BR112019010894B1

BR112019010894B1 - Sistema de controle para uma estrutura de turbina eólica flutuante

Info

Publication number: BR112019010894B1
Application number: BR112019010894-7A
Authority: BR
Inventors: Finn Gunnar Nielsen; Bj0Rn Skaare
Original assignee: Hywind As
Priority date: 2016-11-29
Filing date: 2016-11-29
Publication date: 2022-11-16
Also published as: CA3045003A1; KR20240025054A; CN110192028B; US20190277255A1; EP3548740B1; KR20190088998A; PT3548740T; ES2939835T3; BR112019010894A2; EP3548740A4; JP2019536936A; EP3548740A1; CA3045003C; KR102638423B1; WO2018101833A1; US11204018B2; CN110192028A; JP7023956B2

Abstract

A presente invenção refere-se a um método para controlar uma turbina de uma estrutura de turbina eólica flutuante para reduzir a fadiga de suas amarrações que compreende restringir a turbina com base em um movimento de arfagem da estrutura de turbina eólica e na direção do vento na estrutura de turbina eólica em relação à orientação das amarrações da estrutura de turbina eólica. Opcionalmente, a restrição pode ser ainda baseada no grau de deslocamento da estrutura de turbina eólica a partir de uma localização de referência.

Description

[0001] A presente invenção refere-se ao sistema de controle para uma estrutura de turbina eólica flutuante.

[0002] Uma estrutura de turbina eólica é normalmente formada por uma estrutura de suporte compreendendo uma torre alongada, com uma nacele e um rotor acoplado à extremidade superior da estrutura de suporte. O gerador e seus componentes eletrônicos associados geralmente estão localizados na nacele.

[0003] Turbinas eólicas de base fixa que são fixadas ou à terra ou ao fundo do mar estão bem estabelecidas. No entanto, recentemente, houve o desejo de desenvolver turbinas eólicas flutuantes e várias estruturas foram propostas. Um exemplo é uma estrutura de turbina eólica em que uma estrutura de turbina eólica convencional é montada em uma fundação flutuante, tal como uma plataforma flutuante ou uma estrutura semelhante a uma jangada. Outra proposta é uma estrutura do tipo “boia longarina”. Tal estrutura é formada por uma estrutura de suporte flutuante alongada com um rotor montado no topo. A estrutura de suporte pode ser uma estrutura unitária ou a parte de fundação pode ser formada como uma subestrutura alongada com uma torre padrão montada na mesma.

[0004] Quando uma estrutura de turbina eólica flutuante é acionada por forças, tais como aquelas causadas por mudanças na velocidade do vento ou correntes, toda a estrutura se move na água. Estes movimentos podem ter uma grande amplitude, mas frequência relativamente baixa, isto é, são movimentos lentos grandes - os movimentos são de baixa frequência no sentido de que são muito inferiores à frequência de rotação da própria turbina.

[0005] Os movimentos experimentados por uma estrutura de turbina eólica são descritos como “oscilação” que é movimento linear vertical (para cima / para baixo), “balanço” que é movimento linear lateral (lado a lado), “agitação” é movimento linear longitudinal (para frente / para trás), “rolagem” que é a rotação do corpo em torno do seu eixo horizontal (frente / trás), “arfagem” que é a rotação do corpo em torno do seu eixo transversal (lado a lado) e “guinada” que é rotação do corpo em torno do seu eixo vertical.

[0006] Estruturas de turbinas eólicas flutuantes são tipicamente amarradas ao fundo do mar por meio de uma ou mais linhas de amarração com âncoras de modo a restringir esses movimentos. Projetos convencionais de sistemas de ancoragem para turbinas eólicas flutuantes são baseados em simulações dos casos de carga do estado limite de fadiga (FLS) e do estado limite último (ULS) formulados com base no projeto met-oceano, e usando fatores de segurança correspondentes dos padrões relevantes por incertezas. No entanto, os fatores de segurança levam em conta as incertezas relacionadas à carga ambiental a partir da base do projeto met-oceano e, portanto, as amarrações são frequentemente significativamente superprojetadas para as situações reais de operação.

[0007] Foi proposto em algumas instalações fazer uso de propulsores para contrabalançar o movimento da fundação flutuante da estrutura de turbina eólica e, assim, reduzir a carga nas amarrações. No entanto, existe ainda a necessidade de meios alternativos ou melhorados de reduzir a incerteza na carga de amarração.

[0008] A presente invenção fornece um método para controlar uma turbina de uma estrutura de turbina eólica flutuante, de preferência, para reduzir a fadiga de suas amarrações, compreendendo restringir a turbina com base em um movimento da estrutura de turbina eólica, de preferência, um movimento de arfagem, e uma direção do vento na estrutura de turbina eólica em relação à orientação das amarrações da estrutura de turbina eólica.

[0009] O movimento oscilante da estrutura de turbina eólica e a direção do vento foram identificados como dois fatores que têm um efeito significativo na vida útil sob fadiga da estrutura de amarração de uma estrutura de turbina eólica. Os movimentos de arfagem ocorrem quando há carga oscilante na turbina, por exemplo, devido a variações na velocidade do vento e/ou carga de onda, que, por sua vez, causam carga oscilante na amarração. Quando esses movimentos ocorrem em conjunto com cargas já pesadas na amarração, isso pode aumentar significativamente a fadiga nas amarrações. A direção do vento afeta como a estrutura de amarração é carregada. Por exemplo, uma direção de vento desfavorável pode colocar a maior parte da carga em uma única linha de amarração, enquanto uma direção de vento mais favorável pode distribuí-la entre duas linhas de amarração.

[0010] Ao monitorar o movimento da estrutura de turbina eólica (particularmente movimentos de arfagem, que são indicativos de carga de vento e também fortemente relacionados à carga das ondas) e a direção do vento durante a operação, e ao restringir a turbina eólica (diminuindo assim a força de empuxo aerodinâmico a estrutura de turbina eólica) quando eles são desfavoráveis, é possível reduzir significativamente a carga e a fadiga nas amarrações da estrutura de turbina eólica, aumentando assim a sua vida útil em operação.

[0011] Além disso, ao fornecer essa forma de controle, pode ser possível usar fatores de segurança menores durante o estágio de projeto da estrutura de turbina eólica porque a turbina será capaz de reduzir a energia (e, portanto, carga) durante condições desfavoráveis, o que significa que a estrutura de amarração não precisa ser projetada para levar a carga máxima na energia máxima nas piores condições. Isso pode representar um custo-benefício significativo na construção da estrutura de turbina eólica.

