ES2329182T3 - Procedimiento y dispositivo para proporcionar al menos una señal de sensor de entrada para una aplicacion de control y/o monitorizacion y dispositivo de control. - Google Patents
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Abstract
Procedimiento para proporcionar al menos una señal de sensor de entrada para una aplicación (13) de control y/o monitorización respecto a una instalación (1), que comprende las etapas de: - proporcionar al menos una señal de sensor real basándose al menos en una cantidad medida en la instalación (1); - proporcionar al menos un modelo dinámico de la instalación; - estimar estados basándose al menos en la al menos una señal de sensor que utiliza el modelo dinámico; - generar al menos una señal de sensor virtual a partir de los estados estimados calculando al menos una condición local en la instalación a partir de los estados estimados y establecer la al menos una señal de sensor virtual a partir de la al menos una condición local; - proporcionar la al menos una señal de sensor virtual como la al menos una señal de sensor de entrada para la aplicación (13) de control y/o monitorización, caracterizado porque - la instalación es una turbina (1) eólica, - el modelo dinámico comprende una representación de dinámica estructural de la turbina (1) eólica y su interacción con cizalladuras de viento y/o la estela de la turbina eólica, - los estados estimados son cizalladuras de viento y/o estados de estela y/o estados estructurales estimados de la turbina (1) eólica; y - la aplicación de control y/o monitorización es una de las siguientes: (a) un control (13) aerodinámico de pala basándose en una entrada aerodinámica basándose en condiciones de flujo local en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una condición de flujo de viento local; (b) un servocontrol de paso basándose en fuerzas de cojinete y/o momentos de cojinete en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una fuerza de cojinete y/o un momento de cojinete; (c) un estimador de daño por fatiga basándose en cargas de larga duración en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una carga dentro de la turbina (1) eólica.
Description
Procedimiento y dispositivo para proporcionar al
menos una señal de sensor de entrada para una aplicación de control
y/o monitorización y dispositivo de control.
\global\parskip0.900000\baselineskip
La presente invención se refiere a un
procedimiento y a un dispositivo para proporcionar al menos una
señal de sensor de entrada para una aplicación de control y/o
monitorización respecto a una instalación, en particular, una
turbina eólica. La invención se refiere además a un dispositivo de
control para una instalación, en particular para una turbina
eólica.
Debido al aumento del número de parques eólicos
en alta mar existe la necesidad de procedimientos de control y
monitorización mejorados así como de dispositivos de control y
monitorización mejorados para las turbinas eólicas de parques
eólicos de este tipo. El motivo es que hay una tendencia a ubicar
parques eólicos en alta mar muy alejados de la costa en mar
abierto. Sin embargo, es mucho más difícil llevar a cabo el
mantenimiento en ubicaciones en mar abierto que en ubicaciones
próximas a la costa. Además, llevar a los técnicos a una ubicación
en mar abierto es caro, conlleva tiempo, y es potencialmente
peligroso. Por lo tanto, se desea tener intervalos de mantenimiento
lo más extensos posibles y se intenta reducir el número de paradas
debido a fallos de la turbina eólica. Con el fin de reducir el
número de paradas, en ocasiones se lleva a cabo un mantenimiento
predictivo lo que significa que se detecta el deterioro de un
componente en una fase temprana y el respectivo componente se
repara o sustituye antes de que tenga lugar una condición de avería
que conllevaría a un fallo en una turbina eólica y, como
consecuencia, a una parada. Por otro lado, esquemas de control
mejorados tales como, por ejemplo, control de paso individual para
cada pala permiten reducir las cargas que actúan sobre los
componentes de una turbina eólica, aumentando la vida útil de los
componentes de la turbina eólica y ampliando los intervalos de
mantenimiento.
Sin embargo, el uso de un procedimiento de
control y una monitorización sofisticados de la condición de la
turbina eólica está limitado por la información que puede extraerse
a partir de señales de sensor que miden diversos parámetros de la
turbina eólica. La velocidad del viento en la dirección del viento
es un ejemplo de un parámetro que no puede medirse con la precisión
suficiente para su uso en el control de turbinas eólicas. Por
tanto, se ha propuesto en los documentos US 2006/0033338 A1 y WO
2007/010322 A1 utilizar un estimador de flujo de viento para
estimar el flujo de aire usando la velocidad de rotación del rotor
detectada, el ángulo de paso de pala y la posición de la torre. Los
estados de flujo estimados se utilizan entonces en un algoritmo de
control para calcular un ángulo de paso de pala deseado utilizando
el flujo de fluido estimado. Las propiedades de la propia turbina
eólica pueden ser también tanto difíciles de medir, como necesarias
para el control de la turbina. S. Donders describe en su Tesis de
Máster "Fault Detection and Identification for Wind Turbine
Systems: a closed-loop analysis", Universidad de
Twente, Facultad de Física Aplicada, Sistemas e Ingeniería de
control, 2002, una aplicación de estimación de estado para el
diagnóstico de averías en actuadores de paso. Se probaron tanto la
estimación de parámetro como la estimación de modelo múltiple y se
encontró que la estimación de modelo múltiple era adecuada para
diagnosticar una ganancia desconocida y un retardo desconocido en un
actuador de paso.
La estimación de estado para determinar estados
estructurales y cizalladuras de viento en turbinas eólicas se
describe, por ejemplo, en el informe técnico
TP-500-35172 de M. M. Hand
"Mitigation of Wind Turbine/Vortex Interaction Using Disturbance
Accommodating Control", National Renewable Energy Laboratory,
diciembre de 2003, M. M. Hand y M. J. Balas "Load Mitigation
Control Design for a Wind Turbine Operating in the Path of
Vortices", presentado en el Science of Making Torque from Wind,
2004, Special Topic Conference, Delft NL, 2004, tesis doctoral de
A. Wright, "Modern Control Design for Flexible Wind Turbines",
Universidad de Colorado, Boulder, Departamento de Ingeniería
Aeroespacial, 2003 y A. D. Wright y M. J. Balas, "Design of
Controls to Attenuate Loads in the Controls Advanced Research
Turbine" ASME J. Sol. Energy Inc.,
126(4):1083-1091, 2004.
El documento WO 01/76925 A1 describe un sistema
de control de sensor digital o analógico de un coche. En este
sistema, un filtro recursivo, preferiblemente un filtro de Kalman
proporciona una estimación de un parámetro físico predeterminado y
emite una señal de parámetro físico a una unidad de procesamiento de
señal de sensor que está adaptada para calcular una o más señales
de sensor virtuales basándose en la señal de parámetro físico. En
un ejemplo de una velocidad angular real de sensor virtual, se
reciben señales desde un ABS y se transforman en velocidades
ajustadas a escala en posiciones seleccionadas en el coche.
