ES2955283T3 - Sistema de monitorización para una pala de turbina eólica, disposición de turbina eólica y método para monitorizar una pala de turbina eólica - Google Patents
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Abstract
Sistema de monitorización (14) para al menos una pala de aerogenerador (6) de un aerogenerador (2), en el que la pala de aerogenerador (6) comprende al menos un componente estructural eléctricamente conductor o semiconductor (7) y un sistema de protección contra rayos (8) que tiene un conductor de bajada (31) conectado eléctricamente con al menos un receptor de rayos (32), en donde el conductor de bajada (31) está conectado eléctricamente con al menos un componente estructural (7) mediante al menos un conector equipotencial (37, 37a, 37b), de manera que, en la pala de turbina eólica (6), se establece una red (19) de impedancias eléctricas que comprende el al menos un componente estructural (7), el al menos un conector equipotencial (37, 37a, 37b) y se forma el conductor de bajada (31), por lo que el sistema de monitoreo híbrido (14) comprende, para monitorear remotamente tanto el sistema de protección contra rayos (8) como la salud estructural de al menos un componente estructural (7), - un dispositivo sensor (9) para la red (19), que comprende al menos un transmisor (17) para emitir un impulso eléctrico (18) en la red (19) a través de al menos un primer terminal (15) y al menos un receptor (21) para recibir al menos un patrón de recepción (20) del impulso eléctrico (18) de la red (19) a través de al menos un segundo terminal (16), y un dispositivo de evaluación (10) para evaluar al menos un patrón de recepción (20) para determinar una primera información de estado relativa al sistema de protección contra rayos (8), en particular al menos un conector equipotencial (37, 37a, 37b), y una segunda información de estado relativa al al menos un componente estructural (7). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Sistema de monitorización para una pala de turbina eólica, disposición de turbina eólica y método para monitorizar una pala de turbina eólica
La invención se refiere a un sistema de monitorización para al menos una pala de turbina eólica de una turbina eólica, en donde la pala de turbina eólica comprende al menos un componente estructural conductor o semiconductor de electricidad, en particular al menos un componente estructural que comprende un polímero reforzado con fibra de carbono (PRFC), y un sistema de protección contra rayos que tiene un conductor de bajada conectado eléctricamente a al menos un receptor de rayos, en donde el conductor de bajada está conectado eléctricamente al al menos un componente estructural por al menos un conector equipotencial, de modo que, en la pala de turbina eólica se forma una red de impedancias eléctricas que comprende al menos un componente estructural, el al menos un conector equipotencial y el conductor de bajada. La invención se refiere además a una disposición de turbina eólica y a un método para monitorizar al menos una pala de turbina eólica.
Si bien los componentes estructurales de las palas de turbina eólica han empleado con éxito materiales basados en fibra de vidrio, los nuevos materiales, que pueden ser conductores o semiconductores de electricidad, proporcionan ventajas. Por ejemplo, puede lograrse un rendimiento mejorado de las palas de turbina eólica utilizando componentes estructurales basados en polímeros reforzados con fibra de carbono (PRFC). Por otro lado, las palas de turbina eólica son la parte más expuesta de una turbina eólica y están sometidas frecuentemente a impactos de rayos. Por lo tanto, se han propuesto sistemas de protección contra rayos para palas de turbina eólica que comprenden normalmente un medio para la intercepción del impacto del rayo, por ejemplo un receptor de rayos en la superficie de la pala de turbina eólica (frecuentemente denominada terminación de aire), y un medio para transferir las grandes corrientes de los rayos a tierra, en particular cables tendidos internamente denominados conductores de bajada.
Como las fibras de carbono son conductoras de electricidad, sus compuestos también son frecuentemente conductores de electricidad. En particular, se ha indicado que los polímeros reforzados con fibra de carbono muestran una conducción dependiente del esfuerzo. Los componentes estructurales conductores, en particular los de fibras de carbono, pueden estar sujetos a puntos de impacto de rayos. Por lo tanto, los materiales conductores, en particular carbono, están al menos restringidos por el uso en las regiones más exteriores de la pala. De forma similar, dado que los componentes estructurales que se extienden longitudinalmente en la pala de turbina eólica, por ejemplo las tapas de largueros de PRFC, junto con el conductor de bajada metálico, se comportan como un conjunto de conductores paralelos con escasa separación, podría acumularse entre estos un gran voltaje, que daría lugar a descargas eléctricas que podrían dañar la pala de turbina eólica. Este riesgo se gestiona proporcionando conectores equipotenciales, que frecuentemente se denominan conexiones equipotenciales, a intervalos regulares a lo largo de la longitud de los componentes estructurales, conectándolos eléctricamente al conductor de bajada. Sin embargo, la anisotropía de, por ejemplo, el PRFC, y diferencias en las propiedades con respecto al conductor de bajada metálico, hacen difícil la transferencia de corriente entre los mismos, produciendo chispas y puntos calientes por el calentamiento por efecto Joule cuando la pala está mal fabricada y/o debido a una acumulación de daños y/o degradación durante la vida útil. Todos estos factores pueden dañar la estructura de la pala de turbina eólica y, por lo tanto, dar lugar a fallos de la turbina eólica en su conjunto.
Como se ha descrito anteriormente, las palas que utilizan componentes estructurales conductores, en particular componentes de PRFC, utilizan un diseño complejo. La mayoría de estas palas de turbina eólica, debido a su longitud, forman parte de forma general de turbinas eólicas en alta mar, donde el acceso y el mantenimiento son técnicamente difíciles y financieramente gravosos. Tampoco es práctico detener el funcionamiento de la turbina eólica para su examen y reparación sin una razón de peso. Aunque el PRFC y otros materiales se utilizan por motivos estructurales, el hecho de que sean conductores de electricidad y capaces de transportar la corriente de rayos significa que cualquier daño a los componentes estructurales plantea automáticamente una preocupación desde el punto de vista de la protección contra los rayos, y viceversa.
Ya se han propuesto métodos para monitorizar, en particular de forma remota, el estado del sistema de protección contra rayos, así como el estado estructural de la pala de turbina eólica en el estado de la técnica. Por ejemplo, con respecto a los sistemas de protección contra rayos, se conoce la realización de mediciones de resistencia del conductor de bajada, en particular cuando la pala de turbina eólica está instalado o no se mueve. Por ejemplo, se ha propuesto una inspección automática de un sistema de protección contra rayos en una turbina eólica en US 2013/0336786 A1. Un conductor que forma parte de un sistema de pruebas se extiende desde al menos dentro del cubo, a través del interior de al menos uno de la pluralidad de palas de turbina eólica y se conecta a un receptor de rayos, completando de este modo un circuito que se extiende desde el receptor de rayos hasta la red de conexión a tierra. Puede introducirse una señal de corriente de prueba en el sistema de pruebas para una rama del sistema de protección contra rayos a someter a prueba, y puede determinarse una continuidad eléctrica en el circuito utilizando la señal de corriente de prueba.
Además, se han propuesto mediciones utilizando drones en, por ejemplo, EP 3211 226 B1 y US 2019/178 230 A1. En cuanto a la monitorización del estado estructural, se han propuesto diversos métodos que incluyen, aunque no de forma limitativa, rejillas de difracción óptica, sensores piezoeléctricos, extensómetros resistivos, etc. Por ejemplo, se hace referencia a los libros de Daniel Balageas y col. (Ed.), “ Structural Health Monitoring” , ISTE Ltd., 2006, y FuhGwo Yuan (Ed.), “ Structural Health Monitoring (SHM) in Aerospace Structures” , Woodhead Publishing Ltd., 2016. También se han propuesto sistemas de sensores basados en sensores de fibra óptica en palas de turbina eólica.
También se sabe que la monitorización de la condición y el control de los elementos térmicos en las turbinas eólicas, en particular para elementos de deshielo o descongelación en turbinas eólicas, se consigue midiendo la resistencia del elemento calefactor.
JP2013029351A y EP3693601A1 son ejemplos relevantes de la técnica anterior que describen sistemas de monitorización para sistemas de protección contra rayos dispuestos en palas de turbina eólica.
Es un objeto de la presente invención proporcionar un método de monitorización mejorado con respecto al estado de una pala de turbina eólica, en particular combinar múltiples tareas de monitorización y producir información adicional, en particular localización de defectos.
Este objeto se logra proporcionando un sistema de monitorización híbrido, una disposición de turbina eólica y un método según las reivindicaciones independientes. Las realizaciones ventajosas se describen en las reivindicaciones dependientes.
En un sistema de monitorización como el descrito inicialmente, que es un sistema de monitorización híbrido según la presente invención, el sistema de monitorización híbrido comprende, para la monitorización remota, tanto el sistema de protección contra rayos como el estado estructural del al menos un componente estructural,
• un dispositivo de detección para la red, que comprende al menos un transmisor para emitir un pulso eléctrico en la red a través de al menos un primer terminal y al menos un receptor para recibir al menos un patrón de recepción del pulso eléctrico desde la red a través de al menos un segundo terminal, y
• y un dispositivo de evaluación para evaluar el al menos un patrón de recepción, en particular con respecto al tiempo de desplazamiento y/o la forma del pulso de pulsos recibidos en el patrón de recepción, para determinar una primera información de estado con respecto al sistema de protección contra rayos, en particular el al menos un conector equipotencial, y una segunda información de estado con respecto a, el al menos un componente estructural.
