ES2812557T3 - Un método para realizar monitorización de estado en un parque eólico - Google Patents
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Abstract
Un método para realizar monitorización de estado en una pluralidad de aerogeneradores dispuestos en un parque eólico, el método que comprende los pasos de: - para cada aerogenerador, obtener al menos una señal de vibración, cada señal de vibración que representa las vibraciones de uno o más componentes monitorizados del aerogenerador, - generar una pluralidad de índices de frecuencia defectuosa, cada índice de frecuencia defectuosa que corresponde a un componente monitorizado, cada índice de frecuencia defectuosa que se genera sobre la base de una o más de las señales de vibración obtenidas, y cada índice de frecuencia defectuosa que se genera de tal manera que se filtran las variaciones en las señales de vibración introducidas por variaciones en la velocidad de rotación de uno o más ejes giratorios del aerogenerador, en donde el paso de generación de la pluralidad de índices de frecuencia defectuosa comprende calcular una relación entre una frecuencia de una señal de vibración obtenida y una frecuencia de una señal de velocidad de rotación de un eje giratorio, - comparar los índices de frecuencia defectuosa que se originan a partir de diferentes aerogeneradores del parque eólico, y - basado en el paso de comparación, evaluar el estado de cada uno de los componentes monitorizados de la pluralidad de aerogeneradores.
Description
DESCRIPCIÓN
Un método para realizar monitorización de estado en un parque eólico
Campo de la invención
La presente invención se refiere a un método para realizar monitorización de estado en una pluralidad de aerogeneradores dispuestos en un parque eólico. Más particularmente, la presente invención se refiere a un método en el que diversos componentes, por ejemplo, engranajes y cojinetes de los aerogeneradores se monitorizan con el propósito de detectar componentes que están fallando, son defectuosos, que funcionan mal y/o que operan de una manera no óptima.
La presente invención se refiere además a un sistema de monitorización de estado de un aerogenerador, a un aerogenerador que comprende un sistema de monitorización de estado, y a un parque eólico.
Antecedentes de la invención
Las señales de vibración medidas por medio de sensores dispuestos en o cerca de componentes de un aerogenerador que son muy eficientes con el propósito de monitorizar el estado de salud del aerogenerador. Por consiguiente, las señales de vibración se han usado ampliamente durante décadas en la monitorización de estado de máquina y el diagnóstico de fallos. No obstante, en la industria de aerogeneradores, existen grandes variaciones de las condiciones climatológicas de la ubicación geográfica. Además, los sistemas de aerogeneradores son complejos y requieren varias señales de vibración con el fin de monitorizar la salud de un aerogenerador. Por consiguiente, se requiere una vasta cantidad de datos con el fin de monitorizar la salud de un aerogenerador, y la cantidad de datos requerida es incluso mayor en el caso de que se monitorice una gran población de aerogeneradores, tal como un parque eólico. Como resultado, la tecnología habitual de comparación de la señal de vibración con un valor de referencia con el fin de establecer si un componente de aerogenerador monitorizado es normal o anormal, no es práctica o eficiente. El documento EP2072975 describe un método de monitorización de estado basado en vibración para un aerogenerador.
El documento US 2005/0284225 A1 describe un sistema y un método para monitorizar el estado de un tren de transmisión de un aerogenerador. El sistema de monitorización de estado comprende al menos un sensor de vibración situado en un cárter de caja de cambios. Una unidad de procesamiento está acoplada al sensor de vibración y está configurada para recibir señales representativas de las vibraciones detectadas desde el sensor de vibración. La unidad de procesamiento puede ser operable para procesar las señales representativas de las vibraciones detectadas de engranajes y cojinetes y para calcular al menos un índice de energía dinámica o ubicación de fallo. Cada índice de energía dinámica normalizada corresponde a una banda de frecuencia definida, que a su vez corresponde a un conjunto de engranajes particular o a los cojinetes. El índice de energía dinámica normalizada se compara con valores de referencia predeterminados para determinar si está presente un fallo o bien en los conjuntos de engranajes o bien en los cojinetes.
Descripción de la invención
Es un objeto de las realizaciones de la invención proporcionar un método para realizar la monitorización de estado en una pluralidad de aerogeneradores dispuestos en un parque eólico, el método que permite que los fallos o el mal funcionamiento de uno o más componentes del aerogenerador sean detectados fácilmente.
