ES2939835T3 - Sistema de control para una estructura de turbina eólica flotante - Google Patents

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Abstract

Un método para controlar una turbina de una estructura de turbina eólica flotante para reducir la fatiga de sus amarres comprende reducir la turbina en función de un movimiento de cabeceo de la estructura de la turbina eólica y de la dirección del viento en la estructura de la turbina eólica en relación con la orientación de los amarres del estructura de aerogeneradores. Opcionalmente, la reducción puede basarse además en el grado de desplazamiento de la estructura de la turbina eólica desde una ubicación de referencia. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema de control para una estructura de turbina eólica flotante
La presente invención se refiere a un sistema de control para una estructura de turbina eólica flotante.
Una estructura de la turbina eólica suele estar formada por una estructura de soporte que comprende una torre alargada, con una góndola y un rotor fijados al extremo superior de la estructura de soporte. El generador y su electrónica asociada suelen estar situados en la góndola.
Las turbinas eólicas de base fija que se fijan al suelo o al fondo del mar están bien establecidas. Sin embargo, recientemente ha surgido el deseo de desarrollar turbinas eólicas flotantes y se han propuesto diversas estructuras. Un ejemplo es una estructura de turbina eólica en la que una estructura de turbina eólica convencional se monta sobre una base flotante, como una plataforma boyante o una estructura similar a una balsa. Otra propuesta es una estructura de tipo "boya flotante". Dicha estructura está formada por una estructura de soporte flotante alargada con un rotor montado en la parte superior. La estructura de soporte podría ser una estructura unitaria o la parte de cimentación podría estar formada como una subestructura alargada con una torre estándar montada sobre ella.
Cuando una estructura de turbina eólica flotante recibe la acción de fuerzas, como las causadas por cambios en la velocidad del viento o las corrientes, toda la estructura se mueve en el agua. Estos movimientos pueden tener una gran amplitud pero una frecuencia relativamente baja, es decir, son grandes movimientos lentos - los movimientos son de baja frecuencia en el sentido de que son mucho más bajos que la frecuencia de rotación de la propia turbina.
Los movimientos que experimenta la estructura de un turbina eólica se describen como "oleaje", que es un movimiento lineal vertical (arriba/abajo), "balanceo", que es un movimiento lineal lateral (de lado a lado), "oleaje", que es un movimiento lineal longitudinal (delante/detrás), "balanceo", que es la rotación del cuerpo alrededor de su eje horizontal (delante/detrás), "cabeceo", que es la rotación del cuerpo alrededor de su eje transversal (de lado a lado) y "guiñada", que es la rotación del cuerpo alrededor de su eje vertical.
Las turbinas eólicas flotantes suelen amarrarse al lecho marino mediante uno o varios cabos de amarre con anclas para limitar estos movimientos. Los diseños convencionales de sistemas de amarre para turbinas eólicas flotantes se basan en simulaciones de los casos de carga de los estados límite de fatiga (FLS) y de los estados límite últimos (ULS) formulados sobre una base de diseño meteorológico-oceánico, y utilizando los correspondientes factores de seguridad de las normas pertinentes para tener en cuenta las incertidumbres. Sin embargo, los factores de seguridad tienen en cuenta las incertidumbres relacionadas con la carga ambiental de la base de diseño metoceánica, por lo que los amarres suelen estar significativamente sobrediseñados para las situaciones operativas reales.
En algunas instalaciones se ha propuesto utilizar propulsores para contrarrestar el movimiento de los cimientos flotantes de la estructura de la turbina eólica y reducir así la carga sobre los amarres. Sin embargo, sigue existiendo la necesidad de medios alternativos o mejorados para reducir la incertidumbre en la carga de amarre.
El documento WO 2015/158348 divulga un sistema que pretende reducir el desgaste de los amarres de una estructura flotante de turbina eólica. Esto se consigue regulando el empuje que actúa sobre el rotor de la turbina de forma que se amortigüe el movimiento oscilatorio de la turbina flotante para provocar que la frecuencia de las oscilaciones en los amarres se aleje de la frecuencia armónica.
La presente invención proporciona un método de control de una turbina de una estructura de turbina eólica flotante, preferentemente para reducir la fatiga de sus amarres, que comprende la reducción de la turbina basándose en un movimiento de la estructura de la turbina eólica, preferiblemente un movimiento de cabeceo, y una dirección del viento en la estructura de la turbina eólica relativa a las direcciones en las que cada uno de los amarres se extiende alejándose de la turbina eólica.
El movimiento oscilatorio de la estructura de la turbina eólica y la dirección del viento se han identificado como dos factores que tienen un efecto significativo en la vida útil a fatiga de la estructura de amarre de una estructura de turbina eólica. Los movimientos de cabeceo se producen cuando hay una carga oscilante en la turbina, por ejemplo debido a las variaciones de velocidad del viento y/o a la carga de las olas, que a su vez provocan una carga oscilante en el amarre. Cuando estos movimientos se producen junto con una carga ya pesada en el amarre, puede aumentar significativamente la fatiga en los amarres. La dirección del viento afecta a la forma en que se carga la estructura del amarre. Por ejemplo, una dirección del viento desfavorable puede hacer recaer la mayor parte de la carga sobre una sola línea de amarre, mientras que una dirección del viento más favorable puede distribuirla entre dos líneas de amarre.
Controlando el movimiento de la estructura de la turbina eólica (en particular los movimientos de cabeceo, que son indicativos de la carga del viento y también están estrechamente relacionados con la carga de las olas) y la dirección del viento durante el funcionamiento, y reduciendo la turbina eólica (disminuyendo así la fuerza de empuje aerodinámico sobre la estructura de la turbina eólica) cuando son desfavorables, es posible reducir significativamente la carga y la fatiga en los amarres de la estructura de la turbina eólica, aumentando así su vida útil.
Además, al proporcionar esta forma de control, puede ser posible utilizar factores de seguridad más bajos durante la fase de diseño de la estructura de la turbina eólica, ya que la turbina podrá reducir la potencia de salida (y, por lo tanto, la carga) durante las condiciones desfavorables, lo que significa que no es necesario diseñar la estructura de amarre para que soporte la carga máxima con la potencia de salida máxima en las peores condiciones. Esto puede suponer un importante ahorro de costos en la construcción de la estructura de la turbina eólica.
La estructura de la turbina eólica comprende preferentemente una base flotante, una torre que se extiende desde la base flotante y una turbina montada en la torre. La turbina comprende preferentemente un rotor y un generador, normalmente dentro de una góndola. La estructura de la turbina eólica puede estar provista de amarres, como amarres catenarios, que se extienden desde la estructura de la turbina eólica hasta el lecho marino para mantener la posición de la estructura de la turbina eólica.
