ES2343097A1 - Metodo de calibracion de sensores en un aerogenerador. - Google Patents
Metodo de calibracion de sensores en un aerogenerador. Download PDFInfo
- Publication number
- ES2343097A1 ES2343097A1 ES200700663A ES200700663A ES2343097A1 ES 2343097 A1 ES2343097 A1 ES 2343097A1 ES 200700663 A ES200700663 A ES 200700663A ES 200700663 A ES200700663 A ES 200700663A ES 2343097 A1 ES2343097 A1 ES 2343097A1
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- monitored
- tower
- turn
- wind turbine
- elements
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 20
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 4
- 238000012795 verification Methods 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 6
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000013481 data capture Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F03D—WIND MOTORS
- F03D7/00—Controlling wind motors
- F03D7/02—Controlling wind motors the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
- F03D7/04—Automatic control; Regulation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
- F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
- F05B2270/00—Control
- F05B2270/80—Devices generating input signals, e.g. transducers, sensors, cameras or strain gauges
- F05B2270/802—Calibration thereof
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Wind Motors (AREA)
Abstract
Método de calibración de sensores en un aerogenerador (1) que comprende una torre (2), unas palas (5), un buje (4) y una góndola (3), caracterizado por emplear el peso propio del conjunto de componentes (3, 4 y 5) soportados por la torre (2) y por comparar las señales de unos sensores a lo largo del giro de la góndola (3), para verificar la correcta fijación a la torre de cualquier elemento (7) susceptible de ser monitorizado, el correcto funcionamiento de los sensores que monitorizan dichos elementos (7) o la propia torre (2), y para su calibración.
Description
Método de calibración de sensores en un
aerogenerador.
En la presente invención se desarrolla un método
de calibración de sensores en un aerogenerador, aplicable cuando la
góndola del aerogenerador puede girar alrededor del eje de la torre
y cuando el centro de gravedad del conjunto de componentes
soportados por la torre se emplaza en un punto no coincidente con el
eje de dicha torre.
El tiro de pala o el tirón de grúa son
actualmente los métodos contemplado en el estado de la técnica para
calibrar los sensores y el camino de su señal, en las palas, la
torre o la estructura de un aerogenerador. El método consiste en
aplicar gradualmente una fuerza conocida, para hallar la expresión
de calibración con la que leer las tensiones o las
micro-deformaciones en las piezas monitorizadas. En
el caso que nos atañe, el tirón de grúa se basa en tirar de un cable
conectado por un lado a la parte superior de la torre del
aerogenerador y por el otro a un camión grúa. A continuación se
calculan las cargas teóricas en las secciones monitorizadas de la
torre a partir de la tensión del cable, su ángulo de inclinación
respecto a la horizontal y las propiedades tanto del cable como de
la torre, y se calibra la ganancia y la compensación de cada sensor
para que sus señales eléctricas ante una misma tensión o deformación
sean de la misma magnitud y varíen en la misma proporción que la
tensión o micro-deformación real de la torre. Sin
embargo, aunque teóricamente resulta un método aparentemente
sencillo, llevar a la práctica el tiro de pala o el tirón de grúa
requiere un despliegue técnico considerable y devuelve unos
resultados poco precisos.
La presente invención, simplifica los métodos
para calibrar los sensores y permite comprobar la fijación y el
funcionamiento de cualquier elemento susceptible de ser
monitorizado, acoplado a la torre de un aerogenerador. Al mismo
tiempo evita el despliegue de grúas, cables y demás equipos ajenos
al aerogenerador, reduce el tiempo de las operaciones y obtiene
calibraciones más precisas.
Hay que destacar que el método de calibración de
sensores en un aerogenerador emplea diversos dispositivos ya
constatados en el estado de la técnica, tales como transductores,
sensores de galgas extensiométricas, sistemas de monitorización de
los sensores, sistemas de adquisición de datos, etc. del estilo de
los que se contemplan en la publicación WO02/079645A1, donde se
monitorizan las oscilaciones en la base de la torre mediante un
conjunto de sensores y dispositivos que recogen, traducen y procesan
las señales durante el funcionamiento del aerogenerador. Sin
embargo no se ha encontrado documentación relativa a métodos de
calibración de sensores en este tipo de aerogeneradores, similares a
la invención que se expone a continuación.
