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El papel del control en el desarrollo tecnológico de las turbinas eólicas
MLS
Resumen— Con las recientes tendencias hacia aerogeneradores de gran potencia
(MW), el rol del sistema de control ha adquirido mayor importancia y un diseño
al que se le imponen cada vez mayores demandas. Es más, la comprensión de que
no sólo el rendimiento de la máquina, sino también las cargas estructurales
dependen del controlador, ha dado un nuevo
ímpetu a la investigación del
control de aerogeneradores. La extensión del
papel del control para reducir las cargas
estructurales ha motivado la exploración de novedosas estrategias de control,
que buscan maximizar la reducción de cargas por medio del
uso del
sistema de paso de la pala. uevas herramientas, como la MLS WTCD Toolbox, pueden facilitar
esta tarea en gran medida. Se presenta aquí una visión general de las posibilidades
y del potencial del control de aerogeneradores de gran
potencia (MW). Asimismo se discute el lugar que ocupa el sistema de control y
su papel como
tecnología integradora dentro de la industria de la energía eólica junto con la
perspectiva de los promotores.
rendimiento aerodinámico y reducir las cargas a altas velocidades del viento. Aunque no
está claro que estos beneficios puedan compensar la complejidad añadida y el
coste de la electrónica de potencia, la velocidad variable ha sido adoptada casi
unánimemente para máquinas de gran potencia debido a las ventajasadicionales,
tales como un
arranque más suave, una mayor calidad de potencia y la mayor flexibilidad de
operación cuanto mayor es la máquina. Los aerogeneradores que se consideran en
este artículo son turbinas eólicas de gran tamaño y gran potencia (MW) de
velocidad variable como
la que muestra la Figura 1.
Palabras Clave— Aerogenerador, control, cargas de fatiga, diseño
I. INTRODUCCIÓN a tecnología de los aerogeneradores ha sufrido un rápido
desarrollo durante las últimas tres décadas con un rápido incremento de su
tamaño . Actualmente, se encuentran en el mercado aerogeneradores comerciales
de hasta una potencia de 5 MW. Después de explorar distintos conceptos
(máquinas de una y dos palas, aerogeneradores de eje vertical, máquinas de
velocidad constante, etc.) la topología más extendida y que se ha establecido
como estándar en la industria es lo que es conocido como “Concepto Danés”, es
decir, una turbina eólica de tres palas de eje horizontal con el rotor a
barlovento ver Figura 1. La góndola alberga el generador y el tren de potencia,
por el que está conectado al rotor, que consiste en el buje y las palas. Hay
dos posibles opciones para la configuración del tren de potencia: conexión indirecta, en
el que el rotor está conectado a un generador convencional por medio de una
multiplicadora de varias etapas; y conexión directa, en el que el rotor está
conectado directamente a un generador con múltiples polos. El generador puede
estar conectadodirectamente a la red eléctrica mediante un generador asíncrono
o indirectamente mediante un convertidor de potencia. En la primera opción, la
velocidad del
rotor es constante, estando fijada por la frecuencia de la red. En la segunda
opción, la velocidad del
rotor puede variar y el aerogenerador se dice que es de velocidad variable. El
atractivo inicial de la velocidad variable era aumentar la captura de energía a
velocidades bajas del viento, variando la
velocidad del
rotor para maximizar el
L
Fig.1. Esquema de un aerogenerador
A bajas velocidades del viento, por debajo de
la velocidad de conexión, los aerogeneradores no están en funcionamiento ya que
las pérdidas superan la energía extraída del
viento. A velocidades muy altas, por encima de la velocidad de corte, las
turbinas son apagadas ya que el coste adicional de ingeniería para permitir el
funcionamiento en tales condiciones no es rentable. Entre la velocidad de
conexión y de corte, un aerogenerador de velocidad variable tiene cuatro modos
de funcionamiento. En los tres primeros tres modos a bajas velocidades del viento, la potencia generada varía con la velocidad del viento. En el cuarto
modo a altas velocidades, la potencia y la velocidad del rotor se mantienen constantes
respectivamente a la potencia y velocidad nominal. La transición entre el
tercer y cuarto modo ocurre a la velocidad nominal. En el primer modo a bajas
velocidades del
viento, por encima de la velocidad de conexión, el aerogeneradorse opera a
velocidad constante. En el segundo modo, a velocidades moderadas del viento, la velocidad del rotor varía
2 para maximizar la eficiencia aerodinámica. En el tercer modo, a altas
velocidades por debajo de la velocidad nominal, el rotor se controla otra vez a
velocidad constante. En estos tres modos, por debajo de la velocidad nominal,
el aerogenerador se regula controlando el par de reacción del generador y por tanto variando la
potencia generada. Estas tres zonas son mostradas in la Figura 2. La gráfica ha
sido obtenida con la MLS WTCD Toolbox, para ello se necesitan las
características aerodinámicas del
rotor (Cp y Ct) y los parámetros de operación. La línea
solida representa los puntos de operación de la turbina eólica cuando la
velocidad del viento varía y por tanto la
velocidad y el momento del
rotor. En el cuarto modo, por encima de la velocidad nominal, el aerogenerador
se regula controlando el ángulo de las palas alrededor de su eje longitudinal
(ángulo de paso), como variando también el
momento de reacción del
generador. Aunque las palas se giran usualmente colectivamente, es decir con el
mismo ángulo, en general y especialmente las máquinas de gran tamaño, que
tienen actuadores independientes, lo que permite por tanto girar cada una de
ellas de forma independiente. En la Figura 2, el cuarto modo es el punto de
operación al final de la línea vertical a la derecha. Este artículo discute el
sistema de control que regula un aerogenerador dela manera descrita
anteriormente. Los controladores están adquiriendo un grado de complejidad que requieren
métodos de control avanzados. El diseño de un controlador para una turbina
eólica ya no es una tarea que puede ser llevada a cabo por un no-especialista.