El documento US 2007/0156259 A1 describe un
sistema que genera intervalos de salida para un control predictivo
de modelo al que se ha introducido dinámica de conmutación a
apagado. En este documento se describe obtener datos futuros
anticipados.
El documento US 5.289.379 describe un sistema de
control de la suspensión de un vehículo terrestre y el circuito de
control relacionado.
Sin embargo, a pesar de los esquemas de
estimación establecidos en el estado de la técnica, el control y
monitorización de instalaciones tales como, por ejemplo, turbinas
eólicas, aún se ve afectado por la disponibilidad limitada de
señales de sensor para los dispositivos de control y/o dispositivos
de monitorización.
Por lo tanto, es un objetivo de la presente
invención proporcionar un procedimiento y un dispositivo mejorados
para proporcionar al menos una señal de sensor de entrada para una
aplicación de control y/o monitorización. Es también un objetivo de
la presente invención proporcionar un dispositivo de control
mejorado.
\global\parskip1.000000\baselineskip
El primer objetivo se resuelve mediante un
procedimiento de proporcionar al menos una señal de sensor de
entrada para una aplicación de control y/o monitorización según la
reivindicación 1 y mediante un dispositivo para proporcionar al
menos una señal de sensor de entrada para un dispositivo de control
y/o monitorización según la reivindicación 14. El otro objetivo se
resuelve mediante un dispositivo de control según la reivindicación
15. Las reivindicaciones dependientes contienen desarrollos
adicionales de la invención. Las características de las
reivindicaciones dependientes pueden ser ventajosas de manera
independientemente o en combinación con otras.
\vskip1.000000\baselineskip
El procedimiento inventivo de proporcionar al
menos una señal de sensor de entrada para una aplicación de control
y/o monitorización respecto a una instalación comprende las etapas
de:
- proporcionar al menos una señal de sensor real
basándose al menos en una cantidad medida en la instalación;
- proporcionar al menos un modelo dinámico de la
instalación;
- estimar estados basándose al menos en la al
menos una señal de sensor que utiliza el modelo dinámico;
- generar al menos una señal de sensor virtual a
partir de los estados estimados calculando al menos una condición
local en la instalación a partir de los estados estimados y
establecer la al menos una señal de sensor virtual a partir de la
al menos una condición local; y
- proporcionar la al menos una señal de sensor
virtual como la al menos una señal de sensor de entrada para la
aplicación de control y/o monitorización. La instalación puede, en
particular, ser una turbina eólica. En el procedimiento inventivo,
la instalación es una turbina eólica y el modelo dinámico comprende
una representación de dinámica estructural de la turbina eólica y
su interacción con cizalladuras de viento y/o la estela de la
turbina eólica. Los estados estimados son cizalladuras de viento y/o
estados de estela y/o estados estructurales estimados de la turbina
eólica, y la aplicación de control y/o monitorización es una de las
siguientes: (a) un control aerodinámico de pala basándose en una
entrada aerodinámica basándose en condiciones de flujo local en el
que la al menos una señal de sensor virtual representa una condición
de flujo de viento local; (b) un servocontrol de paso basándose en
fuerzas de cojinete y/o momentos de cojinete en el que la al menos
una señal de sensor virtual representa una fuerza de cojinete y/o
un momento de cojinete; (c) un estimador de daño por fatiga
basándose en cargas de larga duración en el que la al menos una
señal de sensor virtual representa una carga dentro de la turbina
eólica.
\vskip1.000000\baselineskip
El procedimiento inventivo permite proporcionar
señales de sensor virtuales que representan parámetros de la
instalación que son poco o nada accesibles mediante una medición
directa. Las señales de sensor virtuales de este tipo pueden
utilizarse entonces en la aplicación de control o la aplicación de
monitorización. En este contexto, el cálculo de la al menos una
condición local puede verse como una medición estimada. Esta
medición estimada permite la detección virtual de cantidades que de
otro modo resultarían difíciles de medir o no podrían de ningún
modo medirse.
La provisión de señales de sensor virtuales para
parámetros que son difíciles de adquirir directamente mediante una
medición real aumenta el número de parámetros disponibles para la
acción de control o monitorización. El aumento del número de
parámetros permite una mayor flexibilidad en el desarrollo de
algoritmos de control o algoritmos de monitorización. Si hay un
algoritmo de control o un algoritmo de monitorización que necesita
una entrada de señal de sensor que es poco o nada accesible mediante
sensores reales, un algoritmo de este tipo no pudo utilizarse
fácilmente en el pasado. Sin embargo, con el procedimiento inventivo
de proporcionar al menos una señal de sensor de entrada, puede
generarse una señal de sensor de este tipo como una señal de sensor
virtual basándose en la(s) señal(es) de sensor
real(es) disponible(s).
En el procedimiento inventivo, el estimador de
estado depende de señales medidas para calcular estimaciones de
estado. La elección particular de estas señales puede proporcionar
ventajas en cuanto a costes, fiabilidad y seguridad respecto a la
alternativa de medir directamente condiciones locales, si es que es
posible la medición directa. Además, las propiedades del algoritmo
de estimación de estado pueden afinarse a conveniencia en
aplicaciones particulares. Ejemplos de propiedades que permiten el
afinamiento son la robustez frente a errores de modelización, el
coste computacional, la sensibilidad a la precisión numérica finita
y la precisión bajo retardos de medición.
El cálculo de la al menos una condición local
puede basarse en una relación no lineal entre estados y/o una
relación dinámica entre estados. La relación no lineal y/o relación
dinámica puede proporcionarse opcionalmente en forma de una tabla
de consulta. Sin embargo, el cálculo de la al menos una condición
local puede basarse también en una relación lineal dada por un
análisis de perturbación de los estados con respecto al valor
constante. La última implementación mencionada del cálculo de la al
menos una condición local es, en particular, adecuada si se prevé
que tengan lugar sólo pequeñas desviaciones respecto al valor
constante. Además, el cálculo de la al menos una condición local
puede, además, basarse también en el resultado de la al menos una
medición real.
De manera opcional, estimar los estados puede
realizarse basándose en al menos una señal de sensor real junto con
al menos una señal de salida proporcionada por la aplicación de
control y/o monitorización. Esto proporciona realimentación que
puede utilizarse para contrarrestar imprecisiones de modelo o tener
en cuenta una dinámica de controlador desconocida.
Como una opción adicional, estimar los estados
puede comprender también una estimación de estados futuros que
ofrece la posibilidad de proporcionar señales de sensor virtuales
previamente estimadas y de ese modo tener en cuenta retardos en la
medición de la señal de sensor real. Con señales de sensor reales
retardadas, la señal de sensor virtual calculada basándose en tales
señales reales retardadas conduciría igualmente a un retardo en la
señal de sensor virtual. Calculando estados futuros, este retardo
puede contrarrestarse calculando estados estimados situados en el
futuro con respecto a las señales de sensor reales por un tiempo
igual al retardo. De manera opcional, pueden calcularse señales de
sensor virtuales futuras múltiples a partir de una multitud de
escenarios de entrada futuros.