Los aerogeneradores actuales están formados por
una torre sobre la que sitúa una góndola, un buje y un conjunto de
palas que transforman la energía eólica en mecánica, y
posteriormente en eléctrica. Para aprovechar el máximo de energía
eólica, la góndola gira alrededor del eje de la torre y orienta las
palas en la dirección que sopla el viento.
La disposición de la góndola, el buje y las
palas sobre la torre hace que, bien por concepción o por tolerancia
del montaje, el centro de gravedad del conjunto de estos componentes
recaiga en un punto no coincidente con el eje de la torre. Por lo
tanto, la torre del aerogenerador está constantemente sometida a una
fuerza de compresión equivalente al peso del conjunto de componentes
que sostiene, y a un momento flector proporcional al peso y a la
distancia del centro de gravedad de dicho conjunto respecto del eje
de la torre. Este hecho, se traduce en que la torre se deforma en
dirección al centro de gravedad del conjunto de componentes que
soporta, comprimiéndose la zona más cercana a dicho centro de
gravedad y sometiéndose a tracción en la zona más alejada, como
ocurre por ejemplo con una viga empotrada que se deforma por la
aplicación de un momento flector en la base y una fuerza de
compresión en el eje.
La tensión o la deformación de la torre se miden
mediante un grupo de transductores que incorporan un conjunto de
sensores en su interior y que reproducen la deformación en la
sección de la torre donde van fijados. Los sensores al ser
deformados emiten una señal eléctrica que se relaciona con la
tensión o la micro-deformación real de la torre.
Esta información, junto con la posición de la góndola en cada
momento, se almacena y se procesa en un sistema de adquisición de
datos. En caso de una mala fijación de los transductores o una mala
calibración de los sensores que éstos incorporan, los datos que
recibe el sistema de adquisición de datos no se corresponden con la
realidad, y por consiguiente el aerogenerador puede mermar su
productividad en base a las alarmas no reales. Por esta razón es
importante verificar periódicamente la calibración de los sensores y
la correcta fijación de los transductores a la torre. Durante el
proceso que se describe a continuación, la información recogida en
el sistema de adquisición de datos se vuelca a un ordenador, y dicho
ordenador envía instrucciones al sistema de control para girar la
góndola y para fijar las variables de los sensores.
A partir de un aerogenerador con al menos dichas
características, el método de la presente invención, propone dar al
menos un giro completo a la góndola alrededor del eje de la torre
para generar una deformación en cada punto monitorizado que varíe
de forma pseudo-sinusoidal en función de la posición
del centro de gravedad de los componentes soportados por la torre a
lo largo del giro. Posteriormente se comparan las señales
registradas a lo largo de los giros por cada elemento monitorizado,
con las de todos los elementos monitorizados y con las tensiones o
deformaciones teóricamente calculadas en la sección de la torre
donde se ubican los sensores, y tal como se detalla a continuación,
se comprueba la correcta fijación de dichos elementos monitorizados
y se calibran los sensores.
La figura 1a muestra en perspectiva el lugar
geométrico donde se sitúa el centro de gravedad del conjunto de
componentes soportados por la torre de un aerogenerador, y la figura
1b muestra en planta el plano formado por el eje de la torre y el
centro de gravedad del conjunto de componentes dispuestos sobre la
torre, y el plano formado por un elemento monitorizado y el eje de
la torre.
La figura 2 contempla el proceso de calibración
y de comprobación de la fijación de elementos solidarios a la torre
de un aerogenerador según la realización preferencial de la
invención.
La figura 3a describe la evolución de la señal
en cada elemento monitorizado a medida que se gira la góndola
alrededor del eje de la torre tras una primera calibración, y la
fig. 3b describe la evolución de las señales, tras una segunda
calibración.
Tal y como se muestra en la figura 1a, el
aerogenerador (1) comprende una góndola (3), un buje (4) y un
conjunto de palas (5) ubicados sobre la torre (2) del mismo. El
centro de gravedad (6) de los componentes (3, 4 y 5), se sitúa en un
punto no coincidente con el eje (8) de la torre, y por lo tanto el
peso de los componentes (3, 4 y 5) produce un momento flector y una
fuerza de compresión que deforma la estructura de la torre (2). Esta
deformación es registrada por un conjunto de sensores, transductores
ó elementos monitorizados (7) fijados en una o varias sección de la
torre (2) que envían la información a un sistema de adquisición de
datos no contemplado en la figura 1a. Asimismo, el ordenador (12) se
comunica por un lado con el sistema de adquisición de datos para
recoger la información de dichos sensores y la posición de la
góndola (3), y por otro lado con el sistema de control del
aerogenerador (1), tampoco representado, al que envía instrucciones
para girar la góndola (3) y para fijar los parámetros de calibración
en los sensores.