En diversas formas de realización, el movimiento (de cabeceo) de la estructura de la turbina eólica y/o la dirección del viento pueden medirse directamente, por ejemplo utilizando instrumentos situados sobre la turbina eólica flotante o en sus proximidades, o pueden estimarse, por ejemplo basándose en otras propiedades medidas de la estructura de la turbina eólica o de su entorno.
Tal como se utiliza en el presente documento, el término "reducción" se refiere a la disminución de la potencia de salida de la turbina eólica en comparación con su potencia de salida normal para la misma velocidad del viento. Por lo tanto, la reducción de la turbina reduce la carga de empuje del viento aplicada a la estructura de la turbina eólica en relación con el funcionamiento sin reducción. Los métodos de reducción suelen incluir la aplicación de un desplazamiento del paso de las palas del rotor (para reducir la sustentación aerodinámica) o el aumento de la resistencia de un generador (para aplicar un par resistivo mayor al rotor).
La reducción se basa preferentemente en la variabilidad del movimiento (de cabeceo). Es decir, alguna medida de cuánto varía el movimiento (de cabeceo) en ese momento. Por ejemplo, la reducción puede basarse en la desviación estándar del movimiento de cabeceo durante un período de tiempo predeterminado. Preferiblemente, el período de tiempo es de al menos 1 minuto y, preferentemente, de menos de 1 hora. Más preferentemente, el período de tiempo está comprendido entre 5 y 15 minutos.
La restricción comprende preferentemente al menos un componente basado en el movimiento (de cabeceo) y/o un componente basado en la dirección del viento.
Preferentemente, el componente basado en el movimiento (de cabeceo) y/o el componente basado en la dirección del viento pueden ser constantes, por ejemplo cero, cuando la medida del movimiento (de cabeceo) está por debajo de un nivel umbral de variabilidad. Esto se debe a que es el efecto de la variación del movimiento lo que provoca fatiga en el sistema, y los mayores movimientos provocan la mayor fatiga. Las fuerzas estáticas grandes no causan daños por fatiga y, por lo tanto, requieren menos restricciones. No obstante, debe tenerse en cuenta que, por debajo del umbral de variabilidad, pueden aplicarse otras restricciones distintas de la basada en el movimiento (de cabeceo) y/o la basada en la dirección del viento. Por ejemplo, la restricción por otros motivos, como la debida a velocidades del viento superiores a la velocidad nominal o a la deriva basada en la contracorriente, puede aplicarse incluso por debajo del nivel umbral de movimiento de cabeceo.
El componente basado en el movimiento (de cabeceo) aumenta preferentemente con una medida del movimiento (de cabeceo). Más concretamente, el componente basado en el movimiento (de cabeceo) aumenta preferiblemente con la variabilidad del movimiento (de cabeceo) (por ejemplo, la desviación estándar del movimiento (de cabeceo) durante un período de tiempo predeterminado). El incremento puede ser lineal o no lineal.
Preferentemente, el componente basado en la dirección del viento aumenta, al menos parcialmente, de forma lineal con la dirección del viento en relación con la orientación de los amarres. Es decir, al menos para determinados valores de la dirección del viento, la componente basada en la dirección del viento aumenta linealmente. Sin embargo, en otras formas de realización, la componente basada en la dirección del viento puede variar de forma no lineal con la dirección del viento en relación con la orientación de los amarres.
La componente basada en la dirección del viento tiene preferentemente un valor máximo cuando el viento se aproxima a la estructura de la turbina eólica directamente sobre uno de los amarres (es decir, el viento sopla hacia la turbina en una dirección paralela a la dirección del amarre desde su extremo de anclaje hacia la estructura de la turbina eólica) y un valor mínimo cuando el viento se aproxima a la turbina eólica directamente entre dos amarres adyacentes. Cuando el viento se aproxima a la estructura de la turbina eólica directamente sobre uno de los amarres, ese amarre soportará la mayor parte de la carga del viento. Preferentemente, la componente basada en la dirección del viento tiene un valor máximo para cada dirección del viento cuando el viento se aproxima directamente sobre uno de los amarres y un valor mínimo para cada dirección del viento cuando el viento se aproxima directamente entre dos de los amarres. La componente basada en la dirección del viento puede variar linealmente con la dirección del viento entre los valores máximo y mínimo. Sin embargo, en algunas formas de realización, la variación puede ser no lineal.
Esta disposición tiene en cuenta el hecho de que cuando el viento se aproxima sobre un único amarre, una fracción sustancial de la carga se aplicará a ese amarre, mientras que cuando se aproxima entre dos amarres, la carga en cada amarre será menor porque la carga del viento se distribuirá entre los dos amarres. Por lo tanto, la turbina debe limitarse cuando el viento esté cargando un solo amarre, ya que es probable que las cargas en el amarre sean significativamente mayores.
La reducción puede llevarse a cabo aplicando un desplazamiento de paso de pala a una o más palas de la turbina para reducir la fuerza aerodinámica de empuje del rotor sobre la estructura flotante de la turbina eólica. El desplazamiento del paso es preferentemente relativo a la dirección en la que la pala funcionaría normalmente para alcanzar la potencia deseada de la turbina (por ejemplo, potencia máxima por debajo de la velocidad nominal del viento, o potencia nominal por encima de la velocidad nominal del viento). El desplazamiento del paso de las palas aplana preferentemente las palas con respecto al flujo de aire relativo, de modo que se reduce la extracción de potencia.
El desplazamiento de la inclinación de las palas puede determinarse, al menos en parte, mediante la siguiente ecuación:
Figure imgf000004_0001
donde poffset es un desplazamiento de paso de pala, aw es la dirección del viento, hstd es la desviación estándar del movimiento de paso durante un período de tiempo predeterminado o un valor derivado de la misma, ppitch_offset es un desplazamiento basado en hstd y pwind_offset es un desplazamiento basado en la dirección del viento.
Es decir, el desplazamiento de la pala incluye un componente que varía con la dirección del viento y un componente que varía con la desviación estándar del movimiento de cabeceo. Hay que tener en cuenta que, además de este componente, se pueden realizar otras modificaciones del paso de las palas. Por ejemplo, también pueden aplicarse modificaciones del paso de las palas para limitar la potencia de salida a la potencia nominal cuando la velocidad del viento es superior a la nominal.
El desplazamiento basado en la dirección del viento puede determinarse, al menos en parte, basándose en la siguiente ecuación:
Figure imgf000004_0002
en donde p2 es una constante, ao es una constante, y 0 es la distancia angular entre líneas de amarre adyacentes.
