ES2887298T3

ES2887298T3 - Método para el funcionamiento de una turbina eólica

Info

Publication number: ES2887298T3
Application number: ES19150807T
Authority: ES
Inventors: Michael Niss
Original assignee: Nordex Energy SE and Co KG
Current assignee: Nordex Energy SE and Co KG
Priority date: 2019-01-08
Filing date: 2019-01-08
Publication date: 2021-12-22
Anticipated expiration: 2039-01-08
Also published as: DK3680479T3; US20200217298A1; EP3680479A1; EP3680479B1; US11629695B2

Abstract

Un método para el funcionamiento de una turbina eólica, que tiene los siguientes pasos: a. Se determina un parámetro indicativo (A(t)) de un viento que incide en la turbina eólica a partir de los valores actuales de la velocidad del generador (nGen(t)) y/o de la velocidad del viento (vviento(t)) en cada momento (t), b. Se forma una variable de cambio temporal (dA(t)) para el parámetro (A(t)) en cada momento (t), c. Para las variables de cambio temporal (dA(t)), ocurridas en un intervalo de tiempo pasado ([t-T, t]), se calcula el tercer y/o cuarto momento estadístico (M3, M4) para una distribución de los valores de cambio temporal en el intervalo de tiempo ([t-T, t]), d. Si al menos uno de los momentos estadísticos (M3, M4) supera un valor de umbral de corte predeterminado, se establece una señal de detección (CEGLM) para una ráfaga extrema, que desencadena uno o ambos de los siguientes pasos del método: i. Un valor de consigna para el ángulo de inclinación de las aspas (θset) se incrementa y ii. Se reduce un valor de consigna para la velocidad del generador (nGen,set).

Description

DESCRIPCIÓN

Método para el funcionamiento de una turbina eólica

La presente invención se refiere a un método para operar una turbina eólica.

Ciertos requisitos de diseño para la construcción de turbinas eólicas se especifican en normas, como por ejemplo la IEC 61400-1 (2014-04). En el capítulo 6.3.2 de la norma IEC 61400-1 (2014-04) se describen situaciones de viento extremas, como las que se producen, por ejemplo, en los picos de velocidad del viento durante las tormentas y en los cambios rápidos de velocidad y dirección del viento. El método según el objeto de la invención se refiere en particular a una Mitigación de la Carga de Ráfagas Extremas (EGLM por sus siglas en inglés), es decir, una evasión de las cargas debidas a las ráfagas extremas.

A partir del documento WO 2011/042369 A2 se conoce un método de control para una turbina eólica, en el que se determina un parámetro de variación que representa una varianza de un parámetro de funcionamiento en el tiempo. Por ejemplo, el ángulo de inclinación de las aspas, la velocidad del rotor, una velocidad del generador de la turbina eólica y la velocidad del viento se evalúan por la presente como parámetros de funcionamiento. El parámetro de variación refleja la variación de los parámetros de funcionamiento a lo largo del tiempo, donde aquí se orienta hacia la desviación estándar y la varianza o la media de los parámetros.

En el documento EP 2860394 A2 se conoce un sistema y un método para evitar cargas excesivas en una turbina eólica. El método incluye los pasos para determinar un parámetro de instalación actual, en el que se accede a un estado de funcionamiento de la turbina eólica para ello, que es negativo para el funcionamiento de la turbina eólica. Los estados de funcionamiento de la turbina eólica se guardan para una determinada duración de tiempo y se determina una desviación estándar para las variables guardadas. A partir de estas variables se determinan los futuros parámetros de la turbina eólica, en los que se determina un tamaño máximo en función de la desviación estándar de los parámetros guardados. La turbina eólica se controla entonces en función de la diferencia entre el parámetro máximo de la turbina eólica y el valor de consigna del parámetro, con el fin de evitar cargas excesivas en la turbina eólica.

En el documento WO 2017/000953 A1 se dio a conocer un método para determinar la sobrecarga máxima de una turbina eólica que trabaja en condiciones no estándar.

