WO2017064339A1 - Calibración de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica - Google Patents

Calibración de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica Download PDF

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WO2017064339A1
WO2017064339A1 PCT/ES2015/070754 ES2015070754W WO2017064339A1 WO 2017064339 A1 WO2017064339 A1 WO 2017064339A1 ES 2015070754 W ES2015070754 W ES 2015070754W WO 2017064339 A1 WO2017064339 A1 WO 2017064339A1
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WO
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heliostat
reflective surface
region
dimensional coordinates
pixels
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PCT/ES2015/070754
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English (en)
French (fr)
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Pablo CLIMENT SÁNCHEZ
Markus SCHRAMM
Irene OÑA ESCATLLAR
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Abengoa Solar New Technologies
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Publication date
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S50/00—Arrangements for controlling solar heat collectors
    • F24S50/20—Arrangements for controlling solar heat collectors for tracking
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S50/00—Arrangements for controlling solar heat collectors
    • F24S50/20—Arrangements for controlling solar heat collectors for tracking
    • F24S2050/25—Calibration means; Methods for initial positioning of solar concentrators or solar receivers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y02E10/47—Mountings or tracking

Definitions

  • the present invention relates to the calibration of heliostats of a thermoelectric solar power plant with a central receiver in a tower and more specifically to procedures, systems and software products for the calibration of heliostats of the heliostat field of said power plant solar thermal tower with a central receiver.
  • the tower thermoelectric solar power plants with a central receiver comprising a heliostat field where at least one heliostat (structure formed by a reflective surface to follow the position of the sun on two axes: elevation and azimuth) are known in the state of the art ) that reflects solar radiation at a focus point generally located on a receiver located high on a tower which reaches high temperatures in order to heat a fluid or heat transfer material.
  • at least one heliostat structure formed by a reflective surface to follow the position of the sun on two axes: elevation and azimuth
  • a first procedure is based on the temporary blurring of certain heliostats with respect to a second receiver, target or target, said sensor heliostats or reference surfaces located in the heliostat itself being used to perform the calibration.
  • thermoelectric solar power plants with a central receiver in a tower that comprises high-power heliostat fields (higher than current powers) and, therefore, with a very high number of heliostats. Consequently, there is a need for a system that at least partially solves the problems mentioned above.
  • a calibration procedure for at least one heliostat selected from a heliostat field of a thermoelectric solar power plant.
  • Said plant may comprise at least one focus point that receives solar radiation reflected by the heliostats and a plurality of imaging devices, each of which is configured to capture an image of the heliostat field at certain times.
  • the imaging devices are arranged to receive circumsolar radiation reflected by the heliostats.
  • the procedure may include:
  • the mechanical errors defined for a heliostat in a plant are four: assembly error, deformation error due to its own weight, tracking error and facet manufacturing error. Seeing this from an example, if these errors are allowed to exceed those already established (which could cause a field error greater than 3 mrad), for the same required power, the receiver should necessarily be larger, which results in greater thermoelectric losses, therefore, larger field sizes are required.
  • the implementation of pointing strategies will be favored in order to achieve a homogenized flow in the receiver with a minimum flow overflow.
  • the imaging devices arranged to receive the circumsolar radiation reflected by the heliostats allows to reduce the impact of the high temperature to which they would be subjected (since the circumsolar region has lower intensities), together with a procedure of cooling applied to them (for example, an imaging device such as a camera can be inserted in stainless steel housings resistant to high temperatures, up to 400 ° C, in one of its components - borosilicate window -, and can refrigerate with water).
  • said captured image can be discarded.
  • other procedures can be applied for the processing of the captured images.
  • each captured image may be converted to, for example, digital monochrome or grayscale taking into account the regions of interest identified, so that each pixel in each region of interest it can have an assigned intensity value.
  • this stage may not be necessary and if they do it in digital color the previous stage could be convenient but not mandatory.
  • the identification of a region of interest in each captured image taking into account the identified contour of the reflective surface of the selected heliostat may comprise the identification of the region of interest as the totality of the reflective surface of the selected heliostat, that is, the region of interest identified in the heliostat corresponds to the entire reflective surface of said heliostat.
  • the method for at least one selected heliostat, may further comprise determining at least one shaded / blocked region of the reflective surface of the selected heliostat in each captured image.
  • the objective of this stage is the extraction of the shaded / blocked area as a result of the stepped configuration of the solar field. Consequently, the part of the heliostat that remains shaded / blocked should be considered if there are overlaps between heliostats, in which case only the unshaded / unlocked part should be taken into account in the evaluation.
  • the step of determining at least one shaded / blocked region of the reflective surface of the selected heliostat in each captured image may comprise:
  • the step of identifying a region of interest in each captured image taking into account the identified contour of the reflective surface of the selected heliostats may comprise:
  • the first image taking device and the second image taking device can be arranged vertically and in which the step of determining the positioning adjustments to be applied to the selected heliostat can comprise the determination of settings of positioning related to the elevation of the selected heliostat.
  • the first imaging device and the second imaging device may be arranged horizontally and in which the determination of the positioning adjustments to be applied to the selected heliostat may comprise the determination of positioning adjustments related to the Azimuth of the selected heliostat.
  • the image-taking devices may comprise, for example, four image-taking devices, two of which may be arranged vertically and the other two may be arranged horizontally and in which the step of determining the settings of positioning to be applied to the selected heliostat may comprise the determination of positioning adjustments related to the elevation and azimuth, respectively, of the selected heliostat.
  • the step of obtaining the real three-dimensional coordinates of the corner points of the reflective surface of each selected heliostat in each captured image may comprise:
  • the position of the sun in azimuth and elevation can be based on the geographical coordinates of the plant, hourly data at the given time and meteorological data at the given time.
  • the step of determining the normal vector to the reflective surface of the selected heliostat can be performed by a mathematical formula related to the law of reflection:
  • R represents the vector from the pivot point of the heliostat to the selected focus point
  • S represents the solar vector
  • H represents the normal vector
  • 0 is the angle of incidence and reflection of solar radiation.
  • the step of obtaining a first parameter related to the intensity value of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the first imaging device may comprise:
  • the average intensity may be the average gray scale of the pixels identified in the region of interest.
  • the step of obtaining a second parameter related to the intensity value of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the second imaging device may comprise:
  • the step of determining the positioning adjustments to be applied to the selected heliostat by comparing the first parameter obtained with the second parameter obtained includes, for each determined moment:
  • the method may further comprise, if the first parameter and the second parameter are the same, store, for example in a repository (more specifically, for example, a database), at least one predetermined positioning adjustment applied to the selected heliostat, associated with the difference value between the first parameter and the second parameter.
  • a repository more specifically, for example, a database
  • the procedure may comprise a previous step of determining if the repository stores said predetermined settings relative to the difference between the first and second parameters so that, if it exists, it is not It is necessary to perform all the described steps, since it is possible to automatically obtain the default settings to be applied to the heliostat for said difference. Therefore, the default settings associated with the difference may correspond to the settings determined to apply to the selected heliostat.
  • the determination of the positioning adjustments to be applied to the selected heliostat by comparing the first parameter obtained with the second parameter obtained can comprise, for each determined moment:
  • f (x) that represents the solar radiation reflected by the selected heliostat on the receiver or alternatively on a target, at the given time considering that the selected heliostat is pointing perfectly at the focus point (aiming point), being solar radiation dependent on distance from the focus point; - Provide the distance between the first imaging device and the focus point to the receiver;
  • d is the first parameter related to the intensity of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the first imaging device
  • Q 2 is the second parameter related to the intensity of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the second imaging device
  • Ci is the distance provided between the first imaging device and the focus point
  • C 2 is the distance provided between the second image device and the focus point to the receiver
  • d is the distance to be determined
  • x of f (x) is the distance from the point of focus (aiming point) to the receiver to any point of the receiver or to an imaging device.
  • a computer program may comprise program instructions for having a computer system perform a procedure of calibrating at least one heliostat selected from a heliostat field of a thermoelectric solar power plant as described above.
  • the computer program can be included in a storage medium (for example, a CD-ROM, a DVD, a USB drive, in a computer memory or in a read-only memory) or carried on a carrier signal (for example, in an electrical or optical carrier signal).
  • a system for calibrating at least one heliostat selected from a heliostat field of a thermoelectric solar power plant may comprise at least one focus point that receives solar radiation reflected by the heliostats and a plurality of imaging devices each of which is configured to capture an image of the heliostat field at certain times, said devices being Taking pictures ready to receive circumsolar radiation reflected by heliostats.
  • the system may include:
  • the system may optionally comprise means for converting each captured image to monochrome or grayscale taking into account the regions of interest identified, so that each pixel in each region of interest can have a monochrome level or gray level value.
  • the system may further comprise means for determining at least one shaded / blocked region of the reflective surface of the selected heliostat in each captured image.
  • a computer system is disclosed.
  • Said computer system may comprise a memory and a processor, containing instructions stored in the memory and executable by the processor, the instructions comprising functionalities for executing a method of calibrating at least one heliostat selected from a heliostat field of a solar power plant thermoelectric as described above.
  • a system for calibrating at least one heliostat selected from a heliostat field of a thermoelectric solar power plant is disclosed.
  • Said plant may comprise at least one focus point that receives solar radiation reflected by the heliostats and a plurality of imaging devices each of which is configured to capture an image of the heliostat field at certain times. Such imaging devices are arranged to receive circumsolar radiation reflected by heliostats.
  • the system can be configured to:
  • the system may be configured to determine at least one shaded / blocked region of the reflective surface of the selected heliostat in each captured image.
  • the system may be configured to convert each captured image to grayscale taking into account the regions of interest identified, so that each pixel in each region of interest has an assigned intensity value corresponding to its gray level.
  • the imaging devices may be positioned such that the radiation reflecting the reflective surface of each heliostat towards the receiver may be at an angle greater than 4.65 mrad.
  • Figure 1 illustrates a schematic diagram of a proposed configuration with an arrangement comprising four chambers according to some examples
  • Figure 2 illustrates a graphic diagram of a standard function representing the solar form
  • Figure 3 illustrates a schematic diagram of the reflection from a heliostat to a focus point according to some examples
  • Figure 4 illustrates an image captured by a camera and processed by a Canny operator according to some examples
  • Figure 5 illustrates a schematic diagram of a heliostat block / shadow intersection on a heliostat according to some examples
  • Figure 6 illustrates a schematic diagram of a theoretical curve representing the flow map of the heliostat pointing to the focus point and the position of a heliostat without tracking error and a curve representing the actual position of said heliostat.
  • the plant may comprise one or more towers), whose plant may comprise a heliostat field with at least one heliostat (structure formed by a reflective surface to follow the sun's position in two axes: elevation and azimuth) and at least one focus point located preferably in the tower and where the solar radiation reflected by the heliostats focuses. Said focus point is preferably placed on a solar receiver that reaches high temperatures.