La invención aprovecha el hecho de que se forma una red eléctrica de impedancias conectando eléctricamente el al menos un componente estructural al conductor de bajada a través de al menos un conector equipotencial al someter a prueba a esta red, en particular enviando un pulso eléctrico a la red, que es afectada por cualquier variación de impedancia eléctrica presente en la red eléctrica, en particular discontinuidades, causadas por ejemplo por daños estructurales y similares. En otro o en el mismo terminal se mide un patrón de recepción de pulsos recibidos reflejados y/o transmitidos en estas discontinuidades.
En otras palabras, la invención propone utilizar reflectometría de dominio temporal (TDR) y/o transmisometría de dominio temporal (TDT), que, en el estado de la técnica, se ha utilizado principalmente para caracterizar y localizar fallos en hilos y/o cables metálicos. Si se envía un pulso eléctrico a la red eléctrica, se producirán reflexiones en las discontinuidades, en particular variaciones de impedancia, de forma que parte de la señal incidente, es decir, el pulso eléctrico, se reflejará y otra parte se transmitirá. Dado que esto puede suceder en múltiples lugares en la red eléctrica de la pala de turbina eólica, como se ha explicado anteriormente, se recibirán múltiples pulsos transmitidos y/o reflejados, dando lugar a un patrón de recepción de múltiples pulsos recibidos. Sin embargo, el tiempo de desplazamiento de un pulso recibido en el patrón de recepción incluye información sobre la localización de una discontinuidad correspondiente en la red, mientras que la forma del pulso, en particular la amplitud, de un pulso recibido, contiene información sobre la propia discontinuidad, por ejemplo su impedancia y/o variación de impedancia.
Si bien en principio puede ser suficiente medir un patrón de recepción utilizando un primer y un segundo terminal, se prefiere medir al menos dos patrones de recepción utilizando un primer y/o segundo terminales distintos. De este modo, la evaluación es más robusta, en particular con respecto a la localización de discontinuidades. Si los patrones de recepción se miden en diferentes puntos en el tiempo, preferiblemente pueden medirse al menos dos patrones de recepción en distintas posiciones de rotación de la pala de turbina eólica, de forma que puedan examinarse distintas condiciones de carga. En otra realización ventajosa, el pulso eléctrico también puede variar entre mediciones. Por ejemplo, el dispositivo de detección y/o el dispositivo de evaluación pueden configurarse para elegir un pulso eléctrico adaptado a una tarea de medición, en particular un pulso eléctrico adaptado para sondear mejor las características de una discontinuidad y/o degradación que deba examinarse posteriormente. Por ejemplo, si se ha observado una variación de impedancia en la red en un primer patrón de recepción, puede medirse un segundo patrón de recepción para determinar al menos una característica de la variación de impedancia utilizando un pulso eléctrico diferente.
En el curso de la evaluación, el dispositivo de evaluación puede configurarse para determinar una localización y/o al menos una propiedad de una discontinuidad asociada a un pulso recibido del patrón de recepción. En particular, pueden evaluarse únicamente los pulsos recibidos que difieran de los de un patrón de referencia, que pueden haberse medido en una red intacta. Determinando la localización y la naturaleza de una discontinuidad, esta puede estar asociada en particular al dominio del sistema de protección frente a rayos o al dominio del componente estructural, de forma que pueda determinarse la primera y la segunda información de estado.
Cabe señalar ya en este punto que un uno y mismo terminal puede ser un primer y un segundo terminal, en particular cuando se lleva a cabo la reflectometría de dominio temporal. En consecuencia, un receptor y un transmisor pueden integrarse e ejecutarse como un transceptor.
El sistema de monitorización híbrido de la invención permite por lo tanto monitorizar la estructura, en particular directamente relacionada con la integridad de los componentes estructurales, y el sistema de protección contra rayos, que es muy crítico para el estado de la pala y de la turbina eólica. Es posible obtener información a priori relacionada con la localización, tipo y extensión precisos del daño detectado, de forma que pueda proporcionarse previamente al personal de servicio. De forma ventajosa, la monitorización puede aplicarse cuando la turbina eólica está en funcionamiento, en particular generando electricidad con la rotación, y la información puede proporcionarse de forma remota.
El al menos un componente estructural puede elegirse del grupo que comprende una tapa de larguero y/o viga, y/o puede comprender un polímero reforzado con fibra de carbono (PRFC) u otros materiales compuestos conductores de electricidad. Por ejemplo, los materiales compuestos de fibra de carbono son conductores de electricidad, aunque su conductividad específica es menor que la de los metales, tales como el cobre. Los componentes estructurales, en particular los que comprenden PRFC, tales como los tapas de largueros, pueden posicionarse lejos del eje neutro y verse un esfuerzo variable a medida que la pala de turbina eólica gira. Se ha observado que la resistencia eléctrica de los materiales compuestos de carbono depende del esfuerzo mecánico. Como se ha descrito, las secciones de componentes estructurales de PRFC, conectores equipotenciales y el conductor de bajada forman una red, en el caso descrito, de impedancias variables, que pueden monitorizarse eléctricamente y de forma remota utilizando el sistema de monitorización según la invención. Hay que señalar en este punto que, por supuesto, el conector equipotencial también puede comprender un polímero reforzado con fibra de carbono (PRFC) u otros compuestos conductores de electricidad. En particular en tal diseño, el conector equipotencial también puede proporcionar una función estructural, de forma que, por ejemplo, algunos componentes estructurales puedan ser omitidos/sustituidos por tal conector equipotencial multifuncional.
En particular, el dispositivo de evaluación puede estar situado, al menos parcialmente, fuera de la pala de turbina eólica, en particular fuera de la turbina eólica, y conectarse al dispositivo de detección y/o la parte restante del dispositivo de evaluación por un enlace de comunicación, en particular, inalámbrico. En realizaciones preferidas, el dispositivo de detección puede ser un sensor operado de forma remota, que tenga un enlace de comunicación bidireccional, por cable y/o inalámbrico con un centro de monitorización remoto, que comprenda al menos una parte del dispositivo de evaluación y también pueda tener una estación de monitorización atendida o no atendida. En tal configuración, el enlace de comunicación puede saltarse un equipo de control de turbina eólica de la turbina eólica, o el enlace de comunicación puede pasar a través del equipo de control de turbina, o el equipo de control de turbina puede ser un dispositivo de evaluación o ser una parte del mismo. Según la presente invención, en algunas realizaciones, el dispositivo de evaluación también puede estar completamente posicionado en, o dentro de, la turbina eólica y, por ejemplo, enviar o proporcionar la información de estado a un centro de monitorización de forma remota.
En resumen, la invención proporciona un sistema de monitorización híbrido, que se combina, preferiblemente de forma remota, que puede utilizarse para monitorizar simultáneamente el estado de la estructura de la pala de turbina eólica y el sistema de protección contra rayos. En particular, se propone un sistema de monitorización que proporciona la localización, el tipo y extensión del daño detectado, permitiendo por lo tanto un mantenimiento y reparación específicos, previsibles y rápidos.
De esta forma, se realiza una monitorización de forma remota satisfactoria del sistema de protección contra rayos y del estado estructural. Esto permite considerar un umbral de tolerancia más amplio en la calidad y el diseño. Por ejemplo, los componentes estructurales de PRFC pueden colocarse más cerca del extremo de la punta de la pala de turbina eólica, lo que puede llevar a un mayor rendimiento y a un menor tiempo y coste de fabricación.
Utilizando el sistema de monitorización según la invención, también es posible completar una inspección completa de una pala de turbina eólica producida y/o reparada antes de abandonar el sitio de producción y/o reparación, en particular una fábrica, de modo que se reduzcan los efectos debidos a errores de producción y/o reparación sobre el terreno. Cuando la pala de turbina eólica se instala en una turbina eólica, es posible rastrear de forma remota el comportamiento de la pala de turbina eólica, en particular detectar daños y/o el mantenimiento necesario, de forma que solo se requieran visitas a demanda a la turbina eólica. Si es necesaria una reparación y/o mantenimiento sobre el terreno, dada la localización exacta, el tipo y extensión del daño u otra condición, que se incluyen preferiblemente en la primera y segunda información de estado, el personal de servicio puede planificar de antemano, por ejemplo, qué herramientas y materiales utilizar así como la planificación y el transporte. Las tareas pueden completarse en menos tiempo. Esto es especialmente ventajoso con respecto a las turbinas eólicas de alta mar.
La invención permite tomar una acción proactiva o inmediata, en donde esta acción también puede automatizarse utilizando algoritmos de control. Es decir, el dispositivo de evaluación y/o un dispositivo de control que reciben y procesan adicionalmente la información de estado pueden configurarse para generar al menos una señal de control para la turbina eólica basándose en la información de estado. En particular, puede controlarse la turbina eólica para que se apague inmediatamente debido a un daño estructural producido por un impacto de rayo, y/o los umbrales pueden adaptarse si se produjo un daño menor.
En otras palabras y resumiendo, el dispositivo de evaluación puede adaptarse para determinar, como información de estado, la localización y/o al menos una propiedad de una discontinuidad, en particular una discontinuidad debida al daño, descrito por al menos un pulso recibido del patrón de recepción, y/o el dispositivo de evaluación y/o un dispositivo de control que recibe la información de estado puede configurarse para generar al menos una señal de control para la turbina eólica basándose en la información de estado, en particular para detener la turbina eólica si se detecta un daño que cumpla un criterio de criticidad y/o adaptar al menos un valor umbral, en particular definiendo un intervalo de velocidad del viento y/o un intervalo de valor de la turbulencia en el que pueda operarse la turbina eólica, basado en la segunda información de estado. En particular, cuando se generan señales de control basadas en la información de estado, puede evaluarse la localización y/o al menos una propiedad de la discontinuidad.