En el documento WO 2011/161434 se conoce un método para controlar una turbina eólica, en el que se guardan datos de entrenamiento para una o más variables capturadas. Se asigna una categoría de riesgo a los datos de entrenamiento basándose en los datos medidos. Durante el funcionamiento de la turbina eólica, se determina un riesgo de ráfaga en el que se extrae periódicamente un vector característico de los datos medidos y se compara con las variables obtenidas de los datos de entrenamiento. Para la comparación se utiliza, por ejemplo, la media o la covarianza. En las multidimensiones, se utiliza la distancia de Mahalanobis para evaluar el riesgo de ráfaga.

Un paso decisivo en la detección es detectar lo antes posible las condiciones extremas que surjan, en particular las ráfagas de viento extremas. El objeto de la invención es, por tanto, proporcionar un método para la detección temprana de ráfagas de viento extremas. Según la invención, el objeto se resuelve mediante un método con las características de la reivindicación 1. Las realizaciones ventajosas del método constituyen el objeto de las reivindicaciones dependientes.

El método de acuerdo con la invención tiene las características de la reivindicación 1. El método de acuerdo con la invención se proporciona y determina para el funcionamiento de una turbina eólica, en donde se debe detectar una señal de detección de una ráfaga extrema y se deben iniciar los pasos correspondientes del método para proteger la turbina eólica. En el caso del método según la invención, un parámetro indicativo para un viento que incide en la turbina eólica se determina continuamente a partir de los valores actuales para la velocidad del generador y/o la velocidad del viento. "Continuamente" o, respectivamente, "en cualquier momento" significa que, por ejemplo, el parámetro se determina actualmente en incrementos de tiempo especificados de forma regular o irregular. El parámetro se caracteriza porque es indicativo del viento que incide en la turbina eólica y accede para ello a uno o ambos valores de la velocidad del generador y de la velocidad del viento. En una etapa del método, se determina una variable de cambio temporal para cada punto del tiempo. El método de acuerdo con la invención se orienta así directamente al cambio del parámetro. En un paso más, se evalúan las variables de cambio temporal para un intervalo de tiempo pasado. En un intervalo de tiempo se produce un determinado número de valores de medición, que tienen lugar para un número correspondiente de variables de cambio temporal. Las variables de cambio temporal son valores a través de los cuales se pueden obtener estadísticas y que tienen una determinada distribución de frecuencia en el marco de las estadísticas. Para las variables de cambio temporal, que se produjeron en un intervalo de tiempo pasado, se calcula el tercer y/o cuarto momento estadístico para su distribución. El tercer momento estadístico también se denomina a veces tercer momento central. Después de su normalización, este momento también se llama asimetría. El cuarto momento estadístico también se denomina a veces cuarto momento central y describe la curtosis después de su normalización. La asimetría y la curtosis se describen a veces juntas como momentos superiores. La curtosis especifica una medida para la desviación de la distribución normal, mientras que la asimetría se utiliza como medida de la desviación de una distribución simétrica.

A partir de al menos uno de los momentos estadísticos, se realiza una comparación con un valor de umbral de corte predeterminado. Si al menos uno de los momentos estadísticos supera el valor del umbral de corte predeterminado, se establece una señal de detección de una ráfaga extrema. La señal de detección desencadena un aumento del ángulo de inclinación de las aspas y/o una reducción de la velocidad del generador. Para el aumento del ángulo de inclinación de las aspas, un valor real del ángulo de inclinación de las aspas se incrementa en un valor de desviación, preferentemente a partir de un valor de consigna del ángulo de inclinación de las aspas. El valor de consigna para el ángulo de inclinación de las aspas también se puede ajustar a un valor constante predeterminado. Para reducir el valor de consigna de la velocidad del generador, se reduce en un valor de desviación, preferiblemente a partir de un valor real de la velocidad del generador. También en este caso, el valor de consigna de la velocidad del generador se puede ajustar a un valor constante predeterminado. Cuando se utilizan valores constantes, ya sea para la velocidad del generador o para el ángulo de inclinación de las aspas, hay que tener en cuenta que los valores predeterminados conducen a un aumento del ángulo de inclinación de las aspas o a una reducción de la velocidad del generador. El método de acuerdo con la invención es muy sensible para las ráfagas emergentes en particular debido al cambio hacia el tercer y cuarto momento estadístico. La invención se basa en el conocimiento de que un cambio en la distribución hacia una separación asimétrica y hacia una desviación de una distribución normal ocurre primero en una distribución de los parámetros antes de un cambio en la media y antes de un cambio en la desviación estándar como el segundo momento estadístico.