  • the plant comprises a tower and a plurality of heliostats, for example ten heliostats.
  • the plant may comprise a plurality of imaging devices (for example, video cameras or cameras or a combination of both) each of which is configured to capture an image of the heliostat field at certain times (for example, 0.5 seconds ⁇ t cap ⁇ 10 minutes), said imaging devices being arranged to receive circumsolar radiation (caused by the attenuation of solar radiation due to the presence of water vapor and aerosol particles in the atmosphere) reflected by heliostats in the heliostat field.
  • imaging devices for example, video cameras or cameras or a combination of both
  • circumsolar radiation caused by the attenuation of solar radiation due to the presence of water vapor and aerosol particles in the atmosphere
  • the present description refers to the placement of a total of four industrial cameras (for example, artificial vision), which capture the entire solar field during a full day of operation from a fixed position (for example, near or around the receiver arranged in the tower), in order to be used until the end of the life of the plant.
  • These four industrial cameras can be of the standard Gigabit-type camera Ethernet They can also be monochromatic cameras and with a CCD sensor.
  • Figure 1 illustrates a schematic diagram of a proposed configuration of the arrangement of the four chambers near or around the receiver 1 1 provided in the tower 10 of the plant. It can be seen that there are a pair of horizontal cameras 14, 15 and a pair of vertical 12, 13 (ie, two of the four cameras are arranged vertically and the other two are arranged horizontally). The object is to correct the movement of heliostat 16 in its two axes of movement: azimuth and elevation.
  • the cameras 14, 15 in the horizontal direction will analyze the intensity of the reflective surface of each heliostat to obtain its average and the value obtained will be compared by each one of them.
  • the orientation of the heliostat 16 must be corrected to the left until they are equalized.
  • Intensities The same applies to cameras 12, 13 in a vertical position (elevation): they analyze the intensity of the reflective surface of heliostats, which are compared to determine in which direction they should be directed so that both cameras obtain the same gray value .
  • the images captured by the cameras must be analyzed taking into account the pairs of cameras, that is, the images captured by the pair of cameras arranged in the horizontal direction must be analyzed together and the same must be applied to the images captured by the pair of cameras arranged in the vertical direction.
  • the examples present comprise four cameras, the description will be based on a pair of cameras (and therefore a pair of images captured by these cameras at certain times), for example, the cameras arranged in the horizontal direction .
  • the cameras arranged in the vertical direction Obviously what which is disclosed for said pair of cameras can also be applied to the pair of cameras arranged in the vertical direction.
  • the system may comprise more than four cameras and it may not be necessary for the cameras to be paired.
  • solar radiation is represented as a cone, which will be seen from a point of origin at a certain angle.
  • the amplitude of said solar angle may vary, since it will depend largely on the condition of the atmosphere at the time the measurement is made.
  • Figure 2 shows a graphic diagram of a standard function representing the solar form or energy emission profile of the solar disk in which the X axis represents the angular distance from the center of the sun cone while the Y axis represents radiation relative.
  • the radiation corresponding to the solar disk as an annual average is obtained by an angle of approximately 4.65 mrad ( ⁇ 0.27 ° in the diagram), considering circumsolar radiation from this value. It is observed how the solar form varies depending on the circumsolar region considered (10%, 20%, 30%, etc.). However, for a standard day, an aura of 4% is assumed.
  • the cameras can be placed in such a way that the radiation reflected by each reflective surface towards the receiver is at an angle greater than 4.65 mrad, that is, the angle formed by the straight lines that join the center of the heliostat with the position of the camera and the center of the receiver (the focus point (aiming point)) is not greater than 4.65 mrad, thus ensuring that the flow received by each camera of each heliostat in the field comes from the circumsolar region.
  • the positioning of the chambers in that region allows, in the first place, to reduce the impact of the high temperature to which they are subjected (since the circumsolar region has lower intensities), together with the cooling procedure applied to them (the chambers will be inside stainless steel housings resistant to high temperatures, up to 400 ° C, in one of its components - borosilicate window - and will be cooled with water).
  • the distance between each pair of cameras 12, 13; 14, 15 should be symmetric with respect to the central point of the receiver (the focus point (aiming point)), so that the gray values recorded by each pair correspond to the exact same area of the circumsolar region.
  • each heliostat or a predetermined set of heliostats selected from the heliostat field Basically, it consists in automatically finding the turning point of said heliostats, which does not vary with respect to the position of the heliostat, and for a first approximation, it would be sufficient to identify the center point of the reflective surface of the heliostat.
  • heliostats are randomly chosen (which can be, for example, three or more heliostats) in an image captured by one of the cameras and the four corners of each corner of each randomly selected heliostat are selected (more specifically, from the reflective surface of each heliostat) thereby obtaining the pixel coordinates of the four corners of each of said heliostats, the coordinates of the center of the heliostat being calculated in pixels (X cp ⁇ xei, Yc P ⁇ xei, Z cp ⁇ xei) to from these coordinates and through geometry. In this way, the coordinates of the center of each randomly chosen heliostat are obtained from the captured image.
  • the real three-dimensional coordinates of the center of each randomly selected heliostat can be related to the pixel coordinates of the center of the corresponding randomly selected heliostat of the image (X cp ⁇ xei, Yc P ⁇ xei, Z cp Xei). Basically, it is possible to obtain a linear transformation or any other mathematical relationship to convert real three-dimensional coordinates of a point in the plant to two-dimensional coordinates in pixels of that point in a captured image.
  • the result obtained is used as an initial calibration of the system in order to be able to locate the region of interest in the image, so that portions of the image are identified which will be used below for a intended purpose.
  • the regions of interest of the image are the reflective surfaces of the heliostats, with the pixels that will have a greater intensity than in other areas of the image. Consequently, it is necessary to determine the center point of each heliostat (or of each selected heliostat) and the space that said heliostat occupies in the image. In this way, subsequent calculations are simplified and a range can be established in which each heliostat would be located based on the value of the coordinates found at the pivot point.
  • the methodology used can be based on the principle of least squares optimization, so that from an initial solution and defining an objective function, the optimum that minimizes said function is located.
  • the ray tracing and reverse ray tracing algorithms converge simultaneously: ray tracing from the camera sensor (usually the analyzed image) to the three-dimensional field and vice versa.
  • the three-dimensional field of heliostats are the objects to be detected in the sensor, which are represented in each image as pixels.
  • a number of heliostats (> 3) is chosen randomly.
  • Each of its four corner points is selected, so that these pixels are fixed in the image. From these points of the corners the center is obtained and is related to the three-dimensional coordinates of the field.
  • Rays are then drawn from the pixels selected as centers of the heliostats in the image to the nodal point of the camera to define, by optimization, the rotation and translation matrices (i.e., a linear transformation or any other mathematical relationship to convert real three-dimensional coordinates of a point of the plant to two-dimensional coordinates in pixels of said point of the captured image) that allows to move from a three-dimensional system to a two-dimensional system of the camera:
  • n 1: total number of heliostats
  • the optimization algorithm will be repeated until each heliostat has been located, with the help of the rotation matrices, in the corresponding ray, that is, until the straight line coming from the node affects the real center of the heliostat.
  • these matrices have been obtained, when they are applied on any real point of the field (for example, pivot points of the heliostats), the pixels corresponding to said real point of the image are obtained.
  • the problem of passing coordinates is solved Three-dimensional real to three-dimensional pixel coordinates in the image.
  • the matrices to move from one reference system to another are two, a matrix for rotation and a matrix for translation.
  • the images captured by said cameras can be processed (for example, simultaneously) by a heliostat calibration system of the thermoelectric solar power plant, which will provide the adjustment of positioning offsets (in English, positioning offsets) to Heliostats automatically and sequentially without having to act on them manually.
  • Said system may be implemented by computer means, electronic means or a combination thereof (i.e., said electronic / computer means can be used interchangeably, that is, one part of the means can be electronic means and the other part can be computer means , or all media can be electronic media or all media can be computer media) and must be able to reproduce a procedure to calibrate at least one heliostat selected from a heliostat field of a thermoelectric solar power plant.
  • the system may be configured to perform or execute said procedure.
  • An example of a system comprising only computer means may be a computer system, which may comprise a memory and a processor, the memory being adapted to store a series of computer program instructions, and the processor being adapted to execute these instructions stored in memory in order to generate the various events and actions for which the system has been programmed.
  • Such computer program instructions may cause the system to perform the procedure of calibrating at least one heliostat selected from a heliostat field of a thermoelectric solar power plant, as described below according to some examples.
  • the instructions of the computer program ie the computer program
  • the computer program may be in the form of source code, object code, an intermediate source between source code and object code in partially compiled form, or in any other form suitable for use in the implementation of the procedure.
  • the carrier can be any entity or device capable of carrying the computer program.
  • the carrier may comprise a storage medium, such as a ROM, for example a CD ROM or a semiconductor ROM, or a magnetic recording medium, for example a hard disk.
  • the carrier can be a transmissible carrier such as an electrical or optical signal, which can be transmitted through electrical or optical cable or by radio or by other means.
  • the carrier When the computer program is included in a signal that can be carried directly by a cable or other device or medium, the carrier may be constituted by said cable or other device or means. Alternatively, the carrier may be an integrated circuit in which the computer program is incorporated, the integrated circuit being adapted to perform, or for use in performing the relevant procedure. Examples of a system comprising only electronic means (i.e., a purely electronic configuration) may be a programmable electronic device such as a CPLD (Complex Programmable Logic Device), an FPGA (Field Programmable Gate Array) or an ASIC ⁇ application-specific integrated circuit).
  • the computer means can be a set of computer program instructions and the electronic means can be any electronic circuit capable of implementing the corresponding stage or stages of said procedure.
  • the method of calibrating at least one heliostat selected from a heliostat field of a thermoelectric solar power plant performed or executed by the system described above may comprise the following steps:
  • a linear transformation that is, the translation / rotation matrices obtained above to convert real three-dimensional coordinates of a point in the plant to two-dimensional coordinates in pixels of said point in a captured image;
  • a first image capture device for example, one of the cameras of the pair of cameras arranged in the horizontal direction
  • an image captured by a second image capture device the another camera of the pair of cameras arranged in the horizontal direction
  • the following steps must be repeated for the images captured by the cameras of the pair of cameras arranged in the vertical direction:
  • - Obtain a first parameter related to the intensity (for example, the average gray level) of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the first imaging device;
  • the procedure can also comprise an optional stage of conversion of each image captured to grayscale taking into account the regions of interest identified, so that each pixel in each region of interest has an assigned intensity level .