Es un objeto adicional de las realizaciones de la invención proporcionar un método para realizar la monitorización de estado en una pluralidad de aerogeneradores dispuestos en un parque eólico, el método que permite el uso eficaz de señales de vibración.
Es un objeto incluso adicional de las realizaciones de la invención proporcionar un sistema de monitorización de estado de un aerogenerador, el sistema de monitorización de estado que es capaz de detectar fácilmente los fallos o el mal funcionamiento de uno o más componentes del aerogenerador.
Según un primer aspecto de la invención, se proporciona un método para realizar la monitorización de estado en una pluralidad de aerogeneradores dispuestos en un parque eólico, el método que comprende los pasos de:
- para cada aerogenerador, obtener al menos una señal de vibración, cada señal de vibración que representa vibraciones de uno o más componentes monitorizados del aerogenerador,
- generar una pluralidad de índices de frecuencia defectuosa, cada índice de frecuencia defectuosa correspondiente a un componente monitorizado, cada índice de frecuencia defectuosa que se genera sobre la base de una o más de las señales de vibración obtenidas, y cada índice de frecuencia defectuosa que se genera de tal manera que se filtran las variaciones en las señales de vibración introducidas por variaciones en la velocidad de rotación de uno o más ejes giratorios del aerogenerador, en donde el paso de generación de una pluralidad de índices de frecuencia defectuosa comprende calcular una relación entre una frecuencia de una señal de vibración obtenida y una frecuencia de una señal de velocidad de rotación de un eje giratorio,
- comparar los índices de frecuencia defectuosa que se originan a partir de diferentes aerogeneradores del parque eólico, y
- basado en el paso de comparación, evaluar el estado de cada uno de los componentes monitorizados de la pluralidad de aerogeneradores.
En el presente contexto, el término 'monitorización de estado de un aerogenerador' se debería interpretar que significa un proceso en el que se monitoriza el estado de salud del aerogenerador y/o de uno o más componentes del aerogenerador. Por ejemplo, se puede monitorizar si un componente de aerogenerador dado está operando o no como se supone, es decir, si un componente del aerogenerador dado está o no fallando, es o no defectuoso, funciona mal o no y/u está operando o no de una manera no óptima. Los componentes de aerogenerador monitorizados pueden incluir, pero no se limitan a, componentes del tren de transmisión, tales como engranajes o cojinetes.
En el presente contexto, el término 'parque eólico' se debería interpretar que cubre dos o más aerogeneradores dispuestos en un sitio del aerogenerador. Dos o más aerogeneradores dispuestos en un parque eólico a menudo se operan de una manera combinada, es decir, en dependencia unos de otros.
Según el método de la invención, se obtiene inicialmente al menos una señal de vibración para cada uno de los aerogeneradores del parque eólico. Cada señal de vibración representa las vibraciones de uno o más componentes monitorizados del aerogenerador.
Como se ha descrito anteriormente, las señales de vibración contienen mucha información útil con respecto al estado de salud de los componentes del aerogenerador y, por consiguiente, tales señales son muy adecuadas con propósitos de monitorización de estado.
Las señales de vibración se pueden medir directamente por medio de dispositivos sensores dispuestos en o cerca de los componentes del aerogenerador relevantes. Alternativamente o además, una o más de las señales de vibración se pueden derivar a partir de las mediciones de otros parámetros relevantes.
Una señal de vibración dada puede representar vibraciones solamente de un único componente monitorizado, en cuyo caso la señal de vibración se puede obtener ventajosamente por medio de un sensor de vibración dispuesto directamente en o en las inmediaciones inmediatas del componente. Como alternativa, una señal de vibración dada puede representar vibraciones de dos o más componentes diferentes, por ejemplo, componentes que se disponen inmediatamente adyacentes entre sí, y/o que están acoplados vibratoriamente entre sí.
De manera similar, las vibraciones de un componente monitorizado dado se pueden representar solamente por una única señal de vibración. Alternativamente, las vibraciones de un componente monitorizado dado se pueden representar mediante una combinación de dos o más señales de vibración diferentes.
A continuación, se genera una pluralidad de índices de frecuencia defectuosa. Cada índice de frecuencia defectuosa corresponde a un componente monitorizado, es decir, se genera un índice de frecuencia defectuosa para cada uno de los componentes monitorizados.
Cada índice de frecuencia defectuosa se genera sobre la base de una o más de las señales de vibración obtenidas, preferiblemente sobre la base de la señal o señales de vibración que representan el componente monitorizado en cuestión.