En la figura 1b se ha definido el plano (9)
formado por el centro de gravedad (6) y el eje (8) de la torre; y
los planos (10) formados por un elemento monitorizado (7) y el eje
(8) de la torre. Por lo tanto, la posición relativa de la góndola
respecto a cada elemento monitorizado (7) se fija mediante los
ángulos \alpha que se define como el ángulo que abarca desde el
plano (9) hasta el plano (10a, 10b, 10c y 10d) de cada elemento
monitorizado (7a, 7b, 7c y 7d), y la posición relativa entre los
elementos monitorizados (7) se define por medio del ángulo \beta
entre los planos (10) de cada elemento monitorizado (7).
En la realización preferencial de la invención,
los elementos fijados a la torre (2) consisten en cuatro
transductores (7a, 7b, 7c y 7d) situados con un ángulo \beta de
90º entre ellos en una misma sección de la torre (2), donde se
instalan un conjunto de sensores que monitorizan la deformación en
dichos transductores (7). La monitorización se realiza
preferentemente mediante cuatro puentes resistivos de cuatro galgas
extensiométricas, conocido comúnmente por el nombre de puente de
Wheatstone, y un conjunto de resistencias de valor conocido para
calibrar la señal de los sensores.
Sin embargo, el método también es aplicable
cuando se emplea una máscara durante la captura de datos que filtra,
entre otros factores, las perturbaciones en las medidas de los
sensores generadas por el viento, a partir de la geometría del
aerogenerador, la posición de la góndola, la velocidad del giro de
la góndola, la velocidad y la dirección del viento que incide sobre
el aerogenerador, etc.; también es aplicable a cualquier
aerogenerador con sistemas de control y/o almacenaje de información
diferentes al propuesto; en los aerogeneradores que no necesiten un
ordenador externo para realizar los pasos que se describen a
continuación; en torres monitorizadas por un número diferente de
transductores al contemplado en la realización preferencial, con los
elementos monitorizados dispuestos en otra sección, o con más de una
sección monitorizada; e incluso engloba también cualquier otra
tecnología de sensores y esquemas de monitorización capaces de ser
calibrados.
A partir de estas premisas, la figura 2 muestra
el desarrollo del método según la realización preferencial. El
proceso se inicia (17) cuando el viento que incide sobre el
aerogenerador (1) no supera la velocidad de 1 m/s, para que la
fuerza del viento no distorsione la deformación que el peso de los
componentes (3, 4 y 5) causa en la torre (2) durante la ejecución
del método. A continuación, se realiza una primera calibración (18)
en la que se asigna un valor igual a cero a la señal inicial de cada
transductor (7a, 7b, 7c y 7d). Posteriormente, se gira (19) la
góndola y se capturan las señales de los transductores (7a, 7b, 7c y
7d) en las diferentes posiciones de la góndola (3) a lo largo de su
recorrido alrededor del eje (8) de la torre a velocidad constante y
suficientemente baja como para no causar distorsiones en las
medidas.
En una realización particular que se muestra en
las figuras 3a y 3b, al iniciar el giro (19) de la góndola y la
captura de las señales, el plano (10d) del transductor (7d) y el
plano (9) se encuentran solapados ya que el centro de gravedad (6)
del conjunto de componentes (3, 4 y 5) soportados por la torre (2)
se sitúa encima de dicho transductor (7d). Es decir, la posición
inicial del plano (9) respecto al plano (10a) del transductor (7a)
tiene un ángulo \alpha de 90º, 180º respecto al plano (10b), 270º
respecto al (10c), y 0º respecto al plano (10d) del transductor
(7d). Por lo tanto, en la sección de la torre (2) donde se ubican
los transductores (7a, 7b, 7c y 7d), el punto de mayor compresión
debido al momento flector y al peso del conjunto de componentes
soportados por la torre, se corresponde inicialmente con el lugar
donde se sitúa el transductor (7d); de la misma forma, el punto
donde se registra la menor compresión al comienzo del giro (19), se
corresponde con la ubicación del transductor (7b); y los valores
intermedios se reparten a lo largo del resto de puntos de la
sección. Sin embargo, tal y como se ha asignado en la primera
calibración (18), aunque los transductores (7a, 7b, 7c y 7d) estén
expuestos a una compresión inicial, la primera señal capturada al
inicio del giro (19) es igual a cero en todos ellos, y a medida que
la góndola (3) gira al menos 360º alrededor del eje (8) de la torre,
las curvas (13a, 13b, 13c y 13d) generadas a partir de la
representación de las señales de los transductores (7a, 7b, 7c y 7d)
en las diferentes posiciones del centro de gravedad (6), registran
la variación de la tensión o de la deformación en los puntos
monitorizados de la torre (2) en función de la posición del plano
(9) respecto a los planos (10) de cada transductor (7a, 7b, 7c y
7d). La curva (13a) se corresponde con las señales del transductor
(7a); la curva (13b), con las del transductor (7b); la (13c), con
las del (7c); y la curva (13d) muestra la variación de las tensiones
o deformaciones registradas por el transductor (7d) a lo largo del
giro de la góndola (3).