  • the intensity of the pixels corresponds to the gray level of the pixels.
  • Figure 3 shows the reflection from a heliostat to a point, which will be used to analyze the stage of obtaining the real three-dimensional coordinates of the points of the corners of the reflective surface of each selected heliostat.
  • the key parameters to determine the position of each heliostat are identified:
  • the real three-dimensional coordinates can be obtained with reference to the center of the tower, that is, the center of coordinates of the reference system can be the center of the tower.
  • said real three-dimensional coordinates can be obtained from a surveyor (for example, during the construction of the plant) or from a floor plan.
  • the first two parameters disclosed that is, the coordinates of the heliostat pivot point and the focus point coordinates must be known as described above and supplied at the start of system configuration.
  • the position of the sun can be obtained, for example, according to the publication "Solar Position Algorithm for Solar Radiation Applications, (2004) Reda and Andreas Afshin, NREL, January 2008 ' , whose input data is only the geographical coordinates of the plant, hourly data of the instant considered (that is, the determined moment at which the images are captured for each of the four cameras according to some examples) and meteorological data (for example, pressure and temperature for the NREL procedure.)
  • meteorological data for example, pressure and temperature for the NREL procedure.
  • the result will be the zenith / elevation and azimuth angles, which become the solar vector, knowing the solar vector S and the vector R oriented from the heliostat to the receiver in the tower (that is, the reflection vector affecting the focus point (aiming point)), it is possible to obtain the normal vector H of the reflective surface of the heliostat:
  • R represents the vector from the turning point of the selected heliostat to the focus point
  • S represents the solar vector
  • H represents the normal vector
  • 0 ⁇ is the angle of incidence and reflection of solar radiation .
  • the pivot point (which, as mentioned above, is always in the same position during the heliostat tracking) and the size of the heliostat, you can define the corner points of the heliostat as three-dimensional coordinates.
  • the matrices calculated above it would be possible to identify the points of the corners as pixels (two-dimensional coordinates in the captured image) and thus obtain a first approximation of the contour of the heliostat to be evaluated.
  • heliostat size may refer to the area and shape of the heliostat.
  • the stage of obtaining the real three-dimensional coordinates of the corners of the reflective surface of each selected heliostat may comprise the following sub-stages:
  • the step of obtaining the two-dimensional coordinates in pixels of the points of the corners of the reflective surface of each heliostat selected in each captured image requires the actual three-dimensional coordinates previously obtained from the points of the corners of the corresponding reflecting surface. selected heliostat and the linear transformation provided (translation / rotation matrices) as described above.
  • segmentation of the captured image is required. This means dividing the captured image into its constituent parts: background and objects of interest. These objects will be the heliostats, which is what needs to be extracted from the image to calculate their intensity value or average gray level.
  • each selected heliostat that is, the two-dimensional pixel coordinates of the corner points of the reflective surface of each selected heliostat
  • the outline of each heliostat can be recognized (that is, it is possible to identify the contour of the reflective surface of the heliostat and identify the regions of interest taking into account such contours identified) in order to proceed to calculate the average intensity of each region of interest identified.
  • the most accepted standard is, for example, the one that was developed by JF Canny, 'Canny's edge detection method' as can be seen in Figure 4.
  • the image must be converted to grayscale and after its application, the result will be a binary image, in which 0 represents the black color and 1 the white color, the latter representing the contour of the detected objects.
  • the pixels included in this area can be directly extracted (that is, in each region of interest of the captured images), thus obtaining an initial average value of the intensity (average gray level) of that heliostat for each Image captured and allowing verification of the calculated contour (in this case the region of interest corresponds to the entire reflective surface of the heliostat).
  • the initial average value obtained from the intensity (gray level) of that heliostat may not be its definitive value if a blocked or shaded area of the reflective surface of the heliostats can be identified. It is evident that, taking into account the blocked or shaded area of the reflective surface, the result of the process is improved.
  • the method can further comprise a step of determining at least one region / shaded / blocked area of the reflective surface of the selected heliostat in the captured images. Because the tower comprises four imaging devices (for example, cameras), this stage must be performed on each of the four captured images. Consequently, the stage prior to the final calculation of the intensity of the region of interest of the heliostat may be the extraction of the shaded area as a result of the stepped configuration of the solar field. The part of the heliostat that remains blocked should also be considered, because if there are overlaps between heliostats, they should be taken into account in the evaluation of only the unlocked part.
  • the procedure applied in this case may be, for example, the one described by G. Sassi in his publication "Some notes on shadow and blockage effects,
  • the coordinate system is transferred to the center of the heliostat of which it is desired to calculate the blocking / shadow part, and its center is represented by "O".
  • O the center of the heliostat of which it is desired to calculate the blocking / shadow part
  • P the center of the heliostat
  • a straight line from P is projected on the surface of the heliostat O with the inclination of the solar vector S (if shading is calculated ) or with the tilt vector from P to the center of the receiver (if the lock is calculated).
  • the locked / shaded heliostat region will be known as a function of the value taken by the coordinates of point C as a result of the intersection.
  • the area of that region is calculated according to the following formula: xi— L x ⁇ x e I
  • this area calculated for the actual three-dimensional position of the heliostat must be related to the pixel image and can be implemented by means of the translation / rotation matrices provided above. Said area is removed from the effective surface of the heliostat in each image, the region of interest for that heliostat being the entire reflective surface minus the calculated area.
  • the step of determining at least one shaded / blocked region of the reflective surface of the selected heliostat in each captured image may comprise:
  • the step of identifying the region of interest may include the removal of the shaded / blocked region of the reflective surface of the selected heliostat in each captured image taking into account the Two-dimensional coordinates obtained in pixels of the shaded / blocked region of the reflective surface of the selected heliostat.
  • the step of obtaining a parameter (for example, the average) related to the gray level of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image may comprise:
  • a first parameter (the first parameter previously disclosed) is generated from the first image (taking into account the region of interest identified), which It is the average intensity d of all pixels within the region of interest.
  • a second parameter (the average intensity G2 of all pixels within the region of interest) is also generated from the second image.
  • a repository for example, a database
  • the default settings applied to the selected heliostat depending on the difference determined between the first and second parameters.
  • the system determines the difference between the first parameter and the second parameter, it searches the database if this difference is stored. If not, the disclosed iterative process begins.
  • the system can obtain the default settings (that is, the default settings correspond to the determined settings) to be applied to the selected heliostat to ensure that the heliostat points perfectly to the point of focus (aiming point).
  • the step of determining the positioning adjustments to be applied to the selected heliostat may comprise:
  • a theoretical curve 70 is obtained from a simulation of the heliostat flow map pointing to the focus point (aiming point) with a tracking error of 0 mrad (ideal focus point).
  • d is the first parameter related to the intensity of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the first imaging device
  • Q 2 is the second parameter related to the intensity of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the second imaging device
  • Ci is the distance provided between the first imaging device and the focusing point
  • C 2 is the distance provided between the second imaging device and the focus point
  • d is the distance to be determined.
  • the distance between the cut-off point of the two curves with the X-axis in the example will provide (5m) the distance that must be corrected in azimuth or elevation in the heliostat, which can be convert to mrad taking into account the distance from the heliostat to the tower, and from mrad to pulses (that is, the settings determined to apply to the selected heliostat).
  • the step of determining positioning adjustments to be applied to the selected heliostat may comprise:
  • f (x) that represents the solar radiation reflected by the selected heliostat in the receiver at the determined moment considering that the selected heliostat is pointing perfectly to the focus point (aiming point), the solar radiation being related to the distance from the focus point;
  • d is the first parameter related to the intensity of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the first imaging device
  • G 2 is the second parameter related to the intensity of the pixels of the region of interest corresponding to the heliostat selected in the image captured by the second imaging device
  • C 1 is the distance provided between the first imaging device and the focus point
  • C 2 is the distance provided between the second image device and the focus point
  • d is the distance to be determined

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Abstract

Un procedimiento de calibrar un heliostato de un campo de heliostatos, comprendiendo el procedimiento proporcionar una transformación lineal para convertir coordenadas tridimensionales a coordenadas bidimensionales en píxeles en una imagen; obtenerlas coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato; para una imagen capturada por un primer dispositivo de toma de imágenes y una imagen capturada por un segundo dispositivo de toma de imágenes en un momento determinado: obtenerlas coordenadas bidimensionales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante; identificar el contorno de la superficie reflectante de cada heliostato en cada imagen; identificar una ROI en cada imagen. Para cada heliostato seleccionado, obtener un primer parámetro de la intensidad de los píxeles de la ROI correspondiente al heliostato en la imagen capturada por el primer dispositivo; obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la ROI correspondiente al heliostato en la imagen capturada por el segundo dispositivo; determinar unos ajustes a aplicar al heliostato; aplicarlos ajustes.

Description

Calibración de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica
La presente invención se refiere a la calibración de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica con un receptor central en una torre y más específicamente a procedimientos, sistemas y productos de programa informático para la calibración de heliostatos del campo de heliostatos de dicha planta de energía solar termoeléctrica de torre con un receptor central.
ANTECEDENTES
Son conocidas en el estado del arte las plantas de energía solar termoeléctricas de torre con un receptor central que comprenden un campo de heliostatos donde al menos un heliostato (estructura formada por una superficie reflectante para seguir la posición del sol en dos ejes: elevación y acimut) que refleja la radiación solar en un punto de enfoque generalmente situado sobre un receptor ubicado en lo alto de una torre el cuál alcanza altas temperaturas con el fin de calentar un fluido o material de transferencia de calor. En relación a estas plantas, se conocen algunos procedimientos para calibrar los campos de heliostatos.
Un primer procedimiento se basa en el desenfoque temporal de ciertos heliostatos con respecto a un segundo receptor, diana u objetivo, sirviéndose dichos heliostatos de sensores o de superficies de referencia situadas en el propio heliostato para realizar la calibración.
Otros procedimientos conocidos se basan en la emisión de haces de luz adicionales a la radiación solar para comprobar la adecuada calibración del heliostato. Además, también es posible el uso de cámaras como equipo de calibración, estando dichas cámaras colocadas directamente en la superficie reflectante de cada heliostato a calibrar. Por otro lado, el procedimiento de calibración más común para una planta de energía solar termoeléctrica comercial actual con un receptor central en una torre (por ejemplo, PS10: 624 heliostatos, PS20: 12550 heliostatos, PS50: 4120 heliostatos) requiere la participación de operadores. Por lo tanto, las horas-hombre aumentarán proporcionalmente con el número total de heliostatos de la planta y, del mismo modo, se reducirá la frecuencia de recalibración. En resumen, los procedimientos conocidos no son la solución más eficiente para plantas de energía solar termoeléctrica con un receptor central en una torre que comprende campos de heliostatos de alta potencia (superior a las potencias actuales) y, por tanto, con un número muy elevado de heliostatos. En consecuencia, existe la necesidad de un sistema que resuelva al menos parcialmente los problemas mencionados anteriormente.