Cada índice de frecuencia defectuosa se genera de tal manera que se filtran las variaciones en las señales de vibración introducidas por las variaciones en la velocidad de rotación de uno o más ejes giratorios del aerogenerador. Las variaciones en la velocidad de rotación de un eje giratorio de un aerogenerador, por ejemplo, se pueden causar por variaciones en las condiciones del viento, por ejemplo, la velocidad del viento, y tales variaciones son, por supuesto, independientes del estado de salud del aerogenerador. Además, las variaciones en la velocidad de rotación de un eje giratorio de un aerogenerador típicamente se reflejarán directamente en los niveles de vibración que se pueden medir en el aerogenerador. No obstante, dado que tales variaciones en los niveles de vibración no tienen nada que ver con el estado de salud del aerogenerador, es una ventaja filtrarlas cuando se generan los índices de frecuencia defectuosa.
En resumen, cada uno de los índices de frecuencia defectuosa generados proporciona una buena indicación del estado de salud de un componente dado de un aerogenerador dado del parque eólico, dado que representa el nivel de vibración de dicho componente, sin la contribución introducida por las variaciones en la velocidad de rotación de uno o más ejes giratorios del aerogenerador.
A continuación, se comparan los índices de frecuencia defectuosa que se originan a partir de diferentes aerogeneradores del parque eólico, y se evalúa el estado de cada uno de los componentes monitorizados de la pluralidad de aerogeneradores, en base a la comparación. Dado que la comparación tiene lugar a nivel de parque eólico, es decir, se comparan índices de frecuencia defectuosa que se originan a partir de diferentes aerogeneradores, está disponible una vasta cantidad de datos, haciendo por ello que la evaluación sea muy precisa
y eficiente Además, esto hace que sea muy fácil detectar un aerogenerador que se comporta de manera diferente a los otros aerogeneradores del parque eólico. Esto es una ventaja debido a que puede muy bien ser una indicación de que este aerogenerador, o uno o más componentes de este aerogenerador, está fallando u operando de una manera no óptima.
El paso de generación de una pluralidad de índices de frecuencia defectuosa comprende calcular una relación entre una frecuencia de una señal de vibración obtenida y una frecuencia de una señal de velocidad de rotación de un eje giratorio. En el caso de que ocurran variaciones en las condiciones del viento, tales como la velocidad del viento, se puede esperar que la influencia en la frecuencia de una señal de vibración sea sustancialmente idéntica a la influencia en la frecuencia de una señal de velocidad de rotación de un eje giratorio. Por lo tanto, se debe esperar que la relación entre tales dos señales represente el nivel de vibración sin la contribución introducida por las variaciones en las condiciones del viento, u otras condiciones ambientales, que den como resultado variaciones en la velocidad de rotación de un eje giratorio del aerogenerador.
Por ejemplo, los índices de frecuencia defectuosa se pueden calcular usando una fórmula de la forma:
en donde Fi se refiere a las diversas frecuencias defectuosas de los componentes, frpm se refiere a una velocidad de rotación de un eje giratorio del aerogenerador, p1 a pn se refiere a los parámetros de diseño de los componentes, y fFi( ) se refiere a la fórmula usada para calcular las diversas frecuencias defectuosas del componente. Las frecuencias defectuosas, Fi, por ejemplo, podrían ser frecuencias defectuosas de la Carrera Externa de Frecuencia de Paso de Bola (BPFO), la Carrera Interna de Frecuencia de Paso de Bola (BPFI), la Frecuencia de Giro de Bola (BSF), la Frecuencia de Tren Fundamental (FTF), la Frecuencia de Malla de Engranaje (GMF), etc. Como ejemplo, el índice de frecuencia defectuosa correspondiente a BPFO se puede calcular como:
índiceñFFo = FbPF0
* Eje Alta Velo- C o sff'> >
c-id-ad-= t O ^
•“
en donde n es el número de elementos rodantes, Bd es el diámetro de la bola, Pd es el diámetro de paso del cojinete y 0 es el ángulo de contacto.
La señal de velocidad de rotación puede ser la velocidad de rotación de un eje de alta velocidad. El eje de alta velocidad, por ejemplo, puede ser un eje que interconecte un sistema de engranajes y un generador. En este caso, la velocidad de rotación se puede medir directamente. Como alternativa, se puede calcular a partir de un valor medido de la potencia producida por el aerogenerador.