Estas variables descritas por el tercer y cuarto momento estadístico deberían aparecer en los datos considerablemente antes, como se ha revisado empíricamente. Además de esto, la captación del tercer y cuarto momento estadístico es posible con una fiabilidad muy alta para que no haya deterioro en el funcionamiento de la turbina eólica. Además de esto, se ha detectado en el caso de la invención la orientación hacia una distribución de las variables de cambio temporal y no hacia una distribución de los propios parámetros.

En un desarrollo adicional preferido del método según la invención, se aplica una forma de cociente diferencial o una forma de derivada temporal para la variable de cambio temporal. La derivada temporal se puede aproximar de diferentes maneras. Al considerar la variable de cambio temporal, es importante tener en cuenta que en cada momento o en casi cada momento se define una variable de cambio temporal, que también es accesible para la evaluación.

En otra realización preferida, el parámetro indicativo de un viento que incide en la turbina eólica es el producto de la velocidad del generador y la velocidad del viento. La velocidad del viento se puede orientar hacia una velocidad del viento medida o estimada, por ejemplo. Incluso el uso de un estimador de la velocidad del viento para la turbina eólica proporciona aquí resultados muy fiables. La velocidad del generador puede orientarse hacia un valor medido de la velocidad o hacia un valor de consigna para la velocidad del generador, que está predeterminado por un controlador.

Como ya se ha mencionado, los momentos estadísticos tercero y cuarto son los momentos que también se denominan normalmente tercer momento central y cuarto momento central en estadística. El tercer momento estadístico resulta así como el valor esperado formado de la tercera potencia de la desviación del valor esperado de la distribución de los valores de la distribución. Es decir:

donde E () es la formación del valor esperado de una variable aleatoria y p = E(X) es el valor esperado de la distribución. La ecuación anterior se debe referir tanto a las variables aleatorias continuas como a las discretas en su notación. Para el cálculo, se pueden utilizar métodos numéricos iterativos para calcular continuamente el tercer momento estadístico, por ejemplo.

La regla es, por tanto, que el valor esperado se calcula primero para los valores de cambio registrados en el intervalo de tiempo. A continuación, se considera la desviación del valor respecto al valor esperado en la tercera potencia y se determina el valor esperado para esta variable.

Del mismo modo, en el caso del cuarto momento estadístico, que describe la curtosis después de la normalización, resulta la siguiente fórmula

donde E () es la formación del valor esperado de una variable aleatoria X.

En una realización especialmente preferida del método según la invención, se proporciona un valor de desviación A9 para el ángulo de inclinación 9 de las aspas, que depende del valor del tercer y/o cuarto momento estadístico. En el caso de un valor creciente para el tercer y/o cuarto momento estadístico, la variable del valor de desviación también aumenta. Este enfoque se basa en el hecho de que, con un aumento de la asimetría, es decir, una desviación creciente de una distribución simétrica, se esperan cambios más fuertes de una ráfaga extremadamente fuerte, de modo que es ventajoso en este caso reducir la potencia recibida del viento en un grado creciente mediante un valor de desviación mayor para el ángulo de inclinación de las aspas. Otro enfoque utiliza una dependencia del desviación del ángulo de inclinación en el momento de flexión de las aspas es aún mejor, en el que valores crecientes en el momento de flexión fuera del plano conducen a una mayor desviación del ángulo de inclinación.

De forma similar a como los momentos estadísticos establecen la señal de detección de una ráfaga extrema cuando se supera un valor de umbral de desconexión, el control de la turbina eólica vuelve al funcionamiento normal cuando no se alcanza un valor de umbral de desconexión predeterminado. Está previsto que el retorno al funcionamiento normal tenga lugar durante un tiempo predeterminado, que puede establecerse como más corto o más largo en función del tipo de instalación y de los requisitos. Por supuesto, el funcionamiento normal también puede proporcionar métodos de funcionamiento para la turbina eólica, que están diseñados para otras condiciones de viento y cargas de viento extremas.