El distinto rango de máquinas existentes, por ejemplo con distintas
características en tren de potencia, implica que el controlador tiene que ser
diseñado para un aerogenerador específico si el máximo rendimiento y reducción
de cargas quieren ser conseguidas. No es aconsejable adoptar un controlador en
particular y tunearlo para distintas máquinas. La relación directa, entre la
dinámica de la turbina y la dinámica del controlador, y los efectos que éste
último puede acarrear al modificar la dinámica de la máquina, implica que el
control debería ser una parte integral del diseño un aerogenerador desde sus
primeras etapas. El propósito de este artículo es proporcionar una visión
general y hacer patente las posibilidades y el potencial del control en aerogeneradores de gran
potencia. En la Sección II, se discuten consideraciones generales de la
dinámica que afectan a las tareas de control. En la Sección III, se describen
algunos problemas importantes para la tarea del diseño de control. Son los aspectos
no-lineales, de implementación y de diseño lineal relacionados con la
regulación de la velocidad del
rotor y la potencia generada. En la Sección IV, se discuten requerimientos
adicionales sobre el control,relacionados con el control activo de las cargas
estructurales. El lugar del control dentro de la tecnología de la energía
eólica y su papel como tecnología integradora se discute en la sección V. El
distinto punto de vista que tienen los promotores y los fabricantes se analiza
en la Sección VI. Por último, las conclusiones se presentan en la Sección VII.
II. CONSIDERACIONES GENERALES Un aerogenerador consiste en una maquina
rotatoria situada en lo alto de una estructura que la soporta. Esta
caracterización inicial, y bien es cierto muy básica, permite que se puedan
hacer ciertas observaciones. Ya que es una maquina rotativa, es conveniente
discutir la dinámica en el dominio de la frecuencia, particularmente en el
contexto de este artículo, ya que el dominio de la frecuencia es la forma
estándar de representar la información en la ingeniería de control. La densidad
de potencia espectral de la mayoría de las variables de importancia en las
turbinas presenta picos en múltiplos de la frecuencia de rotación, nP. En
general, mucha de la potencia de la densidad de potencia espectral está
concentrada en estos picos nP. Además, la estructura de la turbina, por ejemplo
las palas y la torre, tiene un numero de modos naturales de vibración, cuyas
frecuencias son independientes de la velocidad de rotación. Las frecuencias nP
y las frecuencias naturales de la estructura deberían por tanto mantenerse
separadas para evitar excitar la estructura y aumentar las cargas sobreella. Es
más, el ancho de banda del
controlador relativo a las frecuencias de los modos estructurales afecta a las
cargas en el rotor, torre y tren de potencia. Por ejemplo, cuando el ancho de
banda del controlador es mayor que la
frecuencia del modo de la torre, tanto las
cargas en la torre como
el comportamiento de la torre se ven afectado negativamente.
Fig. 2. Ejemplo de estrategia de operación
Con las recientes tendencias hacia aerogeneradores de gran potencia (MW), el
sistema de control y su diseño han adquirido mayor relevancia. Es más, la
comprensión de que no sólo el rendimiento de la máquina, sino también las
cargas estructurales dependen del controlador, ha dado un nuevo impulso a la
investigación del control de aerogeneradores como se extrae del creciente
número de publicaciones que abordan este tema. La ampliación del
papel del control para reducir las cargas
estructurales ha motivado la exploración de novedosas estrategias de control,
que buscan maximizar la reducción de cargas por medio del
uso del
sistema de paso de la pala. Nuevas herramientas, como la MLS WTCD Toolbox, pueden facilitar y
agilizar esta tarea de manera importante.
3 De la discusión anterior se deja ver claramente la importancia de los modos
dinámicos a la hora del
diseño y el rendimiento y resultados. Es bien conocido que, para caracterizar
adecuadamente el comportamiento de un aerogenerador, no solo los principales
modos naturales, como los primeros modos del tren depotencia, de la torre y de
las palas tienen que ser tenidos en cuenta, sino también modos con una
frecuencia más alta. En particular, es sabido la relevancia de los segundos
modos, por ejemplo, el segundo modo de la torre puede contribuir de manera muy
significativa a las cargas de fatiga en la torre. Ya que el grado en el que los
distintos modos son excitados depende del
estado de operación de la máquina (girando sin carga, arranque, operación o
apagado), una completa evaluación en el dominio del tiempo que cubra todos los posibles
escenarios conlleva un esfuerzo considerable y por tanto es necesario el
análisis de un amplio número de simulaciones. III. PRINCIPALES PROBLEMAS DE
CONTROL valores de h(β, ) y g(v) provienen de mediciones reales [2].
Aunque los datos dibujados han sido obtenidos con pocos datos y con bastante
ruido, se puede observar la concordancia entre las relaciones separadas y
no-separadas. La importancia de la separación del momento aerodinámico en dos
componentes para el diseño del control en la zona por encima de la velocidad
nominal se representa en la Figura 5, en donde A es el actuador de la pala y C
el controlador. Claramente, la velocidad del
viento actúa como una perturbación aditiva en el
bucle de control del
paso de la pala. Solamente la componente, h(β, ) está presente en el lazo
de control y por tanto los aspectos aerodinámicos no lineales solo dependen del ángulo de paso y de la velocidad del rotor pero no de la velocidad delviento.
De hecho, debido a que las fluctuaciones en la velocidad del rotor durante operación por encima de la
velocidad nominal son pequeñas, esta dependencia puede ser despreciada,
simplificando esta nolinearidad en gran medida.
A. Aspectos no lineales El rotor interactúa con el viento, creando un empuje
sobre las palas, que depende del
ángulo de ataque, y un momento en el rotor que lo hace girar. El momento
aerodinámico es:
2 2 1 ρπC p (λ , β ) R v (1) 2 λ donde ρ es la
densidad del aire, v es la velocidad del viento, Cp(λ, β) es el
coeficiente de potencia del rotor, β es el ángulo de paso, λ = R/v es
la relación de velocidades de la punta de la pala y el viento, es la velocidad
del rotor y R es el radio del rotor. El coeficiente de potencia es una medida
de la eficiencia aerodinámica. Tanto el par aerodinámico como
el coeficiente de potencia dependen de forma continua de la velocidad del viento, v, el ángulo de paso, β, y la velocidad del rotor, . Dos de
ellos, el ángulo de paso y la velocidad del
rotor pueden ser modificados para regular el par aerodinámico, a través del ángulo de ataque, y por tanto, el comportamiento del aerogenerador. En
condiciones por debajo de la velocidad nominal, la velocidad del
rotor se regula mediante el par de reacción del generador. A velocidades por encima de
la velocidad nominal, la velocidad del rotor se regula mediante el ángulo de
paso, es decir, el exceso de energía se libera variando el ángulo de las palas.