Para estimar los estados, puede utilizarse un
filtro lineal recursivo, por ejemplo, un filtro de Kalman de
respuesta de impulso infinito o un filtro de Kalman de respuesta de
impulso finito.
En una implementación ventajosa del
procedimiento inventivo general, la instalación es una turbina
eólica y la aplicación de control y/o monitorización es un control
aerodinámico de pala basándose en condiciones de flujo local. El
control aerodinámico de pala puede ser, por ejemplo, control de
carga, control de velocidad de rotor, control de paso o control por
pérdida aerodinámica. En esta implementación, el modelo dinámico
comprendería una representación de dinámica estructural de la
turbina eólica y su interacción con cizalladuras de viento y/o la
estela de turbina eólica. Los estados estimados son entonces
cizalladuras de viento y/o estados de estela y/o estados
estructurales estimados de la turbina eólica. La al menos una señal
de sensor virtual representa una condición de flujo local. En esta
primera implementación puede utilizarse cualquier señal de medición
disponible como una entrada para la estimación de estado. Sin
embargo, se prefieren las señales de sensores dentro de la góndola
de una turbina eólica por motivos de coste, mantenimiento y
fiabilidad. Además, los estados estructurales y las velocidades del
viento en la pala de rotor pueden estimarse bien a partir de las
señales generadas por sensores dentro de la góndola.
El modelo dinámico no se limita en la presente
implementación a combinaciones particulares de estados
estructurales, estados de cizalladura de viento, y estados de la
estela de la turbina eólica. Preferiblemente, el modelo dinámico
comprende al menos una primera dinámica de modo de flexión
longitudinal de la torre y flexión de la pala en la dirección del
rotor, y cizalladuras de viento que representan al menos armónicos
de velocidad del viento primero y de orden cero en el acimut del
rotor.
\vskip1.000000\baselineskip
Además, puede utilizarse cualquier variable
adecuada para caracterizar las condiciones de flujo local, es
decir, los resultados de mediciones virtuales en forma de señales de
sensor virtuales. Los ejemplos son: ángulo de ataque, componentes
de velocidad o velocidad relativa, presiones locales, aceleración de
la superficie aerodinámica local y variables adimensionales tales
como los números de Reynolds y coeficientes de sustentación,
resistencia aerodinámica, fuerza normal, o momento. Las variables de
flujo local pueden calcularse a partir del estado estructural y las
cizalladuras de viento estimados según una de las tres formas
siguientes:
1. A partir de relaciones vectoriales entre
componentes de velocidad del viento estimada y estados estructurales
estimados de una turbina eólica.
2. A partir de una relación general, no lineal
y/o dinámica, de manera opcional en un formato de tabla de
consulta.
3. A partir de una relación lineal dada por el
análisis de perturbación de los estados estructurales y cizalladuras
de viento con respecto a sus valores constantes.
\vskip1.000000\baselineskip
Puesto que las estimaciones de velocidad del
viento se definen a través de todo el plano del rotor, la señal de
sensor virtual puede incluir también una velocidad del viento
delante de las palas.
En una implementación ventajosa adicional del
procedimiento inventivo, la instalación es una turbina eólica y la
aplicación de control y/o monitorización es un servocontrol de paso
basándose en fuerzas de cojinete y/o momentos de cojinete. Las
fuerzas y momentos habituales que afectan al control del ángulo de
cojinete de paso son el momento de control aplicado, los momentos
de perturbación procedentes de fricción, vibraciones de torsión,
fuerzas gravitatorias y fuerzas aerodinámicas. En este caso, el
modelo dinámico comprende una representación de dinámica
estructural de la turbina eólica y su interacción con cizalladuras
de viento y/o la estela de la turbina eólica. Los estados estimados
son cizalladuras de viento, y/o estados de estela, y/o estados
estructurales estimados de la turbina eólica. La al menos una señal
de sensor virtual que se genera a partir de los estados estimados
representa una fuerza de cojinete y/o un momento de cojinete.
En la implementación descrita, un algoritmo de
control puede generar un par motor de control en respuesta a un
ángulo de paso u órdenes de tasa de paso, teniendo en cuenta los
pares motores de perturbación y/o momentos de inercia variables de
la rotación de paso de la pala a medida que la pala flecta. El
cálculo de momentos y fuerzas de cojinete puede realizarse
basándose en un modelo de las fuerzas y los momentos producidos por
estados estructurales y cizalladuras de viento, y basándose en la
forma en la que las fuerzas y los momentos se transmiten al
cojinete de paso. El modelo para las fuerzas y momentos en la pala
puede ser una representación lineal de un modelo no lineal o un
modelo completamente no lineal. Puede suponerse, por ejemplo, que la
fricción de cojinete es del tipo Coulomb y que es proporcional al
momento flector en la base de la pala tal como describe H. Markou
et al. en "Morphological Study of Aeroelastic Control
Concepts for Wind Turbines", Informe técnico
ECN-E-06-056, ECN
Wind Energy, 2007. En particular, el modelo puede comprender además
una representación opcional de la torsión de pala como un grado de
libertad adicional.
En una tercera implementación ventajosa del
procedimiento inventivo, la instalación es, de nuevo, una turbina
eólica. La aplicación de control y/o monitorización es un estimador
de daño por fatiga basándose en cargas de larga duración. En este
caso, el modelo dinámico comprende una representación de dinámica
estructural de la turbina eólica y su interacción con cizalladuras
de viento y/o la estela de la turbina eólica. Los estados estimados
son cizalladuras de viento, y/o estados de estela, y/o estados
estructurales estimados de la turbina eólica. La al menos una señal
de sensor virtual que se genera a partir de los estados estimados
representa una carga dentro de la turbina eólica. Como en las
implementaciones primera y segunda el cálculo de la carga puede ser
una representación lineal o no lineal a partir de los estados
estructurales y cizalladuras de viento con respecto a un conjunto
de cargas estimadas en ubicaciones deseadas en la estructura.
La señal de sensor virtual, que representa
entonces una serie de carga de tales señales de sensor virtuales,
puede almacenarse durante un periodo de tiempo. Si las cargas
almacenadas son procesadas como series de tiempo, la fatiga puede
estimarse mediante cualquiera de las técnicas bien conocidas para
estimar la fatiga.