Como ya se ha indicado, la monitorización puede no solo tener que ver con posibles daños en el estado estructural y/o el sistema de protección contra rayos. Además, por ejemplo, las propiedades de envejecimiento y otras propiedades de vida útil de la pala de turbina eólica pueden determinarse evaluando la información de estado a lo largo de determinados intervalos de tiempo. Por ejemplo, basándose en las esfuerzos a las que está expuesto, es posible una estimación de la vida útil de la pala de turbina eólica, que luego permita la extensión de proyectos más allá de la vida útil estándar.
Si se utiliza el sistema de monitorización según la invención, pueden evitarse sensores de monitorización del estado estructural separados. Esto es ventajoso porque estos sensores frecuentemente necesitan electricidad/capacidad de comunicación y, por lo tanto, cableado, lo que también puede estar sujeto a descargas disruptivas de alta tensión. Dado que el sistema de monitorización es un sistema de monitorización híbrido se requieren menos electrónica y canales de comunicación, de forma que, por ejemplo, pueden instalarse otras tecnologías diversas en la pala de turbina eólica. Como se necesitan y se instalan menos sistemas de sensores, se reduce el coste de la pala de turbina eólica. Además, la pala de turbina eólica queda menos cargada, permitiendo un servicio y un mantenimiento más fáciles.
Como ya se ha indicado, en las realizaciones, al menos uno del al menos un primer terminal y al menos uno del al menos un segundo terminal pueden formar un terminal combinado de transmisión y recepción, de forma que pueda realizarse una reflectometría en el dominio temporal, en donde, en particular, el transmisor y el receptor asociados a un terminal combinado de transmisión y recepción pueden proporcionarse como un transceptor. Estos transceptores también pueden utilizarse, por supuesto, si van a obtenerse distintos patrones de recepción, de forma que un determinado terminal se utilice como primer terminal para un primer patrón de recepción y como segundo terminal para un segundo patrón de recepción. Por otra parte, puede medirse al menos un patrón de recepción utilizando un primer y un segundo terminal en distintas posiciones en la red de impedancia eléctrica, de forma que se realice una transmisometría en el dominio temporal. Por supuesto, también pueden combinarse TDR y la TDT, en particular utilizando pulsos eléctricos iguales o distintos.
En realizaciones preferidas, el conductor de bajada se conecta a tierra a través de una conexión de tierra en un terminal de raíz en la raíz de la pala de turbina eólica, en donde la conexión de tierra en la raíz de la pala y/o la conexión de tierra desde el cubo hasta la góndola comprende un explosor o un dispositivo de conmutación para desconectar galvánicamente el conductor de bajada de tierra mientras se mide un patrón de recepción. Dado que un dispositivo de conmutación tendría que soportar el impacto de un rayo, se prefiere el uso de un explosor más robusto. De esta forma, el conductor de bajada de la pala de turbina eólica no está conectado galvánicamente a tierra, de modo que puede evitarse la conexión a tierra de una gran parte del pulso eléctrico y se aumenta la resistencia de la señal medible. Sin embargo, en caso de impacto de un rayo, la corriente del rayo pasa por el explosor y se transporta a tierra.
De forma general, es ventajoso situar al menos un primer y/o un segundo terminal en un extremo del lado de la raíz del conductor de bajada. En particular, el terminal de raíz puede utilizarse como un primer y/o un segundo terminal del dispositivo de detección. De esta forma, al menos uno de los terminales ya está provisto y no se necesita ninguna instalación adicional con respecto a este al menos un terminal. Con respecto a la provisión del explosor, también puede proporcionarse entre el cubo y la raíz de la pala, en particular incluyendo el terminal de raíz como parte del explosor, de forma que el terminal de raíz puede utilizarse como se ha descrito anteriormente.
Hay que señalar en este punto que, en particular en el caso de un explosor común para conductores de bajada de múltiples palas en un cubo y/o entre el cubo y la góndola, las redes de múltiples palas de turbina eólica de una turbina eólica pueden conectarse a través de sus conductores de bajada. En tal configuración, puede llevarse a cabo un sistema de monitorización común para múltiples palas de turbina eólica y/o todas las palas de turbina eólica conectadas al cubo de una turbina eólica, en donde, en particular, el primer y/o segundo terminal también pueden posicionarse en el cubo y/o el pulso eléctrico puede desplazarse a través de múltiples redes.
Con respecto a la pala de turbina eólica, de forma general, en realizaciones preferidas, el primer y segundo terminal pueden estar situados en un borde del lado de la raíz de la pala de la red. De esta forma, los terminales pueden situarse cerca de la raíz de la pala, donde son más accesibles y no se requiere un cableado adicional a lo largo de la longitud de la pala de turbina eólica, lo que podría interactuar con otras partes conductoras de electricidad de la pala de turbina eólica y/o disminuir la calidad de las señales transportadas y/o interactuar con el sistema de protección contra rayos, en particular en el caso de un punto de impacto de rayos. Más bien al contrario, de forma ventajosa, solo requieren los cables y/o hilos cortos para transportar señales desde los terminales y/u otros componentes del dispositivo de detección, en particular una unidad de control del dispositivo de detección asociado
a los terminales, a componentes, en particular, del dispositivo de evaluación y/o componentes adicionales del dispositivo de detección, que pueden estar situado en el cubo o la góndola. En particular, el dispositivo de detección puede medir por tanto partes de la red cerca de, o en, la punta de la pala sin necesidad de acceder a la misma.
Preferiblemente, el dispositivo de detección puede comprender al menos una unidad de control, y/o estar completamente instalado en la pala de turbina eólica. Tal unidad de control, que puede entenderse como electrónica de medición, por ejemplo para procesar previamente el patrón de recepción, en particular digitalizarla, está situada preferiblemente cerca del segundo terminal donde va a medirse el patrón de recepción. En otras palabras, la conexión de la localización de la medición eléctrica al equipo del sensor, es decir, la unidad de control, debe ser pequeña para impedir/reducir la interferencia de las señales, la posibilidad de daños, el coste y los obstáculos de instalación. Por lo tanto, de forma general se prefiere situar el dispositivo de detección completo en la pala de turbina eólica, cerca de la localización de medición.
En una realización especialmente preferida, al menos un conector equipotencial de los múltiples conectores equipotenciales, que está situado en el lado de la raíz de la pala de turbina eólica, comprende un explosor, en donde en particular todos los conectores equipotenciales excepto el más cercano a la punta de la pala de turbina eólica comprenden un explosor. De esta forma si por ejemplo se proporcionan el primer y el segundo terminal en el extremo de la raíz del conductor de bajada y el componente estructural, respectivamente, puede evitarse que una gran parte de la señal del pulso eléctrico se pierda a lo largo de la forma más corta posible, es decir, a lo largo del conector equipotencial más cercano. En cambio, el pulso eléctrico (o más del pulso eléctrico) es forzado a desplazarse hacia la punta hasta que se alcance un conector equipotencial sin un explosor. Si únicamente el conector equipotencial más al extremo proporciona una conexión galvánica, una gran parte de la señal del pulso eléctrico se desplazará a la punta de la pala de turbina eólica, proporcionando amplitudes más altas de pulsos recibidos en el patrón de recepción con respecto a las discontinuidades en la punta. Por lo tanto, se proporciona también en el área de la punta de la pala una medición muy precisa. Proporcionar explosores en conectores equipotenciales, en particular los más cercanos a la raíz de la pala, es posible ya que las corrientes de rayos pueden atravesar fácilmente el hueco, en comparación con los pulsos eléctricos de baja tensión utilizados para la medición. Por otra parte, los conectores equipotenciales más cercanos a la punta de la pala se han identificado como los más relevantes para transportar la corriente del rayo, ya que los rayos, en la mayoría de los casos, impactan en el área de la punta de la pala de turbina eólica. Además se señala que proporcionar explosores en conectores equipotenciales más cerca de la raíz de la pala también simplifica la red eléctrica, reduciendo por tanto la complejidad del patrón de recepción y permitiendo una evaluación más fácil. En resumen, proporcionando explosores en conectores equipotenciales, la señal de retorno se reduce en complejidad y la pérdida de señal respecto a discontinuidades en la punta de la pala también se reduce.
Como ya se ha explicado brevemente, puede utilizarse un patrón de recepción que describe un estado de referencia de la red eléctrica, en particular un estado sin daños o efectos de envejecimiento, para identificar desviaciones de este estado de referencia. Puede obtenerse tal patrón de referencia por ejemplo, mediante al menos una medición de la red eléctrica en condiciones de medición predefinidas, en particular a una determinada temperatura y/o humedad del aire. Si bien también es posible que tal patrón de referencia se defina basándose en cálculos y/o simulaciones en la red de impedancia, se prefiere un patrón de referencia obtenido basándose en mediciones para considerar las desviaciones de fabricación. Sin embargo, propiedades eléctricas como la conductancia eléctrica dependen de la temperatura, de modo que las condiciones de medición al obtener un patrón de recepción pueden, en algunos casos, diferir de forma importante de las condiciones de medición predefinidas utilizadas al registrar el patrón de referencia. En términos más generales, las condiciones ambientales también pueden cambiar en el sitio de la turbina eólica entre mediciones cuyos patrones de recepción vayan a compararse, especialmente con respecto a la temperatura. De forma similar, también puede considerarse la dependencia de la humedad.