[0012] A estrutura de turbina eólica compreende, de preferência, uma fundação flutuante, uma torre que se estende a partir da fundação flutuante e uma turbina montada na torre. A turbina compreende, de preferência, um rotor e um gerador, tipicamente dentro de uma nacele. A estrutura de turbina eólica pode ser fornecida com amarração, tal como amarrações em catenária, estendendo-se a partir da estrutura de turbina eólica até o fundo do mar para manter a posição da estrutura de turbina eólica.

[0013] Em várias modalidades, o movimento (arfagem) da estrutura de turbina eólica e/ou a direção do vento pode ser medido diretamente, por exemplo, utilizando instrumentos localizados na turbina eólica ou na vizinhança da turbina eólica flutuante, ou pode ser estimado, por exemplo, com base em outras propriedades medidas da estrutura de turbina eólica ou de seu ambiente.

[0014] Como aqui utilizado, o termo “restringir” destina-se a reduzir a energia de saída da turbina eólica em comparação com a sua energia normal para a mesma velocidade do vento. Assim, restringir a turbina reduz a carga de empuxo do vento aplicada à estrutura de turbina eólica em relação à operação não reduzida. Os métodos de redução incluem, tipicamente, aplicar um deslocamento de arfagem da pá do rotor (para reduzir a elevação aerodinâmica) ou aumentar a resistência de um gerador (para aplicar um torque resistivo maior ao rotor).

[0015] A redução é preferencialmente baseada na variabilidade do movimento (arfagem). Ou seja, alguma medida de quanto o movimento (arfagem) está variando no momento. Por exemplo, a redução pode ser baseada no desvio padrão do movimento de arfagem durante um período de tempo predeterminado. De preferência, o período de tempo é de ao menos 1 minuto e, de preferência, inferior a 1 hora. Mais preferencialmente, o período de tempo está entre 5 e 15 minutos.

[0016] A redução compreende, de preferência, ao menos um componente baseado em movimento (arfagem) e/ou um componente baseado na direção do vento.

[0017] De um modo preferencial, o componente baseado em movimento (arfagem) e/ou o componente baseado na direção do vento podem ser, cada um, constantes, por exemplo, zero, quando a medida de movimento (arfagem) está abaixo de um nível limite de variabilidade. Isso ocorre porque é o efeito do movimento variável que leva à fadiga no sistema, e os maiores movimentos levam à maior fadiga. Grandes forças estáticas não causam danos por fadiga e, portanto, exigem menos redução. Dever-se-ia apreciar, no entanto, que reduções, que não a redução baseada no movimento (arfagem) e/ou a redução baseada na direção do vento, podem ainda ser aplicadas abaixo do nível limite de variabilidade. Por exemplo, a redução, por outras razões, tal como devido à velocidade do vento acima da velocidade nominal ou contra a deriva baseada em corrente, pode ser aplicada mesmo abaixo do nível limite do movimento de arfagem.

[0018] O componente baseado em movimento (arfagem) preferencialmente aumenta de preferência com uma medida do movimento (arfagem). Mais especificamente, o componente baseado em movimento (arfagem) preferencialmente aumenta com a variabilidade do movimento (arfagem) (por exemplo, o desvio padrão do movimento (arfagem) ao longo de um período de tempo predeterminado). O aumento pode ser linear ou não linear.

[0019] O componente baseado na direção do vento aumenta, de preferência, ao menos parcialmente linearmente com a direção do vento em relação à orientação das amarrações. Isto é, para ao menos certos valores de direção do vento, o componente baseado na direção do vento aumenta linearmente. Contudo, em outras modalidades, o componente baseado na direção do vento pode variar não linearmente com a direção do vento em relação à orientação das amarrações.

[0020] O componente baseado na direção do vento preferencialmente tem um valor máximo quando o vento se aproxima da estrutura de turbina eólica diretamente sobre uma das amarrações (isto é, o vento está soprando na direção da turbina em uma direção paralela à direção da amarração a partir de sua extremidade de âncora em direção à estrutura de turbina eólica) e um valor mínimo quando o vento se aproxima da turbina eólica diretamente entre duas amarrações adjacentes. Quando o vento se aproxima da estrutura de turbina eólica diretamente sobre uma das amarrações, essa amarração transportará a maior parte da carga de vento. De preferência, o componente baseado na direção do vento tem um valor máximo para cada direção do vento quando o vento se aproxima diretamente sobre uma das amarrações e um valor mínimo para cada direção do vento quando o vento se aproxima diretamente entre duas das amarrações. O componente baseado na direção do vento pode variar linearmente com a direção do vento entre os valores máximo e mínimo. No entanto, em algumas modalidades, a variação pode não ser linear.

[0021] Este arranjo explica o fato de que quando o vento se aproxima de uma única amarração, uma fração substancial da carga será aplicada àquela amarração, enquanto quando se aproxima entre duas amarrações, a carga em cada amarração será menor porque a carga do vento será distribuída entre as duas amarrações. Como tal, a turbina deve ser reduzida quando o vento estiver carregando uma única amarração, uma vez que as cargas na amarração provavelmente serão significativamente maiores.

[0022] A redução pode ser implementada aplicando um deslocamento de arfagem de pá a uma ou mais pás da turbina, de modo a reduzir uma força de empuxo de rotor aerodinâmico na estrutura de turbina eólica flutuante. O deslocamento de arfagem é de preferência relativo à direção em que a pá normalmente operaria para alcançar a energia de saída desejada da turbina (por exemplo, energia máxima de saída abaixo das velocidades nominais do vento, ou energia nominal de saída acima das velocidades nominais do vento). O deslocamento de arfagem da pá, de preferência, achata a pá em relação ao fluxo de ar relativo, de tal modo que a extração de energia é reduzida.

[0023] O deslocamento de arfagem da pá pode ser determinado ao menos em parte com base na seguinte equação:

[0024] onde βoffset é um deslocamento de arfagem da pá, αw é a direção do vento, nsTD é ou o desvio padrão do movimento de arfagem durante um período de tempo predeterminado ou um valor derivado do mesmo, βpitch offset é um deslocamento baseado em nSTD e βwind offset é um deslocamento baseado na direção do vento.

[0025] Isto é, o deslocamento da pá inclui um componente que varia com a direção do vento e um componente que varia com o desvio padrão do movimento de arfagem. Dever-se-ia apreciar que outras modificações da arfagem da pá também podem ser feitas em adição a este componente. Por exemplo, modificações na arfagem da pá também podem ser aplicadas para restringir a energia de saída à energia de saída nominal quando acima da velocidade nominal do vento.