Un dispositivo inventivo para proporcionar al
menos una señal de sensor de entrada para un dispositivo de control
y/o monitorización respecto a una instalación, en particular una
turbina eólica, comprende al menos una unidad de modelo que
contiene un modelo dinámico de la instalación que está diseñado para
generar una representación de modelo de la instalación. Comprende
además al menos un estimador de estado que contiene una entrada de
señal de sensor que puede conectarse a una salida de un sensor de la
instalación para recibir una señal de sensor real proporcionada por
dicho sensor. El al menos un estimador de estado está conectado a
la al menos una unidad de modelo para recibir una representación de
modelo de la instalación y está diseñado para estimar y generar
estados basándose al menos en la al menos una señal de sensor real y
la representación de modelo de la instalación. Además, el
dispositivo inventivo comprende al menos un generador de señal que
está conectado al estimador de estado para recibir estados
estimados. El generador de señal está diseñado para generar al
menos una señal de sensor virtual a partir de los estados estimados
y comprende una salida que puede conectarse a un dispositivo de
control y/o monitorización para generar dicha al menos una señal de
sensor virtual. En el dispositivo inventivo, la instalación es una
turbina eólica y el modelo dinámico comprende una representación de
dinámica estructural de la turbina eólica y su interacción con
cizalladuras de viento y/o la estela de la turbina eólica. Los
estados estimados son cizalladuras de viento y/o estados de estela
y/o estados estructurales estimados de la turbina eólica, y la
aplicación de control y/o monitorización es una de las siguientes:
(a) un control aerodinámico de pala basándose en una entrada
aerodinámica basándose en condiciones de flujo local en el que la
al menos una señal de sensor virtual representa una condición de
flujo de viento local; (b) un servocontrol de paso basándose en
fuerzas de cojinete y/o momentos de cojinete en el que la al menos
una señal de sensor virtual representa una fuerza de cojinete y/o un
momento de cojinete; (c) un estimador de daño por fatiga basándose
en cargas de larga duración en el que la al menos una señal de
sensor virtual representa una carga dentro de la turbina eólica.
El dispositivo inventivo es adecuado para
realizar el procedimiento inventivo. En particular, el generador de
señal está adaptado para generar la al menos una señal de sensor
virtual a partir del estado estimado mediante el cálculo de al
menos una condición local en la instalación a partir de los estados
estimados, es decir, mediante una medición estimada o virtual. Los
estados en los que se basa la señal de sensor virtual para generarse
en el generador de señal se establecen mediante el estimador de
estado basándose en el modelo dinámico de la unidad de modelo.
Un dispositivo inventivo de control está
adaptado para actuar en un sistema controlado de una instalación,
tal como una turbina eólica, por medio de una señal controlada con
el fin de influir en un valor real del sistema controlado. Tal
dispositivo inventivo de control comprende un controlador que está
diseñado para generar y emitir, al menos basándose en una
desviación del valor real respecto a un punto de referencia o un
valor de referencia, una señal de salida de controlador que
representa una señal de control que va a generarse para el sistema
controlado con el fin de influir al menos de manera indirecta en
dicho valor real. Un actuador del dispositivo inventivo de control
está conectado al controlador para recibir la señal de salida de
controlador. Está diseñado para generar y emitir, basándose en la
señal de salida de controlador recibida, dicha señal de control. El
dispositivo inventivo de control comprende además un dispositivo
inventivo para proporcionar al menos una señal de sensor de
entrada. Este dispositivo está conectado a al menos un sensor del
sistema controlado para recibir una señal de sensor real
proporcionada por dicho sensor. La señal de sensor virtual
proporcionada por dicho dispositivo es entonces el valor real que se
introduce en el controlador. El dispositivo inventivo de control
permite llevar a cabo la acción de control no solo basándose en
señales de sensor reales sino también basándose en señales de
sensor que serían adecuadas para ejecutar un algoritmo de control
pero que no están disponibles fácilmente mediante una medición
real. Tales señales de sensor útiles se proporcionan, según la
invención, como señales de sensor virtuales.
El dispositivo inventivo de control puede
comprender además una unidad de modelo de actuador que está
conectada al controlador para recibir la señal de salida de
controlador. La unidad de modelo de actuador contiene un modelo de
actuador y está diseñada para generar una señal de control simulada
basándose en la señal de salida de controlador y el modelo de
actuador. Una unidad de función de diferencia está conectada al
actuador para recibir la señal de control y a la unidad de modelo
de actuador para recibir la señal de control simulada. La unidad de
función de diferencia está diseñada para generar y emitir una señal
de diferencia que representa la diferencia entre la señal de
control y la señal de control simulada. El controlador también está
entonces conectado a la unidad de función de diferencia para
recibir la señal de diferencia y está diseñado para generar y
emitir dicha señal de salida de controlador no sólo basándose en la
desviación del valor real respecto al punto de referencia o el
valor de referencia sino también basándose en la señal de
diferencia. Esto permite tener en cuenta efectos de actuador
desconocidos.
\vskip1.000000\baselineskip
Características, propiedades y ventajas
adicionales de la presente invención se harán evidentes a partir de
la siguiente descripción de realizaciones en conjunción con los
dibujos adjuntos.
La figura 1 muestra la arquitectura general de
un sistema que utiliza un dispositivo inventivo de control.
La figura 2 muestra la arquitectura de la figura
1 en el caso especial de un control aerodinámico de pala individual
para una turbina eólica.
La figura 3 muestra la geometría de flujo en una
ubicación exterior de la pala de rotor de la turbina eólica.
La figura 4 muestra un dispositivo de control
con compensación para dinámica de actuador y límites de velocidad
desconocidos.
\vskip1.000000\baselineskip
La estructura general de una aplicación que
utiliza un dispositivo inventivo de control se describirá con
respecto a la figura 1. Esta figura esquemática muestra, como
ejemplo de una instalación que va a controlarse o monitorizarse,
una turbina 1 eólica. La turbina eólica está equipada con sensores 3
que proporcionan señales de sensor reales que representan los
resultados de mediciones para parámetros medibles. Por ejemplo,
sensores adecuados proporcionan mediciones para la salida de
energía eléctrica del generador, aceleraciones en la góndola y/o la
torre, fuerzas y momentos de guiñada así como para fuerzas y
momentos de cojinete principales. En particular, los sensores
ubicados en la góndola de la turbina eólica se prefieren debido a su
bajo coste, sencillo mantenimiento y alta fiabilidad así como
debido al hecho de que sólo se consigue un pequeño beneficio
colocando sensores en ubicaciones menos accesibles fuera de la
góndola.
El sistema comprende además un estimador 5 de
estado y una unidad 7 de modelo. El estimador 5 de estado está
conectado a al menos uno de los sensores 3 para recibir una señal de
sensor real que representa el parámetro medido. Está conectado
además a la unidad 7 de modelo para recibir parámetros de modelo. El
estimador 5 de estado está diseñado para realizar una estimación de
estado basándose en los parámetros de modelo recibidos y las
señales de sensor reales recibidas. Las salidas proporcionadas por
el estimador de estado son estados estimados que representan, en el
presente ejemplo de una turbina eólica como una instalación, un
conjunto de cizalladuras de viento estimadas y estados
estructurales estimados de la turbina 1 eólica.
