclinación
pequeños. En realidad, la torre no es rígida y la relación entre la
posición y el ángulo de inclinación también deben tenerse en cuenta
en su dinámica de
flexión.
Todos los sensores de inclinación funcionan
buscando la dirección de la gravedad y esto se ve alterado por la
aceleración de la torre de la siguiente manera:
en la que g es la aceleración de la
gravedad. Hay dos maneras de tratar esta alteración. El modo más
sencillo es esperar hasta que la aceleración medida sea cero y el
ángulo de inclinación notificado y el real coincidan. Puesto que
raramente la aceleración es cero cuando se muestrea, una
implementación puede utilizar un detector de aceleración de cruce
por cero para señalizar la adquisición del ángulo de inclinación.
Este modo genera determinaciones de posición
ocasionales.
La segunda manera de tratar la alteración de la
aceleración es sustraer el término de desfase de aceleración medido
\frac{a_{torre}}{g}. Esta manera hace que puedan utilizarse todas
las determinaciones de posición.
Otros sensores de posición incluyen telémetros
láser y otros telémetros ópticos.
La velocidad de la estructura de soporte se mide
utilizando un radar, un láser, un sonar Doppler comerciales o
sistemas de RF con un blanco fijo.
La aceleración de la estructura de soporte se
mide utilizando cualquier número de acelerómetros comerciales tales
como el PCH1026 de PCH Engineering que presenta un umbral mínimo de
ruido RMS de 0,015 m/s/s.
Para estructuras de soporte que son dispositivos
amarrados tales como para turbinas submarinas y más ligeras que el
aire sujetadas por cables, la posición puede determinarse o
sustituirse midiendo parámetros de cable tales como la tensión.
El estimador es un estimador de estados basado
en el modelo matemático. Es un estimador de mínimos cuadrados, de
colocación de polos, Kalman, H_{\infty}, o de otro tipo que esté
linealizado o no en torno a un punto de funcionamiento. En este
caso se ilustra un enfoque de filtro de Kalman sin linealización de
punto de funcionamiento.
Un filtro de Kalman es un algoritmo
computacional que procesa una secuencia de tiempo de mediciones para
deducir una estimación óptima del estado pasado, presente o futuro
de un sistema. Este filtro utiliza un modelo que caracteriza el
cambio de estado, las mediciones en lo que respecta al estado, y las
incertidumbres estadísticas del modelo y de las mediciones. Dada la
naturaleza estocástica discreta del modelo del viento, el filtro de
Kalman discreto es un enfoque lógico para resolverlo.
El modelo diferencial anterior se modifica de la
siguiente manera
\vskip1.000000\baselineskip
en la que ()* implica una medición,
y la aceleración de la torre comúnmente medida,
a^{\text{*}}_{torre}, se utiliza para activar el estado de la
velocidad de la torre. Esto facilita un modelo de estados lineal
invariable en el tiempo y cómodo a nivel matemático y de
implementación. Puesto que los datos y la implementación del código
informático de un estimador tienen una naturaleza discreta con un
periodo T, se necesita un modelo de variables de estado discretas
del
sistema:
\vskip1.000000\baselineskip
En este caso el ruido de medición de la
aceleración, \Delta_{a}, está incluido,
E[\Deltax\Deltax ^{T}] es el valor
esperado de \Deltax\Deltax ^{T} (la
covarianza del término de ruido estático estocástico
\Deltax ) suponiendo una variable estocástica de
tiempo discreta, \sigma^{2}_{a} es la varianza del ruido de
medición de la aceleración \sigma^{2}_{TasaVelocidadViento} y
es la varianza del ruido de estado de la aceleración del viento. El
ruido de aceleración viene dado por las especificaciones de
precisión de sensor de aceleración, y la varianza del ruido de
aceleración del viento se selecciona para ajustar la respuesta del
filtro.
Una investigación de la observabilidad de este
modelo indica que el estimador necesita tanto la aceleración como
la posición. Dada la simplicidad en la adquisición de las mediciones
de aceleración de alta velocidad y la posibilidad de mediciones de
posición intermitentes (por ejemplo, cruce por cero en un sensor de
inclinación), se utilizan dos modelos de medición no lineales: uno
cuando solo está disponible la aceleración y otro cuando se
obtienen tanto la aceleración como la posición. Los posibles datos
de posición intermitentes se utilizan para una corrección de estado
completo mientras que los datos de aceleración regularmente
disponibles se introducen homogéneamente (se interpolan) entre las
actualizaciones de posición. Si solo está disponible la aceleración,
la medición escalar es
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Si la posición también está disponible, el
vector de medición es
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
El filtro comienza presentando un valor filtrado
anterior del vector de estados x y conociendo su covarianza
(incertidumbre estadística en su valor) y estima cuál será el estado
y la medición en el siguiente instante de datos:
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
junto con sus
covarianzas
\vskip1.000000\baselineskip
\newpage
Si solo existe la medición de la aceleración,
entonces
en la que \Deltas es una
perturbación utilizada para estimar el término derivado parcial. Si
existen tanto la medición de la aceleración como la de la posición,
entonces
en la que \sigma^{2}_{p} es la
varianza de medición de posición proporcionada por la especificación
de precisión del sensor de posición. Habiendo estimado un salto
temporal hacia delante, las mediciones en ese instante se recogen y
se utilizan para filtrar (corregir) el estado de la siguiente
manera
Esto sigue sucediendo a medida que llegue cada
dato. Dado el pequeño número de variables de estado (3), estos
cálculos matriciales son triviales. Para que empiece el algoritmo
debe proporcionarse una estimación inicial del estado y de su
covarianza: x(0) y P_{xfiltrado}(0).