[0026] O deslocamento baseado na direção do vento pode ser determinado ao menos em parte com base na seguinte equação:

[0027] onde β2 é uma constante, α0 é uma constante, e θ é a distância angular entre as linhas de amarração adjacentes.

[0028] Essa equação gera uma função ziguezague que aumenta linearmente e diminui com a direção do vento em relação à orientação das amarrações. A constante α0 é preferencialmente selecionada de modo que o valor máximo da equação ocorre quando o vento se aproxima diretamente sobre uma linha de amarração.

[0029] O deslocamento baseado no movimento de arfagem pode ser determinado ao menos em parte com base na seguinte equação:

[0030] onde nsTD_o é uma constante, βi é uma constante.

[0031] Assim, o deslocamento da pá pode variar linearmente com o desvio padrão ou um valor derivado do mesmo. O valor derivado pode, por exemplo, ser uma projeção do desvio padrão do movimento de arfagem durante um período de tempo predeterminado na linha de amarração mais pesadamente carregada.

[0032] O valor de βoffset (αw, nsTD) é preferencialmente ajustado para zero para nsTD < nsTD_o. Ou seja, abaixo do valor nsTD_o, este componente não aplica um deslocamento da pá. Como discutido acima, pequenas oscilações de arfagem foram encontradas para causar níveis relativamente baixos de danos por fadiga nas amarrações e, portanto, não é necessário reduzir a energia de saída para considerá- los.

[0033] Como alternativa à aplicação de uma modificação de arfagem da pá, a redução pode, em vez disso, ser conseguida aumentando um torque resistivo aplicado por um gerador da turbina, isto é, de modo a reduzir uma força de empuxo de rotor aerodinâmico da turbina. Isto pode ser conseguido mecanicamente, por exemplo, usando engrenagem, ou eletricamente, por exemplo, aumentando o consumo de corrente a partir do gerador.

[0034] Além de restringir a turbina eólica com base na direção do vento e no movimento de arfagem, o método pode ainda compreender restringir a turbina eólica com base em uma posição da estrutura de turbina eólica em relação a uma posição de referência. Esse tipo de deslocamento é tipicamente indicativo de altas forças de corrente. Sujeitas a altas forças de corrente, combinadas com alta carga de vento, as amarrações estão sujeitas a um aumento na carga por fadiga e também podem ser trazidas para mais perto do ponto de carga de falha de tração. Assim, a detecção de grandes deslocamentos de posição é também um indicador útil de que a carga de empuxo do rotor aplicada à turbina deve ser reduzida (isto é, restringindo a turbina eólica) para prolongar a vida útil das amarrações.

[0035] A posição de referência é de preferência a posição da estrutura de turbina eólica quando não há forças externas agindo na estrutura de turbina eólica, isto é, carga de corrente nula e carga de vento nula.

[0036] A posição da estrutura de turbina eólica pode ser determinada usando um sistema de posicionamento por satélite, tal como o sistema de posicionamento global Navstar (GPS), ou a partir da tensão média nas linhas de amarração. A localização de referência para a estrutura de turbina eólica está, de preferência, em uma fundação flutuante da estrutura de turbina eólica, e pode estar no nível da guia de cabo da estrutura de turbina eólica.

[0037] A restrição com base na posição da estrutura da turbina eólica pode basear-se em uma posição filtrada por frequência da turbina eólica, a posição filtrada por frequência tendo sido, de um modo preferencial, filtrada por passa-baixa. Por exemplo, o valor pode ser filtrado por passa-baixa para remover componentes em frequências mais altas. O filtro passa-baixa pode atenuar as frequências com períodos oscilatórios abaixo de ao menos 1 minuto, preferencialmente abaixo de ao menos 5 minutos, e mais preferencialmente abaixo de ao menos 10 minutos. Isto serve para minimizar a flutuação na restrição devido à carga de ondas ou similar. Em vez disso, isso restringe o carregamento a cargas baseadas em corrente, que ocorrem em frequências muito mais baixas.

[0038] A restrição com base na posição da turbina eólica pode compreender um componente baseado na posição. Como discutido acima, isto pode ser combinado com a restrição baseada no movimento (arfagem) da turbina eólica e na direção do vento em relação à orientação das amarrações da turbina eólica. Isto é, a restrição pode incluir um componente baseado em movimento (arfagem), um componente baseado na direção do vento e um componente baseado na posição.

[0039] O componente baseado na posição pode ser aplicado apenas quando a posição da turbina é maior do que uma distância limite predeterminada a partir da posição de referência. A distância limite pode ser variável dependendo da direção do deslocamento da posição de referência. Por exemplo, o deslocamento permitido pode ser maior quando a carga não é puxada diretamente sobre qualquer uma das amarrações, porque parte do deslocamento será causado pela rotação das amarrações, em oposição à tensão das amarrações.

[0040] O componente baseado na posição compreende, de preferência, ao menos um componente proporcional que é proporcional à distância da turbina a partir da posição de referência. Mais especificamente, o componente proporcional pode ser proporcional à distância da turbina além da distância limite ou um valor derivado da distância da turbina além da distância limite.

[0041] O componente baseado na posição compreende preferencialmente ao menos um componente integral que é proporcional à integral da distância da turbina além da distância limite ou um valor derivado da distância da turbina além da distância limite. O uso do controle integral permite que o deslocamento da pá seja aumentado dinamicamente até que a turbina retorne dentro de uma distância aceitável da posição de referência.

[0042] Em uma ou mais modalidades, o valor derivado da distância da turbina além da distância limite pode ser um valor filtrado por frequência. Por exemplo, o valor pode ser filtrado por passa-baixa para remover componentes em frequências mais altas. Assim, o controle principalmente contrariará os efeitos das mudanças de posição de movimentação lenta, que são predominantemente causadas pelas forças de corrente.

[0043] Como mencionado acima, além da restrição com o propósito de reduzir cargas indesejáveis na estrutura de amarração, o método pode ainda compreender restringir a turbina eólica de modo a não produzir mais do que uma energia nominal de saída em velocidades do vento acima da velocidade nominal do vento da turbina eólica. Este tipo de controle é tipicamente encontrado em todas as turbinas eólicas, e seria esperado que ainda estivesse presente, em adição às técnicas adicionais de restrição discutidas acima.

[0044] Além disso, a restrição acima da velocidade nominal do vento compreende também, de preferência, o controle da restrição de modo a suprimir os movimentos rígidos do corpo da estrutura de turbina eólica na direção de arfagem aproximadamente na frequência de ressonância da turbina eólica. Novamente, este tipo de controle é tipicamente encontrado em todas as estruturas de turbinas eólicas flutuantes no mar para neutralizar o amortecimento negativo, pois o amortecimento negativo pode levar a grandes movimentos de corpo rígido da estrutura da turbina na direção de arfagem em torno da frequência de ressonância. No entanto, esse tipo de controle é necessário para evitar danos por fadiga da torre e não principalmente às amarrações.