El paraerodinámico es altamente no lineal y en consecuencia es importante que
el controlador del
ángulo de paso lo tenga en consideración. Un método apropiado para hacer esto
se discute a continuación. 1) Separación de la ganancia aerodinámica: un punto
clave es el hecho de que cerca de la velocidad nominal el par aerodinámico
puede ser separado en dos componentes aditivas, [1]: T ( β , a„¦, v) = h(
β , a„¦) − g (v) (2) La primera componente depende únicamente del
ángulo de paso, β y la velocidad del rotor, y la segunda sólo de la
velocidad del viento, v. La Figura 3 representa una comparativa de los valores
del momento aerodinámico obtenidos por los métodos (1) y (2) para una maquina
comercial de 1 MW. En este caso los
F1 =
Fig 4. Separación de la no-linealidad aerodinámica con datos reales
g (v )
_ A
h( β , a„¦)
+
T(β,a„¦,v)
Fig. 5 Linearización local del la no-linearidad aerodinámica El impacto en la
dinámica de la planta de esta no-lineridad se muestra en la Figura 6, que
representa para una turbina de gran tamaño (MW) la dinámica linerizada del
ángulo de paso a la velocidad del generador a distintas velocidades del viento y
por tanto distintos ángulos de paso. (El ángulo de paso es el valor
estacionario a cada velocidad del
viento para el momento aerodinámico nominal). La dinámica, una vez linearizada,
depende de la variación del
momento aerodinámico respecto al ángulo de paso. Las ganancias aerodinámicas se
muestran en la Figura 7. El gradiente delángulo de paso, la
línea continua, depende de la velocidad
4 del viento
de manera muy pronunciada. Como consecuencia, la
variación del
ángulo de paso, necesario para obtener una variación similar al par en el
rotor, tiene que variar sobre todo el rango de funcionamiento. Se requiere por
tanto, una compensación en la demanda del
ángulo de paso, para conseguir un control efectivo en todo el rango de
funcionamiento. aproximación a un controlador que linearice globalmente se
obtiene colocando la inversa de la ganancia no lineal seguida por el integrador
a la salida del
controlador, ver Figura 8. La inversa de la ganancia no lineal es por supuesto
escalada con el ángulo de paso. Este enfoque tiene la apariencia de la ganancia
variable tradicional, sin embargo consigue un carácter global a través del posicionamiento de la inversa de la ganancia no
lineal y del
integrador.
1 h′( β )
C(s)
1 s
β
Fig. 8. Colocación de la ganancia variable respecto al controlador
Fig. 6. Plantas por encima de la velocidad nominal
B. Implementación La acción integral se requiere para el primer, tercer y
cuarto modos, es decir, los modos de velocidad constante por debajo de la
velocidad nominal y el modo por encima, aunque no es necesaria en el segundo
modo, el modo de máxima eficiencia. Por tanto, es necesario incorporar una
estrategia anti-wind-up (anti-saturación) en la implementación del controlador. Un
estrategia anti-saturación adecuada para aerogeneradores, [4],se muestra en la
Figura 9, Co junto a Ci son el controlador, G es la planta de la turbina
eólica, Gpac es el actuador de la pala y F es un filtro paso bajo. La acción
integral está incluida en Ci. Aunque la Figura 9 representa el control del ángulo de paso
(cuarto modo), la misma estrategia se puede aplicar a todo el rango de
funcionamiento. No basta simplemente que el diseño del controlador para cada uno de los cuatro
modos sea correcto, sino que cada uno requiere su propio algoritmo, y además la
implementación debe asegurar una transición suave y exacta entre los distintos
algoritmos de cada modo. Una estrategia de implementación apropiada, [4], que
cumple con estos requisitos se muestra en la Figura 10. La salida superior es
la referencia del
ángulo de la pala y la inferior el par en el generador. Todos los principales
elementos dinámicos del
controlador, Co and Ci, se colocan en serie, de modo que las dinámicas están
activas todo el tiempo. Las transiciones S1, S2 and S3, conectan meramente elementos
estáticos, evitando conmutaciones entre caminos paralelos. La principal ventaja
es que se evitan los transitorios de las dinámicas.
ωset
Fig. 7. Gradientes del par aerodinámico respecto al ángulo de paso y de las
velocidades del viento y del rotor _
ωg
Co
+ + _
Ci
Gpac
G
El procedimiento clásico de ganancia variable se debe usar para contrarrestar
la ganancia no lineal. Sin embargo, debido a que el ángulo de paso puede variar
rápidamentey la ganancia es altamente no-lineal, la condición de variación
lenta no se da a priori. En [3] se presenta un enfoque no lineal, que logra una
linearización global sobre todo el rango de funcionamiento. Asumiendo que el
controlador tiene acción integral, una buena
F
Fig. 9. Anti-wind-up
5 En [8] se describe un procedimiento para estimar el máximo ancho de banda
conseguible para dos turbinas específicas dados los márgenes de ganancia y
fase. Ambas turbinas son turbinas de gran potencia, una de 3 y otra de 5 MW. En
ambas se requiere un ancho de banda de aproximadamente 1 rad/s. El máximo ancho
de banda que se puede conseguir para cada uno de estas turbinas se estudia a
continuación. La frecuencia natural de la torre es 2.64 rad/s para la máquina
más pequeña y 2 rad/s para la mayor. Las velocidades nominales están entre 12 y
13 m/s para ambas. Cuando la velocidad del
viento es ligeramente superior, los requerimientos en el control son más
restrictivos, ya que la ganancia aerodinámica es inferior. Por tanto los
efectos limitantes de los ceros en el plano
derecho se analizan en esas condiciones.
C* Kp
Co
+ +
Ci
S2
Kp(.)
S1
Fig. 10. Implementación
Kp C*
S2
Las estrategias de implementación dirigidas al anti-wind-up y a una transición
suave, y aquellas dirigidas hacia el gainscheduling son claramente compatibles
y pueden ser integradas en una estrategia global (Figuras 8, 9 y 10).
Simplemente hay que incorporar la gananciavariable y la acción integral en Co.