Por lo tanto, una realización ventajosa del sistema de monitorización según la invención comprende, además, al menos un sensor de temperatura, en particular proporcionado como parte del dispositivo de detección, en donde el dispositivo de evaluación y/o el dispositivo de detección están configurados para compensar los patrones de recepción y/o la información de estado para los efectos de la temperatura con referencia a una temperatura de referencia, en particular basándose en al menos una medición de referencia realizada a múltiples temperaturas de medición. Si se utiliza un patrón de referencia, el patrón de referencia puede haberse obtenido a la temperatura de referencia como parte de las condiciones de medición predefinidas. Al tener en cuenta la temperatura, puede aumentarse la precisión de la medición propuesta, mejorando así también la fiabilidad y precisión de la información de estado, en particular con respecto a la localización y/o el tipo y/o el grado del daño. En realizaciones concretas, el dispositivo de detección puede comprender el sensor de temperatura, de forma que, por ejemplo, la unidad de control del dispositivo de detección ya pueda compensar los efectos de la temperatura o proporcionar los datos de temperatura junto con el patrón de recepción. Sin embargo, de forma adicional o alternativa, puede utilizarse un sensor de temperatura separado, que, por ejemplo, puede situarse en cualquier otro sitio en la turbina eólica y/o la pala de turbina eólica, en donde el sensor de temperatura separado puede conectarse al dispositivo de evaluación y/o al dispositivo de detección para proporcionar datos de temperatura para la compensación de los efectos de la temperatura.
Además, cuando se utiliza un sensor de temperatura, sus datos de temperatura también pueden utilizarse a la hora de determinar o evaluar la información de estado. En particular, el dispositivo de evaluación puede configurarse para tener en cuenta los datos de temperatura del sensor de temperatura cuando se determina la información de estado. No solo la impedancia, a partir de la cual pueden determinarse os esfuerzos, depende de los efectos de la temperatura; también se ha demostrado que, por ejemplo, el crecimiento o, en general, la evolución temporal de
los daños depende de la temperatura, de forma que los datos de temperatura pueden ser también relevantes para la información de estado, no solo los patrones de recepción que describen las impedancias.
En realizaciones ventajosas, el sistema de monitorización puede comprender además al menos un sensor de impactos de rayos, que comprende en particular bobinas de Rogowski, en donde el dispositivo de evaluación está adaptado para utilizar también datos de sensor del sensor de impactos de rayos para determinar al menos la primera información de estado. Los sensores tradicionales de impactos de rayos, que frecuentemente se basan en bobinas de Rogowski, miden el número de accesorios pararrayos para la pala de turbina eólica y al menos uno de los parámetros de tal impacto de rayo, en particular la amplitud de la corriente del rayo. Pueden integrarse en el sistema de monitorización híbrido según la invención para proporcionar una base de datos más completa para proporcionar la información de estado, en particular la primera información de estado con respecto al sistema de protección contra rayos. De esta forma, el sistema de monitorización puede cubrir los accesorios pararrayos y los aspectos del estado del sistema. En realizaciones concretas, el dispositivo de evaluación puede, por ejemplo, utilizar información sobre cómo los impactos de rayos pueden influir o dañar componentes de la pala de turbina eólica para identificar y situar de forma más sólida las discontinuidades y/o asociar nuevas discontinuidades a accesorios pararrayos pasados. Cabe señalar que el sensor de impactos de rayos puede ser un dispositivo discreto con sus propios dispositivos de evaluación, comunicación y almacenamiento o utilizar dichos dispositivos del sistema de monitorización, y funcionar como parte íntegra del sistema de monitorización.
Con respecto a los accesorios pararrayos, en realizaciones preferidas, puede proporcionarse al menos un elemento de protección de sobretensiones por rayos y/o al menos un conector de retracción en uno o ambos primer y segundo terminal. De esta forma, el dispositivo de detección híbrido puede aislarse de los efectos de los impactos de rayos, en donde pueden emplearse dispositivos de protección de sobretensiones conocidos y/o interruptores, en particular conectores de retracción. Por ejemplo, pueden emplearse interruptores y fusibles de circuito por pérdida a tierra.
Dado que el patrón de recepción y la información de estado, en particular en el caso de muchas variaciones de discontinuidades/impedancia, pueden ser complejos y complicados de interpretar, también pueden emplearse aprendizaje computacional y/o inteligencia artificial respecto a la evaluación. En realizaciones preferidas, el dispositivo de evaluación puede configurarse para utilizar al menos un algoritmo de evaluación de inteligencia artificial entrenado para evaluar el al menos un patrón de recepción y/o la información de estado. Estos algoritmos de inteligencia artificial entrenados también pueden denominarse funciones entrenadas. En general, un algoritmo de inteligencia artificial entrenado imita las funciones cognitivas que los humanos asocian a otras mentes humanas. En particular, al entrenar basándose en datos de entrenamiento (aprendizaje computacional), la función entrenada, que es el algoritmo de inteligencia artificial entrenado, es capaz de adaptarse a nuevas circunstancias y detectar y extrapolar patrones.
En general, los parámetros de un algoritmo de inteligencia artificial entrenado pueden adaptarse por medio de entrenamiento. En particular, puede utilizarse entrenamiento supervisado, entrenamiento semisupervisado, entrenamiento no supervisado, aprendizaje de refuerzo y/o aprendizaje activo. Además, puede utilizarse el aprendizaje de representaciones (un término alternativo es “aprendizaje de características” ). En particular, los parámetros del algoritmo de evaluación de inteligencia artificial entrenado pueden adaptarse de forma iterativa mediante varias etapas de entrenamiento.
En particular, el algoritmo de evaluación de inteligencia artificial puede comprender una red neuronal, una máquina de vectores de soporte, un árbol de decisión y/o una red bayesiana, y/o el algoritmo de evaluación de inteligencia artificial entrenado puede basarse en el agrupamiento de k-medias, Q-learning, algoritmos genéticos y/o reglas de asociación. En particular, una red neuronal puede ser una red neuronal profunda, una red neuronal convolucional o una red neuronal profunda convolucional. Además, una red neuronal puede ser una red antagonista, una red antagonista profunda y/o una red generativa antagonista (GAN).
Los datos de entrenamiento para entrenar el algoritmo de evaluación de inteligencia artificial pueden comprender, por ejemplo, datos de medición para estados conocidos de palas de turbina eólica y/o datos de simulación, por ejemplo, a partir de una simulación de la red eléctrica de impedancias.
La invención también comprende una disposición de turbina eólica que comprende al menos una turbina eólica, en la que se instalan múltiples palas de turbina eólica y al menos un sistema de monitorización según la invención. La disposición de turbina eólica puede comprender, en particular, al menos una turbina eólica en la que se instalan los múltiples palas de turbina eólica. Un dispositivo de detección puede estar asociado a cada pala o a múltiples palas de una turbina eólica de forma que, por ejemplo, cada pala de turbina eólica comprenda al menos un par de primer y segundo terminal, que puede ejecutarse como un terminal combinado de transmisión y recepción. El dispositivo de evaluación puede evaluar los patrones de recepción de un único pala de turbina eólica, de todos las palas de turbina eólica de una turbina eólica determinada y/o incluso asociarse a todas las turbinas eólicas de un parque de turbinas eólicas, recibiendo y evaluando por tanto todos los patrones de recepción de todos las palas de turbina eólica de todas las turbinas eólicas de la disposición de turbinas eólicas de la invención. Como ya se ha explicado, al menos parte del dispositivo de evaluación y/o de un dispositivo de control al que se envía la información de estado puede estar situado lejos de la turbina eólica, por ejemplo en un centro de monitorización y/o mantenimiento para la al menos una turbina eólica, en particular múltiples turbinas eólicas y/o parques de turbinas eólicas. Tal centro de monitorización t puede estar situado en tierra, mientras que la al menos una turbina eólica puede ser una turbina eólica en alta mar.
Por supuesto, todas las características y observaciones con respecto al sistema de monitorización según la invención se aplican de forma análoga a la disposición de turbina eólica según la invención y viceversa, de forma que puedan obtenerse las mismas ventajas y otras adicionales.
En realizaciones concretas, un sistema de monitorización puede asociarse a cada combinación de primer y segundo terminal designados para medir un patrón de recepción, o a cada pala de turbina eólica individual, o a cada turbina eólica individual, o incluso a todas las turbinas eólicas. En realizaciones, al menos uno del al menos un sistema de monitorización puede instalarse parcialmente en el cubo y/o la góndola y/o la torre de al menos una de la al menos una turbina eólica. Como ya se ha explicado, la comunicación, por ejemplo entre dispositivos de detección y dispositivos de evaluación (u otros sistemas), puede basarse en tecnologías inalámbricas, eléctricas por cable, ópticas por cable y otras. En particular con respecto al dispositivo de evaluación, puede instalarse, al menos parcialmente, en un cubo y/o en una góndola o incluso en la torre de la turbina eólica, en particular si el dispositivo de evaluación está asociado a múltiples o a todas las palas de turbina eólica de la turbina eólica.
En un método para monitorizar al menos una pala de turbina eólica según la invención, se utiliza al menos un sistema de monitorización según la invención. Todas las observaciones y características con respecto al sistema de monitorización según la invención y la disposición de turbinas eólicas según la invención pueden aplicarse de forma análoga al método según la invención y viceversa.
En las realizaciones, puede realizarse una medición de patrones de recepción
• cada vez que un sensor de impactos de rayos de la turbina eólica detecte un impacto de rayo, y/o
• cada vez que se cumpla un criterio de medición que describa una condición de carga estructural y/o de mayor aerodinámica y/o no estándar de la pala de turbina eólica, y/o
• cada vez que se detecte un cambio en la producción de energía de la turbina eólica o de un parque de turbinas eólicas en el que esté instalada la turbina eólica (2), y/o
• de forma continua durante un período de tiempo definido, y/o
• de forma periódica.