[0045] A estrutura de turbina eólica flutuante tem, de preferência, uma configuração de longarina flutuante. As amarrações, de preferência, compreendem linhas de amarração em catenária que se estendem para longe da turbina eólica flutuante. Existem preferencialmente ao menos três linhas de amarração em catenária e as linhas de amarração, de preferência, estendem-se para longe da turbina eólica em direções igualmente espaçadas.

[0046] Será apreciado que, a partir de um segundo aspecto, a presente invenção também fornece uma estrutura de turbina eólica flutuante compreendendo uma turbina e um controlador configurado para controlar a turbina de acordo com o método de qualquer reivindicação anterior.

[0047] A presente invenção também fornece um produto de programa de computador compreendendo instruções legíveis por computador que, quando executadas, farão com que um controlador controle uma turbina de uma estrutura de turbina eólica flutuante de acordo com o método descrito acima, bem como um meio legível por computador tangível armazenando tais instruções legíveis por computador.

[0048] Certas modalidades preferenciais da presente invenção serão agora descritas em mais detalhes apenas a título de exemplo e com referência aos desenhos em anexos, nos quais:

[0049] A Figura 1 é uma vista lateral de uma instalação de turbina eólica.

[0050] A Figura 2 é uma vista lateral que mostra detalhes da turbina eólica da instalação.

[0051] A Figura 3 é uma vista em perspectiva da instalação da turbina eólica mostrando detalhes de uma estrutura de amarração da instalação.

[0052] A Figura 4 é um esquema simplificado de um primeiro controlador para aplicar o ajuste de arfagem da pá à turbina eólica.

[0053] A Figura 5 é um esquema simplificado de um segundo controlador para aplicar a restrição da arfagem da pá à turbina eólica.

[0054] A Figura 6 é uma vista plana da turbina eólica que mostra a orientação de uma estrutura de amarração exemplificativa.

[0055] A Figura 7 é um gráfico que mostra um raio de referência em torno da turbina eólica correspondente aos deslocamentos, colocando uma tensão aceitável nas amarrações.

[0056] A Figura 8 é um gráfico que mostra os efeitos do controle de arfagem da pá baseado em corrente na tensão na linha de amarração mais pesadamente carregada.

[0057] As Figuras 1 a 3 ilustram uma instalação de turbina eólica flutuante no mar. A estrutura de turbina eólica flutuante compreende uma torre 2 que suporta uma nacele 4. A nacele 4 contém um gerador e a eletrônica associada, e suporta um rotor 6 compreendendo três pás 8. A torre 2 é suportada em uma estrutura de boia longarina flutuante 10, e a estrutura de boia longarina flutuante 10 é amarrada por um sistema de amarração 12 compreendendo três correntes de ancoragem 12a, 12b, 12c.

[0058] A turbina eólica flutuante presentemente ilustrada tem uma turbina de 2,3 MW, uma altura de nacele de aproximadamente 65 m acima da linha d’água, um diâmetro de rotor de aproximadamente 82 m e um diâmetro na linha d’água de aproximadamente 6 m. No entanto, as técnicas de controle descritas podem ser empregadas também para turbinas maiores, como na faixa de 6 a 12 MW. Normalmente, essas turbinas eólicas flutuantes serão usadas em profundidades de água de mais de 100 m.

[0059] Como mostrado na Figura 2, a estrutura flutuante 10 é uma forma clássica de boia longarina, isto é, uma coluna cilíndrica vertical alta e fina. A estrutura 10 compreende um cone superior 14, uma seção de transição 16 sobre a qual reside o nível média da água (MWL), uma estrutura de cone inferior 18 e uma subestrutura 20 que compreende lastro 22, 24. Uma placa circular horizontal (não mostrada) de diâmetro maior do que a coluna principal pode fazer parte da placa inferior. A função desta placa é ajustar o desempenho dinâmico do sistema adicionando amortecimento e inércia hidrodinâmica.

[0060] O lastro compreende um lastro fixo 22 e um lastro não fixo 24. O lastro fixo 22 é constituído por um lastro permanente, tal como concreto de alta densidade, e/ou um lastro a granel, tal como um agregado de alta densidade. O lastro não fixo 24 pode ser um lastro de água que pode ser ajustado bombeando água para dentro e para fora de um tanque. O lastro ajustável 24 permite que algumas das propriedades dinâmicas da estrutura 10 sejam ajustadas. Por exemplo, o centro de gravidade e a tensão nas linhas de amarração 12 podem ser alteradas, o que, por sua vez, pode alterar a frequência de ressonância da estrutura flutuante. Normalmente, os períodos naturais da turbina serão ajustados para estarem acima de 25 segundos, de modo que os movimentos ressonantes não sejam excitados pelas forças da onda.

[0061] O sistema de amarração 12 é usado para manter a estrutura flutuante 10 em uma localização desejada. Como é típico em turbinas eólicas, o gerador no topo da torre 2 é rotativamente controlável, de modo que pode ser virado para a direção do vento que entra. O sistema de amarração 12 é assim também projetado para impedir a rotação da torre 2 e da estrutura flutuante 10 à medida que a nacele 4 montada sobre a mesma rotaciona.

[0062] O sistema de amarração 12 compreende três linhas de amarração 12a, 12b, 12c, e uma vista detalhada de uma das linhas de amarração é mostrada na Figura 3. Cada linha de amarração 12a, 12b, 12c compreende uma seção de freio 26 que é conectada por meio de uma placa tripla 28 a um cabo 30, que por sua vez é conectado a uma corrente 32. Na modalidade ilustrada, cada linha de amarração 12a, 12b, 12c estende-se ao longo de 600 m.

[0063] A seção de freio 26 é um arranjo em forma de delta feito de duas linhas separadas de corrente tipicamente de 84 mm que estão conectadas à estrutura flutuante 10 abaixo do nível do mar quando a estrutura flutuante 10 está no lugar. As linhas separadas do freio 26 estão conectadas à estrutura flutuante 10 em pontos distanciados a 120° e cada linha do freio 26 conecta-se à estrutura flutuante 10 no mesmo ponto que uma linha da estrutura de freio adjacente 26 por meio de um suporte compartilhado 34. As linhas separadas do freio 26 estendem-se desde a estrutura flutuante 10 até um ponto comum (a placa tripla 28) em um arranjo em forma de delta. O comprimento da seção de freio 26 é determinado para fornecer uma rigidez de guinada adequada do sistema de amarração. No exemplo ilustrado, a seção de freio 26 tem aproximadamente 50 m de comprimento.