RESUMEN DE LA INVENCIÓN En un primer aspecto, se divulga un procedimiento de calibración para al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica. Dicha planta puede comprender al menos un punto de enfoque que recibe radiación solar reflejada por los heliostatos y una pluralidad de dispositivos de toma de imágenes, cada uno de los cuales está configurado para capturar una imagen del campo de heliostatos en momentos determinados. Los dispositivos de toma de imágenes están dispuestos para recibir radiación circunsolar reflejada por los heliostatos. El procedimiento puede comprender:
- Proporcionar, para cada dispositivo de toma de imágenes, una transformación lineal para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en píxeles de dicho punto en una imagen capturada; - Obtener las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
Para al menos una imagen capturada por un primer dispositivo de toma de imágenes en un momento determinado y una imagen capturada por un segundo dispositivo de toma de imágenes en el momento determinado:
- Obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada;
- Identificar un contorno de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de los heliostatos seleccionados en cada imagen capturada;
- Identificar una región de interés de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, estando cada región de interés asociada con una superficie reflectante del heliostato seleccionado;
Para cada heliostato seleccionado:
- Obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Determinar unos ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido; - Aplicar los ajustes de posicionamiento determinados al heliostato seleccionado.
De esta manera, para responder a la pregunta sobre los beneficios del procedimiento propuesto en comparación con el sistema actualmente establecido, es necesario tener en cuenta algunos de los factores que intervienen en un tamaño de la planta: el tamaño del receptor, los errores admisibles para cada heliostato y la estrategia de operación. Para una planta comercial de heliostatos, se establece 3 mrad como criterio de error máximo aceptable, donde están incluidos los errores de heliostatos en forma de convolución.
Básicamente, los errores mecánicos definidos para un heliostato en una planta son cuatro: error de montaje, error de deformación por su propio peso, error de seguimiento y error de fabricación de faceta. Viendo esto a partir de un ejemplo, si se permite que estos errores sean superiores a los ya establecidos (lo que podría causar un error de campo superior a 3 mrad), para la misma potencia requerida, el receptor debería ser necesariamente más grande, lo que resulta en pérdidas termoeléctricas mayores, por lo que en consecuencia se requieren unos tamaños de campo más grandes.
Por el contrario, manteniendo el error global de la planta menor o igual que 3 mrad, es posible aumentar/disminuir los errores que lo componen de manera que se mantenga el resultado. Si se establece un error de seguimiento grande, habrá poco margen para deformaciones por el propio peso, dando lugar a estructuras muy rígidas y unos requisitos de inversión más altos para su cimentación.
Con el procedimiento descrito se pretende reducir el error de seguimiento para que haya una mayor tolerancia en deformaciones por el propio peso, lo que significaría una reducción del coste de la estructura del heliostato, y por lo tanto del campo solar. También se facilitaría el desarrollo de nuevos diseños de heliostatos, buscando optimizar otros parámetros sin el principal objetivo de minimizar las deformaciones.
En cuanto a conseguir un mejor seguimiento global en la planta, se favorecerá la implementación de estrategias de apunte con el fin de lograr un flujo homogeneizado en el receptor con un mínimo desbordamiento de flujo.
Además de estas ventajas mencionadas, hay que añadir, según se ha mencionado antes, que el procedimiento propuesto es independiente del tamaño del campo, a diferencia del caso con los sistemas conocidos, cuyos esfuerzos para calibrar el seguimiento aumentan proporcionalmente con el número de heliostatos en el campo.
Se ha establecido por tanto la necesidad de encontrar una alternativa para la calibración del seguimiento de los heliostatos en plantas de mayor energía y campos solares más grandes. El procedimiento aquí propuesto sólo requiere inversión en hardware y el tiempo requerido para generar un algoritmo capaz de corregir la posición de cada heliostato. En cuanto al mantenimiento del mismo, debe haber un operador que verifique periódicamente el funcionamiento apropiado del sistema, pero de ninguna manera requerirá los recursos exigidos por los procedimientos actuales.
Por otro lado, los dispositivos de toma de imágenes dispuestos para recibir la radiación circunsolar reflejada por los heliostatos permite reducir el impacto de la alta temperatura a la que estarían sometidos (ya que la región circunsolar tiene intensidades más bajas), junto con un procedimiento de refrigeración aplicado a los mismos (por ejemplo, un dispositivo de toma de imágenes tal como una cámara puede estar insertado en carcasas de acero inoxidable resistentes a altas temperaturas, hasta 400° C, en uno de sus componentes -ventana de borosilicato-, y se pueden refrigerar con agua). Si fuera difícil o no posible identificar el contorno de la superficie reflectante de un heliostato seleccionado en una imagen capturada (por ejemplo, debido a las sombras de la torre sobre un heliostato en la primera fila lo que dará lugar a una imagen muy oscura sobre la que puede que no sea posible determinar el contorno del heliostato con la suficiente precisión), dicha imagen capturada puede ser descartada. Alternativamente, se pueden aplicar otros procedimientos para el procesamiento de las imágenes capturadas.
Por otra parte, dependiendo del tipo de dispositivo de toma de imágenes utilizado puede existir una etapa opcional de conversión de cada imagen capturada a, por ejemplo, monocromo digital o escala de grises teniendo en cuenta las regiones de interés identificadas, de modo que cada píxel en cada región de interés puede tener un valor de intensidad asignado. De esta manera, si los dispositivos de toma de imágenes utilizadoscapturan las imágenes en monocromo digital o escala de grises, esta etapa puede no ser necesaria y si lo hacen en color digital la etapa anterior podría ser conveniente pero no obligatoria.
Para algunos casos, y para al menos un heliostato seleccionado, la identificación de una región de interés en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, puede comprender la identificación de la región de interés como la totalidad de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, es decir, la región de interés identificada en el heliostato corresponde a la totalidad de la superficie reflectante de dicho heliostato.
De acuerdo con algunos ejemplos, el procedimiento, para al menos un heliostato seleccionado, puede comprender además la determinación de al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada. De esta manera, el objetivo de esta etapa es la extracción del área sombreada/bloqueada como resultado de la configuración escalonada del campo solar. En consecuencia, se debe considerar la parte del heliostato que permanece sombreada/bloqueada si hay solapamientos entre heliostatos, en cuyo caso sólo se debe tener en cuenta la parte no sombreada/desbloqueada en la evaluación.
En algunos ejemplos, la etapa de determinar al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada puede comprender:
- Proporcionar al menos un heliostato del campo de heliostatos que ensombrece/bloquea la superficie reflectante del heliostato seleccionado en el momento determinado;
- Obtener las coordenadas tridimensionales reales de la región bloqueada/sombreada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta el heliostato proporcionado del campo de heliostatos que ensombrece/bloquea la superficie reflectante del heliostato seleccionado;
- Obtener las coordenadas bidimensionales en pixeles de la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de la región sombreada/bloqueada y la transformación lineal proporcionada.
En algunos casos, la etapa de identificar una región de interés en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante de los heliostatos seleccionados puede comprender:
- Identificar la región de interés eliminando la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en pixeles de la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado. De acuerdo con algunos ejemplos, el primer dispositivo de toma de imágenes y el segundo dispositivo de toma de imágenes pueden estar dispuestos verticalmente y en el que la etapa de determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado puede comprender la determinación de ajustes de posicionamiento relacionados con la elevación del heliostato seleccionado.
En algunos ejemplos, el primer dispositivo de toma de imágenes y el segundo dispositivo de toma de imágenes pueden estar dispuestos horizontalmente y en el que la determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado puede comprender la determinación de ajustes de posicionamiento relacionados con el acimut del heliostato seleccionado.
Por otra parte, los dispositivos de toma de imágenes pueden comprender, por ejemplo, cuatro dispositivos de toma de imágenes, dos de los cuales pueden estar dispuestos verticalmente y los otros dos pueden estar dispuestos horizontalmente y en el que la etapa de determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado puede comprender la determinación de ajustes de posicionamiento relacionados con la elevación y el acimut, respectivamente, del heliostato seleccionado.
En algunos ejemplos, la etapa de obtención de las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada puede comprender:
- Proporcionar las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado;
- Proporcionar las coordenadas tridimensionales reales del punto de enfoque (en inglés, aiming point);
- Proporcionar la posición del sol en acimut y elevación en el momento determinado; - Proporcionar el tamaño de la superficie reflectante del heliostato seleccionado;
- Determinar el vector solar desde el punto de giro del heliostato seleccionado hacia el sol teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado y la posición del sol en acimut y elevación;
- Determinar el vector desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado y las coordenadas tridimensionales reales del punto de enfoque;
- Determinar el vector normal de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta el vector solar, el vector desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque;
- Obtener la posición de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en acimut y elevación a partir del vector normal determinado;
- Identificar las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta la posición obtenida de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en acimut y elevación, el tamaño de la superficie reflectante del heliostato seleccionado y las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado.
En algunos ejemplos, la posición del sol en acimut y elevación se puede basar en las coordenadas geográficas de la planta, datos horarios en el momento determinado y datos meteorológicos en el momento determinado.
De acuerdo con algunos ejemplos, la etapa de determinar el vector normal a la superficie reflectante del heliostato seleccionado se puede realizar mediante una fórmula matemática relacionada con la ley de reflexión:
2 eos 0¡ en la que R representa el vector desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque, S representa el vector solar, H representa el vector normal y 0¡ es el ángulo de incidencia y reflexión de la radiación solar.
En algunos ejemplos, la etapa de obtener un primer parámetro relacionado con el valor de intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes puede comprender:
- Identificar los píxeles comprendidos en la región de interés;
- Obtener el primer parámetro relacionado con la intensidad promedio de los píxeles identificados. Así, por ejemplo, si la imagen capturada está en un formato de escala de grises digital (por ejemplo, porque el dispositivo de toma de imágenes es una cámara digital de escala de grises o porque la imagen capturada ha sido convertida a un formato de escala de grises digital) la intensidad promedio puede ser la escala de grises promedio de los píxeles identificados en la región de interés.