Adoptar una implementación apropiada del controlador es una parte importante
del diseño global. Una vez seleccionada, las tareas restantes son las de
diseñar los algoritmos de control lineal para cada modo. Si la implementación
es inadecuada, las asunciones en las que se base el diseño de los controladores
lineales pueden ser no validas, en cuyo caso, la efectividad y resultados
pueden verse degradados o la estabilidad puede verse comprometida. C. Diseño
lineal 1) Limitaciones relacionadas con el tamaño: Las limitaciones vienen
impuestas por las características de la planta a controlar. En particular, es bien
sabido, que cuando una planta es de fase no mínima, los beneficios de la
realimentación se reducen [5]. Las dinámicas con fase nomínima son causadas por
ceros con parte real positive (RHPZs en su acepción inglesa), retrasos o
sampleado, características todas ellas presentes en las turbinas eólicas. Su
principal impacto es la reducción del ancho de banda máximo [6] y de las
funciones de sensibilidad y sensibilidad complementaria que se pueden conseguir
[7]. La Figura 11 representa el diagrama de Bode de la dinámica de la
referencia del ángulo de paso a la velocidad del generador para una máquina de
gran potencia a dos velocidades del viento distintas. A 13 m/s, la presencia de
ceros con parte real positive debidos a la torre a ~2 rad/s es evidente. La pérdida
pronunciada de fase debido a estos ceros influencia de maneradrástica el máximo
ancho de banda que el controlador puede conseguir. A 18 m/s, no hay ceros con
parte real positive en la planta, ya que se han movido a la parte izquierda del
plano por el giro de la pala. El giro de la pala y el cambio entre la relación
de la flexión a lo largo y perpendicular al borde también son responsables del
cambio de magnitud a medias frecuencias. La explicación física de los ceros en
la parte derecha es la siguiente: dado un incremento del ángulo de la pala para
reducir el par aerodinámico, el empuje en el rotor se reduce y el rotor
reacciona desplazándose hacia delante. Durante este movimiento la velocidad
relativa del viento se incrementa, hacienda que el par en el rotor aumente de
manera transitoria y por tanto la acción de control encaminada a reducir el
par, lo incremente de manera transitoria.
Fig. 11. Dinámica de la turbina del ángulo de paso a la velocidad del generador
Con unos márgenes de estabilidad de 10 dB y 60 grados a 12 m/s, el máximo ancho
de banda es de 0.65 rad/s para la máquina más pequeña y 0.27 rad/s para la
grande. Esto se debe a la baja frecuencia de los ceros. Al aumentar la
velocidad del viento, la frecuencia de los ceros aumenta y por tanto el máximo
ancho de banda aumenta a 1.04 rad/s y 0.49 rad/s, respectivamente. Esto implica
que con los márgenes de estabilidad elegidos no se puede conseguir un ancho de
banda de 1 rad/s a 12m/s. Con unos márgenes de 6 dB y 45s, el máximo ancho de
banda es 1 rad/spara la máquina menor y 0.43 rad/s para la mayor. El
procedimiento usado da la oportunidad de ver las consecuencias de la elección
de las frecuencias naturales de la torre y palas durante el proceso de diseño.
Se debe enfatizar que estas limitaciones son intrínsecas, ya que solo dependen
de las características estructurales de la turbina. En consecuencia, el máximo
ancho de banda es independiente de la metodología de diseño de control
empleada. Estas restricciones en el ancho de banda del controlador limitan la
capacidad del controlador, haciendo imposible, en ciertas ocasiones, conseguir
los resultados esperados. Ya que las frecuencias de la torre y las palas son
clave para estas
6 limitaciones y están directamente relacionadas con el tamaño de la turbina,
se puede inferior que el máximo ancho de banda disponible disminuye con el
tamaño de la turbina. 2) Diseño Lineal: Una vez resueltos los problemas de
implementación, la tarea restante del diseño de los algoritmos de control en
los distintos modos es lineal. Como ya se ha visto previamente, la separación
del par aerodinámico en dos componentes, una dependiente de la velocidad del
rotor y del ángulo de paso y otra dependiente de la velocidad del viento,
implica que la tarea del controlador es de rechazo de perturbaciones. En esta
tarea, el diseño no puede estar basado en la exactitud del modelo de la planta,
ya que siempre existe un grado de incertidumbre en el modelo. Se debe prestar
especial atención a lacapacidad computacional del PLC instalado en la turbina.
El PLC tiene que ocuparse de otras tares aparte de la de control. Por tanto,
los cálculos relacionados con el control no deben ser demasiado exigentes.
También se debe prestar atención a los niveles de ruido en los sensores, ya que
pueden reducir también el ancho de banda disponible. funciones de sensibilidad
tienen zonas en las cuales la ganancia está por encima de 0 dB y otras en las
que está por debajo. Las regiones en las que está por debajo de 0 dB son las
zonas en las que las perturbaciones serán rechazadas con efectividad. Por tanto
es importante evitar colocar las zonas con ganancia por encima de 0 dB cerca de
los picos de frecuencias a nP. A veces esto no es posible completamente, debido
a los modos dinámicos y al número de picos a nP presentes. La función de
sensibilidad es también una medida de la robustez ante incertidumbres, ver [5].
Por eso, puede ser usada para llevar a cabo un estudio de sensibilidad ante la
variación de un parámetro y mejorar la robustez del controlador.