En caso de utilizar un número de elementos
monitorizados (7) diferente al de la realización preferencial, se
efectúan los mismos pasos (17, 18, 19) hasta ahora comentados, con
la diferencia de que si se utiliza un número impar de elementos
monitorizados (7), hay que adaptar posteriormente los resultados
capturados para posibilitar las comparaciones entre las señales de
los sensores. Una realización alternativa de evitar dicha adaptación
de los datos, consiste en realizar una primera calibración (18) a
cero y un primer giro (19) de al menos 360º partiendo desde una
posición inicial de la góndola (3), y a continuación, situar la
góndola (3) en otra posición diferente a la posición inicial del
primer giro (19), realizar otra calibración (18) a cero y dar otro
giro (19) de al menos 360º partiendo desde dicha segunda posición
inicial diferente a la del primer giro (19). De esta manera se
consiguen dos curvas (13) para cada elemento monitorizado (7) que se
pueden comparar punto por punto con las curvas (13) de otro elemento
monitorizado (7) equivalente. Preferentemente, la posición inicial
de la góndola (3) antes de comenzar el giro (19), se corresponde con
el plano (9) solapando al plano (10) de uno de los elementos
monitorizados (7), y en caso de requerir más de un giro de la
góndola (3), se emplaza el plano (9) sobre el plano (10) de otro
elemento monitorizado (7) diferente al primero. De esta forma se
pueden comparar punto por punto el conjunto de señales de un
elemento monitorizado (7) sobre el que se sitúa el plano (9) al
comienzo del primer giro (19), con el conjunto de señales del otro
elemento monitorizado (7) sobre el que se sitúa el plano (9) al
comienzo del segundo giro (19). Asimismo, también se pueden comparar
las curvas (13) del resto de elementos monitorizados (7) con las de
los elementos monitorizados (7) equivalentes que ocupan la misma
posición relativa respecto al plano (9) al comienzo de los giros
(19).
Sin embargo, esta realización no es limitante,
ya que tan solo pretende simplificar los cálculos posteriores del
método, y un experto en la materia podría llevar a cabo el método
con tan sólo un giro de la góndola (3) independientemente del número
de elementos monitorizados (7) en la torre (2) consiguiendo las
mismas curvas (13, 14) a partir de la descomposición de las
tensiones o deformaciones en los puntos monitorizados de la torre
(2).
Siguiendo con la realización preferencial, a
continuación se comprueba (20) la correcta fijación de los
transductores (7a, 7b, 7c y 7d) y el correcto funcionamiento de sus
sensores, comparando la amplitud y la fase de las curvas (13a, 13b,
13c y 13d) entre sí. Es decir, se establece que los transductores
(7a, 7b, 7c y 7d) están correctamente fijados y reproducen
correctamente el comportamiento de la torre (2), si por un lado la
amplitud de las señales de los transductores enfrentados entre sí
(7a-7c y 7b-7d) para las mismas
posiciones de la góndola (3), no supera una desviación establecida;
y por otro lado, si la diferencia de fase entre las curvas (13a,
13b, 13c y 13d) tampoco supera otra desviación establecida.
Independientemente del número de elementos
monitorizados (7), se sigue la misma lógica para la comprobación
(20). En caso de emplearse un número impar de elementos
monitorizados (7), tal y como se ha comentado anteriormente, o bien
se adaptan las curvas obtenidas durante el giro (19) de la góndola
(3) para realizar las comparaciones, o bien se realiza al menos un
nuevo giro (19) con una posición inicial de la góndola (3) en otra
posición inicial diferente a la del giro (19) anterior, para
comparar la fase y la amplitud de las curvas (13) de cada elemento
monitorizado (7) equivalente.