Esta ecuación da como resultado una función en zigzag que aumenta y disminuye linealmente con la dirección del viento en relación con la orientación de los amarres. La constante ao se selecciona preferentemente de forma que el valor máximo de la ecuación se produzca cuando el viento se aproxime directamente sobre una línea de amarre.
El desplazamiento basado en el movimiento de cabeceo puede determinarse, al menos en parte, basándose en la siguiente ecuación:
Figure imgf000005_0001
donde hs t d _ o es una constante, pi es una constante.
Así, el desplazamiento de la pala puede variar linealmente con la desviación estándar o con un valor derivado de la misma. El valor derivado puede ser, por ejemplo, una proyección de la desviación estándar del movimiento de cabeceo a lo largo de un período de tiempo predeterminado sobre la línea de amarre más cargada.
El valor de poffset (aw , hs t d ) se fija preferentemente en cero para hs t d < hs t d _o. Es decir, por debajo del valor hs t d _ o, este componente no aplica un desplazamiento de la pala. Como se ha comentado anteriormente, se ha comprobado que las pequeñas oscilaciones de paso causan niveles relativamente bajos de daños por fatiga en los amarres, por lo que no es necesario reducir la potencia de salida para tenerlas en cuenta.
Como alternativa a la aplicación de una modificación del paso de las palas, la reducción podría lograrse aumentando el par resistivo aplicado por un generador de la turbina, es decir, reduciendo la fuerza de empuje aerodinámica del rotor de la turbina. Esto puede lograrse mecánicamente, por ejemplo, utilizando engranajes, o eléctricamente, por ejemplo, aumentando la corriente absorbida por el generador.
Además de reducir la turbina eólica en función de la dirección del viento y el movimiento de cabeceo, el método puede comprender además reducir la turbina eólica en función de la posición de la estructura de la turbina eólica con respecto a una posición de referencia. Este tipo de desplazamiento es típicamente indicativo de fuerzas de corriente elevadas. Sujetos a fuerzas de corriente elevadas, combinadas con una carga de viento elevada, los amarres están sujetos a una mayor carga de fatiga y también corren el riesgo de acercarse a su punto de carga de fallo por tracción. Así, la detección de grandes desplazamientos posicionales es también un indicador útil de que la carga de empuje del rotor aplicada a la turbina debe reducirse (es decir, reduciendo la turbina eólica) para prolongar la vida útil de los amarres.
La posición de referencia es preferentemente la posición de la estructura de la turbina eólica cuando no actúan fuerzas externas sobre la estructura de la turbina eólica, es decir, carga de corriente cero y carga de viento cero.
La posición de la estructura de la turbina eólica puede determinarse mediante un sistema de posicionamiento por satélite, como el sistema de posicionamiento global (GPS) Navstar, o a partir de la tensión media de los cabos de amarre. La posición de referencia de la estructura de la turbina eólica se encuentra preferentemente en una cimentación flotante de la estructura de la turbina eólica y puede estar en el nivel del pasacabo de la estructura de la turbina eólica.
La reducción basada en la posición de la estructura de la turbina eólica puede basarse en una posición de la turbina eólica filtrada por frecuencia, preferiblemente filtrada por paso bajo. Por ejemplo, el valor puede filtrarse en paso bajo para eliminar componentes a frecuencias más altas. El filtro de paso bajo puede atenuar las frecuencias con períodos oscilatorios inferiores a 1 minuto como mínimo, preferiblemente inferiores a 5 minutos como mínimo y, lo que es más preferible, inferiores a 10 minutos como mínimo. De este modo se minimiza la fluctuación en la reducción debida a la carga de las olas o similares. En cambio, esto restringe la carga a las cargas basadas en la corriente, que se producen a frecuencias mucho más bajas.
El recorte basado en la posición de la turbina eólica puede incluir un componente basado en la posición. Como ya se ha dicho, puede combinarse con la restricción basada en el movimiento (de cabeceo) de la turbina eólica y la dirección del viento en relación con la orientación de los amarres de la turbina eólica. Es decir, la restricción puede incluir un componente basado en el movimiento (de cabeceo), un componente basado en la dirección del viento y un componente basado en la posición.
El componente basado en la posición puede aplicarse únicamente cuando la posición de la turbina es superior a una distancia umbral predeterminada con respecto a la posición de referencia. La distancia umbral puede ser variable en función de la dirección del desplazamiento respecto a la posición de referencia. Por ejemplo, el desplazamiento permitido puede ser mayor cuando la carga no tira directamente de ninguna de las amarras, ya que parte del desplazamiento se deberá entonces a la rotación de las amarras, y no a la tensión de las amarras.
El componente basado en la posición comprende preferentemente al menos un componente proporcional que es proporcional a la distancia de la turbina desde la posición de referencia. Más concretamente, el componente proporcional puede ser proporcional a la distancia de la turbina más allá de la distancia umbral o a un valor derivado de la distancia de la turbina más allá de la distancia umbral.
El componente basado en la posición comprende preferentemente al menos un componente integral que es proporcional a la integral de la distancia de la turbina más allá de la distancia umbral o un valor derivado de la distancia de la turbina más allá de la distancia umbral. El uso del control integral permite aumentar dinámicamente el desplazamiento de las palas hasta que la turbina vuelva a estar a una distancia aceptable de la posición de referencia.
En una o más formas de realización, el valor derivado de la distancia de la turbina más allá de la distancia umbral puede ser un valor filtrado por frecuencia. Por ejemplo, el valor puede filtrarse en paso bajo para eliminar componentes a frecuencias más altas. De este modo, el control contrarrestará principalmente los efectos de los cambios de posición lentos, causados predominantemente por las fuerzas de la corriente.
Como se ha mencionado anteriormente, además de la reducción con el fin de reducir las cargas indeseables en la estructura de amarre, el método puede comprender además la reducción de la turbina eólica con el fin de no producir más de una potencia nominal de salida a velocidades de viento superiores a una velocidad de viento nominal de la turbina eólica. Este tipo de control se encuentra normalmente en todas las turbinas eólicas y se espera que siga estando presente, además de las técnicas de restricción adicionales comentadas anteriormente.
Además, la reducción por encima de la velocidad nominal del viento comprende preferentemente también el control de la reducción para suprimir los movimientos del cuerpo rígido de la estructura de la turbina eólica en la dirección de paso en torno a la frecuencia de resonancia de la turbina eólica. Una vez más, este tipo de control suele encontrarse en todas las estructuras flotantes de turbinas eólicas marinas para contrarrestar la amortiguación negativa, ya que ésta puede provocar grandes movimientos del cuerpo rígido de la estructura de la turbina eólica en la dirección de cabeceo en torno a la frecuencia de resonancia. Más concretamente, el componente proporcional puede ser proporcional a la distancia de la turbina más allá de la distancia umbral o a un valor derivado de la distancia de la turbina más allá de la distancia umbral.