d Perturbación r
+ + + +
y Salida
T(s)
Referencia +
ω Ruido en la medida
+
Fig. 13. Bucle de control clásico
Fig. 12. Espectro de von der Hoven En el contexto de control de
aerogeneradores, el ancho de banda a conseguir está relacionado con el
contenido frecuencial de la velocidad del viento. Es comúnmente aceptado que la
función de densidad espectral de la velocidad del viento es el espectro de
vonder Hoven, [9], ver Figura 12. El espectro tiene dos picos grandes, el
primero está situado a bajas frecuencias y no es importante para el control
lineal. El segundo, a altas frecuencias, es la turbulencia del viento que el
controlador debe rechazar. El ancho de banda según la Figura 12 es de 1 rad/s,
que es la cifra que en general siempre se considera. Los objetivos para el
controlador lineal se pueden resumir en conseguir márgenes de estabilidad
razonables y un buen rechazo de perturbaciones. En la región por encima de la
velocidad nominal, la dinámica de la planta es de fase no mínima, es por esto
que se debe prestar especial atención a la función de sensibilidad. Para el
caso simplificado de la Figura 13, la función de sensibilidad se define como:
Fig. 14.Funciones de sensibilidad por encima de la velocidad nominal
1 1+ L Donde L es la función de transferencia en bucle abierto, ver [10]. El
diagrama de Bode típico para la función de sensibilidad del controlador del
ángulo de paso para una máquina de gran potencia a dos velocidades del viento
distinta se muestra en la Figura 14. Como puede se puede observar, las S=
Siguiendo con la discusión, siempre son preferidos los controladores de orden
bajo, que son aquellos que no reflejan demasiado los detalles de la dinámica de
la turbina. Los controladores lineales habituales en turbinas comerciales están
basados en un controlador PI o PID con filtros adicionales. Otras muchas
metodologías de controllineal han sido aplicadas, incluyendo lógica borrosa
[11], LQG [12], control clásico [13], etc. Se debe resaltar en este punto que
los logros del controlador no dependen en nada o muy poco de la metodología
usada. Todos son capaces de proporcionar un buen diseño. Existen herramientas
para ayudar en las tareas del ingeniero de control como la MLS WTCD Toolbox.
Ver Figura 15.
7 herramienta que reduzca el tiempo en esta fase de diseño reducirá asimismo el
tiempo de diseño de la turbina. Una herramienta muy útil tanto para los
ingenieros de control como mecánicos es el Data Analyser, que forma parte de la
MLS Toolbox, que permite estudiar los resultados obtenidos durante las simulaciones:
visualización de las series temporales y en frecuencia, estadísticas,
distribuciones de señales…Asimismo son necesarios para el ingeniero mecánico
las cargas a fatiga, las cargas máximas, las cargas extremas que se obtienen
por extrapolación, las distribuciones de cargas para el cálculo de la
multiplicadora, el actuador de la pala etc. Este tipo de utilidades están
comprendidas en la herramienta antes citada.
Fig. 15. MLS WTCD Toolbox
La MLS WTCD Toolbox es un conjunto de herramientas para MATLAB que permite
agilizar todo el ciclo de diseño de control desde la creación del modelo
no-lineal y su correspondiente linearización analítica a través de los
parámetros de la turbina hasta el análisis de resultados. Esta herramienta
permite estudiar la estrategia de control yabordar las no-linealidades. El
desarrollo de los algoritmos lineales es muy sencillo ya que permite obtener
los diagramas para control (Bode, Nyquist, Nichols, Sensibilidad…) a distintas
velocidades y permite colocar polos y ceros interactivamente. Una vez
desarrollados los algoritmos, pueden ser implementados y tuneados en el modelo
no-lineal de Simulink. Sin hacer modificación alguna el controlador puede ser
probado y hacer los cálculos de carga utilizando la MLS Gateway (Figura16) para
conectar Simulink y Bladed.
Fig. 16. MLS Data Analyser
IV. REQUERIMIENTOS DE CONTROL ADICIONALES En las turbinas de gran potencia, no
sólo basta que el controlador mantenga la velocidad del rotor en el punto de
equilibrio. Existen otro tipo de tareas que abarcan el área de control y que
cada vez están más presentes en las turbinas. Estas tareas abarcan desde la
reducción de las oscilaciones en el rotor como a la reducción de las cargas de
fatiga en la torre, rotor, tren de potencia, etc… Algunos de estos algoritmos
son comunes en las máquinas actuales, otros sin embargo, están encontrando
resistencia para convertirse en un elemento común en cualquier turbina, a pesar
de los beneficios que puede conllevar. A. Reducción del primer modo del tren de
potencia Al controlador se le suele añadir un filtro para amortiguar el primer
modo del tren de potencia. Este modo tiene muy poco amortiguamiento y es muy
prominente en la dinámica del lazo del ángulo de paso. Su frecuencia engeneral
está a una década por encima del ancho de banda del controlador y puede ser una
fuente de inestabilidad. Sin embargo existen distintos métodos – simples y
fiables - que aumentan el amortiguamiento, por ejemplo ver [16]. Uno de los
métodos se muestra en la Figura 17, donde WT es la planta de la turbina y Gdtr
es el controlador del modo del tren de potencia. Éste contrarresta a través de
una demanda en el par del generador cualquier oscilación debido al modo, por
medio de la realimentación de la velocidad del generador.
Fig. 16. MLS Gateway
Una completa evaluación de una turbina debe cubrir todos los posibles
escenarios (girando sin carga, arranque, operación o apagado) a distintas
velocidades del viento. Esta es una ardua tarea en la que están involucrados
tanto los ingenieros de control como los ingenieros mecánicos. Los ingenieros
de control ya que emplean las simulaciones para hacer un tuneado más fino del
controlador y los ingenieros mecánicos que utilizan los resultados de las
simulaciones para el diseño mecánico y estructural. Como se puede intuir,
cualquier
8 torre como modificación al controlador de velocidad existente. Este enfoque
seguido en [19].