En la realización preferencial, se comparan
punto por punto todas las señales de los transductores (7a, 7c) y en
los transductores (7b, 7d), para verificar que el valor absoluto de
la suma de la tensión registrada en ellos, no supera una desviación
límite, preferentemente menor a 2MPa, en ninguna medición a lo largo
de todo el giro de la góndola; y se comprueba que el valor absoluto
de la resta de la fase de una curva menos la curva contigua con un
incremento de \beta, en este caso 90º
(13_{(\alpha)}-14_{(\alpha+90^{o})},
14_{(\alpha)}-15_{(\alpha+90^{o})},
15_{(\alpha)}-16_{(\alpha+90^{o})} y
16_{(\alpha)}-13_{(\alpha+90^{o})}), tampoco
supera una desviación límite, preferentemente menor a 10º:
- |V_{tensión7a} + V_{tensión7c}| < 2MPa
- |V_{tensión7b} + V_{tensión7d}| < 2MPa
- |Fase_{i(\alpha)} - Fase_{i+1(\alpha+90^{o})}| < 10º
Si cualquiera de las comprobaciones (20), se
desvía de los valores preestablecidos, se registra un error (24)
relacionado con un fallo en la fijación de los transductores (7a,
7b, 7c y 7d) o en el funcionamiento de los sensores. En este caso,
una vez revisados y subsanados dichos fallos, se repite el proceso
(17, 18, 19 y 20) hasta comprobar la correcta fijación y el correcto
funcionamiento del sistema.
A continuación, se calcula el valor medio de
cada curva (13) para realizar una segunda calibración (21). El valor
medio se define como la resta del valor máximo de la señal de los
transductores (7) a lo largo del giro de la góndola (3) menos el
valor mínimo, dividido entre dos:
[(V_{Max}-V_{min})/2]. Paralelamente, a partir
del diseño del aerogenerador (1), se calcula la tensión o la
deformación teórica en la sección monitorizada, causada por la
aplicación del peso de los componentes (3, 4 y 5) directamente sobre
el eje (8) de la torre. Y en una segunda calibración (21) de los
sensores, se iguala el valor medio de cada curva (13) a la tensión o
la deformación teórica anteriormente calculada.
Luego se realiza un nuevo giro (22) de la
góndola y una segunda captura de las señales, y tal como se muestra
en la figura 3b, se registran unas nuevas curvas (14a, 14b, 14c y
14d) que se corresponden con la representación gráfica de las
señales de los transductores (7a, 7b, 7c y 7d) respectivamente a lo
largo del giro de la góndola (3).
Finalmente se realiza una segunda comprobación
(23), en la que se determina la correcta calibración de los sensores
en base a que la amplitud y la fase de las curvas (14a, 14b, 14c y
14d) no superan cierta desviación al ser comparadas entre ellas.
Teóricamente, dichas curvas deberían tener valores idénticos, con un
desfase equivalente al ángulo \beta entre los planos (10) de cada
transductor (7a, 7b, 7c y 7d), y sus valores medios se deberían
corresponder con la tensión o la deformación causada por la
aplicación del peso del conjunto de componentes (3, 4 y 5)
directamente sobre el eje (8) de la torre. Sin embargo, dichos
resultados teóricos pueden verse alterados debido a que la
superficie de los componentes (3, 4 y 5) sobre la que incide el
viento varía a lo largo del giro de la góndola (3), y también debido
a las posibles fluctuaciones en la velocidad del viento incidente
durante el proceso. Estos y otros factores capaces de alterar los
resultados teóricos, se calculan a la hora de fijar en cada
aerogenerador la desviación máxima aceptable.
En la comprobación (23) de la realización
preferencial, se compara el valor de la tensión o deformación
registrada en los transductores (7a-7c,
7b-7d) situados a 180º como se realizó en la
comprobación (20),
- |V_{tensión(7a)} + V_{tensión(7c)}| < Desviación
- |V_{tensión(7b)} + V_{tensión(7d)}| < Desviación;
De igual manera, se compara la señal de los
situados a 90º,
- |V_{tensión(i)(\alpha)} + V_{tensión(i+1)(\alpha+90^{o})}| < Desviación;
Y por último, se comparan también los valores
máximos y mínimos de todas las curvas (14a, 14b, 14c y 14d),
- |Max_{tensión(i)}+Max_{tensión(j)}| < Desviación
- |min_{tensión(i)}+min_{tensión(j)}| < Desviación
La misma lógica es aplicable para comprobar la
calibración de los sensores sea cual sea el número de elementos
monitorizados (7). La única diferencia radica en que hay que
comparar los valores de las curvas (14) con un desfase igual al
desfase físico entre los elementos monitorizados (7) que se
comparan.
