ES2625057T3

ES2625057T3 - Controlador de apagado para una turbina eólica y método de apagado de una turbina eólica

Info

Publication number: ES2625057T3
Application number: ES12794171.4T
Authority: ES
Inventors: Keld Hammerum
Original assignee: Vestas Wind Systems AS
Current assignee: Vestas Wind Systems AS
Priority date: 2011-11-21
Filing date: 2012-11-21
Publication date: 2017-07-18
Anticipated expiration: 2032-11-21
Also published as: EP2786017B1; US9810199B2; WO2013075720A3; US20140334927A1; EP2786017A2; WO2013075720A2; CN104011378B; CN104011378A

Abstract

Controlador de apagado para una turbina eólica, comprendiendo el controlador al menos dos sensores que están adaptados para proporcionar datos de sensor significativos para diferentes estados mecánicos (x1, x8) en la turbina eólica, estando el controlador adaptado para proporcionar un estado estimado ( ) de la turbina eólica basándose en los datos de sensor de los al menos dos sensores, en el que el controlador está adaptado para comparar el estado de la turbina eólica con un límite de detección predefinido (XA), y para proporcionar una señal de apagado si el estado estimado está fuera del límite de detección, estando dicho controlador adaptado además para seleccionar entre diferentes esquemas de control, que especifican cada uno al menos uno del límite de detección y una estrategia de cabeceo de apagado; caracterizado porque dicho controlador está adaptado para determinar un historial de carga de fatiga y para seleccionar el esquema de control a partir del mismo.

Description

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DESCRIPCION

Controlador de apagado para una turbina eolica y metodo de apagado de una turbina eolica Introduccion

La invencion se refiere a un controlador de apagado para una turbina eolica.

Antecedentes de la invencion

Generalmente se aplican controladores de apagado y controladores de carga en turbinas eolicas para proteger la torre, palas, transmision, generador y otros componentes frente a una sobrecarga estructural.

La carga en una estructura de turbina eolica se deriva principalmente de la presion del viento sobre el plano del rotor y la torre. Por consiguiente, la carga depende de la velocidad del viento, turbulencia, densidad del viento y diversos ajustes incluyendo angulo de cabeceo y angulo de guinada de pala. Este ultimo expresa el angulo del arbol de rotor con respecto a la direccion del viento.

Las cargas se miden tradicionalmente mediante diversos sensores que miden diversos estados mecanicos de la turbina, denominados en el presente documento sensores de estado mecanico. Los ejemplos de tales sensores incluyen sensores para detectar la velocidad de rotacion, el nivel de oscilacion medido, por ejemplo, como aceleracion de la torre, la carga de pala medida, por ejemplo, mediante medidores de tensiones fijados a la rafz de la pala, y sensores de angulo de cabeceo de pala que determinan el angulo de ataque del viento y por tanto el grado de conversion de energfa eolica en energfa de rotor que puede tener lugar.

El apagado de turbina convencional se basa en entradas de sensores unitarios en las que una senal de sensor mide un estado, por ejemplo velocidad de rotor, y se inicia un apagado cuando la senal alcanza un lfmite predeterminado.

El documento US2011/084485 da a conocer un metodo en el que se determina un parametro de variacion que refleja la variacion de la potencia de rotor estimada, par motor o coeficiente de empuje a lo largo del tiempo. Entonces se controla la turbina eolica segun la senal de control normal unicamente si el parametro de variacion esta por debajo de un umbral de alerta, y de lo contrario segun una estrategia de control modificada.

El documento US2009/0261588 da a conocer un metodo para hacer funcionar una instalacion de energfa eolica. Se determinan un valor de flujo incidente oblicuo, que representa la diferencia entre la direccion del viento y la direccion de un eje de rotor de la instalacion de energfa eolica, y un valor de carga, que representa el estado de carga de la instalacion de energfa eolica. Se determina un valor de carga total basandose en el valor de carga y el valor de flujo incidente oblicuo. Se reduce la velocidad de rotacion del rotor o se apaga la turbina eolica cuando el valor de carga total esta por encima de valores lfmite respectivos.

El documento EP2458204 da a conocer un dispositivo de deteccion de vibracion del sistema generador de turbina eolica. El dispositivo comprende: una pluralidad de sensores de vibracion, que estan dispuestos en una pluralidad de componentes de un sistema generador de turbina eolica para adquirir senales de vibracion de los componentes; al menos un conmutador de vibracion, que esta dispuesto en una gondola del sistema generador de turbina eolica para detectar una senal de vibracion de la gondola y envfa una senal de defecto a un modulo de control si la senal de vibracion detectada de la gondola es mayor que un umbral de encendido del conmutador de vibracion segun la deteccion. El modulo de control se usa para apagar el sistema generador de turbina eolica segun la senal de defecto.