ωset
_
+
C(s)
+ _
ωg
WT
Gdtr(s)
Fig. 17. Diagrama de bloques del controlador, planta y filtro del tren de
potencia
&& & & (5) J t Φ t + Bt Φ t + K t Φ t = FT −
KΦ T El procedimiento anterior para reducir cargas en la torre se basa en
que la frecuencia de la torre estéfuera del ancho de banda del controlador,
para evitar acoplamiento con el control de la velocidad del rotor, de hecho, en
que la frecuencia de la torre esté claramente separada de cualquier otra
frecuencia natural de la turbina para no excitarla. Sin embargo, con el
incremento del tamaño de las turbinas estos dos requisitos son difíciles de
cumplir. Las frecuencias de los modos dinámicos se hacen más pequeñas con la
frecuencia de la torre, incluso llegando a estar dentro del ancho de banda del
controlador. Además, hay un fuerte acoplamiento entre los modos de flexión
perpendicular al borde de la pala y el modo de flexión de la torre, que puede
disminuir la reducción de las cargas en la torre, ver [18]. En esta situación
se debería dar igual peso a la regulación de la velocidad y de las cargas y el
controlador del paso debería ser diseñado incorporar ambos objetivos, en vez de
diseñar un controlador para reducir las cargas en la
Frequency (rad/s)
Fig. 16. Espectro de las cargas en el tren de potencia (MLS-Intelligent
Actuator)
La regulación activa de las cargas en el rotor usando control individual del
ángulo de paso ha sido explorada en un número de publicaciones recientes, ver
por ejemplo [20-26]. En [26] se presenta un novedoso control individual de la
pala que acomete los desequilibrios en el rotor. Para ello se ayuda de las
medidas de las cargas en la pala así como de las aceleraciones en el rotor. El
control consigue desacoplar la dinámica de lapala del resto de la turbina, lo
que hace que el tuneado del control sea muy fácil y que únicamente depende de
las características de la pala. Esto permite que pueda ser
Cumulative PSD (Nm2)
PSD (Nm2/rad)
B. Reducción de las cargas en la torre El viento no sólo crea un empuje en las
palas, como se describe en la Sección III-A, sino también una fuerza de
resistencia al avance. En combinación, producen una fuerza de empuje en el
rotor, es decir una fuerza horizontal con la misma dirección del viento y
perpendicular al rotor. Esta fuerza es: 1 TF = ρπR 2CT (λ ,
β )v 2 (3) 2 La importancia de esta fuerza en este contexto recae en el
impacto que tiene la variación de β and en las cargas que sufre la
estructura y que dependen de la estructura de control empleada. Es por tanto
interesante investigar las posibilidades que tiene modificar el controlador
para conseguir un control activo de las cargas. La posibilidad más desarrollada,
que se encuentra en algunas máquinas comerciales, es amortiguar de forma activa
el movimiento de la torre, reduciendo las cargas por medio del control de la
pala. Considérese la torre como un sistema masa-muelle con amortiguamiento:
&& & (4) J t Φ t + Bt Φ t + K t Φ t = FT en el que
la fuerza que actúa es el empuje, donde Φt es el desplazamiento angular de
la parte superior de la torre. La cantidad que se desplaza la torre está
directamente relacionada con la constante de amortiguamiento Bt. Es sencillo modificar
(4), girando lapala, para añadir, como en (5), una componente extra,
proporcional a la velocidad del a torre [17]. Al aumentar la constante de
amortiguamiento la amplitud de las oscilaciones inducidas por el empuje se
reducen.
C. Reducción de cargas en el rotor La reducción de cargas es en el rotor es sin
duda de interés. Sin embargo, ésta no es la única posibilidad para el control
de la pala. En turbinas de gran tamaño, con rotores por encima de 50 m cada
pala al girar experimenta cargas tanto determinísticas como estocásticas a
múltiplo de la frecuencia de rotación. Como el viento varía continuamente, cada
pala, sobre todo cuanto más grande es su tamaño, experimenta unas cargas
distintas que se traducen en un desequilibrio en el rotor. Estas cargas no
equilibradas pueden ser fuente de cargas de fatiga substanciales. En la
actualidad predomina el control de paso colectivo en el que las tres palas
giran el mismo ángulo. Sin embargo, el control individual de la pala, abre la
posibilidad de reequilibrar las cargas en el rotor. Es cierto que todas las
turbinas de mediano y gran tamaño poseen actuadores individuales para la pala y
que muchas llevan instalados sensores que miden las cargas en la raíz de la
pala, sin embargo, en la mayoría de los casos, no se aprovechan estos medios
para reducir las cargas. Tanto las cargas en el plano del rotor como en el
perpendicular, pueden ser reguladas sin comprometer la regulación de la
velocidad del rotor o la potencia del generador.Aparte del desequilibrio provocado
por el distinto viento que sufre cada pala, hay otras fuentes de desequilibrio
tanto másicas como aerodinámicas que pueden ser controladas (la sombra de la
torre, el cizallamiento los desequilibrios en las palas…).
9 instalada en turbinas que están funcionando sin modificación alguna del
controlador central. Dependiendo de cómo se ajuste el controlador se pueden
reducir las cargas a la frecuencia de rotación o algunos de sus múltiplos. Como
se puede observar de la Figura 16, que muestra la reducción en la cargas en el
tren potencia al aplicar este controlador, los beneficios no sólo se aplican a
las palas, sino que también se pueden reducir las cargas en el tren de potencia
y en la torre. Aunque hay ciertos problemas técnicos a solucionar, los resultados
parecen ser lo suficientemente prometedores para fomentar su desarrollo. Las
ventajas potenciales superan con creces los inconvenientes lo que sugiere que
este tipo de control se puede generalizar rápidamente. V. PERSPECTIVA DE LA
TECNOLOGÍA DE LAS TURBINAS
EÓLICAS
El lugar del control dentro del esquema global de la tecnología de las turbinas
eólicas no debería estar restringido únicamente a la tarea de control. Al
comienzo de cualquier ciclo de diseño de control, se debe hacer una
especificación del controlador, que defina aquellos aspectos del sistema que
puedan estar influenciados por el controlador y los objetivos que debe cumplir.
Aunque, debido a la familiaridad conellos, los objetivos de control no suelen
expresados de forma explícita. Merece la pena recordarlas aquí: • Maximizar la
captura de energía dentro del rango de operación • Mantener la calidad de
potencia generada • Minimizar las cargas transitorias en el rotor, tren de
potencia y estructurales y por tanto maximizar la vida útil. El control depende
de todos los factores que influyen en la operación de la máquina y por tanto
necesita ser modificado si alguno de estos factores cambia. En general, cuando
todo el potencial del controlador no es explotado, no se extrae el máximo
beneficio a la inversión la turbina durante su ciclo de vida. El hecho de que
un controlador no actúe correctamente puede provocar: • La reducción de la
captura de energía • La reducción de la vida útil de la máquina • La reducción
la disponibilidad de la turbina • El aumento de los costes de mantenimiento El
grado de sub-explotación está relacionado con el tamaño de la turbina. En
turbinas de gran tamaño, las limitaciones debidas al tamaño están empezando a
hacerse realidad. Por otro lado, existe la posibilidad de reducir las cargas de
fatiga por medio de regulación activa como se vio en la Sección IV. Ambos
aspectos son relevantes y deberían ser tenidos en cuenta durante el proceso de
diseño del aerogenerador. El incremento de tamaño de las turbinas eólicas tiene
implicaciones en el sistema de control. Las frecuencias naturales se reducen,
moviéndose hacia el ancho de banda delcontrolador. Es más, las frecuencias
naturales y los picos a nP se encuentran más cerca, aumentando su interacción.