Tal y como se ha comentado, el valor de la
desviación ha de ser calculado para cada caso particular ya que
varía de un modelo de aerogenerador a otro. Sin embargo se establece
una desviación estándar, preferentemente menor de 2MPa para todos
los casos; de manera que si al final de la comparación se cumple
esta premisa, la calibración de los transductores es correcta y el
método se da por finalizado (26). De lo contrario, se reporta un
error (25) que dependiendo de su causa, se vuelve a repetir el
proceso (17, 18, 19, 20, 21, 22 y 23) o bien se repite el proceso
(21, 22 y 23) una vez subsanada la causa del fallo, hasta llegar al
fin del proceso (26).
La presente invención también es válida para la
comprobación de la correcta fijación a la torre (2) de cualquier
elemento (7) susceptible de ser monitorizado, e incluso se emplea
para la comprobación del comportamiento mecánico en las uniones
soldadas o atornilladas de los sectores de la propia torre. Tan solo
es necesario monitorizar correctamente dichos elementos o uniones y
repetir al menos los pasos (17, 18, 19 y 20) del método, para
verificar su comportamiento.
Claims (8)
1. Método de calibración de sensores en un
aerogenerador (1) que comprende una torre (2), unas palas (5), un
buje (4) y una góndola (3) capaz de girar alrededor del eje (8) de
la torre, y que emplaza el centro de gravedad (6) del conjunto de
componentes (3, 4 y 5) en un punto no coincidente con el eje (8) de
la torre, caracterizado porque comprende los pasos de;
- \bullet
- una primera calibración (18) en la que cuando la góndola (3) se encuentra en una posición inicial la señal de todos los elementos monitorizados (7) se iguala a cero
- \bullet
- efectuar al menos un giro (19) de la góndola (3) alrededor del eje (8) de la torre y capturar las señales de los elementos monitorizados (7) en las diferentes posiciones del centro de gravedad (6)
- \bullet
- una primera comparación punto por punto de las señales capturadas durante el giro (19) de la góndola para comprobar (20) la correcta fijación de los elementos monitorizados (7) a la torre (2) y el correcto funcionamiento de los sensores,
- \bullet
- una segunda calibración (23) en la que el valor medio de la señal de los elementos monitorizados (7) a lo largo del giro (19) se iguala al resultado teórico de la tensión o de la deformación causada por la aplicación del peso de los componentes (3, 4 y 5) directamente sobre el eje (8) de la torre
- \bullet
- realizar al menos otro giro (22) de la góndola (3) alrededor del eje (8) de la torre y capturar las señales de los elementos monitorizados (7) en las diferentes posiciones del centro de gravedad (6) durante el giro (22)
- \bullet
- una segunda comparación punto por punto de las señales capturadas durante el giro (22) para comprobar (23) la correcta calibración de los elementos monitorizados (7).
\vskip1.000000\baselineskip
2. Método de calibración de sensores en un
aerogenerador según reivindicación 1 caracterizado porque el
plano (9) del centro de gravedad solapa al plano (10) de un elemento
monitorizado (7) en la posición inicial de la góndola (3) al
comienzo del giro (19), y porque cuando hay un número impar de
elementos monitorizados (7), o bien se adaptan las señales de los
elementos monitorizados (7) durante el giro (19), o bien se sitúa la
góndola (3) en otra posición inicial diferente a la del primer giro
(19), se repite la calibración (18) y se da un nuevo giro (19) que
obtiene nuevas señales comparables con las señales del primer giro
(19) de los elementos monitorizados (7) equivalentes.
3. Método de calibración de sensores en un
aerogenerador según reivindicación 1 caracterizado porque se
generan unas curvas (13, 14) a partir de la representación gráfica
de las señales de cada elemento monitorizado (7) a lo largo de los
giros (19, 22) respectivamente.