Según la invención, existen diversas posibilidades con respecto a la frecuencia de monitorización/puntos temporales en los que se realiza la monitorización. Por ejemplo, un patrón de recepción puede medirse y evaluarse en una única instancia en el tiempo, en particular después de que un sensor de impactos de rayos haya detectado un punto de impacto de rayos o si se detecta otro evento, por ejemplo, una condición inesperada de la pala de turbina eólica, por ejemplo, con respecto a la distribución de carga. Pueden utilizarse diversos sensores para detectar tal evento. Por ejemplo, la turbina eólica/parque de turbinas eólicas puede tener distintos sensores que pueden proporcionar información sobre cambios en el viento y condiciones de carga estructural a las que están expuestas las palas de turbina eólica. De particular interés pueden ser eventos extremos, por ejemplo, fuertes ráfagas o vibraciones repentinas que son detectadas por los diversos sensores/sistemas en una turbina eólica. Si se detecta esta condición de carga estructural y/o de mayor aerodinámica, también puede iniciarse una medición a través del sistema de monitorización híbrido.
La monitorización también puede activarse mediante determinados cambios en la producción de energía. Para todos estos eventos, esto puede verse como una primera comprobación para decidir si la turbina eólica debe pararse para su protección y/o requiere mantenimiento/reparación. De forma adicional o alternativa, la monitorización puede realizarse de forma continua durante un período de tiempo. Por ejemplo, a medida que rota la pala de turbina eólica, los componentes estructurales, en particular explosores, y los conectores equipotenciales se someten a cargas/esfuerzos variables, que cambian su impedancia. Utilizando una monitorización continua, puede llevarse a cabo un análisis de estas cargas y de los efectos del sistema de protección contra rayos y del estado estructural de la pala de turbina eólica. Por último, de forma alternativa o adicional, la monitorización puede realizarse sobre puntos discretos o intervalos temporales durante un período de tiempo. Esto permite, por ejemplo, estudiar efectos a largo plazo tales como la fatiga y/o pronosticar la vida útil de la pala de turbina eólica. Otro ejemplo se refiere al análisis después de un fallo o reparación o mantenimiento realizado sobre el terreno, en donde el fallo o reparación/mantenimiento afectaría a las cargas aplicadas sobre los componentes estructurales, o viceversa. Por supuesto, también es posible definir determinados puntos temporales discretos para la medición.
De forma general, el sistema de monitorización y el método de la invención pueden aplicarse también al control de calidad y/ a las pruebas de palas de turbina eólica, estén o no instaladas.
Preferiblemente, en el método según la invención, una pala de turbina eólica que no esté instalada en una turbina eólica puede someterse a control de calidad y/o a pruebas, en donde al menos un primer o segundo terminal adicional, en particular en una parte de la punta de la pala de turbina eólica y/o en un receptor de rayos y/o en un extremo del lado del receptor de rayos del conductor de bajada, puede utilizarse para medir al menos un patrón de recepción. En otras palabras, el sistema de monitorización también puede utilizarse para el control/pruebas de calidad, en particular durante las pruebas de fatiga de las palas. En este sentido, existen nuevas opciones para la conexión entre el dispositivo de detección y la red eléctrica de la
pala de turbina eólica, es decir, pueden establecerse nuevas posiciones para terminales, ya que puede accederse al extremo lejano de la pala de turbina eólica, en particular al sistema de protección contra rayos y a la punta de la pala. Por ejemplo, pueden utilizarse como primer y/o segundo terminal.receptores de rayos, o una conexión directa pero temporal al conductor de bajada o al menos un conector equipotencial, en particular en la punta de la pala.
Cabe señalar en este punto que la información de estado, según la presente invención, también puede describir un estado actual de la pala de turbina eólica, en particular del al menos un componente estructural, del sistema de protección contra rayos y/o del conector equipotencial. Como ya se ha explicado anteriormente, diferentes esfuerzos, en particular en el al menos un componente estructural, pueden llevar a diferentes impedancias, de forma que los patrones de recepción que difieren de los patrones de referencia también pueden ser el resultado de una carga momentánea sobre la pala de turbina eólica. Esto es en particular ventajoso con respecto al análisis del comportamiento de las palas de turbina eólica sobre el terreno.
Con respecto al método de la presente invención y a la configuración del dispositivo de evaluación y/o de un dispositivo de control conectado, la información de estado, en particular después de la compensación de temperatura, puede evaluarse primero con respecto a posibles daños al, al menos, un componente estructural y/o al sistema de protección contra rayos. Sin embargo, si no se detecta ningún daño, la información de estado puede almacenarse en un medio de almacenamiento, en particular una memoria, en cualquier caso, en particular para un análisis posterior, en particular con respecto al comportamiento, procesos de envejecimiento y similares. Si se detecta un daño, pueden evaluarse la localización, el tipo y el grado del daño, que preferiblemente forman parte de la información de estado, para decidir si todavía es posible un funcionamiento seguro de la turbina eólica. Si no, puede generarse un código de error y puede detenerse el hardware de la turbina eólica mediante una señal de control correspondiente. En realizaciones preferidas, también puede realizarse una prueba sobre si la detección híbrida del dispositivo de detección es aún posible, dando lugar, opcionalmente, a una generación de un código de error si la detección híbrida ya no es posible. En cualquier caso, un daño detectado, en particular que lleve a una detención del funcionamiento de la turbina eólica, también puede llevar a una alarma en una estación de monitorización preferiblemente remota.
Sin embargo, si se detecta un daño en al menos un componente estructural y/o en el sistema de protección contra rayos que no justifique una parada del funcionamiento de la turbina eólica, puede comprobarse no obstante si debe activarse al menos un modo de funcionamiento seguro de la turbina eólica. En este modo de funcionamiento seguro, los valores umbrales con respecto al funcionamiento de la turbina eólica pueden ajustarse, por ejemplo, reduciendo las velocidades de viento permisibles y/o los valores de turbulencia. Otro resultado de un daño detectado y/u otros efectos detectados, en particular también cargas, puede ser un aumento en la frecuencia de monitorización. Por ejemplo, si se detectan esfuerzos más altos de lo esperado para el al menos un componente estructural, puede elegirse un modo de funcionamiento seguro y/o puede aumentarse la frecuencia de monitorización, es decir, pueden obtenerse patrones de recepción con mayor frecuencia. Por ejemplo, si la información de estado indica una tensión en el al menos un componente estructural que supere un valor umbral, esto también puede llevar a una mayor frecuencia de monitorización y/o ajuste de umbrales que definan el intervalo de funcionamiento de la turbina eólica, por ejemplo la activación de un modo de funcionamiento seguro.
Cabe señalar que también pueden emplearse algoritmos de valoración de inteligencia artificial entrenados cuando se evalúe la información de estado, por ejemplo, con respecto a daños y/o criterios de modos seguro. En estos contextos, deben considerarse diversas condiciones de diseño, de fabricación y/o condiciones operativas. Las condiciones operativas pueden incluir daños e historial de reparaciones además de las condiciones ambientales. Además, puede emplearse inteligencia artificial cuando se intente obtener la causa del daño a la pala de turbina eólica.
Otros objetivos y características de la presente invención se entenderán a partir de la siguiente descripción detallada considerada en relación con los dibujos adjuntos. Los dibujos, sin embargo, son únicamente bocetos del principio diseñados únicamente a título ilustrativo, y no limitan la invención. Los dibujos muestran:
Fig. 1 una disposición de la turbina eólica según la invención,
Fig. 2 un dibujo funcional de un sistema de monitorización según la invención,
Fig. 3 una vista esquemática en sección transversal de una pala de turbina eólica,
Fig. 4 una configuración alternativa de una pala de turbina eólica,
Fig. 5 un diagrama de flujo de un método según la invención, y
Fig. 6 una configuración de prueba para una pala de turbina eólica no instalado.
La Fig. 1 muestra un dibujo del principio de una disposición 1 de turbina eólica según la presente invención. La disposición 1 de turbina eólica comprende al menos una turbina eólica 2, en este caso al menos una turbina eólica en alta mar, que puede, por ejemplo, formar parte de un parque de turbinas eólicas. La turbina eólica 2 comprende, como es bien sabido, una torre 3, una góndola 4, un cubo 5 y palas 6 de turbina eólica, en este caso tres palas 6
de turbina eólica unidas al cubo 5 de forma que pueda generarse energía eléctrica a partir de la rotación de la disposición de las palas 6 de turbina eólica y el cubo 5 en la góndola 4.
Como únicamente se indica en la Fig. 1, cada pala comprende al menos un componente estructural 7 conductor de electricidad, en este caso tapas de largueros, que comprenden PRFC y/u otro compuesto conductor de electricidad como material. En cada pala 6 de turbina eólica, se instala además un sistema 8 de protección contra rayos. Un conductor de bajada del sistema 8 de protección contra rayos y el al menos un componente estructural 7 están conectados de una forma conductora de electricidad mediante conectores equipotenciales (conexiones equipotenciales), formando una red de impedancias eléctricas. Esta red de impedancias eléctricas se utiliza para establecer un sistema de monitorización híbrido capaz de monitorizar el estado estructural del al menos un componente estructural 7 y el sistema 8 de protección contra rayos. El sistema de monitorización comprende un dispositivo 9 de detección, en este caso instalado en las palas 6 de turbina eólica, y un dispositivo 10 de evaluación, que, en este caso, está instalado parcialmente en la turbina eólica 2, por ejemplo en la góndola 4 o el cubo 5, y está situado parcialmente de forma remota en un centro 11 de monitorización, en donde se establece un enlace 12 de comunicación entre las diferentes partes del dispositivo de evaluación, que es, al menos parcialmente, inalámbrico. El enlace 12 de comunicación también es utilizado por un equipo de control de la turbina eólica 2.