La estructura de la turbina eólica flotante tiene preferentemente una configuración de mástil flotante. Los amarres comprenden preferentemente líneas de amarre cantenarias que se extienden alejándose de la turbina eólica flotante. Hay preferentemente al menos tres líneas de amarre cantenarias y las líneas de amarre se extienden preferiblemente lejos de la turbina eólica en direcciones igualmente espaciadas.
Se apreciará que, desde un segundo aspecto, la presente invención también proporciona una estructura de turbina eólica flotante que comprende una turbina y un controlador configurado para controlar la turbina de acuerdo con el método de cualquier reivindicación precedente.
La presente invención también proporciona un producto de programa informático que comprende instrucciones legibles por computadora que, cuando se ejecutan, harán que un controlador controle una turbina de una estructura de turbina eólica flotante de acuerdo con el método descrito anteriormente, así como un medio tangible legible por computadora que almacena dichas instrucciones legibles por computadora.
Ciertas formas de realización preferidas de la presente invención se describirán ahora con mayor detalle a modo de ejemplo únicamente y con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
Figura 1 es una vista lateral de una instalación de turbina eólica;
Figura 2 es una vista lateral que muestra detalles de la turbina eólica de la instalación;
Figura 3 es una vista en perspectiva de la instalación de turbina eólica que muestra detalles de una estructura de amarre de la instalación;
Figura 4 es un esquema simplificado de un primer controlador para aplicar el ajuste del paso de las palas a la turbina eólica,
Figura 5 es un esquema simplificado de un segundo controlador para aplicar la reducción del paso de pala a la turbina eólica;
Figura 6 es una vista en planta de la turbina eólica que muestra la orientación de una estructura de amarre ejemplar; Figura 7 es un gráfico que muestra un radio de referencia alrededor de la turbina eólica correspondiente a los desplazamientos que ejercen una tensión aceptable sobre los amarres; y
Figura 8 es un gráfico que muestra los efectos del control del paso de las palas basado en la corriente sobre la tensión en la línea de amarre más cargada.
Las figuras 1 a 3 ilustran una instalación de turbina eólica flotante en alta mar. La estructura de la turbina eólica flotante comprende una torre 2 que soporta una góndola 4. La góndola 4 contiene un generador y la electrónica asociada, y soporta un rotor 6 compuesto por tres palas 8. La torre 2 se apoya en una estructura de boya flotante 10 y la estructura de boya flotante 10 se amarra mediante un sistema de amarre 12 que comprende tres cadenas de anclaje 12a, 12b, 12c.
La turbina eólica flotante ilustrada tiene una turbina de 2,3 MW, una altura de góndola de unos 65 m por encima de la línea de flotación, un diámetro de rotor de unos 82 m y un diámetro en la línea de flotación de unos 6 m. Sin embargo, las técnicas de control descritas pueden emplearse también para turbinas más grandes, por ejemplo, de entre 6 y 12 MW. Normalmente, estas turbinas eólicas flotantes se utilizan en aguas de más de 100 m de profundidad.
Como se muestra en la Figura 2, la estructura flotante 10 tiene la forma clásica de una boya, es decir, una columna cilíndrica vertical alta y delgada. La estructura 10 comprende un cono superior 14, una sección de transición 16 sobre la que reside el nivel medio del agua (NMM), una estructura cónica inferior 18 y una subestructura 20 que comprende lastres 22, 24. Una placa horizontal circular (no mostrada) de mayor diámetro que la columna principal puede formar parte de la placa inferior. La función de esta placa es ajustar el comportamiento dinámico del sistema añadiendo amortiguación e inercia hidrodinámica.
El lastre comprende un lastre fijo 22 y un lastre no fijo 24. El lastre fijo 22 está formado por un lastre permanente, como hormigón de alta densidad, y/o un lastre a granel, como un árido de alta densidad. El lastre no fijo 24 puede ser un lastre de agua que puede ajustarse bombeando agua dentro y fuera de un depósito. El lastre ajustable 24 permite ajustar algunas de las propiedades dinámicas de la estructura 10. Por ejemplo, pueden modificarse el centro de gravedad y la tensión de los cabos de amarre 12, lo que a su vez puede modificar la frecuencia de resonancia de la estructura flotante. Normalmente, los periodos naturales de la turbina se ajustarán por encima de 25 segundos para que las fuerzas de las olas no provoquen movimientos resonantes.
El sistema de amarre 12 se utiliza para mantener la estructura flotante 10 en la ubicación deseada. Como es habitual en las turbinas eólicas, el generador situado en la parte superior de la torre 2 puede girar de forma controlable para orientarse en función de la dirección del viento. Así pues, el sistema de amarre 12 también está diseñado para evitar la rotación de la torre 2 y la estructura flotante 10 a medida que gira la góndola 4 montada en ella.
El sistema de amarre 12 comprende tres líneas de amarre 12a, 12b, 12c, y en la Figura 3 se muestra una vista detallada de una de las líneas de amarre. Cada línea de amarre 12a, 12b, 12c comprende una sección de brida 26 que está conectada por medio de una placa triple 28 a un cable de acero 30, que a su vez está conectado a una cadena 32. En la forma de realización ilustrada, cada línea de amarre 12a, 12b, 12c se extiende más de 600m.
La sección de brida 26 es una disposición en forma de delta formada por dos líneas separadas de cadena de 84 mm que se conectan a la estructura flotante 10 por debajo del nivel del mar cuando la estructura flotante 10 está in situ. Las líneas separadas de la brida 26 están conectadas a la estructura flotante 10 en puntos separados 120° y cada línea de la brida 26 se conecta a la estructura flotante 10 en el mismo punto que una línea de la estructura de brida 26 adyacente mediante un soporte compartido 34. Las líneas separadas de la brida 26 se extienden desde la estructura flotante 10 hasta un punto común (la triplaca 28) en una disposición en forma de delta. La longitud de la sección de brida 26 se determina para dar una rigidez de guiñada adecuada al sistema de amarre. En el ejemplo ilustrado, la sección de brida 26 tiene unos 50 m de longitud.
La placa triple 28 está conectada al cable de acero 30, que a su vez está conectado a una cadena de anclaje 32, que suele ser una cadena de unos 84 mm. Cada línea de amarre 12a, 12b, 12c se extiende desde la estructura flotante 10 hasta el lecho marino en forma de catenaria.