4. Método de calibración de sensores en un
aerogenerador según reivindicación 1 caracterizado porque la
comprobación (20) de la correcta fijación de los elementos
monitorizados (7) a la torre (2) y del correcto funcionamiento de
los sensores, implica que la diferencia de la tensión en valor
absoluto de dos elementos monitorizados (7) equivalentes, no supere
una desviación límite preestablecida para cada posición del centro
de gravedad (6) a lo largo del giro (19); y que la fase de la curva
(13) de un elemento monitorizado (7) difiera de la fase de la curva
(13) de otro elemento monitorizado (7) equivalente, en un valor por
debajo de otra desviación límite preestablecida.
5. Método de calibración de sensores en un
aerogenerador según reivindicación 1 caracterizado porque la
comprobación (22) de la correcta calibración de los elementos
monitorizados (7), implica que la diferencia en valor absoluto de la
tensión de dos elementos monitorizados (7) equivalentes no supere
una desviación límite preestablecida para cada posición del centro
de gravedad (6) a lo largo del giro (22); que la diferencia en valor
absoluto de la tensión máxima registrada por cada elemento
monitorizado (7) no supere una desviación límite preestablecida; que
la diferencia en valor absoluto de la tensión mínima registrada por
cada elemento monitorizado (7) no supere una desviación límite
preestablecida; y que la diferencia en valor absoluto de la tensión
registrada en un elementos monitorizados (7) en una posición
\alpha del plano (9) respecto a su plano (10), con la de otro
elemento monitorizado (7) situado a \beta grados del primero en
una posición (\alpha+\beta) del plano (9) respecto a su plano
(10), no supere una desviación límite preestablecida.
6. Método de calibración de sensores en un
aerogenerador según reivindicación 1 caracterizado porque
cuando alguna de las comprobaciones (20) supera la desviación límite
preestablecida en cualquiera de las posiciones del centro de
gravedad (6), se reporta un error (24) de fijación de los elementos
monitorizados (7) o de funcionamiento de los sensores, y se retoma
el proceso desde el principio (17) una vez se subsanan dichos
fallos; y porque cuando alguna de las comparaciones (23) supera la
desviación límite preestablecida en cualquiera de las posiciones del
centro de gravedad (6), se reporta un error (25) de calibración y
dependiendo de la causa del fallo, se retoma el proceso desde el
principio (17) o desde la segunda calibración (21) una vez se
subsanan dichos fallos de fijación, de funcionamiento o de
calibración.
7. Método de calibración de sensores en un
aerogenerador según reivindicación 1 caracterizado porque se
ejecuta cuando la velocidad del viento no supera una velocidad
límite, preferentemente menor a 1 m/s.
8. Método de calibración de sensores en un
aerogenerador según reivindicación 1 caracterizado porque los
elementos monitorizados (7) se emplean en la monitorización de la
torre (2) del aerogenerador (1).
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
ES200700663A ES2343097B1 (es) | 2007-03-14 | 2007-03-14 | Metodo de calibracion de sensores en un aerogenerador. |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
ES200700663A ES2343097B1 (es) | 2007-03-14 | 2007-03-14 | Metodo de calibracion de sensores en un aerogenerador. |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ES2343097A1 true ES2343097A1 (es) | 2010-07-22 |
ES2343097B1 ES2343097B1 (es) | 2011-07-28 |
Family
ID=42313673
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
ES200700663A Expired - Fee Related ES2343097B1 (es) | 2007-03-14 | 2007-03-14 | Metodo de calibracion de sensores en un aerogenerador. |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
ES (1) | ES2343097B1 (es) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9004862B2 (en) | 2010-06-29 | 2015-04-14 | Vestas Wind Systems A/S | Calibration of wind turbine sensor |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE29715248U1 (de) * | 1997-08-25 | 1998-12-24 | Inst Solare Energieversorgungstechnik Iset | Windenergieanlage |