Un filtro de Kalman de respuesta de impulso
finito se utiliza en la presente realización para realizar la
estimación de estado. Sin embargo, puede utilizarse también un
filtro de Kalman de respuesta de impulso infinito o cualquier otro
filtro lineal recursivo. De hecho, la invención no se limita a
ningún algoritmo de estimación de estado particular. Los tipos de
filtros mencionados solo se han elegido porque permiten un cálculo
eficaz y sus resultados son lo suficientemente precisos.
Un generador 9 de señal está conectado al
estimador 5 de estado para recibir los estados estimados. Está
diseñado para generar al menos una señal de sensor virtual a partir
de los estados estimados mapeando las cizalladuras de viento y los
estados estructurales estimados con al menos una condición local, es
decir, una condición en una ubicación especificada de la turbina 1
eólica. Este mapeo con la al menos una condición local puede
considerarse como una medición estimada de esta condición. A partir
de la condición local, el generador 9 de señal calcula una señal de
sensor virtual que representa esta condición local.
Un dispositivo 11 de control y/o monitorización
está conectado al generador 9 de señal para recibir las señales de
sensor virtuales como una entrada. Basándose en esta entrada y, de
manera opcional, basándose en entradas adicionales desde sensores
reales, es decir, basándose en señales de sensor reales, el
dispositivo de control y/o monitorización realiza la acción de
control y/o monitorización deseada y genera decisiones operativas
con respecto a la turbina 1 eólica.
En la estructura descrita, el estimador 5 de
estado, la unidad 7 de modelo y el generador 9 de señal forman un
dispositivo 10 para proporcionar una señal de sensor de entrada para
el dispositivo 11 de control y/o monitorización.
Una de las características clave del sistema
descrito con respecto a la figura 1 es el mapeo de los estados
estimados con las condiciones en ubicaciones especificadas de la
turbina eólica. Variables adecuadas para representar estados
locales basándose en los estados estimados son el ángulo de ataque,
la velocidad relativa del viento o componentes de velocidad del
viento, presiones locales, aceleraciones de la superficie
aerodinámica local así como variables adimensionales tales como el
número de Reynolds, coeficientes de resistencia aerodinámica,
coeficientes de sustentación, fuerzas o momentos que actúan en la
pala. Las variables de flujo local pueden calcularse a partir de
los estados estimados, es decir, a partir de las cizalladuras de
viento estimadas y los estados estructurales estimados según una de
las tres formas: a partir de relaciones vectoriales entre
componentes de velocidad del viento y estados estructurales
estimados, a partir de relaciones generales, no lineales y/o
dinámicas, que de manera opcional pueden tener un formato de tabla
de consulta, o a partir de una relación lineal dada por el análisis
de perturbación de los estados estimados y las cizalladuras de
viento estimadas con respecto a sus valores constantes.
Las cizalladuras de viento estimadas y los
estados estructurales estimados se calculan a partir de un modelo
dinámico proporcionado por la unidad 7 de modelo. Este modelo
dinámico no se limita a combinaciones particulares de estados
estructurales, estados de cizalladura del viento, y estados de la
estela de la turbina aunque puede comprender al menos una primera
dinámica de modo de flexión longitudinal de la torre así como
flexión de la pala en la dirección del rotor, y cizalladuras de
viento que representan al menos armónicos de velocidad del viento
primero y de orden cero en el acimut del rotor.
Una aplicación específica del sistema de control
mostrado en la figura 1 se describirá ahora con respecto a la
figura 2. En esta implementación especial, se realiza un control
aerodinámico de pala individual que se basa en condiciones de flujo
locales estimadas en una turbina eólica. El modelo dinámico
comprende una representación sencilla de la dinámica estructural y
su interacción con cizalladuras de viento simples. Sin embargo, el
modelo dinámico no está limitado a combinaciones particulares de
estados estructurales, estados de cizalladura del viento, y estados
de estela. Puede comprender al menos una primera dinámica de modo de
flexión longitudinal de la torre y flexión de la pala en la
dirección del rotor así como cizalladuras de viento que representan
al menos armónicos de velocidad del viento primero y de orden cero
en el acimut del rotor.
En esta implementación, se ha mostrado que es
práctico utilizar un sensor de par motor de eje de alta velocidad,
sensores de aceleración para medir la aceleración longitudinal de la
góndola y la aceleración lateral de la góndola, un sensor de
guiñada que mide el momento de guiñada en el cojinete de rotor
principal y un sensor de cabeceo que mide el momento de cabeceo en
el cojinete de rotor principal. Todos estos sensores proporcionan
señales de sensor reales que se utilizan mediante el estimador 5 de
estado para estimar cizalladuras de viento y estados estructurales
de la turbina eólica basándose en el modelo dinámico proporcionado
por la unidad 7 de modelo. A partir de los estados estimados, el
generador 9 de señal calcula condiciones de flujo locales en
ubicaciones específicas de la turbina eólica. Ejemplos de tales
condiciones de flujo locales son el ángulo de ataque, la velocidad
del viento o las componentes de velocidad del viento relativas,
presiones locales en ubicaciones de superficie aerodinámica
especificadas y aceleraciones de superficie aerodinámica locales.
Como alternativa o adicionalmente, variables adimensionales tales
como el número de Reynolds, coeficiente de sustentación,
coeficiente de resistencia aerodinámica, fuerza normal o momento
normal de las palas del rotor son también adecuadas para
caracterizar las condiciones de flujo locales.
Al menos una de tales variables que caracterizan
las condiciones de flujo locales se introduce en forma de una señal
de sensor virtual en un controlador 13 de paso que calcula ángulos
de paso individuales que van a configurarse para cada pala de rotor
del rotor con el fin de reducir cargas estructurales que actúan en
la turbina eólica. El controlador 13 calcula, basándose en las
señales de sensor virtuales proporcionadas por el generador 9 de
señal, una señal de salida de controlador recibida por los
actuadores 15 de pala que están conectados al controlador 13 y que
están adaptados para configurar ángulos de paso individuales
deseados para cada pala de rotor basándose en la señal de salida de
controlador.
Configurando en consecuencia los ángulos de paso de las palas del rotor, se reducen las cargas en la turbina eólica.
Configurando en consecuencia los ángulos de paso de las palas del rotor, se reducen las cargas en la turbina eólica.