Descripcion de la invencion

Un objeto de la invencion es proporcionar proteccion mejorada de turbinas eolicas frente a fallos de sistema de control y sobrecarga estructural. Esto incluye proteccion frente a fallos sistematicos tales como fallos de software.

Por consiguiente, la invencion, en un primer aspecto, proporciona un controlador de apagado para una turbina eolica, comprendiendo el controlador al menos dos sensores que estan adaptados para proporcionar datos de sensor significativos para diferentes estados mecanicos en la turbina eolica, estando el controlador adaptado para proporcionar un estado estimado de la turbina eolica basandose en los datos de sensor de los al menos dos sensores, en el que el controlador esta adaptado para comparar el estado de la turbina eolica con un lfmite de deteccion predefinido y para proporcionar una senal de apagado si el estado estimado esta fuera del lfmite de deteccion predefinido.

En comparacion con la entrada de sensores unitarios, el controlador de apagado segun la invencion puede reducir la carga fija estructural necesaria para adaptarse a situaciones de fallo.

En el presente documento “estados mecanicos” debe entenderse generalmente como estados mecanicos y derivados. Los estados mecanicos se definen como estados de la estructura de la turbina eolica sin limitaciones a zonas espedficas de la turbina. A modo de ejemplos, los estados mecanicos pueden ser tensiones en la torre, palas, rotor, buje, o en cualquier parte en la turbina eolica, temperatura de la turbina eolica o incluso temperatura en la

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proximidad de la turbina eolica, velocidad, aceleracion y/u oscilacion de elementos estructurales tales como la torre, rotor o palas, etc.

En el presente documento, el estado mecanico de la turbina se representara mediante un vector x. Segun la invencion, este vector x se determina basandose en la entrada de varios sensores, por ejemplo una combinacion de una o mas senales de sensor que proporcionan, por ejemplo, la velocidad de rotor or, el angulo de cabeceo 0, la desviacion de torre yt o la desviacion de pala p, etc.

Resulta evidente que los riesgos estructurales estan estrechamente relacionados con el vector de estado x. Por ejemplo, el valor de la desviacion de la parte superior de la torre yt esta estrechamente relacionado con las cargas en la torre. De manera similar, la velocidad de rotacion or rige un gran conjunto de cargas en la turbina. La nocion de un espacio de estado motiva la introduccion de un espacio de estado admisible Xa. Este es el espacio de estado en el que las cargas en la turbina estan dentro de los lfmites de diseno.

En general para esquemas de control por realimentacion, el vector de control es una funcion del vector de estado x. En la practica, esto se implementa usando una estimacion del estado, obtenida o bien mediante mediciones (sensores) o bien mediante estimadores basados en modelo (por ejemplo, observadores).

Por consiguiente, la invencion proporciona un controlador de apagado mejorado que pasa de 1-d (unidimensional) a N-d (multidimensional) facilitando asf una proteccion mejorada en comparacion con los controladores de apagado del estado de la tecnica para turbinas eolicas.

El lfmite de deteccion puede expresarse como una envolvente, por ejemplo una envolvente convexa. Una envolvente convexa tiene la ventaja de que facilita la determinacion en lmea de si el vector de estado esta dentro de la envolvente o no, por ejemplo resolviendo un programa lineal.

Por consiguiente, el controlador puede estar particularmente adaptado para determinar si el estado de la turbina eolica esta dentro o fuera de la envolvente convexa resolviendo un programa lineal, por ejemplo incluyendo el uso de un algoritmo simplex.

Generalmente, el controlador de apagado puede aplicarse en cualquier clase de turbina eolica. Sin embargo, ventajosamente, el controlador se aplica en una turbina eolica de eje horizontal. Los al menos dos sensores reivindicados que estan adaptados para proporcionar datos de sensor significativos para diferentes estados mecanicos en la turbina eolica pueden ser de cualquier clase generalmente conocida en el control de turbinas eolicas, y pueden incluir, por ejemplo, sensores de curvado de pala, por ejemplo sensores de luz, etc., sensores de velocidad de rotor, sensores de curvado de rotor, sensores de aceleracion de torre, sensores de velocidad del viento, sensores de produccion de potencia, sensores de carga de transmision, etc.