DE19832207A1 (de) * | 1998-07-17 | 2000-01-27 | Rolf Hoffmann | Verfahren zur Bestimmung der Windgeschwindigkeit |
EP0995904A2 (de) * | 1998-10-20 | 2000-04-26 | Tacke Windenergie GmbH | Windkraftanlage |
WO2005111414A1 (de) * | 2004-05-11 | 2005-11-24 | Igus - Innovative Technische Systeme Gmbh | Verfahren zur steuerung der rotorblätter einer windenergieanlage sowie windenergieanlage mit messsystemen zur durchführung des verfahrens |
-
2007
- 2007-03-14 ES ES200700663A patent/ES2343097B1/es not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE29715248U1 (de) * | 1997-08-25 | 1998-12-24 | Inst Solare Energieversorgungstechnik Iset | Windenergieanlage |
DE19832207A1 (de) * | 1998-07-17 | 2000-01-27 | Rolf Hoffmann | Verfahren zur Bestimmung der Windgeschwindigkeit |
EP0995904A2 (de) * | 1998-10-20 | 2000-04-26 | Tacke Windenergie GmbH | Windkraftanlage |
WO2005111414A1 (de) * | 2004-05-11 | 2005-11-24 | Igus - Innovative Technische Systeme Gmbh | Verfahren zur steuerung der rotorblätter einer windenergieanlage sowie windenergieanlage mit messsystemen zur durchführung des verfahrens |
Non-Patent Citations (5)
Title |
---|
Resumen de la base de datos EPODOC. Recuperado de EPOQUE; AN DE-19832207-A & DE 19832207 A1 (HOFFMANN ROLF) 27.01.2000 * |
Resumen de la base de datos EPODOC. Recuperado de EPOQUE; AN DE-2005000882-W & WO 2005111414 A1 (IGUS INNOVATIVE TECH SYSTEME G; VOLKMER PETER) 24.11.2005 * |
Resumen de la base de datos EPODOC. Recuperado de EPOQUE; AN DE-29715248-U & DE 29715248 U1 (INST SOLARE ENERGIEVERSORGUNGS) 24.12.1998 * |
Resumen de la base de datos EPODOC. Recuperado de EPOQUE; AN EP-99120771-A & EP 0995904 A2 (TACKE WINDENERGIE GMBH) 26.04.2000 * |
Resumen de la base de datos EPODOC. Recuperado de EPOQUE; AN US-47126404-A & US 2004108729 A1 (WOBBEN et al.) 10.06.2004 * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9004862B2 (en) | 2010-06-29 | 2015-04-14 | Vestas Wind Systems A/S | Calibration of wind turbine sensor |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ES2343097B1 (es) | 2011-07-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
ES2411404T3 (es) | Procedimiento de calibración | |
CN102072965B (zh) | 使用叶片信号的风传感器系统 | |
CN103616157B (zh) | 风洞天平体轴系静校系统及方法 | |
US6888262B2 (en) | Method and apparatus for wind turbine rotor load control | |
ES2791959T3 (es) | Sistema de cómputo, sistema de generación de energía eólica, y método para calcular la vida restante o la cantidad de daño por fatiga de un molino de viento | |
US7086834B2 (en) | Methods and apparatus for rotor blade ice detection | |
CN107820541B (zh) | 风力涡轮机叶片载荷传感系统 | |
CN105531592B (zh) | 用于确定运动结构的移动和振荡的系统和方法 | |
CN103228911B (zh) | 用于驱动风能设备的方法 | |
US10749327B2 (en) | Utility pole with tilt meters and related methods | |
ES2858591T3 (es) | Sistema de aerogenerador con múltiples rotores | |
US20130272874A1 (en) | Method and device for determining a bending angle of a rotor blade of a wind turbine system | |
EP3232051A1 (en) | Method and device for loading detection of blade of wind power turbine | |
CN104318070B (zh) | 一种水平轴风力发电机叶片载荷传感器的标定方法 | |
EP2470784B1 (en) | Wind turbine data acquisition system | |
ES2343097B1 (es) | Metodo de calibracion de sensores en un aerogenerador. | |
ES2809307T3 (es) | Sistema y procedimiento para ajustar un momento flector de un eje en un aerogenerador | |
KR101137027B1 (ko) | 로터 블레이드 공력하중 측정장치 및 측정장치 보정방법 | |
CN101526549B (zh) | 一种风速仪 | |
EP2607693A1 (en) | Method and system for determining a mechanical load | |
CN209803176U (zh) | 一种风向检测装置 | |
CN110253276B (zh) | 一种准确安装机械式风向仪到风力发电测风塔上的方法 | |
CN114624001B (zh) | 一种光伏支架风洞模型的模型主轴及光伏支架风洞模型 | |
ES2936122T3 (es) | Dispositivo y procedimiento para controlar un aerogenerador | |
Mejia et al. | Blade stress monitoring in a small wind turbine by using Arduino microcontroller |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
EC2A | Search report published |
Date of ref document: 20100722 Kind code of ref document: A1 |
|
FG2A | Definitive protection |
Ref document number: 2343097 Country of ref document: ES Kind code of ref document: B1 Effective date: 20110728 |
|
FD2A | Announcement of lapse in spain |
Effective date: 20180924 |