Una posibilidad de mapear los estados
estructurales y cizalladuras de viento estimados es utilizar
relaciones vectoriales entre componentes de velocidad del viento
junto con parámetros estructurales de la turbina eólica tales como
velocidad de rotación del rotor y el ángulo \Theta de paso. Estas
relaciones se muestran en la figura 3 que muestra la sección a
través de una pala 21 de rotor de turbina eólica y diversos vectores
que representan velocidades de rotor o velocidades del viento.
Un ejemplo para calcular condiciones de flujo
locales, concretamente el ángulo de ataque y la velocidad del
viento relativa, a partir de la cizalladura de viento estimada se
describirá a continuación con respecto a la figura 3. Puede
suponerse que el ángulo \Theta de paso y la velocidad \Omega de
rotación del rotor se conocen a partir de una medición real y, por
ejemplo, la velocidad del movimiento de la pala en la dirección del
rotor y la cizalladura de viento se estiman basándose en un modelo
dinámico utilizando las señales de sensor mencionadas
anteriormente. La velocidad v_{rot} de rotación de un punto en el
radio R del rotor (la velocidad v_{rot} de rotación es el
producto \OmegaR de la velocidad \Omega de rotación del rotor y
el radio R) da lugar a una velocidad -v_{rot} del viento con
respecto a la pala de rotor dentro del plano de rotación del rotor.
Las variaciones temporales en la deflexión de la pala dan lugar a
una componente adicional en la velocidad de la posición de la pala
en cuestión. Esta componente de velocidad se indica con v_{fl} en
la figura 3. La contribución resultante con respecto al vector de
viento relativo es -v_{fl} en el marco de referencia de la
posición de la pala en cuestión. El viento v_{rel} relativo que
incide contra la pala 21 de rotor bajo el ángulo de ataque \alpha
con respecto a la línea 23 de cuerda puede derivarse entonces por
la suma vectorial de la velocidad v_{e} del viento estimada
proporcionada por el estimador 5 de estado en una ubicación dada de
la pala de rotor y los vectores -v_{rot} y -v_{fl} de velocidad
del viento. Con la velocidad v_{rel} del viento relativo así
determinada, se puede determinar el ángulo de entrada de flujo del
viento relativo con respecto a la pala de rotor. Este ángulo de
entrada de flujo se indica en la figura 3 mediante \beta. A
partir del ángulo de entrada de flujo \beta, se puede entonces
derivar el ángulo de ataque \alpha simplemente restando el ángulo
\Theta de paso al ángulo \beta de entrada de flujo.
Obsérvese que la descripción que se ha dado con
respecto a la figura 3 es sólo un ejemplo de cómo derivar
parámetros a partir de las cizalladuras de viento estimadas. Sin
embargo, existen más posibilidades para derivar parámetros locales,
a saber, utilizando relaciones generales no lineales y/o dinámicas o
utilizando relaciones lineales dadas por el análisis de
perturbación de estados y cizalladuras de viento con respecto a sus
valores constantes.
El ángulo \alpha de ataque y la velocidad
v_{rel} del viento relativo pueden utilizarse para construir un
controlador simple que reduce de manera significativa las cargas
estructurales que actúan en las palas. Puesto que la velocidad del
viento estimada se define a través de toda la pala de rotor, un
controlador de este tipo puede incluir de manera opcional
velocidades del viento relativo delante de las palas.
Además, la aplicación de control de paso
individual puede aumentarse además por la predicción de pérdida
aerodinámica. La pérdida aerodinámica se caracteriza por la
ubicación del punto de estancamiento de borde de salida o, de
manera equivalente, por el coeficiente de sustentación no constante.
La dinámica de la ubicación del punto de separación depende de las
propiedades de la superficie aerodinámica, el ángulo de ataque y la
velocidad de flujo relativa. En el contexto de la presente
invención el ángulo de ataque y la velocidad relativa necesarios
pueden determinarse a partir de estimaciones de estado, tal como se
ha descrito con respecto a la figura 3. La ubicación del punto de
estancamiento de borde de salida se determina entonces mediante un
conjunto de relaciones dinámicas no lineales, y el ángulo de paso
se ajusta para impedir la aparición de una pérdida aerodinámica
completamente desarrollada.
De manera alternativa, para controlar cargas
aerodinámicas configurando los ángulos de paso individuales, las
cargas aerodinámicas pueden controlarse también por la adaptación de
la geometría de la pala o de la superficie aerodinámica. Ejemplos
de geometría adaptable son paso de pala de envergadura parcial,
torsión de la pala, microaletines, microchorros, bordes de salida
flexibles, curvatura de pala variable e inclinación del borde de
ataque. Tales geometrías adaptables las describe, por ejemplo,
Markou et al. en "Morphological Study of Aeroelastic
Control Concepts for Wind Turbines", Informe técnico
ECN-E-06-056, ECN
Wind Energy, 2007. Los trabajos preliminares en la aplicación de
control de borde de salida adaptado han utilizado mediciones de
aceleración en ubicaciones exteriores de la pala (comparar con P.
Andersen ``Load Alleviation on Wind Turbine Blades using Variable
Airfoil Geometry (2D and 3D study) Tesis de Máster, Universidad
Técnica de Dinamarca, Departamento de Ingeniería Mecánica, Sección
de Mecánica de Fluidos, 2005). Las mediciones de aceleraciones, con
la presente invención, pueden sustituirse por aceleraciones
estimadas, o bien derivando estados estructurales estimados si el
ruido de medición está totalmente excluido de las estimaciones de
estado, o bien como una combinación lineal de estados estructurales
y cizalladuras de viento estimados si la derivación numérica da
resultados incorrectos. Una relación lineal apropiada se configura
por perturbación de un modelo aeroelástico no lineal general, que
perturba cada uno de los estados y cizalladuras de viento con
respecto a su punto operativo y registrando el efecto en la
medición.
Además de los componentes ya descritos, el
sistema mostrado en la figura 2 puede comprender un controlador 17
de paso colectivo y par motor de generador. Este controlador 17 de
paso colectivo y par motor de generador calcula, basándose en una
señal de velocidad de rotor proporcionada por un sensor de velocidad
de rotor de la turbina eólica, una señal de salida de controlador
que representa un par motor de generador que ha de configurarse en
la turbina eólica y una señal de salida de controlador que
representa un paso colectivo que ha de configurarse mediante los
actuadores 15 para cada pala de rotor. El paso colectivo representa
un ángulo de paso que ha de configurarse para cada pala de rotor
que es idéntico para cada pala de rotor. Tal control de paso
colectivo se utiliza, en particular, para el control de potencia
activa de la turbina eólica.