En el centro 11 de monitorización, el dispositivo 10 de evaluación puede conectarse a una estación 13 de monitorización, donde, por ejemplo, se pueden producir alarmas, advertencias y otras notificaciones.
La Fig. 2 ilustra la estructura funcional del sistema 14 de monitorización. El dispositivo 9 de detección comprende al menos un primer terminal 15 y al menos un segundo terminal 16. El primer terminal 15 está conectado a un transmisor 17, de forma que pueda emitirse (enviarse) un pulso eléctrico 18 a la red eléctrica 19 de la pala 6 de turbina eólica, que aquí solo se indica esquemáticamente. Como se conoce principalmente por otras aplicaciones en el estado de la técnica, el pulso eléctrico se refleja, al menos parcialmente, y se transmite, al menos parcialmente, por discontinuidades, en particular variaciones de impedancia, en la red 19, a la que también se conecta el segundo terminal 16, de forma que un patrón 20 de recepción es recibido por un receptor 21 conectado al segundo terminal 16 como respuesta a la transmisión del pulso eléctrico 18. Por supuesto, pueden realizarse distintas mediciones utilizando diferentes primeros y/o segundos terminales 15, 16 y/o utilizando terminales 22 como primeros terminales 15 así como segundos terminales 16. Es decir, el primer y segundo terminal 15, 16 pueden integrarse en un terminal 22 combinado de transmisión y recepción, y el transmisor 17 y el receptor 21 pueden integrarse en un transceptor 23.
En dos configuraciones posibles, el pulso eléctrico 18 puede enviarse desde un terminal 22 combinado de transmisión y recepción como primer terminal 15 y su patrón 20 de recepción puede ser recibido por el mismo terminal 22 combinado de transmisión y recepción como segundo terminal 16, o pueden utilizarse el primer y segundo terminal 15, 16 separados, es decir, conectados en distintas posiciones a la red 19. Pueden emplearse la reflectometría en el dominio temporal (TDR) y la transmisometría en el dominio temporal (TDT), en donde la TDR se enfoca en las señales reflejadas, mientras que la TDT se enfoca en señales transmitidas, como se ha explicado anteriormente.
El dispositivo 9 de detección comprende además una unidad 24 de control que, en realizaciones, ya puede comprender una parte del dispositivo 10 de evaluación. La unidad 24 de control, que también puede denominarse electrónica de medición o módulo de instrumentación, puede preprocesar los patrones 20 de recepción recibidos, en particular digitalizarlos y/o evaluar parcialmente los patrones 20 de recepción. Estos procesos pueden comprender, por ejemplo, acondicionamiento o filtrado de señales, conversión analógica-digital, y similares. Por supuesto, la unidad 24 de control también está adaptada preferiblemente para controlar la generación de señales del transmisor 17 para enviar el pulso eléctrico 18 a la red 19. En resumen, la unidad 24 de control controla el funcionamiento de medición del dispositivo de detección y proporciona, en particular, patrones 20 de recepción preprocesados al dispositivo 10 de evaluación.
Como se muestra, el dispositivo 9 de detección puede comprender también un sensor 25 de temperatura para obtener información sobre las condiciones de medición actuales. Estos datos de temperatura pueden utilizarse para compensar el patrón de recepción con respecto a los efectos de la temperatura, en particular impedancias dependientes de la temperatura de componentes de la red 19. Estos datos de temperatura pueden recibirse también desde un sensor 25' de temperatura externo, como se muestra, conectado a un equipo 26 de control de turbina eólica. Los datos de temperatura del sensor 25, 25' de temperatura también pueden utilizarse en etapas posteriores de la evaluación, por ejemplo, con respecto al crecimiento de daños detectados.
Con respecto a la unidad 24 de control, cabe señalar que si se utiliza un patrón de referencia, la comparación con el patrón de referencia, en particular calculando la diferencia entre un patrón 20 de recepción y el patrón de referencia, ya puede realizarse en la unidad 24 de control, pero también en componentes del dispositivo 10 de evaluación externos al dispositivo 9 de detección. Este patrón de referencia puede obtenerse por anticipado para una red 19 intacta nueva y/o describir un estado ideal de la red 19. El patrón de referencia puede referirse a una temperatura de referencia determinada que también se utiliza como temperatura de referencia para la compensación de temperatura. Por supuesto, estas observaciones también proceden si la comparación con el patrón de referencia se hace fuera del dispositivo 9 de detección.
La comunicación entre el dispositivo 9 de detección y el dispositivo 10 de evaluación puede ser a través del equipo 26 de control de turbina eólica o saltándose el equipo 26 de control de turbina eólica. En términos generales, la comunicación puede basarse en tecnologías inalámbricas, eléctricas por cable y/u ópticas por cable.
Cabe señalar que el primer y segundo terminal 15, 16 están situados preferiblemente en un lado de la raíz de la pala de la red 19 de la pala 6 de turbina eólica. Preferiblemente, el transmisor 21, el receptor 17 y, en particular, también la unidad 24 de control están situados cerca del al menos segundo terminal 16, de forma que las conexiones eléctricas sean cortas para evitar y/o reducir la interferencia y/o el deterioro de las señales enviadas y recibidas desde la red 19. De forma adicional, se reducen la posibilidad de daños, el coste y los obstáculos de instalación.
Para aislar el dispositivo 9 de detección de la red 19 en el caso de un impacto de rayo/punto de impacto de rayos, pueden emplearse dispositivos de protección contra sobretensiones y/o interruptores, en particular conectores de retracción, que no se muestran por simplicidad en la Fig. 2.
En esta realización, cada pala 6 de turbina eólica comprende su propio dispositivo 9 de detección que está completamente instalado en la pala 6 de turbina eólica respectiva. Sin embargo, también es posible tener un dispositivo de detección asociado a todas las palas 6 de una turbina eólica 2 y/o partes del dispositivo 9 de detección instaladas en el cubo 5 o la góndola 4, que, sin embargo, es de menor preferencia.
En la realización descrita, el dispositivo 10 de evaluación comprende una unidad 27 de evaluación para evaluar los patrones 20 de recepción para obtener una primera información de estado con respecto al sistema 8 de protección contra rayos y una segunda información de estado con respecto al estado estructural del componente estructural 7 que, combinadas se citan como información de estado.
La información de estado puede describir la localización y al menos una propiedad de una discontinuidad, en particular una discontinuidad modificada y/o adicional a discontinuidades en el patrón de referencia. Evaluando el tiempo de desplazamiento de un pulso recibido del patrón 20 de recepción, puede determinarse la localización, mientras que de la forma del pulso de los pulsos recibidos, en particular la amplitud, pueden obtenerse las propiedades de las discontinuidades, es decir, en particular las variaciones de impedancia.
Por ejemplo, para una discontinuidad que describa un daño, el tipo y extensión del daño pueden obtenerse como parte de la información de estado. De este modo, se conocen la localización, el tipo y el extensión del daño, de forma que la reparación y/o el mantenimiento puedan planificarse mejor y llevarse a cabo de forma eficiente.
Por otro lado, la información de estado también puede describir un estado actual de la pala 6 de turbina eólica, ya que se ha demostrado que distintos esfuerzos en componentes de PRFC dan lugar a distintas impedancias, de forma que, por ejemplo, la carga en la pala 6 de turbina eólica puede estimarse a partir de esta información. En este sentido, la información de estado del sistema 14 de monitorización también puede utilizarse para monitorizar el comportamiento y/o el envejecimiento de la pala 6 de turbina eólica, de modo que, por ejemplo, pueda estimarse la vida útil. Sin embargo, esta información de estado que, para cada medición, se almacena en un medio 28 de almacenamiento, en particular una memoria, del dispositivo 10 de evaluación, también puede reutilizarse en el diseño y desarrollo de forma que puedan mejorarse las propiedades de futuras palas 6 de turbina eólica.
El dispositivo 10 de evaluación también puede comprender una unidad 29 de comando, que también puede incorporarse externamente a un dispositivo de control dedicado. La unidad 29 de comando evalúa/valora la información de estado con respecto a medidas a tomar, ya sea la generación de señales de control para la turbina eólica 2 o la producción de alarmas/la generación de códigos de error. Por ejemplo, si la información de estado describe daños que cumplan un criterio de criticidad, indicando que un funcionamiento posterior de la turbina eólica 2 sería demasiado arriesgado, el funcionamiento de la turbina eólica 2 puede detenerse generando las señales de control correspondientes, en particular al equipo 26 de control de turbina eólica. Si el daño es menos grave, por ejemplo cumpliendo un criterio de modo seguro, la turbina eólica 2 puede conmutarse para funcionar en al menos un modo de funcionamiento seguro correspondiente, en el que, por ejemplo, se reduzca un intervalo de velocidades de viento en el que se permita la rotación de las palas 6, y/o se reduzca un intervalo de valores de turbulencia, en donde el valor de turbulencia describe la resistencia de las turbulencias del viento. De esta forma, pueden reducirse las fuerzas que actúan sobre las palas 6 de turbina eólica en funcionamiento.
También es posible evaluar la información de estado mediante un criterio de aumento de frecuencia, en donde, si se cumple, puede aumentarse la frecuencia de monitorización. Sin embargo, el aumento de la frecuencia de monitorización puede incluirse también en un modo de funcionamiento seguro.