El sistema de control de la turbina eólica se basa en un sistema de control estándar que utiliza el control de paso para mantener la potencia nominal de salida por encima de la velocidad nominal del viento de la turbina (que es la velocidad del viento más baja a la que se alcanza la potencia máxima). El sistema de control también está configurado para modificar el paso de las palas con el fin de evitar una amortiguación negativa por encima de la velocidad nominal del viento.
En las turbinas eólicas convencionales, el paso de las palas del rotor 8 se controla en función de la velocidad del rotor para regular la potencia. Cuando se trabaja con vientos inferiores a la velocidad nominal, el paso de las palas se mantiene aproximadamente constante en un ángulo que proporciona la máxima potencia. Por el contrario, cuando se trabaja con vientos superiores a la velocidad nominal, el paso de las palas se ajusta para producir una potencia constante y evitar potencias excesivamente altas que podrían dañar el generador y/o su electrónica asociada. Esta potencia constante se denomina potencia nominal de la turbina eólica.
Cuando la turbina eólica funciona por debajo de la velocidad nominal del viento, como el paso de las palas se mantiene aproximadamente constante, el empuje que actúa sobre el rotor 6 aumenta con la velocidad del viento (el empuje es aproximadamente proporcional al cuadrado de la velocidad del viento). Esto significa que los movimientos de la estructura de la turbina eólica en el agua son estables porque la fuerza de empuje de la turbina contribuye con amortiguación positiva y la fuerza de flotación actúa hacia una posición de equilibrio.
Cuando la turbina eólica funciona por encima de la velocidad nominal del viento, el paso de las palas se ajusta de forma que el empuje sobre el rotor 6 disminuya al aumentar la velocidad del viento para producir una potencia constante. Cuando la velocidad del viento aumenta, el paso de las palas se incrementa, es decir, se hace más paralelo a la dirección del viento, lo que reduce la fuerza de empuje. Sin embargo, un problema asociado a este ajuste del paso de las palas es que puede provocar una amortiguación negativa. Esto puede aumentar la amplitud de las oscilaciones de la turbina eólica en la dirección del viento.
La amortiguación negativa en las turbinas eólicas flotantes se produce porque las estructuras de la turbina se mueven como un cuerpo rígido en el agua, es decir, pueden tender a "cabecear" de un lado a otro. A medida que la turbina eólica se mueve hacia el viento, aumenta la velocidad relativa del viento que actúa sobre él, lo que tiende a aumentar el par o la velocidad del rotor. Utilizando el control de paso descrito anteriormente para una potencia de salida constante (es decir, por encima de la velocidad nominal del viento), en respuesta a un aumento del par o la velocidad del rotor, el ángulo de paso de las palas se ajusta para reducir el par que actúa sobre el rotor y, como resultado, reducir el empuje y mantener así una potencia constante. Sin embargo, al reducirse la fuerza de empuje que actúa sobre la turbina eólica, cambia la posición de equilibrio y la turbina se inclina hacia delante. Esto provoca un nuevo cambio en la velocidad relativa del viento y un nuevo ajuste del paso de las palas, lo que hace que los movimientos sean aún mayores. Lo contrario ocurre cuando la turbina eólica se aleja del viento.
El problema de la amortiguación negativa asociada con el movimiento del cuerpo rígido se evita proporcionando un sistema de control en el que el ajuste del ángulo de las palas se corrige para tener en cuenta las fluctuaciones de velocidad que se producen a la frecuencia de los movimientos de la célula rígida. En las Figuras 4 y 5, se ilustran dos controladores ejemplares que proporcionan dicha función; estos controladores simplemente ilustran los principios básicos de los sistemas de control y, en la práctica, los controladores son más complejos.
La disposición de control comprende una parte de controlador estándar 38 que controla el generador en respuesta a los cambios de la velocidad relativa del viento contra la turbina de manera convencional. Además, el controlador incluye una parte de controlador estabilizador de movimiento 44 que está dispuesta para añadir un incremento al ángulo de la pala de la turbina en función de la velocidad de la torre para contrarrestar los movimientos del cuerpo rígido. Esta segunda parte del controlador 44 se consigue mediante un estabilizador que determina el incremento del ángulo de la pala en función de las velocidades de la torre.
El componente 44 del estabilizador amortigua los movimientos del cuerpo rígido de la torre controlando el ángulo de las palas de la turbina para contrarrestar los movimientos a esa frecuencia. El estabilizador actúa recibiendo una señal 45 asociada al cambio de velocidad de la torre procedente de un sensor en forma de acelerómetro o similar y utiliza una función de transferencia para convertirla en un incremento del ángulo de las palas. Este estabilizador 44 está provisto de un filtro de paso bajo, de tal forma que solo actúa para añadir un incremento del ángulo de la pala en respuesta a movimientos de baja frecuencia, es decir, aquellos en la frecuencia de los movimientos del cuerpo rígido.
En la Figura 4 se muestra un esquema de una primera realización de un controlador 36. El recuadro inferior 38 muestra el sistema convencional de control del paso de las palas, que toma como entrada una velocidad del rotor de referencia 39 (es decir, la velocidad del rotor para la potencia nominal de salida) e incluye un controlador PI 40 que proporciona un control estándar del paso de las palas a la turbina eólica 42 para mantener la potencia nominal de salida. La caja superior 44 proporciona los medios de amortiguación activos, que toman una medida de la velocidad de la góndola, como su velocidad de paso, como entrada e incluye un bloque 46 de procesamiento de señales y filtro de paso bajo y una ganancia de amortiguación activa (Kd) 48.
El filtro de paso bajo del bloque 46 es un filtro agudo que pasa señales con una frecuencia correspondiente a la frecuencia natural de las oscilaciones del cuerpo libre y rígido de la torre en cabeceo (típicamente alrededor de 0,03 a 0,04 Hz) y detiene señales con una frecuencia correspondiente a la frecuencia de los movimientos inducidos por las olas (típicamente alrededor de 0,05 a 0,2 Hz). Puede tratarse de un filtro de paso bajo Butterworth de segundo o tercer orden.
La ganancia de amortiguación activa (Kd) 48 convierte la medición filtrada y procesada de la velocidad horizontal de la góndola en un error de velocidad del rotor debido a los movimientos. El controlador PI 40 utiliza una función de transferencia para convertir el error de velocidad del rotor, que incluye el error de velocidad del rotor debido a los movimientos, en un ajuste del paso de las palas. El ajuste del paso de las palas se utiliza en un actuador de paso de la turbina eólica 42 para controlar el paso de las palas de forma que no se induzca una amortiguación negativa.