[0064] A placa tripla 28 é conectada ao cabo 30 que é conectado a uma corrente de ancoragem 32, a qual é novamente tipicamente uma corrente de aproximadamente 84 mm. Cada linha de amarração 12a, 12b, 12c estende-se desde a estrutura flutuante 10 até o fundo do mar em forma de catenária.

[0065] O sistema de controle da turbina eólica é baseado em um sistema de controle padrão que usa o controle de arfagem para manter a energia nominal de saída acima da velocidade nominal do vento da turbina (que é a menor velocidade do vento na qual a energia máxima é alcançada). O sistema de controle também é configurado para modificar a arfagem da pá para evitar um amortecimento negativo acima da velocidade nominal do vento.

[0066] Em turbinas eólicas convencionais, a arfagem das pás do rotor 8 é controlada com base na velocidade do rotor, a fim de regular a energia de saída. Ao operar em ventos abaixo da velocidade nominal do vento, a arfagem da pá é mantida aproximadamente constante em um ângulo que forneça energia máxima de saída. Em contraste, ao operar acima da velocidade nominal do vento, a arfagem da pá é ajustada de modo a produzir uma energia de saída constante e evitar energias de saída excessivamente altas que poderiam danificar o gerador e/ou seus componentes eletrônicos associados. Esta energia constante é chamada de a energia nominal da turbina eólica.

[0067] Quando operando abaixo da velocidade nominal do vento, como a arfagem da pá é mantida aproximadamente constante, o empuxo atuando no rotor 6 aumenta com a velocidade do vento (o empuxo é aproximadamente proporcional ao quadrado da velocidade do vento). Isto significa que os movimentos da estrutura de turbina eólica na água são estáveis porque a força de empuxo da turbina contribui com o amortecimento positivo e a força de flutuação atua em direção a uma posição de equilíbrio.

[0068] Quando operando acima da velocidade nominal do vento, a arfagem da pá é ajustada de tal modo que o empuxo no rotor 6 diminui com o aumento da velocidade do vento para produzir uma energia de saída constante. À medida que a velocidade do vento aumenta, a arfagem da pá é aumentada, isto é, torna-se mais paralela à direção do vento, o que reduz a força de empuxo. No entanto, um problema associado ao ajuste da arfagem da pá é que isso pode causar um amortecimento negativo. Isso pode aumentar a amplitude das oscilações da turbina eólica na direção do vento.

[0069] O amortecimento negativo em turbinas eólicas flutuantes surge porque as estruturas da turbina se movem como um corpo rígido na água, isto é, podem tender a “assentir” para a frente e para trás. À medida que a turbina eólica se move em direção ao vento, a velocidade relativa do vento atuando na turbina eólica aumenta, o que tende a aumentar o torque ou a velocidade do rotor. Usando o controle de arfagem descrito acima para energia de saída constante (isto é, acima da velocidade nominal do vento), em resposta a um aumento no torque ou velocidade do rotor, o ângulo de arfagem da pá é ajustado para reduzir o torque atuando no rotor e, como um resultado, reduzir o empuxo e, assim, manter a energia constante. Entretanto, como a força de empuxo atuando na turbina eólica é reduzida, a posição de equilíbrio muda e a turbina terá arfagem para a frente. Isso resulta em uma mudança adicional na velocidade relativa do vento e um ajuste adicional na arfagem da pá, tornando os movimentos ainda maiores. O oposto se aplica quando a turbina eólica está se afastando do vento.

[0070] O problema do amortecimento negativo associado ao movimento do corpo rígido é evitado, fornecendo um sistema de controle no qual o ajuste do ângulo da pá é corrigido para levar em conta as flutuações de velocidade que ocorrem na frequência dos movimentos da célula rígida. Dois controladores exemplificativos que fornecem tal função são ilustrados nas Figuras 4 e 5 - esses controladores ilustram meramente os princípios básicos dos sistemas de controle e, na prática, os controladores são mais complexos.

[0071] O arranjo de controle compreende uma parte de controlador padrão 38 que controla o gerador em resposta a alterações na velocidade relativa do vento contra a turbina de uma maneira convencional. Além disso, o controlador inclui uma parte de controlador de estabilização de movimento 44 que é disposta para adicionar um incremento ao ângulo da pá da turbina com base na velocidade da torre para neutralizar os movimentos do corpo rígido. Esta segunda parte do controlador 44 é conseguida por meio de um estabilizador que determina o incremento do ângulo da pá com base nas velocidades da torre.

[0072] O componente estabilizador 44 amortece os movimentos do corpo rígido da torre, controlando o ângulo das pás da turbina, de modo que os movimentos nessa frequência são neutralizados. O estabilizador atua ao receber um sinal 45 associado à alteração da velocidade da torre a partir de um sensor na forma de um acelerômetro ou similar e utiliza uma função de transferência para o transformar em um incremento do ângulo da pá. Este estabilizador 44 é fornecido com um filtro passa-baixa de tal modo que ele atua apenas para adicionar um incremento do ângulo da pá em resposta a movimentos de baixa frequência, isto é, aqueles na frequência dos movimentos do corpo rígido.

[0073] Um esquema de uma primeira modalidade de um controlador 36 é mostrado na Figura 4. A caixa inferior 38 mostra o sistema de controle de arfagem da pá convencional que toma uma velocidade de rotor de referência 39 (isto é, a velocidade do rotor para energia nominal de saída) como uma entrada e inclui um controlador PI 40, que fornece o controle de arfagem padrão da pá à turbina eólica 42, de modo a manter a energia nominal de saída. A caixa superior 44 fornece o meio de amortecimento ativo que realiza a medição da velocidade da nacele, tal como a sua velocidade de arfagem, como sua entrada e compreende o processamento de sinal e o bloco de filtro passa-baixa 46 e um ganho de amortecimento ativo (Kd) 48.

[0074] O filtro passa-baixa no bloco 46 é um filtro agudo que passa os sinais com uma frequência correspondente à frequência natural das oscilações do corpo rígido livre da torre na arfagem (tipicamente em torno de 0,03 a 0,04 Hz) e para os sinais com uma frequência correspondente à frequência de movimentos induzidos por ondas (tipicamente em torno de 0,05 a 0,2 Hz). Este pode ser um filtro passa-baixa Butterworth de segunda ou terceira ordem.