En algunos ejemplos, la etapa de obtener un segundo parámetro relacionado con el valor de intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes puede comprender:
- Identificar los píxeles comprendidos en la región de interés;
- Obtener el segundo parámetro relacionado con la intensidad promedio de los píxeles identificados. De acuerdo con algunos ejemplos, la etapa de determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido comprende, para cada momento determinado:
- Comparar el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
- Determinar si la comparación entre el primer parámetro obtenido y el segundo parámetro obtenido da como resultado que son ¡guales;
Si el primer parámetro y el segundo parámetro no son ¡guales,
- Aplicar un ajuste predeterminado de posicionamiento al heliostato seleccionado;
Para al menos una nueva imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes de los dispositivos de toma de imágenes y una nueva imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes de los dispositivos de toma de imágenes:
- Obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada;
- Identificar un contorno de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
- Identificar una región de interés del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado;
- Obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes; - Transferir el control del procedimiento a la etapa anterior de comparación del primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
Si el primer parámetro y el segundo parámetro son ¡guales,
- Establecer como ajuste determinado de posicionamiento aplicado al heliostato seleccionado al menos un ajuste predeterminado.
En algunos ejemplos, el procedimiento puede comprender además, si el primer parámetro y el segundo parámetro son ¡guales, almacenar, por ejemplo en un repositorio (más específicamente, por ejemplo, una base de datos), al menos un ajuste predeterminado de posicionamiento aplicado al heliostato seleccionado, asociado al valor de diferencia entre el primer parámetro y el segundo parámetro. De esta manera, cuando el primer y segundo parámetros no son ¡guales, el procedimiento puede comprender una etapa previa de determinar si el repositorio almacena dichos ajustes predeterminados relativos a la diferencia entre el primer y segundo parámetros de modo que, si existe, no es necesario realizar todas las etapas descritas, ya que es posible obtener automáticamente los ajustes predeterminados a aplicar al heliostato para dicha diferencia. Por lo tanto, los ajustes predeterminados asociados a la diferencia pueden corresponder a los ajustes determinados a aplicar al heliostato seleccionado.
De acuerdo con algunos ejemplos, la determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido puede comprender, para cada momento determinado:
- Proporcionar una función matemática f(x) que representa la radiación solar reflejada por el heliostato seleccionado en el receptor o alternativamente sobre una diana, en el momento determinado considerando que el heliostato seleccionado está apuntando perfectamente al punto de enfoque (aiming point), siendo la radiación solar dependiente de la distancia con respecto al punto de enfoque ; - Proporcionar la distancia entre el primer dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque al receptor;
- Proporcionar la distancia entre el segundo dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque al receptor;
- Determinar la distancia a corregir en el heliostato a partir de: f(d + Ct) = G1
Kd - C2) G2 en la que d es el primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes, Q2 es el segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes; Ci es la distancia proporcionada entre el primer dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque (aiming point), C2 es la distancia proporcionada entre el segundo dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque al receptor; d es la distancia a determinar;
- Obtener los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado teniendo en cuenta la distancia determinada d. x de f(x) es la distancia desde el punto de enfoque (aiming point) al receptor hasta cualquier punto del receptor o hasta un dispositivo de toma de imágenes. El punto de enfoque corresponde a x = 0. En otro aspecto, se divulga un programa informático. El programa informático puede comprender instrucciones de programa para hacer que un sistema informático realice un procedimiento de calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica según se describió anteriormente. El programa informático puede ser incluido en un medio de almacenamiento (por ejemplo, un CD-ROM, un DVD, una unidad USB, en una memoria informática o en una memoria de sólo lectura) o portado en una señal portadora (por ejemplo, en una señal portadora eléctrica u óptica).
De acuerdo con otro aspecto, se divulga un sistema para calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica. Dicha planta puede comprender al menos un punto de enfoque que recibe radiación solar reflejada por los heliostatos y una pluralidad de dispositivos de toma de imágenes cada uno de los cuales está configurado para capturar una imagen del campo de heliostatos en momentos determinados, estando dichos dispositivos de toma de imágenes dispuestos para recibir radiación circunsolar reflejada por los heliostatos. El sistema puede comprender:
- Medios para proporcionar, para cada dispositivo de toma de imágenes, una transformación lineal para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en píxeles de dicho punto en una imagen capturada;
- Medios para obtener las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
Para al menos una imagen capturada por un primer dispositivo de toma de imágenes de los dispositivos de toma de imágenes en un momento determinado y una imagen capturada por un segundo dispositivo de toma de imágenes de los dispositivos de toma de imágenes en el momento determinado:
- Medios para obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada; - Medios para identificar un contorno de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en pixeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de los heliostatos seleccionados en cada imagen capturada;
- Medios para identificar una región de interés de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, estando cada región de interés asociada con una superficie reflectante del heliostato seleccionado;
Para cada heliostato seleccionado:
- Medios para obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los pixeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Medios para obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los pixeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Medios para determinar unos ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
- Medios para aplicar los ajustes de posicionamiento determinados al heliostato seleccionado. Además, el sistema puede comprender opcionalmente medios para convertir cada imagen capturada a monocromo o escala de grises teniendo en cuenta las regiones de interés identificadas, de manera que cada píxel en cada región de interés puede tener un valor de nivel monocromo o de nivel de gris. En algunos casos, el sistema puede comprender además medios para determinar al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada. De acuerdo con todavía otro aspecto, se divulga un sistema informático. Dicho sistema informático puede comprender una memoria y un procesador, que contiene instrucciones almacenadas en la memoria y ejecutables por el procesador, comprendiendo las instrucciones funcionalidades para ejecutar un procedimiento de calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica según se ha descrito anteriormente. De acuerdo con otro aspecto, se divulga un sistema para calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica. Dicha planta puede comprender al menos un punto de enfoque que recibe radiación solar reflejada por los heliostatos y una pluralidad de dispositivos de toma de imágenes cada uno de los cuales está configurado para capturar una imagen del campo de heliostatos en momentos determinados. Dichos dispositivos de toma de imágenes están dispuestos para recibir radiación circunsolar reflejada por los heliostatos. El sistema puede estar configurado para:
- Proporcionar, para cada dispositivo de toma de imágenes, una transformación lineal para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en píxeles de dicho punto en una imagen capturada;
- Obtener las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
Para al menos una imagen capturada por un primer dispositivo de toma de imágenes en un momento determinado y una imagen capturada por un segundo dispositivo de toma de imágenes en el momento determinado:
- Obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada;
- Identificar un contorno de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de los heliostatos seleccionados en cada imagen capturada;
- Identificar una región de interés de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, estando cada región de interés asociada con una superficie reflectante del heliostato seleccionado;
Para cada heliostato seleccionado:
- Obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Determinar unos ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
- Aplicar los ajustes de posicionamiento determinados al heliostato seleccionado. En algunos casos, el sistema puede estar configurado para determinar al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada.
De acuerdo con algunos ejemplos, el sistema puede estar configurado para convertir cada imagen capturada a escala de grises teniendo en cuenta las regiones de interés identificadas, de manera que cada píxel en cada región de interés tiene un valor de intensidad asignado correspondiente a su nivel de gris.
En algunos ejemplos, en los sistemas divulgados, los dispositivos de toma de imágenes pueden estar posicionados de tal manera que la radiación que refleja la superficie reflectante de cada heliostato hacia el receptor puede estar en un ángulo superior a 4,65 mrad.
Objetos, ventajas y características adicionales de realizaciones de la invención serán evidentes para los expertos en la técnica tras el examen de la descripción, o pueden aprenderse por la práctica de la invención.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS A continuación se describirán ejemplos no limitativos de la presente divulgación, con referencia a los dibujos adjuntos, en los cuales:
La Figura 1 ¡lustra un diagrama esquemático de una configuración propuesta con una disposición que comprende cuatro cámaras de acuerdo con algunos ejemplos;
La Figura 2 ¡lustra un diagrama gráfico de una función estándar que representa la forma solar;
La Figura 3 ¡lustra un diagrama esquemático de la reflexión desde un heliostato a un punto de enfoque de acuerdo con algunos ejemplos;
La Figura 4 ¡lustra una imagen capturada por una cámara y procesada por un operador de Canny de acuerdo con algunos ejemplos;
La Figura 5 ¡lustra un diagrama esquemático de una intersección bloqueo/sombra de heliostato sobre un heliostato de acuerdo con algunos ejemplos;
La Figura 6 ¡lustra un diagrama esquemático de una curva teórica que representa el mapa de flujo del heliostato apuntando al punto de enfoque y la posición de un heliostato sin error de seguimiento y una curva que representa la posición real de dicho heliostato.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE REALIZACIONES
Sistema de calibración para una planta de energía solar termoeléctrica de torre (la planta puede comprender una o más torres), cuya planta puede comprender un campo de heliostatos con al menos un heliostato (estructura formada por una superficie reflectante para seguir la posición del sol en dos ejes: elevación y acimut) y al menos un punto de enfoque situado preferentemente en la torre y donde enfoca la radiación solar reflejada por los heliostatos. Dicho punto de enfoque se sitúa preferentemente sobre un receptor solar que alcanza altas temperaturas. En la presente descripción, la planta comprende una torre y una pluralidad de heliostatos, por ejemplo diez heliostatos.
Además, la planta puede comprender una pluralidad de dispositivos de toma de imágenes (por ejemplo, cámaras de vídeo o cámaras de fotos o una combinación de ambas) cada uno de los cuales está configurado para capturar una imagen del campo de heliostatos en momentos determinados (por ejemplo, 0,5 segundos < tcaptura ≤ 10 minutos), estando dichos dispositivos de toma de imágenes dispuestos para recibir radiación circunsolar (causada por la atenuación de la radiación solar debida a la presencia de vapor de agua y partículas aerosoles en la atmósfera) reflejada por los heliostatos del campo de heliostatos. En general, en la presente descripción, se refiere a la colocación de un total de cuatro cámaras fotográficas industriales (por ejemplo, de visión artificial), que capturan todo el campo solar durante un día completo de operación desde una posición fija (por ejemplo, cerca o en torno al receptor dispuesto en la torre), con el objeto de ser utilizadas hasta el final de la vida útil de la planta. Dichas cuatro cámaras industriales pueden ser del tipo de cámara estándar Gigabit- Ethernet. También pueden ser cámaras monocromáticas y con sensor del tipo CCD.