En la Figura 5, se muestra un controlador alternativo 50, que difiere del controlador 36 mostrado en la figura 4 en que la parte de amortiguación activa 44' incluye un controlador PI 52 separado. En este caso, las señales de los controladores de amortiguación activa y convencional 44', 38' se combinan después de haber sido convertidas en un ajuste de paso de pala.
De acuerdo con la presente divulgación, el controlador de la turbina eólica puede adaptarse además para modificar la fuerza de empuje aerodinámica del rotor con el fin de reducir la carga excesiva sobre el amarre.
En términos generales, la siguiente técnica hace uso de métodos de reducción de la turbina eólica para suavizar la carga ambiental sobre el sistema de amarre. Más concretamente, implica la modificación de la curva de fuerza de empuje aerodinámica de la turbina eólica añadiendo un ángulo de paso de pala desplazado al sistema de control convencional de la turbina eólica descrito anteriormente, basándose en el análisis de las no linealidades estáticas y dinámicas del sistema de amarre en respuesta a la carga ambiental.
Se han desarrollado dos diseños de controlador complementarios para suavizar la carga ambiental sobre el sistema de amarre:
1. Un controlador que calcula un ángulo de desplazamiento del paso de las palas en función de la dirección del viento medida y del grado de movimiento de cabeceo para reducir las cargas en el sistema de amarre en situaciones de carga de viento desfavorable.
2. Un controlador que calcula el desplazamiento del paso de las palas en función de la posición GPS medida de la turbina para reducir las cargas en el sistema de amarre en situaciones con corrientes de gran velocidad.
Controlador 1
Para determinar los diseños de los controladores, primero se desarrolló un controlador de referencia que calculaba un ángulo de desplazamiento del paso de las palas en función de los niveles reales de daños por fatiga en la parte más dañada del sistema de amarre. En las simulaciones, estos datos pueden obtenerse fácilmente a partir de programas informáticos de modelización. Sin embargo, un controlador de este tipo no es posible en la práctica porque los índices reales de daños por fatiga en el sistema de amarre no pueden medirse fácilmente.
Durante el análisis, se examinaron simulaciones de 88 casos de carga basados en las condiciones meteorológicas y oceánicas previstas para el emplazamiento de la turbina. Para la turbina de ejemplo, estos 88 casos de carga produjeron valores de daño por fatiga (D) de entre el 0,1% anual y el 12% anual. Los valores inferiores a D0 = 0,8% anual se consideraron aceptables (equivalentes a una vida útil de 125 años) y, por tanto, requerían un nivel de desplazamiento de paso de pala cero. Se incluyeron 24 de los 88 casos de carga.
El ángulo de desplazamiento del paso de pala poffset se seleccionó para que fuera poffset, MED = 4° en el nivel de daño medio, Dm e a n = 1,2%, de los 88 casos de carga, con una curva lineal desde D0 a través de Dm e a n , hasta alcanzar un ángulo máximo de desplazamiento del paso de pala, poffset, MAX = 8°.
Lo anterior puede formularse como:
Figure imgf000009_0001
Controlador 2
A continuación, se desarrolló un controlador para el cálculo del ángulo de desfase del paso de pala en función de la dirección del viento, aw, y de la desviación estándar del movimiento de paso, r|5sm El nivel de desplazamiento de paso de pala cero se fijó en una desviación estándar del movimiento de paso r|5STD_o = 0,4°, por debajo de la cual cayeron 24 de los casos de carga.
El controlador está configurado para aplicar una estrategia lineal de ángulo de desfase del paso de las palas poffset(aw ) con variación con la dirección del viento aw . La función poffset(aw ) varía linealmente con la dirección del viento, aw , desde con un ángulo de desplazamiento lineal mínimo de la dirección del viento, poffset, d ir _ m in = 0°, hasta un ángulo de desplazamiento lineal máximo de la dirección del viento, poffset, d ir _ m a x = 4°. El desplazamiento máximo se utiliza cuando el viento se aproxima directamente sobre una sola línea de amarre, y el desplazamiento mínimo se utiliza cuando el viento se aproxima directamente entre dos líneas de amarre. Es decir, el desplazamiento es máximo cuando toda la carga del viento se aplica a una sola línea de amarre, y mínimo cuando se reparte entre dos líneas de amarre. Por ejemplo, la figura 6 ilustra un sistema de amarre de turbina 12 que tiene tres líneas de amarre 12a, 12b, 12c. La función poffset(aw ) tiene su primer máximo cuando la dirección del viento va hacia 15° y su primer mínimo cuando la dirección del viento va hacia 75°.
También se aplica una estrategia lineal adicional del ángulo de desplazamiento del paso de pala con variación con la desviación estándar del movimiento de paso de la torre r|5STD y se aplicó para H5s s t d > hs s t d _ o = 0,4°. El ángulo de desplazamiento del paso de pala poffset se seleccionó para ser poffset_2 = 5° al doble de la desviación estándar de referencia del movimiento de paso de la torre 2n5STD_o, con una curva lineal desde r|5STD_o, hasta alcanzar el ángulo máximo de desplazamiento del paso de pala.
El ángulo máximo de desplazamiento del paso de pala se seleccionó de nuevo para que fuera poffset_MAx = 8°, teniendo en cuenta el desplazamiento combinado debido a la dirección del viento y al movimiento de cabeceo de la torre. Por ejemplo, el máximo podría alcanzarse con una desviación de cabeceo muy elevada o con una desviación de cabeceo menor pero en una dirección del viento desfavorable.
Lo anterior puede formularse como:
Figure imgf000010_0001
Controlador 3
El tercer procedimiento utilizado para el cálculo del ángulo de desviación del paso de las palas se basa en la dirección del viento y en la desviación estándar del movimiento angular proyectado sobre la línea de amarre más cargada.
El nivel de desfase de paso de pala cero se calculó con una desviación estándar del movimiento angular proyectado sobre la línea de amarre más cargada de npsTD_o = 0,35°. De nuevo, este nivel corresponde al nivel por debajo del cual cayeron 24 de los casos de carga.
Como en el caso anterior, se utilizó una estrategia lineal de ángulo de desfase del paso de las palas poffset(aw ) con variación con la dirección del viento aw, variando de nuevo linealmente la función poffset(aw ) con la dirección del viento, aw , desde con un ángulo lineal mínimo de desfase con la dirección del viento, poffset, d ir _ m in = 0°, hasta un ángulo lineal máximo de desfase con la dirección del viento, poffset, d ir _ m a x = 4°.