[0075] O ganho de amortecimento ativo (Kd) 48 converte a medição filtrada e processada da velocidade horizontal da nacele em um erro de velocidade do rotor devido aos movimentos. O controlador PI 40 utiliza uma função de transferência para converter um erro de velocidade do rotor que inclui o erro de velocidade do rotor devido aos movimentos em um ajuste na arfagem da pá. O ajuste na arfagem da pá é utilizado em um atuador de arfagem da turbina eólica 42 para controlar a arfagem da pá de tal modo que o amortecimento negativo não seja induzido.

[0076] Um controlador alternativo 50 é mostrado na Figura 5, que difere do controlador 36 mostrado na Figura 4 em que a parte de amortecimento ativo 44’ inclui um controlador PI separado 52. Neste caso, os sinais a partir dos controladores de amortecimento ativos e convencionais 44’, 38’ são combinados depois de terem sido convertidos em um ajuste de arfagem da pá.

[0077] De acordo com a presente descrição, o controlador para a turbina eólica pode ser ainda adaptado para modificar a força de empuxo do rotor aerodinâmico de modo a reduzir o carregamento excessivo na amarração.

[0078] Em termos gerais, a técnica a seguir faz uso de métodos de restrição de turbinas eólicas para suavizar a carga ambiental no sistema de amarração. Mais particularmente, envolve a modificação da curva de força de empuxo aerodinâmico da turbina eólica adicionando um ângulo de arfagem da pá ao sistema convencional de controle de turbina eólica descrito acima com base na análise das não linearidades estáticas e dinâmicas do sistema de amarração em resposta à carga ambiental.

[0079] Dois projetos de controladores complementares foram desenvolvidos para suavizar a carga ambiental no sistema de amarração: 1. Um controlador calculando um ângulo de deslocamento de arfagem da pá com base na direção do vento medida e o grau de movimento de arfagem para reduzir as cargas no sistema de amarração em situações com carga de vento desfavorável. 2. Um controlador calculando um deslocamento de arfagem da pá com base em uma posição de GPS medida da turbina para reduzir as cargas no sistema de amarração em situações com grandes velocidades de corrente. Controlador 1

[0080] Na determinação dos projetos do controlador, primeiro foi desenvolvido um controlador de referência que calculou um ângulo de deslocamento de arfagem da pá com base nos níveis reais de danos por fadiga na parte mais danificada do sistema de amarração. Em simulações, esses dados podem ser facilmente obtidos a partir de um software de modelagem por computador. No entanto, tal controlador não é possível na prática, porque as taxas reais de danos por fadiga no sistema de amarração não podem ser facilmente medidas.

[0081] Durante a análise, foram examinadas simulações de 88 casos de carga que foram baseadas nas condições esperadas de met-oceano para o local da turbina. Para o exemplo da turbina, esses 88 casos de carga produziram valores de dano por fadiga (D) entre 0,1% ao ano e 12% ao ano. Valores inferiores a D0 = 0,8% ao ano foram considerados aceitáveis (equivalentes a uma vida útil de 125 anos) e, portanto, exigiam um nível de deslocamento de arfagem da pá igual a zero. Estes incluíram 24 dos 88 casos de carga.

[0082] O ângulo de deslocamento de arfagem da pá βoffset foi selecionado para ser βoffset, MEAN = 4° no nível de dano médio, DMEAN = 1,2%, de todos os 88 casos de carga, com uma curva linear de D0 a DMEAN, até atingir um ângulo de deslocamento de arfagem da pá máximo, βoffset, MAX = 8°.

[0083] O exposto acima pode ser formulado como:

Controlador 2

[0084] Em seguida, foi desenvolvido um controlador para cálculo do ângulo de deslocamento de arfagem da pá com base na direção do vento, αW, e o desvio padrão do movimento de arfagem, n5STD. O nível de deslocamento de arfagem da pá zero foi ajustado para um desvio padrão do movimento de arfagem n5STD_0 = 0,4°, abaixo do qual estão 24 dos casos de carga.

[0085] O controlador é configurado para aplicar uma estratégia de ângulo de deslocamento de arfagem da pá linear βoffset(αW) com variação na direção do vento αW. A função βoffset(αW) varia linearmente com a direção do vento, αW, a partir de um ângulo de deslocamento na direção do vento linear mínimo, βoffset, DIR_MIN = 0°, até um ângulo de deslocamento na direção do vento linear máximo, βoffset, DIR_ MAX = 4°. O deslocamento máximo é usado quando o vento está se aproximando diretamente sobre uma única linha de amarração, e o deslocamento mínimo é usado quando o vento se aproxima diretamente entre duas linhas de amarração. Ou seja, o deslocamento é máximo quando toda a carga de vento é aplicada a uma única linha de amarração, e é mínimo quando é dividida entre duas linhas de amarração. Por exemplo, a Figura 6 ilustra um sistema de amarração de turbina 12 tendo três linhas de amarração 12a, 12b, 12c. A função βoffset(αW) tem seu primeiro máximo quando a direção do vento está indo para 15° e primeiro mínimo quando a direção do vento está indo para 75°.

[0086] Uma estratégia adicional de ângulo de deslocamento de arfagem da pá linear também é aplicada com variação com o desvio padrão do movimento de arfagem da torre n5STD e foi aplicada para n5STD > n5STD_o = 0,4°. O ângulo de deslocamento de arfagem da pá βoffset foi selecionado para ser βoffset_2 = 5° com o dobro do desvio padrão de referência do movimento de arfagem da torre 2Q5STD_O, com uma curva linear a partir de n5STD_o, até atingir o ângulo de deslocamento de arfagem da pá máximo.

[0087] O ângulo de deslocamento de arfagem da pá máximo foi novamente selecionado para ser βoffset_MAX = 8°, levando em consideração o deslocamento combinado devido à direção do vento e ao movimento de arfagem da torre. Por exemplo, o máximo poderia ser alcançado por um desvio de arfagem muito alto ou por um desvio de arfagem mais baixo, mas em uma direção de vento desfavorável.

[0088] O exposto acima pode ser formulado como:

Controlador 3

[0089] O terceiro procedimento utilizado para o cálculo do ângulo de deslocamento de arfagem da pá utiliza a base da direção do vento e o desvio padrão do movimento angular projetado na linha de amarração carregada mais pesada.

[0090] O nível de deslocamento de arfagem da pá zero foi calculado com um desvio padrão do movimento angular projetado na linha de amarração carregada mais pesada de npsTD_o = 0,35°. Novamente, esse nível corresponde ao nível abaixo do qual estão 24 dos casos de carga.