Como alternativa, la señal de velocidad de rotación puede ser la velocidad de rotación de un eje de baja velocidad, tal como un eje principal del aerogenerador que interconecta el rotor y el sistema de engranajes.
La señal de velocidad de rotación se puede calcular a partir de uno o más valores medidos en o cerca de uno o más de los aerogeneradores. Según esta realización, la señal de velocidad de rotación no se mide directamente.
Al menos uno de los valores medidos puede ser una potencia producida por uno de los aerogeneradores. En este caso, la potencia medida puede ser ventajosamente la potencia producida por el generador del aerogenerador. La velocidad de rotación del eje de alta velocidad que interconecta el tren de engranajes y el generador está directamente relacionada con la potencia producida y, por consiguiente, la velocidad de rotación del eje de alta velocidad se puede calcular fácilmente a partir de la potencia producida. Además, la potencia producida es un parámetro muy fiable, que normalmente se monitoriza de todos modos, por ejemplo, con el propósito de operar el aerogenerador.
Como alternativa, la velocidad de rotación se puede calcular a partir de otros valores medidos. Por ejemplo, una velocidad de rotación de un eje de alta velocidad se puede calcular a partir de un valor medido de una velocidad de rotación de un eje de baja velocidad, tal como un eje principal que interconecta el rotor y el sistema de engranajes, conociendo la relación de engranajes del sistema de engranajes. De manera similar, la velocidad de rotación de un eje de baja velocidad se puede calcular a partir de un valor medido de la velocidad de rotación de un eje de alta velocidad.
El paso de comparación de índices de frecuencia defectuosa puede comprender comparar niveles de vibración asociados con índices de frecuencia defectuosa correspondientes a componentes monitorizados sustancialmente idénticos de al menos dos aerogeneradores diferentes del parque eólico. Según esta realización, un índice de frecuencia defectuosa que corresponde a un componente dado de un aerogenerador del parque eólico se compara con índices de frecuencia defectuosa que corresponden a componentes idénticos, o al menos similares, de uno o
más de los otros aerogeneradores del parque eólico. Por ejemplo, los índices de frecuencia defectuosa correspondientes a la Carrera Externa de Frecuencia de Paso de Bola (BPFO) se pueden comparar entre los aerogeneradores a nivel de parque. Por ello, se puede detectar fácilmente si un índice de frecuencia defectuosa que se origina a partir de una de las turbinas se desvía significativamente de los índices de frecuencia defectuosa similares de los otros aerogeneradores del parque eólico, indicando por ello que este aerogenerador está defectuoso o está fallando, así como identificar qué componente del aerogenerador está defectuoso o está fallando.
El método puede comprender además el paso de comparación de uno o más índices de frecuencia defectuosa de valores históricos de dicho índice de frecuencia defectuosa. Según esta realización, es posible detectar si un componente de un aerogenerador dado del parque eólico está derivando, dado que si este es el caso, el índice de frecuencia defectuosa correspondiente cambiará, desviándose por ello de la media histórica del índice de frecuencia defectuosa. El valor medio histórico se puede obtener ventajosamente durante condiciones de operación en las que se sabe que el componente correspondiente está en buen estado de operación.
De este modo, el paso de evaluación del estado de cada uno de los componentes monitorizados, en este caso, se puede basar en el paso de comparación de uno o más índices de frecuencia defectuosa con los valores históricos de dicho índice de frecuencia defectuosa, y el paso de evaluación del estado de cada uno de los componentes monitorizados puede comprender determinar que un componente dado está defectuoso si su nivel de vibración en un índice de frecuencia defectuosa correspondiente a dicho componente se desvía significativamente de un nivel de vibración medio histórico en dicho índice de frecuencia defectuosa.
El método puede comprender además los pasos de agrupar los índices de frecuencia defectuosa generados según la turbina y/o según el componente monitorizado y/o según la clase de potencia de los aerogeneradores operativos, y mostrar los índices de frecuencia defectuosa agrupados. Tal agrupación y visualización de los índices de frecuencia defectuosa generados hace que sea muy fácil comparar los índices de frecuencia defectuosa a nivel de parque, y detectar cualquier desviación que pueda indicar que un aerogenerador, o un componente de un aerogenerador, está defectuoso o está fallando.
En el presente contexto, el término 'clase de potencia' se debería interpretar que significa un intervalo de potencia de salida para el aerogenerador. Para un aerogenerador específico con una potencia de salida nominal dada, los niveles de potencia se dividen en intervalos adecuados, y la clase de potencia más alta corresponde a la potencia nominal o potencia casi nominal.