La manera en la que el controlador de apagado compara el estado de la turbina eolica con un lfmite de deteccion predeterminado se describira con detalles adicionales con referencia a los dibujos a continuacion.

Generalmente, las turbinas eolicas se controlan mediante diversas funciones de control implementadas ffsicamente en una o mas unidades informaticas. En el presente documento, se hace referencia de manera general a “controlador de turbina eolica” como una combinacion de todas las funciones de control que tienen lugar en una turbina eolica, por ejemplo control de cargas, control de produccion de potencia y cumplimiento con la red electrica, control de emision de ruido, etc. El controlador de apagado segun esta invencion puede formar una parte integrada del controlador existente o uno de los controladores existentes en la turbina eolica, o puede formar una unidad separada en la turbina eolica.

El lfmite de deteccion puede definirse basandose en las propiedades estructurales de la turbina junto con las capacidades del mecanismo de apagado, por ejemplo, la velocidad de cabeceo durante el apagado.

Ademas, el controlador puede incluir medios de comunicacion, por ejemplo basados en comunicacion inalambrica, de modo que el controlador puede comunicarse con un dispositivo de cabeceo de palas e iniciar el apagado mediante cabeceo de palas.

La comunicacion tambien puede permitir al controlador ajustar la velocidad de un dispositivo de cabeceo. La velocidad puede ser o bien una velocidad fija que se mantiene durante el cabeceo de la pala, o bien la velocidad puede ser una velocidad variable, es decir una velocidad que se cambia durante el cabeceo de palas. La velocidad variable puede ser una velocidad variable gradual o una velocidad variable continua.

Puede ser una ventaja realizar el cabeceo de la pala de manera individual, por ejemplo para contrarrestar la cizalladura del viento, etc. El controlador de apagado segun la invencion puede comunicar senales de cabeceo con el dispositivo de cabeceo para varias palas de manera individual de modo que puede realizarse el cabeceo de las palas, por ejemplo, dependiendo de la cizalladura del viento o dependiendo de la medida de senales de sensor en palas individuales.

Adicionalmente, la comunicacion puede permitir al controlador de apagado ajustar un angulo de guinada de la

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turbina, la carga en el generador electrico en la turbina eolica, etc.

Dado que el controlador es un controlador de apagado, tambien debe ser estable y fiable en situacion de emergencia en la que se necesita un apagado rapido. Con ese fin, el controlador y cualquier medio de comunicacion con el dispositivo de cabeceo deben tener alimentacion de emergencia, por ejemplo por batena, etc. Con ese fin, el dispositivo de cabeceo tambien debe tener alimentacion de emergencia o la estructura del dispositivo de cabeceo y las palas deben ser de modo que las palas se estabilizaran tras el fallo de la fuente de alimentacion o tras el fallo de la comunicacion con el controlador segun esta invencion.

El lfmite de deteccion Xd puede depender de las limitaciones aplicables a la estrategia de apagado. El lfmite de deteccion puede definirse basandose en una limitacion que incluye una velocidad fijada mediante la cual puede realizarse el cabeceo de las palas de la turbina eolica mediante el dispositivo de cabeceo de palas, o basandose en una velocidad variable, por ejemplo basandose en la velocidad o aceleracion de cabeceo de las palas. Con ese fin, el lfmite de deteccion puede definirse de modo que se tiene en consideracion la velocidad que puede obtenerse mediante la cual puede realizarse el cabeceo de las palas de la turbina eolica mediante el dispositivo de cabeceo de palas. Es decir, un dispositivo de cabeceo de palas que reacciona lentamente puede requerir un lfmite de deteccion Xd menor.

El lfmite de deteccion puede definirse generalmente basandose en diferentes mediciones incluyendo, pero sin limitarse a, angulo de cabeceo, por ejemplo angulo de cabeceo individual para cada pala de la turbina eolica, velocidad de rotor or, angulo de cabeceo 0, desviacion de torre yt y desviacion de pala p. El lfmite de deteccion puede ajustarse de manera adaptativa basandose en datos historicos tales como un numero de acontecimientos de una clase particular, por ejemplo un numero de cargas excesivas, un numero de revoluciones del rotor, antiguedad de la turbina, etc.

El controlador puede estar adaptado, por ejemplo, para funcionar con un esquema de control que especifica el lfmite de deteccion y/o una estrategia de cabeceo de apagado para la turbina eolica. La estrategia de cabeceo de apagado puede especificar, por ejemplo, un perfil de velocidad o aceleracion para el cabeceo de palas, o puede especificar si debe realizarse el cabeceo de las palas simultaneamente o de manera individual.