Según se describió anteriormente, es importante destacar que las cámaras están dispuestas para recibir radiación circunsolar procedente del sol y reflejada por los heliostatos del campo de heliostatos. La Figura 1 ¡lustra un diagrama esquemático de una configuración propuesta de la disposición de las cuatro cámaras cerca o en torno al receptor 1 1 proporcionado en la torre 10 de la planta. Se puede observar que hay un par de cámaras horizontales 14, 15 y un par en vertical 12, 13 (es decir, dos de las cuatro cámaras están dispuestas verticalmente y las otras dos están dispuestas horizontalmente). El objeto es corregir el movimiento del heliostato 16 en sus dos ejes de movimiento: acimut y elevación. De esta manera, las cámaras 14, 15 en la dirección horizontal (acimut) analizarán la intensidad de la superficie reflectante de cada heliostato para obtener su promedio y el valor obtenido será comparado por cada uno de ellos. Para un campo que apunta al centro del receptor 1 1 , en el que la cámara de la derecha 14 presenta una mayor intensidad que la de la izquierda 15, esto significará que la orientación del heliostato 16 debe ser corregida hacia la izquierda hasta que se igualan las intensidades. Lo mismo ocurre con las cámaras 12, 13 en una posición vertical (elevación): analizan la intensidad de la superficie reflectante de los heliostatos, que son comparadas para determinar en qué dirección se deben dirigir de modo que ambas cámaras obtengan el mismo valor de gris. De esta manera, las imágenes capturadas por las cámaras se deben analizar teniendo en cuenta los pares de cámaras, es decir, las imágenes capturadas por el par de cámaras dispuestas en la dirección horizontal deben ser analizadas en conjunto y lo mismo se debe aplicar a las imágenes capturadas por el par de cámaras dispuestas en la dirección vertical. Por esta razón, aunque los ejemplos presentes comprenden cuatro cámaras, la descripción se realizará en base a un par de cámaras (y por consiguiente un par de imágenes capturadas por estas cámaras en momentos determinados), por ejemplo, las cámaras dispuestas en la dirección horizontal. Obviamente, lo que se divulga para dicho par de cámaras también se puede aplicar al par de cámaras dispuestas en la dirección vertical.
Sin embargo, cuando la planta comprende, por ejemplo, un campo de heliostatos circular con un receptor exterior cilindrico, el sistema puede comprender más de cuatro cámaras y puede no ser necesario que las cámaras estén emparejadas.
Como es sabido, la radiación solar se representa como un cono, que se verá desde un punto de origen bajo un cierto ángulo. La amplitud de dicho ángulo solar puede variar, ya que dependerá en gran medida de la condición de la atmósfera en el momento en el que se realiza la medición.
La Figura 2 muestra un diagrama gráfico de una función estándar que representa la forma solar o perfil de emisión de energía del disco solar en la que el eje X representa la distancia angular desde el centro del cono del sol mientras que el eje Y representa la radiación relativa. Como puede verse en dicha figura, la radiación correspondiente al disco solar como promedio anual se obtiene mediante un ángulo de aproximadamente 4,65 mrad (~ 0,27° en el diagrama), considerándose radiación circunsolar partir de este valor. Se observa cómo varía la forma solar en función de la región circunsolar considerada (10%, 20%, 30%, etc.). Sin embargo, para un día estándar, se asume un aura del 4%. Siguiendo con este planteamiento, las cámaras pueden colocarse de tal manera que la radiación reflejada por cada superficie reflectante hacia el receptor está en un ángulo superior a 4,65 mrad, es decir, que el ángulo formado por las líneas rectas que unen el centro del heliostato con la posición de la cámara y el centro del receptor (el punto de enfoque (aiming point)) no sea mayor que 4,65 mrad, asegurando de este modo que el flujo recibido por cada cámara de cada heliostato en el campo proviene de la región circunsolar. El posicionamiento de las cámaras en esa región permite, en primer lugar, reducir el impacto de la alta temperatura a la que se someten (ya que la región circunsolar tiene intensidades más bajas), junto con el procedimiento de refrigeración aplicado a las mismas (las cámaras estarán dentro de carcasas de acero inoxidable resistentes a altas temperaturas, de hasta 400°C, en uno de sus componentes -ventana de borosilicato- y se refrigerarán con agua). De acuerdo con algunos ejemplos, en la presente configuración, la distancia entre cada par de cámaras 12, 13; 14, 15 debería ser simétrica con respecto al punto central del receptor (el punto de enfoque (aiming point)), de modo que los valores de gris registrados por cada par corresponden a la misma área exacta de la región circunsolar.
Cabe señalar que dicha configuración divulgada puede variar dependiendo del tipo de campo de heliostatos analizado.
Por otro lado, también es importante identificar el punto de giro de cada heliostato o de un conjunto predeterminado de heliostatos seleccionados del campo de heliostatos. Básicamente, consiste en encontrar automáticamente el punto de giro de dichos heliostatos, que no varía con respecto a la posición del heliostato, y para una primera aproximación, sería suficiente identificar el punto central de la superficie reflectante del heliostato.
Se eligen aleatoriamente cuatro heliostatos (que pueden ser, por ejemplo, tres o más heliostatos) en una imagen capturada por una de las cámaras y se seleccionan los cuatro puntos de las esquinas de cada heliostato elegido aleatoriamente (más específicamente, de la superficie reflectante de cada heliostato) obteniendo con ello las coordenadas en píxeles de los cuatro puntos de las esquinas de cada uno de dichos heliostatos, siendo calculadas las coordenadas del centro del heliostato en píxeles (Xcp¡xei, YcP¡xei, Zcp¡xei) a partir de dichas coordenadas y mediante geometría. De esta manera, las coordenadas del centro de cada heliostato elegido aleatoriamente se obtienen a partir de la imagen capturada. Dado que se conocen las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro de cada heliostato seleccionado aleatoriamente (es decir, las coordenadas del punto de giro de cada heliostato elegido aleatoriamente en un momento determinado, es decir, en el momento de capturar la imagen) (Xc, Yc, Zc), las coordenadas tridimensionales reales del centro de cada heliostato seleccionado aleatoriamente pueden relacionarse con las coordenadas en píxeles del centro del correspondiente heliostato seleccionado aleatoriamente de la imagen (Xcp¡xei, YcP¡xei, Zcp¡xei). Básicamente, es posible obtener una transformación lineal o cualquier otra relación matemática para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en píxeles de dicho punto en una imagen capturada.
El resultado obtenido se utiliza como una calibración inicial del sistema con el fin de ser capaz de localizar la región de interés en la imagen, de modo que se identifican unas porciones de la imagen que se utilizarán a continuación para un propósito previsto. En este caso, las regiones de interés de la imagen son las superficies reflectantes de los heliostatos, con los pixeles que presentarán una mayor intensidad que en otras áreas de la imagen. En consecuencia, es necesaria la determinación del punto central de cada heliostato (o de cada heliostato seleccionado) y el espacio que ocupa dicho heliostato en la imagen. De esta manera, se simplifican los cálculos posteriores y se puede establecer un rango en el que se ubicaría cada heliostato en función del valor de las coordenadas encontradas del punto de giro. Para hacer esto es necesario conocer de antemano las coordenadas tridimensionales reales de la planta a partir de las cuales se debe establecer una relación entre los píxeles que describen los heliostatos y la posición real de los mismos en el campo de heliostatos. Por ejemplo, la metodología empleada se puede basar en el principio de optimización de mínimos cuadrados, de modo que a partir de una solución inicial y definiendo una función objetivo, se localiza el óptimo que minimiza dicha función. Además, los algoritmos de trazado de rayos (Ray-tracing) y de trazado de rayos inverso convergen simultáneamente: trazado de rayos desde el sensor de la cámara (por lo general la imagen analizada) hasta el campo tridimensional y viceversa.
El cálculo de dicha relación entre píxeles y coordenadas reales se basa en la operación del modelo geométrico de una cámara apropiada. Es importante señalar que la imagen mostrada en el sensor aparecerá invertida, siguiendo la pendiente de la línea dirigida desde el objeto hasta el punto nodal (punto de la lente de la cámara en el que convergen todos los rayos del espacio fotografiado para dar lugar a la formación de la imagen invertida en el sensor).
Aplicando el mismo razonamiento, se interpreta directamente que el campo tridimensional de heliostatos son los objetos a detectar en el sensor, que se representan en cada imagen como píxeles. Según se describió anteriormente, para determinar los centros de la superficie reflectante de cada heliostato o cada heliostato seleccionado, se elige aleatoriamente un número de heliostatos (> 3). Se seleccionan cada uno de sus cuatro puntos de las esquinas, con lo que estos píxeles quedan fijados en la imagen. A partir de estos puntos de las esquinas se obtiene el centro y se relaciona con las coordenadas tridimensionales del campo. A continuación se trazan rayos desde los pixeles seleccionados como centros de los heliostatos en la imagen hasta el punto nodal de la cámara para definir, mediante optimización, las matrices de rotación y traslación (es decir, una transformación lineal o cualquier otra relación matemática para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en pixeles de dicho punto de la imagen capturada) que permite pasar de un sistema tridimensional a un sistema bidimensional de la cámara:
min. f = rms d Pi , rayi)), n = 1: número total de heliostatos
Figure imgf000027_0001
en la que P¡ son las coordenadas del punto de giro de cada heliostato en el campo solar y ray¡ son los rayos trazados desde los pixeles hasta el punto nodal. La búsqueda de las matrices se realiza minimizando la distancia entre los rayos que van desde el pixel "i" (centro del heliostato "i" en la imagen) pasando por el punto nodal, y que contienen el centro real (punto de giro) del correspondiente heliostato "i" (siguiendo el modelo de cámara establecido).
La línea recta que va desde el punto nodal hasta el heliostato en el campo no pasa inicialmente por el centro real de dicho heliostato, por lo que es necesario encontrar el ángulo que se debe girar este heliostato para que la línea coincida con el centro de rotación. Para esto, es necesario conocer la distancia mínima.
El algoritmo de optimización se repetirá hasta que cada heliostato ha sido ubicado, con la ayuda de las matrices de rotación, en el rayo correspondiente, es decir, hasta que la línea recta que viene del nodo incide en el centro real del heliostato. Una vez se han obtenido estas matrices, cuando se aplican sobre cualquier punto real del campo (por ejemplo, puntos de giro de los heliostatos), se obtienen los pixeles correspondientes a dicho punto real de la imagen. De este modo, se soluciona el problema de pasar de coordenadas tridimensionales reales a coordenadas de píxel tridimensionales en la imagen. Básicamente, las matrices para pasar de un sistema de referencia a otro son dos, una matriz para la rotación y una matriz para la traslación. Una vez que se define la disposición de las cámaras, las imágenes capturadas por dichas cámaras (según los presentes ejemplos, cuatro imágenes, una para cada cámara) en cada momento determinado (por ejemplo, con una frecuencia <30 segundos, es decir, se capturan cuatro imágenes cada 30 segundos o menos) pueden ser procesadas (por ejemplo, simultáneamente) por un sistema de calibración de heliostatos de la planta de energía solar termoeléctrica, que proporcionará el ajuste de los desplazamientos de posicionamiento (en inglés, positioning offsets) para los heliostatos de forma automática y secuencial sin tener que actuar manualmente sobre éstos.