El paso de evaluación del el estado de cada uno de los componentes monitorizados puede comprender determinar que un componente dado está defectuoso si su nivel de vibración a un índice de frecuencia defectuosa correspondiente a dicho componente se desvía significativamente de los niveles de vibración a índices de frecuencia defectuosa correspondientes a componentes sustancialmente idénticos de dos o más de otros aerogeneradores. Dado que los aerogeneradores están dispuestos en un parque eólico, se espera que experimenten condiciones ambientales similares, tales como condiciones del viento, temperatura, lluvia, nieve, formación de hielo, etc. Por lo tanto, se espera que los niveles de vibración sean comparables de un aerogenerador a otro. En consecuencia, si el nivel de vibración de un aerogenerador se desvía significativamente de los niveles de vibración correspondientes de los otros aerogeneradores, es probable que el aerogenerador que se desvía esté defectuoso.
Según un segundo aspecto, la invención proporciona un sistema de monitorización de estado para un aerogenerador, el sistema de monitorización de estado que está dispuesto para realizar los pasos de método del método según el primer aspecto de la invención. De este modo, el sistema de monitorización de estado del segundo aspecto de la invención es capaz de detectar defectos o fallos en los componentes del aerogenerador de una manera fácil y fiable.
Según un tercer aspecto, la invención proporciona un aerogenerador que comprende un sistema de monitorización de estado según el segundo aspecto de la invención.
Según un cuarto aspecto, la invención proporciona un parque eólico que comprende una pluralidad de aerogeneradores, al menos uno de los aerogeneradores que es un aerogenerador según el tercer aspecto de la invención.
Breve descripción de los dibujos
La invención se describirá ahora con más detalle con referencia a los dibujos que se acompañan en los que La Fig. 1 es un dibujo esquemático de un parque eólico en el que la monitorización de estado se realiza según un método según una realización de la invención.
La Fig. 2 es un gráfico de amplitudes de vibración, agrupadas según el índice de frecuencia defectuosa y el número de turbinas.
La Fig. 3 es un gráfico de la amplitud de vibración en función del índice de frecuencia defectuosa para un número de aerogeneradores dispuestos en un parque eólico, y
La Fig. 4 es un gráfico de amplitud de vibración en función del tiempo para cuatro aerogeneradores dispuestos en un parque eólico.
Descripción detallada de los dibujos
La Fig. 1 es un dibujo esquemático de un parque eólico 1 que comprende una pluralidad de aerogeneradores 2, seis de los cuales se muestran. Cada aerogenerador 2 está equipado con un número de dispositivos sensores dispuestos en diversas posiciones a lo largo del tren de transmisión, como se ilustra en el recuadro 3. Los dispositivos sensores están dispuestos preferiblemente en o cerca de los componentes del aerogenerador 2 que se desea monitorizar, tales como piezas de engranajes móviles y cojinetes.
Para cada uno de los aerogeneradores, los dispositivos sensores comunican las señales medidas a una unidad de detección 4, es decir, la unidad de detección 4 de un aerogenerador 2 dado recopila los datos obtenidos por los dispositivos sensores de ese aerogenerador 2. La unidad de detección 4 suministra los datos recibidos a una unidad de acondicionamiento de señal 5. En la unidad de acondicionamiento de señal 5, los datos se procesan y la señal procesada se reenvía a una unidad de cálculo de índice de frecuencia defectuosa 6, en la que se calculan los índices de frecuencia defectuosa apropiados sobre la base de los datos procesados recibidos de la unidad de acondicionamiento de señal 5.
Los índices de frecuencia defectuosa calculados de cada uno de los aerogeneradores 2 se reenvían a una unidad central de procesamiento de datos 7. La unidad central de procesamiento de datos 7 está situada remotamente con respecto al aerogenerador 2 individual y centralmente con respecto al parque eólico 1. Por consiguiente, la unidad central de procesamiento de datos 7 recibe los índices de frecuencia defectuosa calculados de cada uno de los aerogeneradores 2 del parque eólico 1 con el propósito de procesar los índices de frecuencia defectuosa, incluyendo compararlos a nivel de parque. La unidad central de procesamiento de datos 7, por ejemplo, puede agrupar los índices de frecuencia defectuosa según la turbina 2 y/o según el componente monitorizado y/o según la clase de potencia de los aerogeneradores 2 operativos, y presentar estos datos agrupados de una manera que permite que cualquier desviación sea detectada de manera fácil y fiable.