A continuación, se aplicó una estrategia adicional de ángulo de desplazamiento lineal del paso de pala con variación con el movimiento angular proyectado sobre el amarre más cargado npsTD para npsTD > npsTD_o = 0,35°. El ángulo de desplazamiento del paso de pala poffset se seleccionó de nuevo para ser poffset_2 = 5° al doble de la desviación estándar de referencia del movimiento de paso de la torre 2nPSTD_o, con una curva lineal desde nssTD _o, hasta alcanzar el ángulo máximo de desplazamiento del paso de pala.
De nuevo, se seleccionó un ángulo máximo de desplazamiento del paso de pala de poffset_MAx = 8°, teniendo en cuenta el desplazamiento combinado debido a la dirección del viento y al movimiento de cabeceo de la torre.
Esto puede formularse como:
Figure imgf000011_0001
En general, se observó que las estrategias del segundo y tercer controlador presentaban una buena concordancia con la estrategia del primer controlador de referencia, en el sentido de que los ángulos de paso de pala desplazados grandes, medios y pequeños se producen con frecuencia para los mismos casos de carga.
Controlador 4
Un cuarto controlador tiene en cuenta las variaciones en la carga de amarre debidas a las corrientes y aplica un desplazamiento del paso de pala basado en una posición GPS medida de la turbina.
Se define un radio de referencia horizontal ro(0) a partir del nivel de la guía vertical (el nivel en el que los amarres se fijan a la torre) en el centro de la torre sobre la base de la dirección dada 0 del desplazamiento de la plataforma. La envolvente de referencia horizontal ro(0) es la posición de la torre con una fuerza de empuje aerodinámica nominal y una velocidad de corriente nula. En la Figura 7 se muestra un ejemplo de envolvente. El movimiento fuera de este radio es indeseable y el controlador está diseñado para contrarrestar dicho movimiento reduciendo la fuerza de empuje aerodinámica del rotor mediante la aplicación de un ángulo de desfase de paso de pala adicional poffsetc.
En las siguientes ecuaciones, xf l e yFL dan la posición horizontal del centro de la torre en la posición vertical del pasacabo, que puede calcularse a partir de la medición GPS en la plataforma y las mediciones MRU (unidad de referencia de movimiento) de los movimientos de cabeceo y balanceo en la línea de flotación referenciados a la subestructura:
Figure imgf000011_0002
yn =y<*s+toh,
donde h es la altura vertical desde el nivel de la plataforma hasta el nivel del pasacabos, Xg p s e yG Ps son las posiciones medidas por GPS en el nivel de la plataforma, y r|4 y r|5 son los movimientos de balanceo y cabeceo en la línea de flotación referidos a la subestructura, medidos por la MRU.
En consecuencia, la posición radial horizontal rm calculada del centro de la torre en la posición vertical del pasacabo se determina mediante:
rm * \IXI L ' >‘n
Debido a la naturaleza lentamente variable de la velocidad de la corriente, sólo los componentes lentamente variables de rm son de interés para el control de la corriente. Para el filtrado se puede utilizar un filtro Butterworth de tercer orden:
Figure imgf000011_0003
donde s es la variable de Laplace, y u>c es la frecuencia del filtro que debe seleccionarse a un valor suficientemente
bajo, por ejemplo, un período de diez minutos:
Se propone el siguiente procedimiento de controlador PI
Figure imgf000012_0001
donde Kp (0) y Ki(0) son las ganancias proporcional e integral del controlador de acción que generalmente podrían variar con la dirección del viento 0, y
Figure imgf000012_0003
Además, la integral de la ecuación Ai debe reajustarse a 0 siempre que rm - ro(0) < 0. Lo ideal es que este restablecimiento se lleve a cabo de forma suave, de modo que el valor del integrador decaiga hasta cero a lo largo de un tiempo predefinido, por ejemplo 200 segundos.
Controlador 5
Una alternativa al cuarto esquema de controlador es la aplicación de una acción de control no lineal sobre grandes desviaciones del radio de referencia r0 en lugar de la acción de control integral, mediante la aplicación y/o combinación de una función polinómica o exponencial, o similar. Un ejemplo es el controlador no lineal:
Figure imgf000012_0002
Conclusión
Los dos diseños de controlador complementarios presentados, es decir, el controlador 2 o el controlador 3 en combinación con el controlador 4 o el controlador 5, pueden suavizar el efecto de las cargas ambientales sobre el sistema de amarre.
En un estudio completo de simulación FLS (estado de carga de fatiga) con estas estrategias, los controladores redujeron las cargas en el sistema de amarre a costa de una producción de energía algo menor . Por término medio, se consigue un aumento aproximado del 10% en el tiempo de vida de la línea de amarre a un coste correspondiente de un 1% de reducción de la producción. Los datos de la simulación se muestran en la Figura 8. Como puede observarse en la Figura 8, se reducen los picos de tensión de la línea de amarre que, de otro modo, podrían disminuir significativamente la vida útil a fatiga del sistema de amarre. Sin embargo, la reducción de la producción de energía es mínima. Para la simulación concreta de la figura 8, los daños en la línea de amarre se redujeron en un 56% a costa de una reducción de la potencia del 7,6%.
Los controladores podrían utilizarse durante el diseño del amarre de tres formas diferentes:
1. Los controladores podrían tenerse en cuenta en los análisis de diseño del sistema de amarre.
2. Los controladores podrían utilizarse para disminuir los factores de seguridad requeridos sobre la base de que las incertidumbres en la base de diseño metoceánico pueden ser manejadas por el controlador en caso de que la carga ambiental sea peor de lo previsto.
3. Los controladores y sus ajustes podrán movilizarse durante la fase operativa de las turbinas. Los ajustes se basarán en las tensiones reales medidas de los cabos de amarre. De este modo, las incertidumbres relacionadas con la vida a fatiga de las líneas de amarre pueden reducirse significativamente en comparación con las estimaciones utilizadas en el diseño.
Otro método de diseño de amarre asistido por la fuerza de empuje del rotor es la aplicación de un control individual del paso de las palas para contrarrestar los movimientos de guiñada de la turbina eólica flotante, con el fin de reducir o eliminar los requisitos de rigidez de guiñada del sistema de amarre. Dicho método se describe en el documento WO 2014/096419. La técnica descrita en dicho documento puede aplicarse en combinación con la técnica descrita anteriormente. Se ha comprobado que los efectos individuales de estas técnicas aumentan cuando se aplican conjuntamente.