Dicho sistema se puede implementar mediante medios informáticos, medios electrónicos o una combinación de ellos (es decir, dichos medios electrónicos/informáticos se pueden usar indistintamente, es decir, una parte de los medios pueden ser medios electrónicos y la otra parte pueden ser medios informáticos, o todos los medios pueden ser medios electrónicos o todos los medios pueden ser medios informáticos) y deben ser capaces de reproducir un procedimiento para calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica. Por otra parte, el sistema puede estar configurado para realizar o ejecutar dicho procedimiento.
Un ejemplo de un sistema que comprende sólo medios informáticos puede ser un sistema informático, que puede comprender una memoria y un procesador, estando adaptada la memoria para almacenar una serie de instrucciones de programa informático, y estando adaptado el procesador para ejecutar estas instrucciones almacenadas en la memoria con el fin de generar los diversos eventos y acciones para las que el sistema ha sido programado.
Dichas instrucciones del programa informático (que resulta en un programa informático) pueden provocar que el sistema realice el procedimiento de calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica, según se describe a continuación de acuerdo con algunos ejemplos. Las instrucciones del programa informático (es decir, el programa informático) pueden ser incluidas en un medio de almacenamiento (por ejemplo, un CD-ROM, un DVD, una unidad USB, en una memoria informática o en una memoria de sólo lectura) o portadas por una señal portadora (por ejemplo, una señal portadora eléctrica u óptica).
El programa informático puede ser en forma de código fuente, código objeto, una fuente intermedia entre código fuente y código objeto en forma parcialmente compilada, o en cualquier otra forma adecuada para su uso en la implementación del procedimiento. El portador puede ser cualquier entidad o dispositivo capaz de portar el programa informático. Por ejemplo, el portador puede comprender un medio de almacenamiento, tal como una ROM, por ejemplo un CD ROM o una ROM de semiconductores, o un medio de grabación magnética, por ejemplo un disco duro. Además, el portador puede ser un portador transmisible tal como una señal eléctrica u óptica, que puede ser transmitida a través de cable eléctrico u óptico o por radio o por otros medios.
Cuando el programa informático se incluye en una señal que puede ser transportada directamente por un cable u otro dispositivo o medio, el portador puede estar constituido por dicho cable u otro dispositivo o medio. Alternativamente, el portador puede ser un circuito integrado en el que está incorporado el programa informático, estando el circuito integrado adaptado para realizar, o para uso en la realización del procedimiento pertinente. Ejemplos de un sistema que comprende sólo medios electrónicos (es decir, una configuración puramente electrónica) puede ser un dispositivo electrónico programable tal como un CPLD (Complex Programmable Logic Device), una FPGA (Field Programmable Gate Array) o un ASIC {application-specific integrated circuit).
En caso de que el sistema sea una combinación de medios electrónicos e informáticos, los medios informáticos pueden ser un conjunto de instrucciones de programa informático y los medios electrónicos pueden ser cualquier circuito electrónico capaz de implementar la correspondiente etapa o etapas del citado procedimiento.
De acuerdo con algunos ejemplos, el procedimiento de calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica realizado o ejecutado por el sistema descrito anteriormente puede comprender las siguientes etapas:
- Proporcionar, para cada cámara (es decir, cada dispositivo de toma de imágenes), una transformación lineal (es decir, las matrices de traslación/rotación obtenidas anteriormente) para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en píxeles de dicho punto en una imagen capturada;
- Obtener las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
Para al menos una imagen capturada por un primer dispositivo de toma de imágenes (por ejemplo, una de las cámaras del par de cámaras dispuestas en la dirección horizontal) en un momento determinado y una imagen capturada por un segundo dispositivo de toma de imágenes (la otra cámara del par de cámaras dispuestas en la dirección horizontal) en el momento determinado (debido a que los ejemplos presentes comprenden cuatro cámaras, las siguientes etapas se deben repetir para las imágenes capturadas por las cámaras del par de cámaras dispuestas en la dirección vertical):
- Obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada (matrices de traslación/rotación);
- Identificar un contorno de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de los heliostatos seleccionados en cada imagen capturada;
- Identificar una región de interés de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, estando cada región de interés asociada con una superficie reflectante del heliostato seleccionado;
Para cada heliostato seleccionado:
- Obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad (por ejemplo, el nivel de gris promedio) de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad (por ejemplo, el nivel de gris promedio) de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Determinar unos ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido; - Aplicar los ajustes de posicionamiento determinados al heliostato seleccionado.
En este punto es importante destacar que el procedimiento puede comprender además una etapa optativa de conversión de cada imagen capturada a escala de grises teniendo en cuenta las regiones de interés identificadas, de manera que cada píxel en cada región de interés tiene un nivel de intensidad asignado. De esta manera, la intensidad de los píxeles corresponde al nivel de gris de los píxeles.
La Figura 3 muestra la reflexión desde un heliostato a un punto, la cual se utilizará para analizar la etapa de obtener las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado. En el esquema de la figura 3, se identifican los parámetros clave para determinar la posición de cada heliostato:
- Coordenadas del punto de giro del heliostato (es decir, coordenadas tridimensionales reales del punto de giro/centro del heliostato);
- Coordenadas del receptor en la torre (es decir, coordenadas tridimensionales reales del receptor), o más precisamente el punto de enfoque (aiming point);
- Posición del sol en acimut y elevación.
En este punto debe tenerse en cuenta que las coordenadas tridimensionales reales se pueden obtener con referencia al centro de la torre, es decir, el centro de coordenadas del sistema de referencia puede ser el centro de la torre. Además, dichas coordenadas tridimensionales reales se pueden obtener por parte de un topógrafo (por ejemplo, durante la construcción de la planta) o a partir de un plano de la planta. Los dos primeros parámetros divulgados (es decir, las coordenadas del punto de giro del heliostato y las coordenadas del punto de enfoque) deben ser conocidos según se describe anteriormente y suministrados al iniciar la configuración del sistema.
En cuanto al tercero (posición del sol en acimut y elevación), la posición del sol se puede obtener, por ejemplo, de acuerdo con la publicación "Solar Position Algorithm for Solar Radiation Applications, Ibrahim Reda and Andreas Afshin, NREL, January 2008', cuyos datos de input son solamente las coordenadas geográficas de la planta, datos horarios del instante considerado (es decir, el momento determinado en el cual se capturan las imágenes para cada una de las cuatro cámaras de acuerdo con algunos ejemplos) y datos meteorológicos (por ejemplo, presión y temperatura para el procedimiento de NREL). El resultado serán los ángulos de cenit/elevación y acimut, que se convierten en el vector solar. Conociendo el vector solar S y el vector R orientado desde el heliostato hasta el receptor en la torre (es decir, el vector de reflexión incidiendo sobre el punto de enfoque (aiming point)), es posible obtener el vector normal H de la superficie reflectante del heliostato:
2 eos 0¡ en la que R representa el vector desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque, S representa el vector solar, H representa el vector normal y 0¡ es el ángulo de incidencia y reflexión de la radiación solar. Debe tenerse en cuenta que el vector normal será diferente para cada día y hora del año y en consecuencia la posición del heliostato y los puntos de sus esquinas serán diferentes dependiendo del momento determinado (es decir, el momento de captura de las imágenes por las cámaras). El vector normal obtenido se puede convertir a un valor de inclinación del heliostato en el momento determinado. Al partir de la inclinación dada por los ángulos de acimut y elevación del heliostato, el punto de giro (que, según se mencionó anteriormente, está siempre en la misma posición durante el seguimiento del heliostato) y el tamaño del heliostato, se pueden definir los puntos de las esquinas del heliostato como coordenadas tridimensionales. Usando las matrices calculadas anteriormente, sería posible identificar los puntos de las esquinas como píxeles (coordenadas bidimensionales en la imagen capturada) y obtener de este modo una primera aproximación del contorno del heliostato a evaluar.
Cabe señalar que el término "tamaño del heliostato" se puede referir al área y forma del heliostato. En resumen, la etapa de obtención de las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado puede comprender las siguientes sub-etapas:
- Proporcionar las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado;
- Proporcionar las coordenadas tridimensionales reales del punto de enfoque (aiming point);
- Proporcionar la posición del sol en acimut y elevación en el momento determinado (es decir, el momento en el que la imagen del campo de heliostatos es capturada por las cámaras);
- Proporcionar el tamaño de la superficie reflectante del heliostato seleccionado;
- Determinar el vector solar S desde el punto de giro del heliostato seleccionado hacia el sol teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado y la posición del sol en acimut y elevación;
- Determinar el vector R desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque (aiming point) teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado y las coordenadas tridimensionales reales del punto de enfoque;
- Determinar el vector normal H de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta el vector solar y el vector desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque (aiming point) ;
- Obtener la posición de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en acimut y elevación a partir del vector normal determinado;
- Identificar las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta la posición obtenida de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en acimut y elevación, el tamaño de la superficie reflectante del heliostato seleccionado y las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado. Por otra parte, la etapa de obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada requiere las coordenadas tridimensionales reales obtenidas previamente de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado y la transformación lineal proporcionada (matrices de traslación/rotación) según se ha descrito anteriormente.
Con referencia a la etapa de identificar un contorno de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada, se requiere una segmentación de la imagen capturada. Esto significa dividir la imagen capturada en sus partes constituyentes: fondo y objetos de interés. Estos objetos serán los heliostatos, que es lo que se necesita extraer de la imagen para calcular su valor de intensidad o nivel de gris promedio. De esta manera, una vez que se han identificado los puntos de las esquinas de cada heliostato seleccionado (es decir, las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado) en el momento de captura de la imagen, el contorno de cada heliostato (o heliostato seleccionado) puede ser reconocido (es decir, es posible identificar el contorno de la superficie reflectante del heliostato e identificar las regiones de interés teniendo en cuenta dichos contornos identificados) con el fin de proceder a calcular la intensidad promedio de cada región de interés identificada. Hay varios algoritmos que logran este objetivo y el estándar más aceptado es, por ejemplo, el que fue desarrollado por JF Canny, "Canny's edge detection method' según se puede ver en la Figura 4. Para aplicar este operador, en primer lugar, la imagen debe ser convertida a escala de grises y después de su aplicación, el resultado será una imagen binaria, en la que 0 representa el color negro y 1 el color blanco, representando este último el contorno de los objetos detectados.
Después, se pueden extraer directamente los píxeles incluidos en esta área (es decir, en cada región de interés de las imágenes capturadas), obteniendo de este modo un valor promedio inicial de la intensidad (promedio de nivel de gris) de ese heliostato para cada imagen capturada y permitiendo la verificación del contorno calculado (en este caso la región de interés corresponde a la totalidad de la superficie reflectante del heliostato).