La unidad central de procesamiento de datos 7 reenvía los índices de frecuencia defectuosa procesados a un sistema de control 8. En base a los índices de frecuencia defectuosa procesados recibidos, el sistema de control 8 es capaz de determinar si los componentes monitorizados de los aerogeneradores 2 están operando o no como se supone. En el caso de que se determine que un componente dado está defectuoso o está fallando, el sistema de control 8 genera una alarma 9. La alarma 9 notifica al personal de mantenimiento que un componente está defectuoso o está fallando, así como que proporciona información con respecto a qué componente de qué aerogenerador 2 está defectuoso o está fallando. Por ello, se puede programar un mantenimiento con el fin de reparar o sustituir el componente defectuoso o que falla. Si es apropiado, el sistema de control 8 puede ajustar además la operación del aerogenerador 2 en respuesta a la detección de un componente defectuoso o que falla. En algunos casos, puede ser necesario detener la operación del aerogenerador 2. En otros casos, puede ser necesario operar el aerogenerador 2 a un nivel de potencia de salida que sea menor que el nivel de potencia de salida máximo posible bajo las condiciones de viento dadas con el fin de permitir que el aerogenerador 2 continúe operando hasta que se realice el mantenimiento.
La Fig. 2 es un gráfico de amplitudes de vibración. Cada barra en el gráfico representa un índice de frecuencia defectuosa, y las amplitudes de vibración se agrupan según el índice de frecuencia defectuosa y el número de turbinas. Por ello, es muy fácil detectar cualquier desviación. Por ejemplo, el nivel de vibración marcado como 'Fallo de Turbina' es significativamente más alto que los niveles de vibración de los índices de frecuencia defectuosa correspondientes de los otros aerogeneradores. Esto indica que el componente de aerogenerador que está asociado con el nivel de vibración alto está defectuoso o está fallando. Además, está claro a partir del gráfico de la Fig. 2 que varios niveles de vibración correspondientes a ese aerogenerador son más altos que los niveles de vibración de los índices de frecuencia defectuosa correspondientes de los otros aerogeneradores, proporcionando por ello una indicación adicional de que el aerogenerador, o al menos un componente del aerogenerador, está defectuoso.
Los datos procesados que se proporcionan por la unidad central de procesamiento de datos 7 al sistema de control 8 ilustrado en la Fig. 1, por ejemplo, pueden incluir un gráfico similar al gráfico de la Fig. 2.
La Fig. 3 es un gráfico de amplitud de vibración en función del índice de frecuencia defectuosa para un número de aerogeneradores dispuestos en un parque eólico. Para todos los aerogeneradores, la amplitud de vibración correspondiente a la frecuencia defectuosa 10 es significativamente más alta que las amplitudes de vibración para los otros índices de frecuencia. No obstante, esto no se considera alarmante en sí mismo, debido a que la mayoría de las amplitudes de vibración están sustancialmente al mismo nivel. Una excepción a esto es la amplitud de vibración marcada como 'Fallo de Turbina'. Esta amplitud de vibración es significativamente más alta que las otras amplitudes de vibración correspondientes a este índice de frecuencia defectuosa, indicando por ello que el componente de aerogenerador correspondiente está defectuoso o está fallando.
Los datos procesados que se proporcionan por la unidad central de procesamiento de datos 7 al sistema de control 8 ilustrado en la Fig. 1, por ejemplo, pueden incluir un gráfico similar al gráfico de la Fig. 3.
La Fig. 4 es un gráfico de amplitud de vibración en función del tiempo para cuatro aerogeneradores dispuestos en un parque eólico. Las amplitudes de vibración ilustradas corresponden a índices de frecuencia defectuosa asociados con componentes de aerogeneradores idénticos o similares de los cuatro aerogeneradores. Está claro a partir de la Fig. 4 que para tres de los aerogeneradores el nivel de vibración permanece en un nivel sustancialmente constante durante un período de mayo de 2007 a enero de 2008. No obstante, para el aerogenerador número 22583, ilustrado por la línea 11, la amplitud de vibración aumenta gradualmente, comenzando en junio de 2007. Desde aproximadamente septiembre de 2007 hasta octubre de 2007, el aumento de la amplitud de la vibración es drástico, y en octubre de 2007 el componente de aerogenerador se rompe, ilustrado por una disminución drástica de la amplitud de vibración ilustrada.