En el caso del método según la invención, se puede proporcionar una serie de comprobaciones de plausibilidad para generar la señal de detección. Incluida en esas comprobaciones de plausibilidad está que la señal de detección para ráfagas extremas se genere solamente cuando la velocidad del generador es mayor que una velocidad mínima. Si la velocidad del generador es inferior a la velocidad mínima, cabe esperar que una ráfaga extrema que se produzca no provoque un exceso de carga en la turbina eólica. Otro criterio de comprobación es que la señal de detección de ráfagas extremas sólo se genera cuando la velocidad del viento es superior a la velocidad mínima. Dado que los criterios de conexión se basan en un cambio en la distribución de la variación de la velocidad, es muy posible que los criterios de generación de la señal de detección se den también en el caso de velocidades de viento inferiores cuando no hay riesgo de carga excesiva en la turbina eólica. Así, para los valores no superiores a una velocidad mínima, no se genera una señal de detección para las rachas extremas. La comprobación de la plausibilidad de la generación de la señal de detección se produce entonces cuando la turbina eólica está en funcionamiento y se suministra energía a la red. Si la turbina eólica no está en funcionamiento, sino que se encuentra, por ejemplo, en una posición de estacionamiento o similar, no es necesario realizar los pasos de acuerdo con la invención para captar las ráfagas extremas y, en consecuencia, controlar el controlador de la turbina eólica.

Además, está previsto que la señal de detección de una ráfaga extrema sólo se genere cuando el tercer momento estadístico aumente y se sitúe por encima de un valor mínimo predeterminado. Esto significa que la distribución cambia hacia valores mayores, siendo los valores de la distribución las variables de cambio temporal, de manera que el tercer momento creciente indica que los aumentos de velocidad se han producido de forma intensificada. En consecuencia, la turbina eólica sólo volverá a funcionar normalmente cuando disminuya el tercer momento estadístico, es decir, cuando no haya más cambios de velocidad crecientes.

El método según la invención se explica con más detalle a continuación mediante ejemplos.

Las figuras muestran lo siguiente:

Fig. 1 una serie temporal de variables de entrada, su derivada temporal, su media, su desviación estándar así como su asimetría y curtosis,

Fig. 2 la distribución de la variable de entrada derivada en el momento t=50s,

Fig. 3 la distribución en el momento t=53.76s,

Fig. 4 la distribución de la variable de entrada derivada en el momento t=68s y

Fig. 5 la distribución de la variable de entrada derivada en el momento t=85s.

La Fig. 1 muestra la progresión temporal en una escala de tiempo indicada en segundos desde el momento t=30s hasta t=110s. La representación superior muestra la progresión temporal de un parámetro. El parámetro es, por ejemplo, un valor de la velocidad del generador y/o de la velocidad del viento. Como parámetro se utiliza preferentemente una velocidad del viento estimada. El diagrama mostrado muestra una progresión de dos líneas, en la que la línea 10 se basa en los valores medidos de la velocidad del viento y la línea 12 en los valores estimados de la velocidad del viento. Se puede ver claramente que los valores del estimador de viento progresan de forma más recta, pero aparentemente también después del punto de tiempo indicado por la línea de separación 14; aproximadamente a los 54s, el estimador de viento con sus valores 12 especifica valores sistemáticamente más bajos que el viento medido. El diagrama siguiente muestra el cambio temporal de la señal de entrada, en el que se orienta en este caso hacia el cambio temporal de la señal estimada 12. A partir de ambas curvas de la señal de entrada y de su derivada, sólo se sugiere cualitativamente en un nivel alto que se produjo una ráfaga en el momento 14. El siguiente diagrama está orientado a la media de la variable de entrada derivada. Puede verse claramente que la media alcanza un máximo 16 con un claro retraso temporal respecto a la línea de separación 14.