Cabe señalar en este punto que preferiblemente, para cada medición de monitorización, pueden obtenerse al menos dos patrones 20 de recepción utilizando diferentes primeros y/o segundos terminales, de forma que pueda obtenerse una evaluación más robusta. De forma adicional o alternativa, los patrones de recepción pueden obtenerse en distintos puntos temporales y, en particular, evaluarse juntos. Estos diferentes puntos temporales pueden corresponder a diferentes posiciones de rotación de la pala 6 de turbina eólica. Además, es posible utilizar diferentes pulsos eléctricos, en particular elegir características del pulso, en particular la forma del pulso, para lograr un determinado objetivo de medición, por ejemplo un examen más detallado de una discontinuidad o degradación detectada en un primer patrón de medición. En el proceso
de evaluación dentro del dispositivo 10 de evaluación, también puede emplearse inteligencia artificial y aprendizaje computacional. En particular, puede utilizarse un algoritmo 30 de evaluación entrenado de inteligencia artificial para evaluar los patrones 20 de recepción frecuentemente complejos. De forma adicional, pueden utilizarse algoritmos de valoración entrenados de inteligencia artificial con respecto a la valoración de daños y/o la valoración de la seguridad operativa.
La Fig. 3 muestra una vista esquemática en sección transversal de una de las palas 6 de turbina eólica. La línea discontinua 41 indica la geometría de la pala. Como puede observarse, el sistema 8 de protección contra rayos comprende un conductor 31 de bajada que está conectado a los receptores 32 de rayos (terminaciones de aire) en la superficie de la pala 6 de turbina eólica. En la realización mostrada en la Fig. 3, los receptores 32 de rayos están situados en la punta 33 de la pala 6 de turbina eólica. Se guía el conductor 31 de bajada en todo el recorrido hasta la raíz 34 de la pala 6, donde puede conectarse a tierra a través de un terminal 35 de raíz. En este caso, además del terminal 35 de raíz o como parte del mismo, la conexión a tierra en la raíz 34 de la pala también comprende un explosor 36, de forma que la red 19 de impedancias eléctricas, formada por el conductor 31 de bajada, el al menos un componente estructural 7 y los conectores equipotenciales 37 no están conectados galvánicamente a tierra. Esto impide que grandes partes del pulso eléctrico 18 se transporten simplemente a tierra. Dicho explosor 36 también puede proporcionarse en el cubo 5 o en el lado del cubo del terminal 35 de raíz en la pala, de forma que el terminal 35 de raíz pueda utilizarse directamente como terminal 22, o en la conexión de tierra del cubo 5 a la góndola 4, por ejemplo para todos las palas 6 de turbina eólica.
En la realización de la Fig. 3, se utilizan tres terminales 22 combinados de transmisión y recepción en el lado de la red 19 orientados hacia la raíz 34 de la pala, pudiendo utilizarse cada uno de ellos como un primer terminal 15 y/o un segundo terminal 16. Estos terminales 22 están todos conectados a los otros componentes del dispositivo 9 de detección, que solo se indica esquemáticamente en la Fig. 3. Dos de estos terminales 22 están situados en el extremo del lado de la raíz del al menos un componente estructural 7, uno de estos terminales 22 está posicionado en el terminal 35 de raíz del conductor 31 de bajada en el lado de la red del explosor 36. Para registrar los patrones de recepción, cada uno de estos terminales 22 puede utilizarse en forma de reflectometría en el dominio temporal o en forma de transmisometría en el dominio temporal, de forma que, por ejemplo, el pulso eléctrico 18 puede utilizar uno de los terminales 22 exteriores en el extremo del lado de la raíz del componente estructural 7 a enviar a la red 19, y el terminal 22 del conductor 31 de bajada puede utilizarse como segundo terminal 16. O bien, por ejemplo, ambos terminales 22 asociados al componente estructural 7 pueden utilizarse como primeros terminales 15 y los patrones 20 de recepción pueden recibirse en el terminal 22 asociado al conductor 31 de bajada.
Por supuesto, la Fig. 3 es únicamente ilustrativa y pueden utilizarse terminales posicionados de forma distinta así como otras estructuras de la red 19, utilizando por ejemplo más o menos de tres conectores equipotenciales 37.
La Fig. 4 muestra una segunda realización concreta preferida de una pala 6 de turbina eólica. A diferencia de la realización de la Fig. 3, los dos conectores equipotenciales 37a que están más cerca de la raíz 34 de la pala comprenden explosores 38, mientras que el conector equipotencial 37b más cercano a la punta 33 de la pala no comprende estos explosores 38. De esta forma, el pulso eléctrico 18 es forzado a desplazarse por todo el recorrido a través del componente estructural 7 o del conductor 31 de bajada hasta la punta 33 de la pala, simplificando de esta forma el patrón 20 de recepción y proporcionando una alta resistencia de la señal para los pulsos de la punta 33 de la pala recibidos. Por lo tanto, puede hacerse una medición más robusta y precisa.
La Fig. 5 es un diagrama de flujo que ilustra una realización de un método según la invención. En un etapa S1, se realiza la medición de al menos un patrón 20 de recepción y la primera y segunda información de estado correspondiente se determinan mediante la evaluación de los patrones de recepción, como ya se ha descrito anteriormente. Opcionalmente, como también se ha explicado anteriormente, puede realizarse la compensación de temperatura, como se indica en la etapa S2. Los datos de temperatura también pueden tenerse en cuenta más adelante, cuando se evalúa la propia información de estado.
En una etapa S3, se comprueba si la información de estado indica que se han producido daños. Si no se ha producido ningún daño, la información de estado se almacena en la memoria 28 en una etapa S4. Sin embargo, si se han producido daños, en una etapa S5 se comprueba si la información de estado concerniente al daño, es decir, en particular, la localización, tipo y extensión del daño, cumplen un criterio de criticidad, que indique que el funcionamiento seguro de la turbina eólica 2 ya no es posible. El criterio de criticidad puede tener en cuenta, por supuesto, otros daños y/o reparaciones detectados. Puede emplearse inteligencia artificial.
Si en la etapa S5 se decide que ya no es posible el funcionamiento seguro de la turbina eólica 2, en una etapa S6 se genera un código de error correspondiente y se genera una señal de control al equipo 26 de control de turbina eólica para detener el funcionamiento de la turbina eólica 2. De forma adicional, en una etapa S7 se produce una alarma en la estación 13 de monitorización.
Si en la etapa S5 se ha decidido que sea seguro continuar funcionando con la turbina eólica 2, en una etapa S8 puede evaluarse un criterio de modo seguro que evalúe la información de estado. Si se cumple el criterio de modo seguro, se indica que el daño a la turbina eólica 2, aunque no prohíba que siga funcionando, debe llevar a hacer funcionar la turbina eólica 2 en un modo de funcionamiento seguro de forma que se ejerzan menos fuerzas y esfuerzos sobre las palas 6 de turbina eólica. Por lo tanto, si se cumple el criterio de modo seguro, en una etapa S9, se generan señales
de control para que el equipo de control de turbina eólica 26 pase al modo de funcionamiento seguro, en donde, por ejemplo, se reduce un intervalo de funcionamiento con respecto a velocidades de viento y/o valores de turbulencia. Se genera nuevamente un código de error y se produce una alarma en la etapa S7, después de lo cual la información se almacena en el medio 28 de almacenamiento en la etapa S4. Cabe señalar que es posible utilizar múltiples criterios de modo seguro, cada uno teniendo asociado a ellos un modo de funcionamiento seguro determinado.
En una etapa S10 general se comprueba si todavía es posible la detección híbrida por medio del dispositivo 9 de detección, es decir, los daños no lo afectan y no hay fallos en los componentes correspondientes del dispositivo 9 de detección. Si ya no es posible una detección híbrida, se generan nuevamente un código de error y una alarma en la etapa 511. Sin embargo, si todavía es posible la detección híbrida, en un etapa S12 se comprueba si la información de estado cumple un criterio de aumento de frecuencia, en donde, si se cumple el criterio de aumento de frecuencia, la medición de los patrones 20 de recepción se hace a una frecuencia de medición más alta en la etapa S13 mediante el dispositivo 9 de detección. Esto puede ser adecuado si, por ejemplo, va a observarse la evolución de una discontinuidad y/o se han detectado grandes esfuerzos en la pala 6 de turbina eólica que puedan ser críticos si están presentes durante un tiempo más largo.
Con respecto a la frecuencia de monitorización/frecuencia de medición, independientemente de la realización concreta de la Fig. 5, cabe señalar que son posibles varios enfoques, que también pueden utilizarse en combinación. Por ejemplo, las mediciones de al menos un patrón 20 de recepción pueden realizarse periódicamente para estudiar efectos a largo plazo tales como la fatiga y/o la previsión de vida útil de la pala 6 de turbina eólica. En un ejemplo adicional, las mediciones pueden tomarse de forma continua durante un período de tiempo definido, por ejemplo para monitorizar cargas variables a las que la pala 6 de turbina eólica está sometida a medida que la pala 6 de turbina eólica gira. De esta forma puede hacerse un análisis de estas cargas y de su efecto sobre el sistema 8 de protección contra rayos y sobre el estado estructural.
En un tercer ejemplo, la medición puede ser activada por al menos un evento. Este evento puede ser un impacto de rayo (punto de impacto de rayos) que puede ser detectado por al menos un sensor 39 de impactos de rayos (véase la Fig. 1). Este sensor 39 de impactos de rayos puede comprender, por ejemplo, al menos una bobina de Rogowski, puede tener su propio dispositivo de evaluación o utilizar el dispositivo 10 de evaluación del sistema 14 de monitorización, y puede proporcionar información sobre el número de puntos de impacto de rayos a la pala 6 de turbina eólica y sus parámetros, en particular con respecto a la corriente del rayo. El sensor 39 de impactos de rayos también puede posicionarse y/o configurarse para detectar también impactos de rayos en el componente estructural 7.