El controlador selecciona entre diferentes esquemas de control que estan predefinidos para la turbina eolica. La seleccion puede basarse en la antiguedad de la turbina o basarse en la cantidad de acontecimientos en los que se ha superado el espacio de estado admisible.

El esquema de control o al menos el lfmite de deteccion puede ajustarse de manera adaptativa basandose en acontecimientos en la turbina eolica. Por ajustarse de manera adaptativa quiere decirse, en el presente documento, que o bien se cambia de manera continua o bien se cambia de manera gradual con determinados intervalos. El ajuste puede basarse en la antiguedad de la turbina eolica y/o basarse en cargas experimentadas, por ejemplo cargas extremas. Como ejemplo, puede grabarse un historial de carga, analizarse y usarse para tal adaptacion.

En una realizacion, se cuenta un numero de cargas experimentadas por encima de un lfmite predefinido y se usa el numero para seleccionar un esquema de control adecuado. En otra realizacion, se determina un historial de carga de fatiga a partir de los datos de carga historicos, y se selecciona el esquema de control a partir del mismo.

En un segundo aspecto, la invencion proporciona un metodo de apagado de una turbina eolica, comprendiendo el metodo proporcionar al menos dos conjuntos de datos diferentes, siendo los conjuntos significativos para diferentes estados mecanicos en la turbina eolica, comprendiendo el metodo proporcionar a partir de los al menos dos conjuntos de datos diferentes, un estado de la turbina eolica y apagar la turbina eolica basandose en una comparacion entre el estado de la turbina eolica y un lfmite de deteccion predeterminado.

El lfmite de deteccion puede definirse basandose en las propiedades estructurales de la turbina, por ejemplo la resistencia de componentes clave junto con las capacidades del sistema de apagado, por ejemplo la velocidad de cabeceo maxima durante el apagado, la capacidad para realizar el cabeceo para las palas de manera individual, la capacidad para controlar la velocidad o aceleracion del cabeceo, etc.

El metodo puede comprender las etapas de:

determinar el lfmite de deteccion como una envolvente convexa; y

determinar si el estado de la turbina eolica esta dentro de la envolvente resolviendo un programa lineal.

La resolucion del programa lineal puede implicar particularmente el uso de un algoritmo simplex.

Generalmente, el metodo puede incluir cualquier etapa implfcita en el controlador segun el primer aspecto.

Breve descripcion de los dibujos

Ahora se describira la invencion a modo de ejemplo con referencia a las siguientes figuras en las que:

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la figura 1 ilustra una funcion de control relacionada con la seguridad activada en el tiempo t0, llevando el vector de estado al conjunto objetivo S (parada) en el tiempo tf. Derecha: ilustracion grafica del espacio de funcionamiento normal Xn y el espacio de estado admisible Xa;

la figura 2 ilustra en el lado izquierdo un umbral trivial alcanzado demasiado tarde como para evitar un efecto de honda, superando de ese modo el espacio de estado admisible. En el lado derecho, la figura 2 ilustra un lfmite de deteccion multidimensional Xd segun la invencion y que permite una deteccion mas temprana de la trayectoria Xn que abandona el espacio normal Xn, manteniendo asf la trayectoria de estado dentro del espacio admisible Xa;

la figura 3 ilustra que se usan entradas de sensor para estimar estados de la estructura mecanica, proporcionando entrada al algoritmo de deteccion en el controlador de apagado.

Descripcion detallada de realizaciones

El alcance adicional de aplicabilidad de la presente invencion resultara evidente a partir de la siguiente descripcion detallada y ejemplos espedficos. Sin embargo, debe entenderse que la descripcion detallada y los ejemplos espedficos, aunque indican realizaciones preferidas de la invencion, se facilitan unicamente a modo de ilustracion, ya que diversos cambios y modificaciones dentro del alcance de la invencion resultaran evidentes para los expertos en la tecnica a partir de esta descripcion detallada.

El estado estimado de la turbina se denomina en el presente documento la informacion necesaria para predecir los estados futuros dadas entradas futuras. Tal como se menciono anteriormente, se representara mediante un vector x. Este vector contiene cantidades tales como velocidad de rotor or, angulo de cabeceo 0, desviacion de torre yt y desviacion de pala p.