[0091] Como acima, foi utilizada uma estratégia de deslocamento de arfagem da pá linear βoffset(αW) com variação com a direção do vento, αW, a função βoffset(αW) novamente variando linearmente com a direção do vento, αW, a partir de um ângulo de deslocamento na direção do vento linear βoffset, DIR_ MIN = 0°, até um ângulo de deslocamento na direção do vento linear máximo, βoffset, DIR_ MAX = 4°.

[0092] Então, uma estratégia adicional de ângulo de deslocamento de arfagem linear da pá com variação com o movimento angular projetado na amarração carregada mais pesada nPSTD foi aplicada para nPSTD > nPSTD_0 = 0,35°. O ângulo de deslocamento de arfagem da pá foi novamente selecionado para ser βoffset_2 = 5° com o dobro do desvio padrão de referência do movimento de arfagem da torre 2nPSTD_0, com uma curva linear de n5STD_0, até atingir o ângulo de deslocamento de arfagem da pá máximo.

[0093] Mais uma vez, um ângulo de deslocamento de arfagem da pá máximo foi selecionado para ser βoffset_MAX = 8°, levando em consideração o deslocamento combinado devido à direção do vento e movimento de arfagem da torre.

[0094] Isso pode ser formulado como:

[0095] No geral, as estratégias do segundo e do terceiro controlador foram consideradas de boa concordância com a estratégia do primeiro controlador de referência, no sentido de que grandes, médios e pequenos ângulos de deslocamento de arfagem de pá frequentemente ocorrem para os mesmos casos de carga. Controlador 4

[0096] Um quarto controlador é responsável pelas variações no carregamento da amarração devido a correntes e aplica um deslocamento de arfagem da pá com base em uma posição de GPS medida da turbina.

[0097] Um raio de referência horizontal r0(θ) é definido a partir do nível do guia vertical (o nível em que as amarrações se ligam à torre) no centro da torre, com base na direção determinada θ do deslocamento da plataforma. O envelope de referência horizontal r0(θ) é a posição da torre na força de empuxo aerodinâmico nominal com uma velocidade de corrente zero. Um envelope exemplificativo é mostrado na Figura 7. O movimento fora deste raio é indesejável e o controlador é projetado para neutralizar esse movimento reduzindo a força de empuxo aerodinâmico do rotor pela aplicação de um ângulo de deslocamento de arfagem da pá adicional.

[0098] Nas equações a seguir, xFL e yFL fornecem a posição horizontal do centro da torre na posição de cabo guia vertical, que pode ser calculada com base na medição do GPS na plataforma e medições de MRU (unidade de referência de movimento) dos movimentos de arfagem e rolagem a linha d’água referenciada à subestrutura:

[0099] onde h é a altura vertical do nível da plataforma até o nível do cabo guia, e XGPs e yGPs são as posições medidas do GPS no nível da plataforma, e n4 e n5 são os movimentos de rolagem e arfagem na linha d’água referenciados à subestrutura, medidos pelo MRU.

[00100] Consequentemente, a posição radial horizontal calculada rm do centro da torre na posição de cabo guia vertical é determinada por:

[00101] Devido à natureza de variação lenta da velocidade atual, somente componentes de variação lenta de rm são de interesse para o controle atual. Um filtro Butterworth de terceira ordem pode ser usado para a filtragem:

[00102] onde s é a variável de Laplace, e wc é a frequência do filtro que deve ser selecionada para um valor suficientemente baiXo, por eXemplo, um período de dez minutos:

[00103] O seguinte procedimento do controlador PI é proposto: βoffsetc = Kp (θ)Δp + KI (θ)ΔI

[00104] onde Kp(θ) e KI(θ) e são os ganhos do controlador de ação proporcional e integral que geralmente podem variar com a direção do vento θ, e

[00105] Além disso, a integral na equação ΔI deve ser redefinida para 0 sempre que rmf - r0(θ) < 0 . Idealmente, essa redefinição é realizada de maneira suave, de modo que o valor do integrador decai para zero em um tempo predefinido, por exemplo, 200 segundos. Controlador 5

[00106] Uma alternativa ao quarto esquema de controlador é a aplicação de uma ação de controle não linear em grandes desvios a partir do raio de referência r0 ao invés da ação de controle integral, pela aplicação e/ou combinação de uma função polinomial ou exponencial, ou similar. Um exemplo é o controlador não linear:

Conclusão

[00107] Os dois modelos de controladores complementares apresentados, isto é, o controlador 2 ou o controlador 3 em combinação com o controlador 4 ou o controlador 5, podem atenuar o efeito da carga ambiental no sistema de amarração.

[00108] Em um estudo completo de simulação de FLS (estado de carga sob fadiga) com essas estratégias, os controladores reduziram as cargas no sistema de amarração ao custo de uma produção de energia um pouco reduzida. Em média, um aumento de aproximadamente 10% no tempo de vida da linha de amarração é obtido a um custo correspondente de 1% de redução na produção. Os dados a partir da simulação são mostrados na Figura 8. Como pode ser visto na Figura 8, os picos na tensão da linha de amarração que poderiam de outro modo diminuir significativamente a vida útil sob fadiga do sistema de amarração são reduzidos. No entanto, há apenas uma pequena redução na produção de energia. Para a simulação particular mostrada na Figura 8, o dano na linha de amarração foi reduzido em 56% ao custo de uma redução de 7,6% na energia.

[00109] Os controladores poderiam ser usados durante o projeto de amarração de três maneiras diferentes: 1. Os controladores poderiam ser contabilizados nas análises de projeto de amarração do sistema de amarração. 2. Os controladores poderiam ser usados para diminuir os fatores de segurança exigidos com base no fato de que as incertezas na base do projeto met-oceano podem ser manipuladas pelo controlador no caso de o carregamento ambiental ser pior do que o previsto. 3. Os controladores e suas configurações podem ser mobilizados durante a fase operacional das turbinas. As configurações serão baseadas em tensões de linhas de amarração reais e medidas. Assim, as incertezas relacionadas à vida sob fadiga das linhas de amarração podem ser significativamente reduzidas em comparação com as estimativas usadas no projeto.

[00110] Um outro método para o projeto de amarração assistida por força de empuxo do rotor é a aplicação de controle de arfagem de pá individual para neutralizar os movimentos de guinada da turbina eólica flutuante a fim de reduzir ou remover as exigências de guinada-rigidez do sistema de amarração. Tal método é descrito em WO 2014/096419, cujo conteúdo é aqui incorporado por referência. A técnica descrita no mesmo pode ser incorporada em combinação com a técnica descrita acima. Descobriu-se que os efeitos individuais dessas técnicas aumentam quando são aplicados em conjunto.