Como también se muestra en la figura 2, un
modulo 19 de programación opcional puede estar presente para
programar el estimador y controlador en un punto operativo. En la
práctica, el control de paso individual se configura en condiciones
de viento en las que la potencia de salida de la turbina eólica está
limitada a la potencia nominal de la máquina para impedir la
sobrecarga de la estructura y del hardware eléctrico. Si el viento
es inferior a un determinado umbral, la potencia de salida es menor
que la potencia nominal de modo que la sobrecarga no es un
problema. La unidad 19 de programación hace que el controlador 13
lleve a cabo la acción de control cuando la velocidad del viento es
lo bastante alta de modo que la turbina eólica se accione con la
potencia de salida limitada a la potencia nominal.
Un desarrollo especial del controlador 13 y el
actuador 15 mostrado en la figura 2 se muestra en la figura 4. Este
desarrollo especial permite la corrección de la señal de control
para dinámica del actuador no modelada, tal como los limites de
velocidad de paso. La figura muestra el controlador 13, el actuador
15 de pala y un bloque 27 que representa una combinación de la
turbina 1 eólica, el sensor 3, el estimador 5 de estado, la unidad
7 de modelo dinámico y el generador 9 de señal de la figura 2. La
señal de control que emite el actuador 15 de pala se alimenta al
bloque 27 y allí, en particular, a la turbina 1 eólica.
Además, el sistema de control mostrado en la
figura 4 comprende una unidad 25 de modelo de actuador que está
conectada en paralelo al actuador 15. La señal de salida de
controlador del controlador 13 también se alimenta a la unidad 25
de modelo de actuador que comprende un modelo del actuador y que
modela una señal de control simulada basándose en la señal de
salida de controlador.
El sistema de control modificado comprende
además una unidad 29 de función de diferencia que está conectada a
la salida del actuador 15 de pala y a la salida de la unidad 25 de
modelo de actuador. La unidad 29 de función de diferencia recibe
tanto la señal de control como la señal de control simulada y resta
la señal de control simulada a la señal de control. La diferencia
así derivada se alimenta de vuelta entonces como una señal de
entrada al controlador 13. Mediante esta medida, pueden tenerse en
cuenta dinámica de actuador desconocida y límites de velocidad en
el sistema de control.
La invención se ha descrito en detalle con
respecto a las figuras 2 y 3 en el contexto de control aerodinámico
de pala individual. Sin embargo, la invención puede implementarse
también en el contexto de servocontrol de paso y estimación de daño
por fatiga. En este caso, el controlador 13 y los actuadores 15 de
pala descritos con respecto a la figura 2 se sustituirían por
actuadores y controladores apropiados o aplicaciones de
monitorización apropiadas, respectivamente.
Los ejemplos descritos en las realizaciones de
la invención muestran ventajas a modo de ejemplo que pueden
lograrse mediante la invención. Utilizando la invención en el
contexto de controlar la aerodinámica de la pala basándose en
condiciones aerodinámicas locales conduce a un controlador sencillo
y eficaz que reduce las cargas en la estructura y que puede tener
en cuenta dinámica de actuador de paso no lineal y dinámica de
pérdida aerodinámica. Pueden evitarse los problemas asociados con la
medición de flujo directa.
En el caso de que la invención se utilice en el
contexto de servocontrol de paso, la precisión de un control de
este tipo puede mejorarse conociendo los pares motores de
perturbación que actúan en el cojinete de paso. No es necesario
medir cargas o desplazamientos en las palas puesto que estos valores
pueden estimarse a partir de otras señales.
En el caso de que la invención se utilice en el
contexto de la estimación de daño por fatiga, se hace posible
monitorizar cargas en la estructura sin medir directamente las
cargas. Utilizado como un elemento de reserva en un sistema de
monitorización existente, la realización mejora la fiabilidad en
caso de fallos de sensores y sirve como una herramienta de
diagnóstico para identificar tales fallos. En aplicaciones en las
que la carga particular no se mide directamente, la realización
amplia las capacidades de los sistemas de monitorización.
Mediante las realizaciones comentadas, se ha
mostrado que la presente invención es ventajosa en muchos contextos
de control y monitorización. Sin embargo, son posibles variaciones
adicionales de la invención que no se han descrito de manera
explícita. Por ejemplo, puede establecerse una condición previa a la
entrada de señal al estimador de cualquier manera adecuada. Además,
el modelo dinámico puede incluir opcionalmente estados que
describen la estela de la turbina. El modelo dinámico puede
sustituirse también por modelos dinámicos múltiples, cada uno con
hipótesis de modelado diferentes. El estimador se sustituye entonces
por un banco de estimadores de estado en el que cada estimador
estima los estados de un modelo diferente a partir del mismo
conjunto de señales de entrada. El/los modelo(s)
apropiado(s) en un momento dado se selecciona(n) mediante un análisis de los residuos entre las entradas de señal a los estimadores y las estimaciones de las mismas señales utilizando la entrada de cada estimador. Además, en el caso en el que la aplicación genere señales de control, estas señales de control pueden alimentarse de vuelta al estimador, de manera opcional mediante un modelo de la función de transferencia del actuador o mediante dinámica no lineal. Las entradas de control medidas pueden alimentarse de vuelta también al estimador.
apropiado(s) en un momento dado se selecciona(n) mediante un análisis de los residuos entre las entradas de señal a los estimadores y las estimaciones de las mismas señales utilizando la entrada de cada estimador. Además, en el caso en el que la aplicación genere señales de control, estas señales de control pueden alimentarse de vuelta al estimador, de manera opcional mediante un modelo de la función de transferencia del actuador o mediante dinámica no lineal. Las entradas de control medidas pueden alimentarse de vuelta también al estimador.
Claims (16)
1. Procedimiento para proporcionar al menos una
señal de sensor de entrada para una aplicación (13) de control y/o
monitorización respecto a una instalación (1), que comprende las
etapas de:
- proporcionar al menos una señal de sensor real
basándose al menos en una cantidad medida en la instalación
(1);
- proporcionar al menos un modelo dinámico de la
instalación;
- estimar estados basándose al menos en la al
menos una señal de sensor que utiliza el modelo dinámico;
- generar al menos una señal de sensor virtual a
partir de los estados estimados calculando al menos una condición
local en la instalación a partir de los estados estimados y
establecer la al menos una señal de sensor virtual a partir de la
al menos una condición local;
- proporcionar la al menos una señal de sensor
virtual como la al menos una señal de sensor de entrada para la
aplicación (13) de control y/o monitorización,
caracterizado porque
- la instalación es una turbina (1) eólica,
- el modelo dinámico comprende una
representación de dinámica estructural de la turbina (1) eólica y su
interacción con cizalladuras de viento y/o la estela de la turbina
eólica,
- los estados estimados son cizalladuras de
viento y/o estados de estela y/o estados estructurales estimados de
la turbina (1) eólica; y
- la aplicación de control y/o monitorización es
una de las siguientes:
- (a)
- un control (13) aerodinámico de pala basándose en una entrada aerodinámica basándose en condiciones de flujo local en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una condición de flujo de viento local;
- (b)
- un servocontrol de paso basándose en fuerzas de cojinete y/o momentos de cojinete en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una fuerza de cojinete y/o un momento de cojinete;
- (c)
- un estimador de daño por fatiga basándose en cargas de larga duración en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una carga dentro de la turbina (1) eólica.