Ademas del vector de estado, se define un vector u de senales de control. Para turbinas controladas por cabeceo, de velocidad variable, este vector incluye referencias de angulos de cabeceo individuales y la referencia de potencia para el sistema de conversion de potencia.

En el funcionamiento normal con un controlador no defectuoso, la relacion funcional entre el vector de estado y el vector de control se denomina UN.

En resumen, se tiene:

imagen1

Resulta evidente que los riesgos estructurales estan estrechamente relacionados con el vector de estado x. Por ejemplo, el valor de la desviacion de la parte superior de la torre yt esta estrechamente relacionado con las cargas en la torre. De manera similar, la velocidad de rotacion or rige un gran conjunto de cargas en la turbina. La nocion de un espacio de estado motiva la introduccion de un espacio de estado admisible Xa. Este puede definirse, por ejemplo, como el espacio de estado en el que las cargas en la turbina estan dentro de los lfmites de diseno o dentro de lfmites que se definen para la turbina eolica.

En funcionamiento normal el vector de estado seguira una trayectoria regida por el esquema de control normal. Representese esta trayectoria por xN(t). El esquema de control normal se optimiza para proporcionar el compromiso optimo entre produccion de energfa, calidad de potencia, cargas de fatiga y cargas extremas:

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de manera que

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En lo anterior, la funcion f representa una funcion compleja para el coste Jn. Ademas, el esquema esta sujeto a limitaciones para las velocidades de cabeceo y referencia de potencia tal como se implica por las limitaciones anteriores.

La trayectoria debe estar preferiblemente dentro del espacio de estado admisible Xa para evitar sobrecarga estructural. El espacio abarcado por el funcionamiento normal se denominara Xn.

Como resultado de lo anterior, el requisito global para las funciones de control relacionadas con la seguridad es mantener el vector de estado dentro del espacio de estado admisible Xa:

imagen7

La trayectoria de funcionamiento normal Xn(t) esta, por definicion, dentro del espacio de estado admisible:

imagen8

Por tanto, una solucion sera designar el esquema de control normal como relacionado con la seguridad e implementar todos los sensores, logica y accionadores usando los principios requeridos para aplicaciones relacionadas con la seguridad, veanse las normas de seguridad funcional relevantes.

Sin embargo, esta solucion es sobreconservadora ya que las trayectorias fuera de Xn solo pondran en peligro la integridad estructural si no estan dentro de Xa. Ademas, los lfmites de Xn constituyen una forma bastante compleja, aumentando significativamente la complejidad de cualquier algoritmo disenado para la deteccion de la trayectoria de funcionamiento que se desvfa fuera de los lfmites de Xn. Finalmente, es probable que actualizaciones en el esquema de control normal cambien Xn. Esto requerira, a su vez, actualizaciones costosas de las funciones de control relacionadas con la seguridad, aunque el Xn cambiado todavfa este dentro del espacio admisible Xa.

Ahora, se supone una funcion de control relacionada con la seguridad Us que protege frente a riesgos asociados con fallo de la funcion de control normal. En general, el objetivo para un esquema de control de este tipo sera llevar la maquina a una parada en el tiempo mas breve posible. En teona de control optimo, este objetivo se define con frecuencia como llevar el estado al interior del conjunto objetivo S:

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J = {dt = At , tf = argmin (x(/)|x e s)

to 1

de manera que

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0l=02 =03 =k>O

k>0l=02 k>0> 0

0.

>k

= 03>O , i = 1,2,3 i = 1,2,3

Diferentes conjuntos de limitaciones que implican aumentar la complejidad del accionador

En la formulacion anterior, se mencionan diferentes conjuntos de limitaciones para mostrar a modo de ejemplo que las limitaciones para funciones de control relacionadas con la seguridad pueden diferir de las limitaciones impuestas sobre el sistema de control normal. La primera limitacion implica que solo se permite cabeceo colectivo, de velocidad constante, mientras que la ultima limitacion permite control de cabeceo individual con accion positiva y negativa dentro de la velocidad maxima k. Para turbinas eolicas que usan un circuito hidraulico alimentado por acumulador

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para el accionamiento relacionado con la seguridad del cabeceo de pala, con frecuencia las velocidades de cabeceo de pala se limitan a no ser negativas durante un apagado. Combinando esto con la capacidad para controlar el cabeceo de emergencia de manera individual para cada pala se obtiene como resultado la tercera lmea de limitaciones anterior. En general, puede esperarse que limitaciones amplias sobre la accion de cabeceo proporcionen trayectorias mas optimas, con el coste de aumentarse la complejidad. Por otro lado, limitaciones estrechas (por ejemplo cabeceo colectivo, a velocidad constante) disminuyen la complejidad, pero requieren mas margen de maniobra en cuanto a la carga para situaciones de apagado.