[00111] Embora as técnicas acima restrinjam a turbina eólica flutuante aplicando um deslocamento de arfagem da pá, será apreciado que qualquer forma adequada de restrição pode ser usada. Por exemplo, em uma modalidade, o torque do gerador pode ser aumentado para restringir a velocidade do rotor. Em outra modalidade, o controlador pode diminuir a energia nominal de saída pretendida ou a velocidade nominal do vento utilizada em outros aspectos do controle de arfagem da pá, de modo a aplicar o controle de restrição do vento a uma velocidade de vento inferior à que seria aplicada de outro modo.

[00112] Além disso, enquanto alguns dos sistemas de controle acima incluem funções em etapas, será apreciado que, em uma implementação prática no sistema de turbina eólica, o controlador pode aplicar atenuação ou filtragem a estes controladores.

[00113] Adicionalmente, enquanto os controladores são ilustrados usando funções lineares simples, na prática, o controlador pode ser implementado usando funções de controle não lineares mais complexas, tal como incorporando funções polinomiais e/ou funções exponenciais.

Claims

1. Método para controlar uma turbina de uma estrutura de turbina eólica flutuante para reduzir a fadiga de suas amarrações, caracterizado pelo fato de que compreende restringir a turbina com base em um movimento da estrutura de turbina eólica e uma direção do vento na estrutura de turbina eólica em relação à orientação das amarrações da turbina eólica.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a restrição é baseada na variabilidade do movimento de arfagem da estrutura de turbina eólica, e preferencialmente no desvio padrão do movimento de arfagem da estrutura de turbina eólica durante um período de tempo.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que um componente baseado no movimento de arfagem da restrição e/ou um componente baseado na direção do vento da restrição são constantes abaixo de um nível limite de movimento de arfagem.

4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que a restrição inclui um componente baseado no movimento de arfagem que aumenta com o movimento de arfagem, e de preferência com o desvio padrão do movimento de arfagem.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que a restrição inclui um componente baseado na direção do vento que tem um valor máximo quando o vento se aproxima diretamente sobre uma das amarrações e um valor mínimo quando o vento se aproxima diretamente entre duas das amarrações.

6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que a restrição compreende aplicar um deslocamento de arfagem da pá a uma ou mais pás da turbina, de modo a reduzir a força de empuxo do rotor aerodinâmico na estrutura de turbina eólica flutuante.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o deslocamento de arfagem da pá é determinado ao menos em parte com base na seguinte equação: βoffsetC^W’VsTo) βwind._offset(.^w') + βpitch._offset(.VsTD) onde βoffset é um deslocamento de arfagem da pá, αw é a direção do vento, nsTD é ou o desvio padrão do movimento de arfagem ao longo de um período de tempo predeterminado ou um valor derivado dele, βpitch_offset é um deslocamento baseado em nSTD e βwind_offset é um deslocamento baseado na direção do vento.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o deslocamento baseado na direção do vento é determinado ao menos em parte com base na seguinte equação:

onde β2 é uma constante, α0 é uma constante e θ é a distância angular entre linhas de amarração adjacentes.

9. Método, de acordo com a reivindicação 7 ou 8, caracterizado pelo fato de que o deslocamento baseado no movimento de arfagem é determinado ao menos em parte com base na seguinte equação:

onde nSTD_0 é uma constante, β1 é uma constante.

10. Método, de acordo com a reivindicação 7, 8 ou 9, caracterizado pelo fato de que a equação βoffset (αW, nSTD) é definida para zero para os valores de nSTD < nSTD_0.

11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que a restrição compreende aumentar um torque de um gerador da turbina, de modo a reduzir a força de empuxo do rotor aerodinâmico da estrutura de turbina eólica flutuante.

12. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 11, caracterizado adicionalmente pelo fato de que compreende restringir a turbina com base em uma posição da estrutura de turbina eólica em relação a uma posição de referência.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a posição da estrutura de turbina eólica é determinada usando um sistema de posicionamento baseado em satélite, tal como o sistema de posicionamento global Navstar (GPS).

14. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a posição da estrutura de turbina eólica é determinada considerando a tensão nas linhas de amarração.

15. Método, de acordo com a reivindicação 12, 13 ou 14, caracterizado pelo fato de que a restrição baseada na posição da estrutura de turbina eólica é baseada em uma posição filtrada por frequência da estrutura de turbina eólica, a posição filtrada por frequência tendo sido filtrada por passa-baixa.

16. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 12 a 15, caracterizado pelo fato de que a restrição baseada na posição da estrutura de turbina eólica compreende um componente baseado na posição que é aplicado somente quando a posição da estrutura de turbina eólica é maior do que uma distância limite predeterminada a partir da posição de referência.

17. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o componente baseado em posição compreende ao menos um componente que é proporcional à distância da estrutura de turbina eólica a partir da posição de referência ou um valor derivado da distância da estrutura de turbina eólica a partir da posição de referência, e de preferência à distância da estrutura de turbina a partir da distância limite.

18. Método, de acordo com a reivindicação 16 ou 17, caracterizado pelo fato de que o componente baseado em posição compreende ao menos um componente que é proporcional à integral da distância da estrutura de turbina eólica além da distância limite ou um valor derivado da distância estrutura da turbina eólica além da distância limite.

19. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 16 a 18, caracterizado pelo fato de que o componente à base de posição compreende ao menos um componente que é proporcional a uma função polinomial ou exponencial da distância da estrutura de turbina eólica além da distância limite ou um valor derivado da distância da estrutura de turbina eólica além da distância limite.

20. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 19, caracterizado adicionalmente pelo fato de que compreende restringir a turbina de modo a produzir não mais do que uma energia nominal de saída a velocidades do vento acima da velocidade nominal do vento da turbina.

21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que restringir a velocidade nominal do vento acima compreende controlar a restrição de modo a suprimir a movimentos de corpo rígido da estrutura de turbina eólica na direção de arfagem aproximadamente na frequência de ressonância da estrutura de turbina eólica.

22. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 21, caracterizado pelo fato de que as amarrações compreenderem (de preferência ao menos três) linhas de amarração em catenária que se estendem para longe da estrutura de turbina eólica flutuante.

23. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de que a estrutura de turbina eólica flutuante tem uma configuração de longarina flutuante.

24. Turbina para uma estrutura de turbina eólica flutuante, caracterizada pelo fato de que compreende um controlador configurado para controlar a turbina de acordo com o método de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores.

25. Produto de programa de computador, caracterizado pelo fato de que compreende instruções legíveis por computador que, quando executadas, fazem com que um controlador controle uma turbina de uma estrutura de turbina eólica flutuante conforme o método definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 23.