Obsérvese que la predicción de medición utiliza
a^{\text{*}}_{torre} mientras que la corrección de estado utiliza
a^{\text{*}}_{torre}(t_{i+1}), y la siguiente predicción
también utilizará a^{\text{*}}_{torre}(t_{i+1}).
Teóricamente, esta mezcla de mediciones en la propagación de estados
y en las etapas de corrección de estados es contraria a las
suposiciones derivativas del algoritmo de Kalman convencional, pero
prácticamente no tiene ningún efecto.
Como alternativa, las ecuaciones de medición no
lineales se linealizan en torno a un punto de funcionamiento y a
los dos estados estables K resultantes (uno solamente para la
aceleración y otro para la aceleración y la posición) precalculados
y utilizados sin tener que propagar las covarianzas.
Como alternativa, la velocidad de la torre
sustituye a la aceleración como una medición que se intercalará
entre actualizaciones de posición.
Como alternativa, se utilizan modelos más
complejos de flujo de viento que incluyen la aceleración del viento
u otros términos de modelización dinámicos.
Una turbina eólica en condiciones de viento
turbulento se simula en la figura 4 en la que la velocidad del
viento, el paso, el par motor y dinámicas del generador/rotor y
dinámicas de la torre se muestran en nueve gráficos en los que se
representan gráficamente parámetros simulados. También se muestran
datos intermitentes de posición de sensor de inclinación en cruces
por cero de la aceleración. La turbina está en un control de bucle
cerrado que utiliza un compensador PI simple que regula las
revoluciones por minuto del generador controlando el paso de los
álabes, y un par motor de generador se selecciona según una tabla
indexada por el paso y por las revoluciones por minuto del
generador.
La figura 5 comprende cuatro gráficos en los que
se representan gráficamente parámetros detectados reales frente a
valores estimados para la aceleración de la torre, la velocidad de
la torre, la posición de la torre y la velocidad del viento.
La figura 6 es un gráfico en el que se
representan gráficamente la velocidad real del viento y la velocidad
estimada del viento.
Las ecuaciones de la dinámica de la turbina
proporcionan la base para un controlador que utiliza los valores
estimados del flujo de viento y del movimiento de la torre para un
control de la turbina y una amortiguación del movimiento de la
torre mejorados. Se describe la respuesta de la turbina al flujo del
viento y al movimiento de la torre y se aplican técnicas
convencionales de diseño de sistema de control de retroalimentación
(PI, PID, etc.) para diseñar un controlador con ganancias y salidas
de comandos que se adaptan a un flujo de viento variable, a un
movimiento de torre variable, a una velocidad de rotación variable y
que también amortiguan el movimiento de la torre modulando de
manera apropiada el paso/longitud de los álabes y el par motor del
generador. Como alternativa, el controlador es del tipo de espacio
de estados con el estimador incorporado en el mismo.
Los expertos en la técnica deben entender que
los términos "movimiento de la estructura de soporte" y
"movimiento de la torre" tal y como se utilizan en este
documento incluyen la posición, la velocidad, la aceleración y
otras expresiones de movimiento.
Los expertos en la técnica deben entender que el
término "estructura de soporte" tal y como se utiliza en este
documento incluye estructuras tales como amarres en los que los
cables sujetan dispositivos sostenidos por el agua o dispositivos
más ligeros que el aire.
Los expertos en la técnica deben entender que
los términos "flujo de viento" y "flujo de fluido" tal y
como se utilizan en este documento incluyen además valores de
velocidad del viento y de velocidad de fluido (tales como, pero sin
limitarse a, la aceleración, correlaciones, etc.) utilizados por
otros modelos dinámicos de flujo de fluidos.
Los expertos en la técnica deben entender que
los controladores pueden no utilizar la velocidad del viento, sino
la dinámica de la estructura de soporte determinada durante el
procedimiento de estimación del flujo de fluido.
Claims (18)
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.
\vskip1.000000\baselineskip
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.
\vskip1.000000\baselineskip
3. El aparato de control según la reivindicación
2, comprendiendo además el aparato:
- un control (224) de turbina conectado a dicho estimador (208), efectuando una salida de dicho control (224) de turbina al menos un control de velocidad de rotor de turbina en respuesta a dicha estimación de flujo de fluido.
\vskip1.000000\baselineskip
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:
- un sensor (216) de velocidad de rotor que presenta una salida (218) de velocidad de rotor;
- un sensor (212) de parámetro de álabe que presenta una salida (214) de parámetro de álabe; en el que,
- el estimador (208) está conectado además a dicha salida (218) de velocidad de rotor y a dicha salida (214) de parámetro de álabe, utilizando dicho estimador dichas salidas para estimar dicho flujo (220) de fluido.
\vskip1.000000\baselineskip
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.
\vskip1.000000\baselineskip
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.
\vskip1.000000\baselineskip
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.
\vskip1.000000\baselineskip
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.
\vskip1.000000\baselineskip
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.
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:
- antes de la etapa A, estimar la velocidad inicial del flujo de fluido y el movimiento (302) de la torre;
- en la etapa A, detectar además el movimiento de la torre y la velocidad (304) de rotación del rotor, dando como resultado parámetros detectados;
- en la etapa B, estimar además el movimiento de la torre mediante un estimador de flujo de fluido que utiliza dichos parámetros detectados y estimaciones anteriores de flujo de fluido y de movimiento (306) de la torre;
- en el que la etapa C comprende las etapas de:
- D.
- calcular al menos una salida de control deseada utilizando la velocidad (308) de flujo de fluido estimada; y,
- E.
- enviar dicha al menos una salida de control deseada como un comando a dicha turbina (312).
\vskip1.000000\baselineskip
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.
\vskip1.000000\baselineskip
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.
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