Los terminos y mecanismos descritos anteriormente pueden ilustrarse tal como se muestra en la figura 1.

El diagrama en el lado izquierdo muestra una vista bidimensional de una trayectoria de estado, con la velocidad de rotor y la desviacion de torre como ejes. La trayectoria en verde representa el funcionamiento estando la turbina controlada mediante el controlador normal. Ahora, se supone que la velocidad de rotacion supera un lfmite predefinido r, lo que activa una funcion de control relacionada con la seguridad (representada en este caso mediante una simple proteccion frente a exceso de velocidad). La funcion de control relacionada con la seguridad orquestra un apagado de turbina, llevando la turbina al conjunto objetivo S (por ejemplo parada). Observese que el comportamiento de honda implica que la dinamica estructural inherente rige el trayecto por el cual puede llevarse el estado al conjunto objetivo. La torre de turbina muestra un comportamiento oscilante durante el apagado, indicado por la trayectoria en rojo que abarca un amplio intervalo de desviaciones de la parte superior de la torre yt. En el ejemplo, esta oscilacion extrema esta impulsada por diseno, indicado por el punto mas a la izquierda que define el lfmite del espacio de estado admisible Xa.

En el lado derecho de la figura 1 se proporciona una representacion grafica del espacio de estado, siendo el espacio en verde el espacio para el funcionamiento normal. Observese que el espacio tiene una forma compleja, que indica que no esta definido por lfmites ffsicos sencillos, sino por una funcion de coste compleja para el funcionamiento de la turbina global. Ademas, observese que Xn no se extiende hasta los lfmites de Xa, lo que indica que el funcionamiento normal en general no es el elemento impulsor de diseno para cargas extremas.

Ahora, resulta evidente a partir del lado derecho de la figura 1 que el umbral de velocidad de rotor unidimensional no forma un espacio cerrado. Es decir, el vector de estado puede escaparse en numerosas direcciones sin superar el umbral r. El lado izquierdo de la figura 2 muestra un ejemplo. En este caso, se preve un fallo en el controlador normal para crear un gran empuje, provocando en ultima instancia una gran desviacion de la parte superior de la torre yt. Ahora, dado que el empuje esta correlacionado con la velocidad de rotacion, la turbina presenta en ultima instancia un exceso de velocidad. Es decir, alcanza el umbral r en el tiempo to, lo cual activa la funcion de control relacionada con la seguridad que orquestra la secuencia de apagado. Sin embargo, tal como se muestra en la figura, el efecto de honda provoca que se supere la carga de diseno, lo que se ilustra por la trayectoria de estado que supera el espacio de estado admisible.

El lado derecho de la figura 2 ilustra la funcionalidad que protege frente a superar la carga de diseno. Segun la invencion, se expande un umbral en el espacio de estado para ser multidimensional, formando de ese modo un conjunto Xd, actuando su Kmite como umbral en el espacio de estado multidimensional. Tal como se indica en la figura, se preve que tal concepto capte trayectorias de estado anomalo antes que en el caso para umbrales triviales tales como la proteccion frente a exceso de velocidad. Dado que los Kmites de Xd se determinaran mediante la estructura mecanica y la dinamica estructural, se espera que la forma de Xd quede escrita por un politopo, posiblemente en combinacion con hiperelipsoides, por ejemplo en caso de trayectorias de sistemas mecanicos mal amortiguados.

Dos elementos impulsores para el diseno de sistema son

- Dimension del conjunto de deteccion Xd. Es decir, ^que estados se necesita medir/estimar para garantizar que la trayectoria se mantiene dentro del espacio admisible? En ultima instancia, esto equivale a la necesidad de sensores relacionados con la seguridad.

- Limitaciones de accionador. Tal como se menciono anteriormente, limitaciones estrechas sobre las velocidades de cabeceo limitaran la funcionalidad de la funcion de control relacionada con la seguridad, requiriendo en ultima instancia mas margen de maniobra entre el espacio de deteccion Xd y el espacio admisible Xa.

Si no puede detectarse una carga de rotor no uniforme, se necesita que la carga de pala sea parte del espacio de deteccion Xd. Si no puede prevenirse una carga de rotor no uniforme, excesiva, mediante estimacion de carga de pala sola, la combinacion de angulos de cabeceo y carga de pala puede formar un lfmite de proteccion de Xd.