Se observa que tales datos del sensor de impactos de rayos también pueden tenerse en cuenta, de forma ventajosa, cuando se evalúa el al menos un patrón de recepción 20 (etapa S1) o cualquiera de los criterios, ya que esta información adicional hace que la evaluación sea más precisa, fiable y robusta. Por ejemplo, un daño recién detectado puede estar directamente relacionado con un punto de impacto de rayos previo, que puede analizarse con respecto a la corriente de los rayos y al receptor 32 del rayo al que se enlaza el rayo.
Por último, cabe señalar que el sistema 14 de monitorización también puede aplicarse a palas 6 de turbina eólica no instaladas en una turbina eólica, es decir, en el suelo. El proceso de monitorización puede servir entonces para pruebas y/o control de calidad, por ejemplo al final de la producción y/o después de que se haya realizado la reparación y/o el mantenimiento en la pala 6 de turbina eólica. Dado que, en este caso, la pala 6 de turbina eólica no está instalado en la turbina eólica 2, se pueden emplear primeros y/o segundos terminales 15, 16, 22 adicionales y/o combinados en la punta 33 de la pala, como se indica en la vista esquemática de la Fig. 6.
Como se indica, el dispositivo 9 de detección no solo utiliza el terminal 22 como se ha descrito anteriormente en la raíz 34 de la pala, sino al menos un terminal 40 adicional en uno de los receptores 32 de rayos para obtener patrones 20 de recepción adicionales, proporcionando información adicional, en particular información muy precisa del área de la punta 33 de la pala. El terminal 40 puede utilizarse como un primer terminal 15 y/o un segundo terminal 16 y, en particular, puede ser un terminal 22 combinado de transmisión y recepción.
Aunque la presente invención se ha descrito en detalle con referencia a la realización preferida, la presente invención no está limitada por los ejemplos descritos a partir de los cuales el experto puede deducir otras variaciones sin abandonar el ámbito de la invención.
Claims (15)
1. Sistema (14) de monitorización para al menos una pala (6) de turbina eólica de una turbina eólica (2), en donde la pala (6) de turbina eólica comprende al menos un componente estructural (7) conductor o semiconductor de electricidad, en particular al menos un componente estructural (7) que comprende un polímero reforzado con fibra de carbono, y un sistema (8) de protección contra rayos que tiene un conductor (31) de bajada conectado eléctricamente al menos a un receptor (32) de rayos, en donde el conductor (31) de bajada está conectado eléctricamente al menos a un componente estructural (7) por al menos un conector equipotencial (37, 37a, 37b), de modo que, en la pala (6) de turbina eólica, se forma una red (19) de impedancias eléctricas que comprenden al menos un componente estructural (7), el al menos un conector equipotencial (37, 37a, 37b) y el conductor (31) de bajada,
caracterizado por que el sistema (14) de monitorización híbrido comprende, para monitorizar de forma remota el sistema (8) de protección contra rayos y el estado estructural del al menos un componente estructural (7),
-un dispositivo (9) de detección para la red (19), que comprende al menos un transmisor (17) para emitir un pulso eléctrico (18) en la red (19) a través de al menos un primer terminal (15) y al menos un receptor (21) para recibir al menos un patrón (20) de recepción del pulso eléctrico (18) desde la red (19) a través de al menos un segundo terminal (16), y
-un dispositivo (10) de evaluación para evaluar el al menos un patrón (20) de recepción, en particular con respecto al tiempo de desplazamiento y/o la forma del pulso de pulsos recibidos en el patrón (20) de recepción y/o por comparación con al menos un patrón de referencia, para determinar una primera información de estado con respecto al sistema (8) de protección contra rayos, en particular el al menos un conector equipotencial (37, 37a, 37b), y una segunda información de estado con respecto al, al menos, un componente estructural (7).
2. Sistema (14) de monitorización según la reivindicación 1, caracterizado por que el al menos un componente estructural (7) se elige del grupo que comprende una viga y/o tapa de larguero, y/o el dispositivo (10) de evaluación está situado, al menos parcialmente, fuera de la pala (6) de turbina eólica, en particular externo a la turbina eólica (2), y conectado al dispositivo (9) de detección y/o a la parte restante del dispositivo (10) de evaluación mediante un enlace (12) de comunicación, en particular inalámbrico.
3. Sistema (14) de monitorización según la reivindicación 1 o 2, caracterizado por que el dispositivo (10) de evaluación está adaptado para determinar, como información de estado, la localización y/o al menos una propiedad de una discontinuidad, en particular una discontinuidad debida a daño y/o degradación, descrita por al menos un pulso recibido del patrón (20) de recepción, y/o por que el dispositivo (10) de evaluación y/o un dispositivo de control que recibe la información de estado está configurado para generar al menos una señal de control para la turbina eólica (2) basándose en la información de estado, en particular, parando la turbina eólica (2) si se detectan daños que cumplen un criterio de criticidad.
4. Sistema (14) de monitorización según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que el conductor (31) de bajada está conectado a tierra a través de una conexión a tierra en un terminal (35) de raíz en la raíz (34) de la pala (6), en donde la conexión a tierra en la raíz (34) de la pala y/o la conexión a tierra del cubo (5) a la góndola (4) comprende un explosor (36) o un dispositivo de conmutación para desconectar galvánicamente el conductor (31) de bajada de tierra mientras se mide un patrón (20) de recepción, y/o por que al menos un segundo terminal (16) está situado en un extremo del lado de raíz del conductor (31) de bajada.
5. Sistema (14) de monitorización según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que el primer y segundo terminales (15, 16, 22) están situados en un borde del lado de la raíz de la pala de la red (19) y/o el dispositivo (9) de detección comprende al menos una unidad (24) de control y/o el dispositivo (9) de detección está completamente instalado en la pala (6) de turbina eólica.
6. Sistema (14) de monitorización según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que al menos un conector equipotencial (37, 37a, 37b) de los múltiples conectores equipotenciales (37, 37a, 37b), situado en el lado de la raíz de la pala (6) de turbina eólica, comprende un explosor (38), en donde, en particular, todos los conectores equipotenciales (37, 37a, 37b) excepto el más cercano a la punta (33) de la pala (6) de turbina eólica, comprenden un explosor (38).
7. Sistema (14) de monitorización según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que comprende además al menos un sensor (25, 25') de temperatura, en particular proporcionado como una parte del dispositivo (9) de detección, en donde el dispositivo (10) de evaluación y/o el dispositivo (9) de detección están configurados para compensar los patrones (20) de recepción respecto a los efectos de la temperatura con referencia a una temperatura de referencia, en particular basándose en al menos una medición de referencia realizada a múltiples temperaturas de medición, y/o el dispositivo (10) de evaluación está configurado para tener en cuenta datos de temperatura del sensor (25, 25') de temperatura cuando determina la información sobre el estado, en particular con respecto al crecimiento de daños detectados.
8. Sistema (14) de monitorización según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que comprende además al menos un sensor (39) de impactos de rayos, en particular comprende bobinas de Rogowski, en donde el dispositivo (10) de evaluación está adaptado para utilizar también datos de sensor del sensor (39) de impactos de rayos para determinar al menos la primera información de estado.
9. Sistema (14) de monitorización según una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que se proporciona al menos un elemento de protección contra descargas de rayos y/o al menos un conector de retracción en uno o ambos primer y segundo terminales (15, 16, 22).
10. Disposición (1) de turbina eólica que comprende al menos una turbina eólica (2), en la que se instalan múltiples palas (6) de turbina eólica, y al menos un sistema (14) de monitorización según una de las reivindicaciones anteriores.
11. Disposición (1) de turbina eólica según la reivindicación 10, caracterizada por que un sistema de monitorización (14) está asociado a cada combinación de primer y segundo terminales (15, 16, 22) designado para medir un patrón (20) de recepción o con cada una de las palas (6) de turbina eólica o con cada una de las turbinas eólicas (2).
12. Disposición (1) de turbina eólica según la reivindicación 10 u 11, caracterizada por que al menos uno del al menos un sistema (14) de monitorización está instalado parcialmente en el cubo (5) y/o la góndola (4) y/o la torre (3) de al menos una de las al menos una turbina eólica (2).
13. Método para monitorizar al menos una pala (6) de turbina eólica utilizando un sistema (14) de monitorización según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9.
14. Método según la reivindicación 13, caracterizado por que se lleva a cabo una medición de los patrones (20) de recepción
-cada vez que un sensor (39) de impactos de rayos de la turbina eólica (2) detecte un impacto de rayo, y/o
-cada vez que se cumpla un criterio de medición que describa una condición de carga estructural y/o muy aerodinámica y/o no estándar de la pala (6) de turbina eólica, y/o
-cada vez que se detecte un cambio en la producción de energía de la turbina eólica (2) o de un parque de turbinas eólicas en el que esté instalada la turbina eólica (2), y/o
-de forma continua durante un período de tiempo definido, y/o
-de forma periódica.
15. Método según la reivindicación 13, caracterizado por que se somete a pruebas y/o a control de calidad a una pala (6) de turbina eólica que no esté instalada en una turbina eólica (2), en donde se utiliza al menos un primer o segundo terminal (40) adicional, en particular en una parte (33) de punta de la pala (6) de turbina eólica y/o en un receptor (32) de rayos y/o en un extremo del lado del receptor de rayos del conductor (31) de bajada, para medir al menos un patrón (20) de recepción.
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