Además, dinámicas dañinas, como ceros con parte real positiva en la dinámica de
la planta por encima de la velocidad nominal, se hacen más relevantes. Los
ceros en la parte derecha son inherentes al sistema y por tanto no se pueden
evitar. Tienen un impacto negativo en el control, haciendo que, los
controladores estándar por encima de la velocidad nominal y de reducción de
cargas en la torre, sean menos efectivo, ver Sección III-C.1. Con el aumento de
tamaño de las turbinas, aparecen limitaciones inherentes al sistema que hacen
que no se pueda conseguir un buen control y por tanto un buen rendimiento de la
turbina. El hecho de incorporar el control en el ciclo de diseño de la turbina,
o bien hacer que tenga un papel más predominante que el que ha tenido hasta
ahora, puede incidir en un mejor diseño de la máquina. Este se debe, por un
lado, a que desde las primeras fases de diseño se puede modificar el diseño
para atacar las limitaciones y por otro, se pueden aplicar técnicas de control
que pueden reducir las cargas, pudiendo así emplear materiales menos
resistentes pero más ligeros. El controlador que se puede conseguir está
relacionado también con el actuador. Un actuador con suficiente capacidad es
requerido para conseguir el ancho de banda del controlador deseado. Cuanto más
grande es el ancho de banda mayor es la capacidad del motor necesaria. Eldiseño
del controlador también afecta al desgaste del actuador. Los actuadores son más
sensibles a la actividad de control a frecuencias medias, por encima del ancho
de banda del controlador. Un incremento en la actividad a esas frecuencias
puede incrementar los requerimientos de mantenimiento o reducir la vida útil.
Una de las responsabilidades más grandes que recaen sobre los ingenieros de
control es la de tunear los controladores. El tuneado preciso de los
controladores en aerogeneradores en producción puede diferir del de los
prototipos, debido a cambios en el modelo. Incluso, puede depender de dónde
esté instalada la turbina. Sin embargo, poner a funcionar una turbina sin un
controlador ajustado, está lejos de ser deseable. Los efectos dañinos pueden
incluir la excitación del modo del tren de potencia, el incremento de las
cargas estructurales, incremento del desgaste del actuador de la pala y la
reducción de la captura de energía. En consecuencia, pueden ser necesarios
ajustes numerosos y reiterativos. Una turbina tiene una vida operativa de unos
20 años, durante los cuales muchas circunstancias pueden cambiar. Condiciones
ambientales, condiciones regulatorias, de estrategia de operación e incluso la
dinámica de la propia turbina, si se cambian componentes, pueden variar. Por
tanto, el tuneado original del controlador puede dejar de ser apropiado y un
reajuste del controlador puede ser necesario durante la vida de la turbina,
incluyendo el periodo degarantía. En máquinas de gran tamaño, con mayores
demandas en el lado del sistema de control y con regulación activa de las
cargas es incluso más necesario. Parece claro que la facilidad para reajustar
un controlador es un requisito para los controladores de las turbinas en el
futuro, en particular, cuantos mayores sean los requerimientos puestos sobre
ellos. La precisión de los modelos para control, aunque aceptables, sigue
teniendo problemas a resolver. El acoplamiento entre los modos de flexión y torsión,
especialmente en palas de gran tamaño y el modelo cuando la pala entra en
perdidas, son algunos de ellos. Un mejor entendimiento de estos fenómenos y del
funcionamiento general de la turbina proporcionará un mejor diseño del control.
Es bien sabido los problemas que pueden que se dan
10 en las multiplicadoras, pero también, que se carecen de modelos que
representen las cargas en ellos y predigan problemas en ellos. Por ende, un
mejor modelado y entendimiento de las cargas en el tren de potencia pueden
repercutir en un mejor diseño de éste que conlleve, por tanto, un mantenimiento
menor o menos fallos en la multiplicadora y los rodamientos. El poder detectar
cuando existen problemas en el aerogenerador y bien poder actuar antes de que
fallen o poder realizar un mantenimiento preventivo es uno de los retos para el
futuro. Especialmente esto es relevante para máquinas situadas en el mar
(offshore). Las turbinas que se montan en el mar son de gran potencia
pararentabilizar el coste de las cimentaciones e instalación, por tanto las
cargas son también mayores. Ser capaz de detectar cuando uno de los elementos
no está funcionando adecuadamente, puede permitir hacer una planificación de
los recursos (personal, barcos, etc.) y de la disponibilidad de tener acceso a
la turbina, en especial en mares donde el acceso a los parques está restringido
a pocos meses debido a la hostilidad del mar. Para ello, es necesario tener
modelos más exactos y tener disponibles los datos de cargas y funcionamiento
para poder analizar las causas por las cuales se produce un fallo. Es esencial
para el ingeniero de control poder acceder a los datos reales de las turbinas y
poder contrastar con los resultados de las simulaciones. Una colaboración más
estrecha entre los promotores, los fabricantes y los especialistas pude llevar
a realizar avances significativos en la reducción de cargas, modelado, tuneado
on-line de los controladores… Estas mejoras serían beneficiosas para todas las
partes involucradas ya que desembocaría en la fabricación de máquinas más
fiables y con un menor mantenimiento. Aunque en los último años la demanda
energética ha crecido exponencialmente y el número de turbinas también, el
máximo tamaño de éstas se ha quedado estancado. Esto es una barrera para la
proliferación de máquinas en el mar. Los costes de instalación y cimentación
son muy altos y por tanto se requieren máquinas muy grandes para compensar
estos gastos.Asimismo se requiere que sean más fiables porque el mantenimiento
es más costoso. Es por esto, que es necesario un esfuerzo para romper esa
barrera tecnológica. Si se quiere “conquistar” el mar es necesario replantearse
el diseño de las turbinas. No es suficiente hacer pequeñas modificaciones en
una máquina convencional más pequeña e incrementar su tamaño, es necesario
involucrar todos los agentes en el ciclo de diseño para crear la siguiente
generación de turbinas. Dadas las presiones del mercado en los fabricantes para
proporcionar aerogeneradores, los ingenieros de las empresas fabricantes están
en general muy involucrados en las actividades de desarrollo. Si a eso se suma
la relativa escasez de recursos en los departamentos de control, el resultado
es el retraso de los sistemas de control con respecto a otras áreas que son
percibidas como más relevantes. Esto no quita, para que el control se esté
convirtiendo en un aspecto más importante dentro de la tecnología de las
turbinas eólicas y por tanto se podría conseguir un mejora por medio de una
mayor cooperación entre fabricantes y los especialistas de control VI.