La velocidad de rotacion puede dar lugar, por si misma, a una carga excesiva, por ejemplo, del generador. Por tanto, puede preferirse una medicion de la velocidad de rotor. La excitacion harmonica de la estructura de la torre puede conducir a sobrecarga estructural sin que se supere ninguna de las otras cantidades medidas. Por tanto, se prefiere una medicion de la aceleracion lateral y longitudinal de la parte superior de la torre. Puede suponerse una estimacion de velocidad y posicion. Debido a la propiedad de media nula de la velocidad, la velocidad se obtiene como resultado de integracion, mientras que la posicion puede observarse debido a la carga de pala medida

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proporcionando esencialmente una estimacion de empuje.

Para el accionamiento de cabeceo que puede usarse para las funciones de control relacionadas con la seguridad, pueden realizarse las siguientes suposiciones:

• Solo se requiere accion de cabeceo positivo. De manera general, esto significa que solo se necesita reduccion de sustentacion de pala para la secuencia de apagado.

• Las palas deben controlarse de manera individual, permitiendo el control de cargas de inclinacion/guinada tambien durante el apagado.

• La velocidad de cabeceo debe ser variable durante el apagado. Resultados de la teona de control optimo mencionan que el maximo esfuerzo es siempre la solucion optima para problemas de tiempo mmimo, pero este resultado solo es valido para problemas sin limitaciones de estado. Como el espacio de estado admisible Xa constituye de hecho un conjunto de limitaciones de estado, el maximo esfuerzo (cabeceo tan rapido como sea posible) no es necesariamente la solucion optima.

Por tanto, las limitaciones de accionador pueden resumirse brevemente como

k>0i> 0 , i -1,2,3

Siendo k la velocidad de cabeceo maxima, por ejemplo 20°/s.

De manera grafica, las funciones relacionadas con la seguridad para la sobrecarga estructural pueden representarse tal como se muestra en la figura 3. En este caso, se alimentan valores medidos a un estimador de estado (por ejemplo, un filtro de Kalman), que proporciona entrada a un algoritmo que detecta si se supera Xd. Ademas, los estados estimados se alimentan al controlador de apagado que puede usar las estimaciones de estado para la secuencia de apagado.

Particularmente, el lfmite de deteccion puede expresarse como una envolvente convexa, y el estado de la turbina eolica puede expresarse como un parametro que esta o bien dentro de la envolvente convexa o bien fuera de la envolvente convexa, es decir, si el parametro esta fuera del lfmite de la envolvente convexa, la turbina eolica puede apagarse ventajosamente. Puede usarse programacion lineal para determinar si el parametro esta dentro del lfmite, por ejemplo segun el siguiente ejemplo:

EJEMPLO 1

El ejemplo 1 ilustra como puede formularse el problema de deteccion de envolvente como un programa lineal. Este problema puede resolverse mediante el algoritmo simplex.

Se facilita un conjunto finito P de n puntos en con la propiedad de que el origen (0,..., 0) esta en el interior de la

envolvente convexa de P y se facilita un unico punto r = 0i< ■■■ < rd) *= ^ . Se desea determinar si r esta o no en el interior de la envolvente convexa P. Sean los puntos de P (pii, pi2, ..., pid), siendo i = 1,...,n. Por definicion, r esta en la envolvente convexa (posiblemente en el lfmite) si hay numeros reales no negativos X1, ..., Xn de modo que

.

= 1

y

• Para todo j e (1, ..., d), se tiene

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Se observa que dado que el origen O esta en el interior de la envolvente convexa, se tiene que r esta en la envolvente convexa si y solo si todos los puntos en el segmento de lmea entre 0 y r estan en la envolvente convexa, es decir, todos los puntos de la forma sr para s e [0,1]. Ademas, r esta en el interior de la envolvente convexa si para algun h>1, todos los puntos de la forma sr para s e [0, h] estan en la envolvente convexa. En otras palabras, r esta en el interior de la envolvente convexa del conjunto de puntos P si y solo si el valor de solucion optima al programa lineal facilitado por:

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max s de manera que

Z?=1 h = 1

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es estrictamente mayor que 1.