Aunque las técnicas anteriores reducen la turbina eólica flotante aplicando un desplazamiento del paso de las palas, se apreciará que puede utilizarse cualquier forma adecuada de reducción. Por ejemplo, en una forma de realización, el par del generador puede aumentarse para reducir la velocidad del rotor. En otra forma de realización, el controlador puede reducir la potencia nominal de salida o la velocidad nominal del viento utilizada en otros aspectos del control del paso de las palas para aplicar el control de reducción de la velocidad nominal del viento a una velocidad del viento inferior a la que se aplicaría de otro modo.
Además, mientras que algunos de los sistemas de control anteriores incluyen funciones de paso, se apreciará que, en una implementación práctica en el sistema de turbina eólica, el controlador puede aplicar suavizado o filtrado a estos controladores.
Además, aunque los controladores se ilustran utilizando funciones lineales simples, en la práctica el controlador puede implementarse utilizando funciones de control no lineales más complejas, como la incorporación de funciones polinómicas y/o funciones exponenciales.

Claims (16)

REIVINDICACIONES
1. Un método de control de una turbina de una estructura de turbina eólica flotante para reducir la fatiga de sus amarres (12a, 12b, 12c), que comprende reducir la turbina basándose en un movimiento de la estructura de turbina eólica y una dirección del viento en la estructura de turbina eólica relativa a las direcciones en las que cada uno de los amarres se extiende alejándose de la turbina eólica.
2. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la reducción se basa en la variabilidad del movimiento de cabeceo de la estructura de la turbina eólica, y preferentemente en la desviación estándar del movimiento de cabeceo de la estructura de la turbina eólica durante un período de tiempo.
3. Un método de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, en donde un componente de reducción basado en el movimiento de cabeceo y/o un componente de reducción basado en la dirección del viento son constantes por debajo de un nivel umbral de movimiento de cabeceo.
4. Un método de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en donde la reducción incluye un componente basado en el movimiento de cabeceo que aumenta con el movimiento de cabeceo, y preferentemente con la desviación estándar del movimiento de cabeceo.
5. Un método de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en donde la restricción incluye un componente basado en la dirección del viento que tiene un valor máximo cuando el viento se aproxima directamente sobre uno de los amarres y un valor mínimo cuando el viento se aproxima directamente entre dos de los amarres.
6. Un método de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, en donde la reducción comprende aplicar un desplazamiento de paso de pala a una o más palas de la turbina para reducir una fuerza de empuje aerodinámica del rotor sobre la estructura flotante de la turbina eólica.
7. Un método de acuerdo con la reivindicación 6, en donde el desplazamiento de paso de pala se determina al menos en parte basándose en la siguiente ecuación:
Figure imgf000014_0001
en donde poffset es un desfase de paso de pala, aw es la dirección del viento, hstd es la desviación estándar del movimiento de paso durante un período de tiempo predeterminado o un valor derivado de la misma, ppitch_offset es un desfasaje basado en hstd, y pwind_offset es un desfasaje basado en la dirección del viento,
opcionalmente:
en donde el desplazamiento basado en la dirección del viento se determina, al menos en parte, basándose en la siguiente ecuación:
Figure imgf000014_0002
en donde p2 es una constante, ao es una constante, y 0 es la distancia angular entre líneas de amarre adyacentes; y/o en donde el desplazamiento basado en el movimiento de cabeceo se determina al menos en parte basándose en la siguiente ecuación:
Figure imgf000014_0003
en donde r|sTD_o es una constante, p1 es una constante; y/o
en donde la ecuación poffset (aw , hs t d ) se establece en cero para valores de hs t d < hs t d _ o.
8. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en donde la reducción comprende aumentar un par de un generador de la turbina de manera que se reduzca una fuerza de empuje aerodinámica del rotor de la estructura flotante de la turbina eólica.
9. Un método de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, que comprende además reducir la turbina basándose en una posición de la estructura de turbina eólica con respecto a una posición de referencia, opcionalmente en donde la posición de la estructura de turbina eólica se determina utilizando un sistema de posicionamiento basado en satélite, tal como el sistema de posicionamiento global (GPS) Navstar, o en donde la posición de la estructura de turbina eólica se determina considerando la tensión en las líneas de amarre (12a, 12b, 12c).
10. Un método de acuerdo con la reivindicación 9, en donde la reducción basada en la posición de la estructura de la turbina eólica se basa en una posición filtrada en frecuencia de la estructura de la turbina eólica, habiendo sido filtrada en paso bajo la posición filtrada en frecuencia.
11. Un método de acuerdo con la reivindicación 9 o 10, en donde la reducción basada en la posición de la estructura de turbina eólica comprende un componente basado en la posición que se aplica únicamente cuando la posición de la estructura de turbina eólica es superior a una distancia umbral predeterminada con respecto a la posición de referencia, opcionalmente en donde el componente basado en la posición comprende al menos un componente que es proporcional a la distancia de la estructura de turbina eólica con respecto a la posición de referencia o a un valor derivado de la distancia de la estructura de turbina eólica con respecto a la posición de referencia, y preferentemente a la distancia de la estructura de turbina eólica con respecto a la distancia umbral.
12. Un método de acuerdo con la reivindicación 11, en donde el componente basado en la posición comprende al menos uno de:
un componente que es proporcional a la integral de la distancia de la estructura de la turbina eólica más allá de la distancia umbral o un valor derivado de la distancia de la estructura de la turbina eólica más allá de la distancia umbral; y
un componente proporcional a una función polinómica o exponencial de la distancia de la estructura de la turbina eólica más allá de la distancia umbral o un valor derivado de la distancia de la estructura de la turbina eólica más allá de la distancia umbral.
13. Un método de acuerdo con cualquier reivindicación anterior, que comprende además reducir la turbina de modo que no produzca más de una potencia nominal a velocidades del viento superiores a una velocidad del viento nominal de la turbina, opcionalmente en donde la reducción por encima de la velocidad del viento nominal comprende controlar la reducción de modo que se supriman los movimientos del cuerpo rígido de la estructura de la turbina eólica en la dirección de cabeceo a aproximadamente la frecuencia de resonancia de la estructura de la turbina eólica.
14. Un método de acuerdo con cualquier reivindicación precedente, en donde los amarres comprenden al menos tres líneas de amarre catenarias (12a, 12b, 12c) que se extienden alejándose de la estructura de turbina eólica flotante; y/o en donde la estructura de turbina eólica flotante tiene una configuración de mástil flotante.
15. Una turbina para una estructura de turbina eólica flotante que comprende un controlador configurado para controlar la turbina de acuerdo con el método de cualquier reivindicación precedente.
16. Un producto de programa informático que comprende instrucciones legibles por computadora que, cuando se ejecutan, harán que un controlador controle una turbina de una estructura de turbina eólica flotante de acuerdo con el método de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14.
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