El desarrollo ilustrado en la Fig. 4 se detecta usando un método de monitorización de estado de la técnica anterior. No obstante, si se hubiera usado un método de monitorización de estado según la presente invención, el aumento gradual de la amplitud de vibración del aerogenerador defectuoso se podría haber detectado a su debido tiempo, y se podría haber evitado la rotura del componente de aerogenerador. Esto podría lograr o bien comparando las amplitudes de vibración que se originan a partir de los diversos aerogeneradores, o bien comparando la amplitud de vibración de un aerogenerador dado con los valores históricos de la amplitud de vibración de dicho aerogenerador.
Claims (13)
1. Un método para realizar monitorización de estado en una pluralidad de aerogeneradores dispuestos en un parque eólico, el método que comprende los pasos de:
- para cada aerogenerador, obtener al menos una señal de vibración, cada señal de vibración que representa las vibraciones de uno o más componentes monitorizados del aerogenerador,
- generar una pluralidad de índices de frecuencia defectuosa, cada índice de frecuencia defectuosa que corresponde a un componente monitorizado, cada índice de frecuencia defectuosa que se genera sobre la base de una o más de las señales de vibración obtenidas, y cada índice de frecuencia defectuosa que se genera de tal manera que se filtran las variaciones en las señales de vibración introducidas por variaciones en la velocidad de rotación de uno o más ejes giratorios del aerogenerador, en donde el paso de generación de la pluralidad de índices de frecuencia defectuosa comprende calcular una relación entre una frecuencia de una señal de vibración obtenida y una frecuencia de una señal de velocidad de rotación de un eje giratorio,
- comparar los índices de frecuencia defectuosa que se originan a partir de diferentes aerogeneradores del parque eólico, y
- basado en el paso de comparación, evaluar el estado de cada uno de los componentes monitorizados de la pluralidad de aerogeneradores.
2. Un método según la reivindicación 1, en donde la señal de velocidad de rotación es la velocidad de rotación de un eje de alta velocidad.
3. Un método según la reivindicación 1 o 2, en donde la señal de velocidad de rotación se calcula a partir de uno o más valores medidos en o cerca de uno o más de los aerogeneradores.
4. Un método según la reivindicación 3, en donde al menos uno de los valores medidos es una potencia producida por uno de los aerogeneradores.
5. Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el paso de comparación de índices de frecuencia defectuosa comprende comparar niveles de vibración asociados con índices de frecuencia defectuosa correspondientes a componentes monitorizados sustancialmente idénticos de al menos dos aerogeneradores diferentes del parque eólico.
6. Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además el paso de comparación de uno o más índices de frecuencia defectuosa con valores históricos de dicho índice de frecuencia defectuosa.
7. Un método según la reivindicación 6, en donde el paso de evaluación del estado de cada uno de los componentes monitorizados se basa además en el paso de comparación de uno o más índices de frecuencia defectuosa con valores históricos de dicho índice de frecuencia defectuosa.
8. Un método según la reivindicación 7, en donde el paso de evaluación del estado de cada uno de los componentes monitorizados comprende determinar que un componente dado está defectuoso si su nivel de vibración en un índice de frecuencia defectuosa correspondiente a dicho componente se desvía de un nivel de vibración medio histórico en dicho índice de frecuencia defectuosa.
9. Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende además los pasos de agrupar los índices de frecuencia defectuosa generados según la turbina y/o según el componente monitorizado y/o según la clase de potencia de los aerogeneradores operativos, y mostrar los índices de frecuencia defectuosa agrupados.
10. Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el paso de evaluación del estado de cada uno de los componentes monitorizados comprende determinar que un componente dado está defectuoso si su nivel de vibración en un índice de frecuencia defectuosa correspondiente a dicho componente se desvía de niveles de vibración en índices de frecuencia defectuosa correspondientes a componentes sustancialmente idénticos de dos o más de otros aerogeneradores.
11. Un sistema de monitorización de estado para un aerogenerador, el sistema de monitorización de estado que está dispuesto para realizar los pasos de método del método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores.
12. Un aerogenerador que comprende un sistema de monitorización de estado según la reivindicación 11.
13. Un parque eólico que comprende una pluralidad de aerogeneradores, al menos uno de los aerogeneradores que es un aerogenerador según la reivindicación 12.
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2011
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