Este programa puede formularse como un problema de optimizacion lineal convencional de la siguiente manera:

donde

mincTx

X

Ax = b bi<x<bu

de manera que

X E

on+l

= [^l ^2 ■" 5]7

c E Mn+1 = [0 0 ••• 0 1 p

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b E Rd+1 = [10

E Mn+1 = [0 0

K E

on+l

[ 1 1

0 of

0 -if

1 of

En esta formulacion, las limitaciones de igualdad se formulan mediante la matriz A y el vector b. El vector bl proporciona el Kmite inferior para s, equivalente al criterio anteriormente mencionado de que la solucion debe ser estrictamente mayor que uno. La inversion de signo procede del hecho de que el problema se reformula como un problema de minimizacion en lugar de un problema de maximizacion.

El vector bu proporciona el lfmite superior (trivial) para los valores de X (unidad) junto con el lfmite para s, lo que refleja una anulacion de la limitacion s > 0 en la formulacion original.

La formulacion compacta basada en matriz se alimenta facilmente en implementaciones convencionales del algoritmo simplex.

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REIVINDICACIONES

Controlador de apagado para una turbina eolica, comprendiendo el controlador al menos dos sensores que estan adaptados para proporcionar datos de sensor significativos para diferentes estados mecanicos (x-i, xs)

A

en la turbina eolica, estando el controlador adaptado para proporcionar un estado estimado (X) de la turbina eolica basandose en los datos de sensor de los al menos dos sensores, en el que el controlador esta adaptado para comparar el estado de la turbina eolica con un Kmite de deteccion predefinido (Xa), y para proporcionar una senal de apagado si el estado estimado esta fuera del lfmite de deteccion, estando dicho controlador adaptado ademas para seleccionar entre diferentes esquemas de control, que especifican cada uno al menos uno del lfmite de deteccion y una estrategia de cabeceo de apagado; caracterizado porque dicho controlador esta adaptado para determinar un historial de carga de fatiga y para seleccionar el esquema de control a partir del mismo.

Controlador segun la reivindicacion 1, adaptado para comunicarse con un dispositivo de cabeceo de palas de modo que se inicia el apagado mediante cabeceo de palas.

Controlador segun la reivindicacion 2, adaptado para comunicar una velocidad de cabeceo al dispositivo de cabeceo de palas.

Controlador segun cualquiera de las reivindicaciones 2 o 3, adaptado para comunicar una senal de cabeceo para varias palas de manera individual de modo que puede iniciarse el apagado mediante cabeceo de palas individuales.

Controlador segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el estado estimado contiene al menos dos cantidades seleccionadas del grupo que consiste en velocidad de rotor or, angulo de cabeceo 0, desviacion de torre yt y desviacion de pala p.

Controlador segun la reivindicacion 1, adaptado para seleccionar entre los esquemas de control basandose en la antiguedad de la turbina.

Controlador segun cualquiera de las reivindicaciones 1 o 6, adaptado ademas para seleccionar entre diferentes esquemas de control basandose en cargas experimentadas.

Controlador segun cualquiera de las reivindicaciones 1 o 6-7, adaptado para contar un numero de cargas experimentadas por encima de un lfmite de carga predefinido y para usar ese numero para seleccionar un esquema de control adecuado.

Controlador segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, adaptado ademas para ajustar de manera adaptativa el lfmite de deteccion basandose en datos historicos relacionados con la turbina eolica.

Controlador segun cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el lfmite de deteccion se expresa como una envolvente convexa.

Metodo de apagado de una turbina eolica en caso de emergencia, comprendiendo el metodo proporcionar al menos dos conjuntos de datos diferentes, siendo los conjuntos significativos para diferentes estados mecanicos (x-i, xs) en la turbina eolica, comprendiendo el metodo proporcionar, a partir de los al menos dos

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conjuntos de datos diferentes, un estado (X) de la turbina eolica y apagar la turbina eolica basandose en una comparacion entre el estado de la turbina eolica y un lfmite de deteccion predefinido (Xa), en el que dicho esquema de control se selecciona entre diferentes esquemas de control que especifican cada uno al menos uno del lfmite de deteccion y una estrategia de cabeceo de apagado; caracterizado porque se determina un historial de carga de fatiga mediante dicho controlador y se selecciona un esquema de control a partir del mismo.

Metodo segun la reivindicacion 11, en el que el lfmite de deteccion se define al menos parcialmente basandose en capacidades de un sistema de apagado de la turbina eolica.

Metodo segun la reivindicacion 11 o 12, en el que el lfmite de deteccion se define al menos parcialmente basandose en propiedades estructurales de la turbina.

Metodo segun las reivindicaciones 11-13, que comprende determinar el lfmite de deteccion como una envolvente convexa.