PERSPECTIVA DE LOS PROMOTORES Las perspectivas de los promotores y fabricantes
son bastante diferentes. Los fabricantes se centran en la rentabilidad de
vender turbinas y las responsabilidades en las que pueden incurrir durante el
periodo de garantía, típicamente, cinco años. El promotor compra un activo que
puede tener una vida de veinte años o máspero con una garantía mucho menor. El
promotor tiene un mayor interés en la fiabilidad y rendimiento a largo plazo.
Esta discrepancia de perspectivas también se aplica al sistema de control. Por
ejemplo, debido a la no-uniformidad de la velocidad del viento sobre el rotor
o, quizás por la existencia depósitos sobre las palas, [26], las
características aerodinámicas del rotor pueden no coincidir con aquellas usadas
en el sistema de control. Con una información más precisa, la efectividad del
controlador podría mejorar haciendo que la transición en la zona de la
velocidad nominal más suave o incrementando la captura de energía por encima de
la velocidad nominal. Durante la vida útil de la turbina, una mejora en el
incremento de la captura de energía, aunque sólo sea una fracción de 1%, merece
la pena. El desajuste de las características aerodinámicas depende de variables
ambientales como la intensidad de las turbulencias y la densidad del aire. Como
se comentó en la Sección III-A.1, existen métodos para la identificación de las
características aerodinámicas del rotor de medidas que pueden estar disponibles
[2]. Con una mejora mayor, esto podría ser incorporado en el controlador para
proporcionar una estimación on-line de los parámetros aerodinámicos. Los
principales beneficiarios serían los promotores más que los fabricantes. En
general, a lo largo de la vida de la turbina, un mejor control puede reducir el
desgaste y extender por tanto la vida de varios de suscomponentes, por ejemplo
el actuador de la pala, a través de un mejor control de paso; y el rodamiento
del sistema de orientación de la góndola, que es muy caro de cambiar, a través
de un mejor control de orientación. El controlador que regula la velocidad del
rotor y la potencia generada, asimismo tiene un efecto directo en la captura de
energía [27], como también lo puede tener el controlador del orientación [28].
Aunque los métodos de reducción activa de las cargas de fatiga han estado
disponibles desde hace tiempo, no se han convertido en algo habitual. Debido a
la incertidumbre asociada a los métodos de diseño de las turbinas, ver [29], la
validación de estos algoritmos de control hasta el punto que se conviertan en
una parte integral del proceso de diseño de un aerogenerador, requiere un
compromiso de esfuerzo por parte de los fabricantes. Sin embargo, la reducción
de las cargas es beneficiosa para la máquina al reducir el desgaste y extender
la vida de algunos de sus componentes. Fuera del periodo de garantía, es
esperable que se tengan que hacer reparaciones y cambios de componentes. Para
la mayoría de los componentes, es sencillo emplear componentes comerciales.
Como se discutió en la Sección V, existen circunstancias en las que el
controlador necesita ser ajustado para mantener el rendimiento. Esto puede ser
no tan sencillo. Durante la vida de la turbina, no hay garantías de que
existencia de la OEM o de la disponibilidad de la información necesariaacerca
de la dinámica de la turbina y el diseño del
11 sistema de control. Es más, el promotor podría no tener el conocimiento o la
experiencia requerida para realizar este tipo de tareas. Para cambiar la
dinámica y tener presente una perspectiva a largo plazo es necesario que los
fabricantes sean más proactivos y entablen mayores relaciones con los
especialistas. VII. CONCLUSIONES La tecnología de las turbinas eólicas se ha
desarrollado rápidamente en los últimos años, incluyendo una evolución hacia
máquinas de gran potencia que están disponibles hoy en día, aunque estemos
llegando a una limitación en tamaño. La demanda exponencial del mercado en las
dos últimas décadas está tendiendo a sobreexplotar los recursos ingenieriles y
la capacidad de producción. Con los precios aumentando fuertemente, es
importante explotar la tecnología al máximo de su potencial y optimizar los
diseños. La tecnología de control es un área con gran potencial para poder
cumplir con estos objetivos. El área de control es una tecnología integradora
que requiere el conocimiento de la mayoría de aspectos de la tecnología
relacionada con las turbinas y además es relevante para ciertos aspectos del
diseño. De hecho, afecta al rendimiento y fiabilidad durante la vida de la
máquina. Sin embargo, en comparación con otros aspectos tecnológicos, el
desarrollo de los sistemas de control ha sido lento. A pesar de las marcadas
diferencias en propiedades dinámicas, controladores similares sonusados tanto
en máquinas con potencias menores de 1MW como en máquinas de gran potencia. Un
control adaptado a máquinas de gran potencia puede beneficiar tanto a
fabricantes como a promotores, si bien es cierto que en distinta manera. Muchas
vías de investigación dentro del área de control siguen todavía abiertas. Este
artículo se ha centrado en revisar las tecnologías de control que forman parte
del estado del arte, sin apenas discusión sobre las posibilidades futuras. Como
se ha visto en la Sección III-C.2, los actuadores y sensores limitan la
capacidad de control. Mejoras en esta área pueden proporcionar nuevas
oportunidades en conseguir un mayor rango de objetivos con controladores
avanzados. Nuevos suministradores, atraídos por el crecimiento del mercado,
están introduciendo nuevas tecnologías, como los sensores de fibras ópticas,
que pueden ayudar a conseguir lo antes mencionado. Otra posibilidad es el
desarrollo de sistemas de control que se auto-optimicen para las condiciones
ambientales donde se instale la turbina. La capacidad instalada ha crecido
rápidamente y los promotores son propietarios de miles de turbinas eólicas, por
ejemplo la compañía española Iberdrola. Los promotores tienen mayores
intereses, lo que les hace considerarse más proactivos. Esta tendencia es
probable que continúe y, con el tiempo, cambie la perspectiva del diseño tanto
de las turbinas eólicas como del sistema de control.
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REFERENCIAS
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