\vskip1.000000\baselineskip
2. Procedimiento según la reivindicación 1, en
el que el cálculo de la al menos una condición local se basa en una
relación no lineal entre estados.
3. Procedimiento según la reivindicación 1 o la
reivindicación 2, en el que el cálculo de la al menos una condición
local se basa en una relación dinámica entre estados.
4. Procedimiento según la reivindicación 1 o la
reivindicación 2, en el que el cálculo de la al menos una condición
local se basa en una relación lineal dada por un análisis de
perturbación de los estados con respecto a su valor constante.
5. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones 2 a 4, en el que el cálculo de la al menos una
condición local se basa también, además, en el resultado de al
menos una medición real.
6. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en el que al menos una señal de salida
se proporciona mediante la aplicación (13) de control y/o
monitorización y en el que estimar los estados se realiza basándose
en la al menos una señal de sensor real y la al menos una señal de
salida.
7. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en el que estimar estados comprende
estimar estados futuros.
8. Procedimiento según la reivindicación 7, en
el que uno o más conjuntos de estados futuros se estiman según uno
o más escenarios de entrada futuros.
9. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en el que estimar estados se basa en un
filtro lineal recursivo.
10. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la
aplicación de control y/o monitorización es un control (13)
aerodinámico de pala basándose en una entrada aerodinámica basándose
en condiciones de flujo local en el que la al menos una señal de
sensor virtual representa una condición de flujo de viento local y
porque el flujo local se calcula a partir de relaciones vectoriales
entre componentes de velocidad del viento estimadas y estados
estructurales estimados de la turbina (1) eólica.
11. Procedimiento según la reivindicación 10, en
el que la señal de sensor virtual representa una velocidad del
viento estimada y/o el ángulo de ataque del viento.
12. Procedimiento según la reivindicación 11, en
el que la señal de sensor virtual representa una velocidad del
viento estimada delante de una pala de rotor.
13. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 9, en el que la aplicación de control y/o
monitorización es un servocontrol de paso basándose en fuerzas de
cojinete y/o momentos de cojinete en el que la al menos una señal
de sensor virtual representa una fuerza de cojinete y/o un momento
de cojinete y en el que el modelo dinámico comprende además una
representación de torsión de pala.
\vskip1.000000\baselineskip
14. Dispositivo (10) para proporcionar al menos
una señal de sensor de entrada para un dispositivo de control y/o
monitorización respecto a una instalación (1), que comprende:
- al menos una unidad (7) de modelo que contiene
un modelo dinámico de la instalación (1) que está diseñada para
generar una representación de modelo de la instalación (1);
- al menos un estimador (5) de estado que
contiene una entrada de señal de sensor que puede conectarse a una
salida de un sensor (3) de la instalación (1) para recibir una señal
de sensor real proporcionada por dicho sensor (3), estando
conectado el al menos un estimador (5) de estado a la al menos una
unidad (7) de modelo para recibir una representación de modelo de
la instalación (1) y estando diseñado para estimar estados basándose
al menos en la al menos una señal de sensor real y la
representación de modelo de la instalación (1) y para generar
dichos estados estimados; y
- al menos un generador (9) de señal que está
conectado al estimador (5) de estado para recibir estados estimados,
estando diseñado el generador de señal para generar al menos una
señal de sensor virtual a partir de los estados estimados y que
comprende una salida que puede conectarse a un dispositivo (13) de
control y/o monitorización para generar dicha al menos una señal de
sensor virtual,
caracterizado porque
- la instalación es una turbina (1) eólica,
- el modelo dinámico comprende una
representación de dinámica estructural de la turbina (1) eólica y su
interacción con cizalladuras de viento y/o la estela de la turbina
eólica,
- los estados estimados son cizalladuras de
viento y/o estados de estela y/o estados estructurales estimados de
la turbina (1) eólica; y
- la aplicación de control y/o monitorización es
una de las siguientes:
- (a)
- un control (13) aerodinámico de pala basándose en una entrada aerodinámica basándose en condiciones de flujo local en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una condición de flujo de viento local;
- (b)
- un servocontrol de paso basándose en fuerzas de cojinete y/o momentos de cojinete en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una fuerza de cojinete y/o un momento de cojinete;
- (c)
- un estimador de daño por fatiga basándose en cargas de larga duración en el que la al menos una señal de sensor virtual representa una carga dentro de la turbina (1) eólica.
\vskip1.000000\baselineskip
15. Dispositivo de control para actuar sobre un
sistema controlado de una instalación (1) por medio de una señal de
control con el fin de influir en un valor real del sistema
controlado, comprendiendo el dispositivo de control:
- un controlador (13) que está diseñado para
generar y emitir, al menos basándose en una desviación del valor
real a partir de un punto de referencia o un valor de referencia,
una señal de salida de controlador que representa una señal de
control que va a generarse para el sistema controlado con el fin de
influir al menos de manera indirecta en dicho valor real;
- un actuador (15) que está conectado al
controlador (13) para recibir la señal de salida de controlador,
estando diseñado el actuador (15) para generar y emitir, basándose
en la señal de salida de controlador, dicha señal de control; y
- un dispositivo (10) para proporcionar al menos
una señal de sensor de entrada según la reivindicación 14, que está
conectado a al menos un sensor (3) del sistema controlado para
recibir una señal de sensor real proporcionada por dicho sensor
(3),
en el que
la señal de sensor virtual es el valor real que
va verse influido.
\vskip1.000000\baselineskip
16. Dispositivo de control según la
reivindicación 15, que comprende además
- una unidad (25) de modelo de actuador que está
conectada al controlador (13) para recibir la señal de salida de
controlador, conteniendo la unidad (25) de modelo de actuador un
modelo de actuador y estando diseñada para generar una señal de
control simulada basándose en la señal de salida de controlador y el
modelo de actuador,
- una unidad (29) de función de diferencia que
está conectada al actuador (15) para recibir la señal de control y
a la unidad (25) de modelo de actuador para recibir la señal de
control simulada y que está diseñada para generar y emitir una
señal de diferencia que representa la diferencia entre la señal de
control y la señal de control simulada;
en el que el controlador (13)
también está conectado a la unidad (29) de función de diferencia
para recibir la señal de diferencia y en el que el controlador (13)
está diseñado para generar y emitir dicha señal de salida de
controlador basándose en la señal de diferencia y la desviación del
valor real respecto al punto de referencia o el valor de
referencia.
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