La asimetría estandarizada de la distribución se traza en el diagrama situado más abajo. Aquí también, la asimetría alcanza claramente su máximo después del punto de tiempo 14. Es difícil de ver a simple vista, pero los datos muestran estadísticamente que la asimetría aumenta aquí más rápidamente y, por tanto, supera un valor umbral antes que la media con su valor 16 y la desviación estándar con su valor 18. Esto también queda claro en la curtosis del diagrama situado más abajo. También aquí, el valor máximo 22 es claramente posterior al punto de tiempo 14, pero la pendiente hasta el valor máximo 22 es más inclinada. Para la comparación, tenga en cuenta que la ordenada tiene una escala considerablemente diferente. Si la media está en una escala de 5 x 10-3, la curtosis se mueve en una escala de 10, es decir, un factor 2,000 veces mayor. Si se tiene en cuenta que se trata de la evaluación de datos estadísticos, a los que se adhiere una cierta fluctuación, también queda claro que, con la asimetría y la curtosis, es decir, el tercer y cuarto momento estadístico, hay variables que se adaptan mejor a una comparación de umbrales.

La Fig.2 muestra la distribución de los cambios de velocidad del viento en el momento t=50s. La línea discontinua muestra que aquí se da principalmente una distribución normal de los cambios de velocidad. Los datos se registraron para un intervalo de tiempo de 30s. En cuanto a la longitud del intervalo de tiempo, hay que tener en cuenta que cuanto más largo sea el intervalo de tiempo, más valores medidos estarán disponibles para la evaluación estadística, por lo que los valores son más precisos. Por otro lado, un intervalo de tiempo más largo puede indicar siempre una situación en la que las condiciones del viento han cambiado, por lo que la precisión estadística disminuye.

Para el presente ejemplo, un intervalo de tiempo de 30s resultó especialmente beneficioso para la evaluación. Sin embargo, también se pueden utilizar intervalos de tiempo de 10s a 50s.

La Fig. 3 muestra la distribución de los cambios de velocidad del viento en el punto de tiempo t=53.76s. Esto se corresponde principalmente con el punto de tiempo 14 de la Fig. 1. Se puede ver claramente que los valores más grandes, por ejemplo, los valores superiores a 0.01, se producen cada vez más en el cambio de velocidad. Por tanto, cabe esperar que aquí se active el tercer momento estadístico como medida de la asimetría de la distribución y que proporcione un valor claro.

La Fig. 4 muestra el punto en el tiempo t=68s, que se dibuja en la Fig. 1 como punto en el tiempo 24. Se puede ver en este caso que se producen cambios positivos aún mayores en la velocidad del viento. Por lo tanto, debería haber un gran tercer momento estadístico. Al mismo tiempo, también cabe esperar que la distribución de la Fig. 4 ya no se pueda interpretar bien como una distribución normal; en este sentido, el cuarto momento estadístico debería tener un valor positivo como medida de curtosis.

La Fig. 5 muestra la distribución de los cambios de velocidad del viento en el momento 26 de la Fig. 1. Se observa claramente un exceso de cambios negativos en la velocidad del viento; esto se puede deber a que los cambios positivos de velocidad de un momento anterior quedan fuera del marco temporal de las estadísticas. Por ejemplo, se puede proporcionar un marco de tiempo de 30 segundos para que todos los cambios de velocidad anteriores ya no se tengan en cuenta. Lo que se puede esperar en este momento es un tercer momento negativo. Incluso el cuarto momento como curtosis y medida para la desviación de la distribución normal tiene un pico de nuevo en este punto, que se indica en la Fig. 1 con 28.

En la discusión anterior, el aspecto de la estandarización de los momentos para la asimetría y la curtosis no fue cubierto. La estandarización también depende de la desviación estándar, de modo que para el viento turbulento con una desviación estándar grande los momentos estadísticos superiores son más pequeños, lo que puede requerir un ajuste de los valores umbral. Además, al calcular la distribución para el intervalo de tiempo pasado, se asumió una duración de 30s y se calculó la distribución de forma continua. Para ello, existen una serie de métodos numéricos estándar que permiten un cálculo continuo y numérico de la distribución.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para el funcionamiento de una turbina eólica, que tiene los siguientes pasos:

a. Se determina un parámetro indicativo (A(t)) de un viento que incide en la turbina eólica a partir de los valores actuales de la velocidad del generador (nGen(t)) y/o de la velocidad del viento (vviento(t)) en cada momento (t), b. Se forma una variable de cambio temporal (dA(t)) para el parámetro (A(t)) en cada momento (t), c. Para las variables de cambio temporal (dA(t)), ocurridas en un intervalo de tiempo pasado ([t-T, t]), se calcula el tercer y/o cuarto momento estadístico (M³, M⁴) para una distribución de los valores de cambio temporal en el intervalo de tiempo ([t-T, t]),

d. Si al menos uno de los momentos estadísticos (M³, M⁴) supera un valor de umbral de corte predeterminado, se establece una señal de detección (C^eglm) para una ráfaga extrema, que desencadena uno o ambos de los siguientes pasos del método:

i. Un valor de consigna para el ángulo de inclinación de las aspas (0set) se incrementa y ii. Se reduce un valor de consigna para la velocidad del generador (nGen,set).

2. Método para el funcionamiento de una turbina eólica según la reivindicación 1, caracterizado porque el valor de consigna de la velocidad del generador (nGen,set) se reduce en un valor de desviación (An) a partir de un valor real de la velocidad del generador (nGen,act) o se fija en un valor predeterminado (nfix).

3. Un método para el funcionamiento de una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, caracterizado porque el valor de consigna para el ángulo de inclinación de las aspas (0set) se incrementa en un valor de desviación (A0) a partir de un valor real del ángulo de inclinación de las aspas (0act) o se ajusta a un valor predeterminado (0fix).

4. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque la variable de cambio temporal (dA) se determina en forma de cociente diferencial (AA) o de derivada temporal (dA/dt).

5. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado en que el parámetro (A(t)) se determina como el producto de la velocidad del generador (nGen) y la velocidad del viento (vviento).

6. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado porque el valor de la velocidad del viento (vviento) es un valor medido o estimado.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 5 o 6, caracterizado porque el valor de la velocidad del generador (nGen) es un valor medido o un valor de consigna para la velocidad del generador especificado por un controlador.

8. El método según una de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque el tercer momento estadístico se calcula como M3 = E((X-p)3), donde E () especifica la formación del valor esperado, X los valores de la distribución y p= E(X) el valor esperado de la distribución.

9. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque el cuarto momento estadístico se calcula como M4 = E((X-p)4), donde E () especifica la formación del valor esperado, X los valores de la distribución y p= E(X) el valor esperado de la distribución.

10. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque el valor de desviación (A0) del ángulo de inclinación de las aspas (0) depende del valor del cuarto momento estadístico (M⁴), en el que el valor de desviación (A0) también aumenta a medida que aumenta el valor del cuarto momento estadístico (M⁴).

11. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque el valor de desviación (A0) del ángulo de inclinación de las aspas (0) depende del valor del momento de flexión fuera del plano de al menos una de las aspas, en el que el valor de desviación (A0) también aumenta a medida que aumenta el valor de la flexión.

12. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 11, caracterizado porque si al menos uno de los momentos estadísticos (M³, M⁴) cae por debajo de un valor umbral de desconexión predeterminado, el control de la turbina eólica vuelve al funcionamiento normal durante un tiempo predeterminado.

13. El método de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque el control de la turbina eólica sólo vuelve al funcionamiento normal si el tercer momento estadístico (M³) no es positivo.

14. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 12, caracterizado porque la señal de detección (C^eglm) de una ráfaga extrema sólo puede generarse cuando la velocidad del generador es superior a una velocidad mínima.

15. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 14, caracterizado porque la señal de detección (C^eglm) de una ráfaga extrema sólo se puede generar cuando la velocidad del viento es superior a una velocidad mínima del viento.

16. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 15, caracterizado en que la señal de detección (C^eglm) para una ráfaga extrema sólo puede generarse cuando la turbina eólica está en funcionamiento y alimenta energía a la red.

17. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 16, caracterizado en que la señal de detección (C^eglm) para una ráfaga extrema sólo puede generarse cuando el tercer momento estadístico (M³) es mayor que un valor mínimo predeterminado y/o aumenta.

18. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 17, caracterizado porque la duración de tiempo (T) tiene un valor de 10 s a 50 s, preferentemente de 20 s a 40 s.