Sin embargo, el valor promedio inicial obtenido de la intensidad (nivel de gris) de ese heliostato puede no ser su valor definitivo si se puede identificar un área bloqueada o sombreada de la superficie reflectante de los heliostatos. Es evidente que, teniendo en cuenta el área bloqueada o sombreada de la superficie reflectante se mejora el resultado del procedimiento.
De esta manera, el procedimiento puede comprender además una etapa de determinar al menos una región/área sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en las imágenes capturadas. Debido a que la torre comprende cuatro dispositivos de toma de imágenes (por ejemplo, cámaras), esta etapa debe realizarse en cada una de las cuatro imágenes capturadas. En consecuencia, la etapa anterior al cálculo final de la intensidad de la región de interés del heliostato puede ser la extracción del área sombreada como resultado de la configuración escalonada del campo solar. También se debe considerar la parte del heliostato que permanece bloqueada, porque si hay solapamientos entre heliostatos, se deben tener en cuenta en la evaluación de sólo la parte desbloqueada.
El procedimiento aplicado en este caso puede ser, por ejemplo, el descrito por G. Sassi en su publicación "Some notes on shadow and blockage effects,
Instituto di Física, Milán, Italy, 1983".
En primer lugar, es necesario conocer para cada heliostato del campo cuáles son los heliostatos que lo sombrean y bloquean en cada instante anual. Una vez determinado esto, se puede implementar la técnica resumida gráficamente en la Figura 5.
El sistema de coordenadas es trasladado al centro del heliostato del que se desea calcular la parte de bloqueo/sombra, y su centro está representado por "O". Para cada heliostato de su alrededor, que se sabe que bloquea/ensombrece, su centro está representado por "P" y se proyecta una línea recta desde P sobre la superficie del heliostato O con la inclinación del vector solar S (si se calcula el sombreado) o con el vector de inclinación desde P hasta el centro del receptor (si se calcula el bloqueo). La región del heliostato bloqueada/sombreada se conocerá como una función del valor tomado por las coordenadas del punto C como resultado de la intersección. El área de esa región se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula: xi— Lx \xe I
v = Ly - \ye \ en la que Lx y Ly son las dimensiones del heliostato en estudio de centro O, (xe, ye) son las coordenadas del punto C anteriormente indicadas y la región bloqueada/sombreada en cada caso vendrá dada por:
A = u. v
Una vez que esto es conocido, esta área calculada para la posición tridimensional real del heliostato se debe relacionar con la imagen de pixeles y se puede implementar por medio de las matrices de traslación/rotación proporcionadas anteriormente. Dicha área se elimina de la superficie efectiva del heliostato en cada imagen, siendo la región de interés para ese heliostato la totalidad de la superficie reflectante menos el área calculada.
En resumen, la etapa de determinar al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada puede comprender:
- Proporcionar al menos un heliostato del campo de heliostatos que ensombrece/bloquea la superficie reflectante del heliostato seleccionado en el momento determinado;
- Obtener las coordenadas tridimensionales reales de la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta el heliostato proporcionado del campo de heliostatos que ensombrece/bloquea la superficie reflectante del heliostato seleccionado;
- Obtener las coordenadas bidimensionales en pixeles de la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de la región sombreada/bloqueada y la transformación lineal proporcionada.
Además, la etapa de identificar la región de interés puede comprender la eliminación de la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en píxeles de la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado.
Por último, tras la finalización de las etapas restantes mencionadas, se debe calcular el valor final del nivel de gris del heliostato capturado por las cámaras (dispuesto vertical u horizontalmente).
Para hacer esto, la etapa de obtener un parámetro (por ejemplo, el promedio) relacionado con el nivel de gris de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen puede comprender:
- Identificar los píxeles comprendidos en la región de interés;
- Obtener el parámetro relacionado con el promedio de escala de grises de los píxeles identificados. Por otro lado, se pueden utilizar diferentes procesos para implementar la etapa de determinar ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado.
De acuerdo con un proceso iterativo (se requieren al menos cuatro cámaras), para cada heliostato seleccionado, se genera un primer parámetro (el primer parámetro divulgado anteriormente) a partir de la primera imagen (teniendo en cuenta la región de interés identificada), que es la intensidad promedio d de todos los píxeles comprendidos en la región de interés. Además, también se genera un segundo parámetro (la intensidad promedio G2 de todos los píxeles comprendidos en la región de interés) a partir de la segunda imagen.
Una vez que se han obtenido el primer y segundo parámetros, se realiza una comparación entre ellos. De esta manera, si el primer parámetro d y el segundo parámetro G2 no son ¡guales, se inicia un proceso iterativo, en el que el sistema aplica un ajuste predeterminado al heliostato en acimut y/o elevación y captura nuevas imágenes hasta que el nivel de gris de cada imagen procedente de cada cámara coincide o mantiene una relación definida como aceptable de por ejemplo G1 = 0,5% G2. Por otro lado, es posible almacenar en un repositorio (por ejemplo, una base de datos) los ajustes predeterminados aplicados al helióstato seleccionado dependiente de la diferencia determinada entre el primer y segundo parámetros. De esta manera, cuando el sistema determina la diferencia entre el primer parámetro y el segundo parámetro, busca en la base de datos si esta diferencia está almacenada. Si no, comienza el proceso iterativo divulgado. Por el contrario, si la diferencia está registrada en la base de datos, el sistema puede obtener los ajustes predeterminados (es decir, los ajustes predeterminados corresponden a los ajustes determinados) a aplicar al helióstato seleccionado para lograr que el helióstato apunte perfectamente al punto de enfoque (aiming point).
Más específicamente, la etapa de determinar los ajustes de posicionamiento a aplicar al helióstato seleccionado (de acuerdo con dicho primer proceso) puede comprender:
- Comparar el primer parámetro obtenido d con el segundo parámetro obtenido G2;
- Determinar si la comparación entre el primer parámetro obtenido y el segundo parámetro obtenido da como resultado que son ¡guales;
Si el primer parámetro y el segundo parámetro no son ¡guales,
- Aplicar un ajuste predeterminado de posicionamiento al helióstato seleccionado;
Para al menos una nueva imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes de los dispositivos de toma de imágenes y una nueva imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes de los dispositivos de toma de imágenes:
- Obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del helióstato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada;
- Identificar un contorno de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
- Identificar una región de interés del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado;
- Obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles (por ejemplo, el nivel de gris promedio de los píxeles) de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles (por ejemplo, el nivel de gris promedio de los píxeles) de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Transferir el control del procedimiento a la etapa anterior de comparación del primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
Si el primer parámetro y el segundo parámetro son ¡guales,
- Establecer como ajuste determinado de posicionamiento aplicado al heliostato seleccionado al menos un ajuste predeterminado.
De acuerdo con un proceso analítico, se pueden usar curvas teóricas. Como puede verse en la figura 6, se obtiene una curva teórica 70 a partir de una simulación del mapa de flujos del heliostato que apunta al punto de enfoque (aiming point) con un error de seguimiento de 0 mrad (punto de enfoque ideal). De esta manera, dicha curva teórica puede ser representada por una función matemática f(x) que representa la radiación solar reflejada por el heliostato seleccionado en el receptor en el momento determinado teniendo en cuenta que el heliostato seleccionado está apuntando perfectamente al punto de enfoque (aiming point), estando relacionada la radiación solar con la distancia x con respecto al punto de enfoque (aiming point) (x = 0 corresponde al punto de enfoque). A partir de dicha curva teórica se puede obtener el valor de W/m2 (es decir, la radiación solar recibida) que recibiría la primera cámara y la segunda cámara si el helióstato apuntara perfectamente al punto de enfoque (puntos P1 y P2 en W/m2 de la curva 70 en la que C1 y C2 representan la posición de las cámaras con respecto al punto de enfoque). Básicamente, dicho proceso analítico comprende la ejecución de un procedimiento iterativo hasta que se obtiene la curva 71 que define la posición real del helióstato seleccionado. Dicha curva 71 (igual a la curva teórica 70) se obtiene cuando se consigue la siguiente relación: f(d + Ct) = G1
Kd - C2) G2 en la que d es el primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al helióstato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes, Q2 es el segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al helióstato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes; Ci es la distancia proporcionada entre el primer dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque (aiming point), C2 es la distancia proporcionada entre el segundo dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque; d es la distancia a determinar.
Además, como puede verse en la Figura 6, la distancia entre el punto de corte de las dos curvas con el eje X en el ejemplo proporcionará (5m) la distancia que se debe corregir en acimut o elevación en el helióstato, la cual se puede convertir a mrad teniendo en cuenta la distancia desde el helióstato hasta la torre, y de mrad a pulsos (es decir, los ajustes determinados a aplicar al helióstato seleccionado). De esta manera, más específicamente, de acuerdo con dicho proceso analítico, la etapa de determinación de ajustes de posicionamiento a aplicar al helióstato seleccionado puede comprender:
- Proporcionar una función matemática f(x) que representa la radiación solar reflejada por el helióstato seleccionado en el receptor en el momento determinado considerando que el helióstato seleccionado está apuntando perfectamente al punto de enfoque (aiming point), estando relacionada la radiación solar con la distancia con respecto al punto de enfoque;
- Proporcionar la distancia Ci entre el primer dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque (aiming point);
- Proporcionar la distancia C2 entre el segundo dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque (aiming point);
- Determinar la distancia a corregir en el helióstato a partir de: f(d + Ct) = G1
Kd - C2) G2 en la que d es el primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al helióstato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes, G2 es el segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al helióstato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes; C1 es la distancia proporcionada entre el primer dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque (aiming point), C2 es la distancia proporcionada entre el segundo dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque; d es la distancia a determinar;
- Obtener los ajustes de posicionamiento a aplicar al helióstato seleccionado teniendo en cuenta la distancia determinada d.
Es importante destacar que en los presentes ejemplos, las cámaras (en la posición vertical para elevación o en la posición horizontal para acimut) están a la misma distancia (C1 = C2) del punto de enfoque (aiming point), pero en otros ejemplos las cámaras se pueden proporcionar a diferentes distancias del mismo. De esta manera, la radiación solar recibida por la primera cámara y la segunda cámara si el helióstato apunta perfectamente al punto de enfoque podrían ser diferentes y esta característica debe ser considerada en la ejecución del procedimiento descrito anteriormente.
Aunque en el presente documento sólo se han descrito un número de realizaciones y ejemplos particulares de la invención, los expertos en la técnica entenderán que son posibles otras realizaciones y/o usos alternativos de la invención y modificaciones obvias y equivalentes de las mismas. Además, la presente invención cubre todas las posibles combinaciones de las realizaciones particulares que se han descrito. Por lo tanto, el alcance de la presente invención no debe estar limitado por realizaciones particulares, sino que debe determinarse sólo por una lectura imparcial de las reivindicaciones que siguen.
Además, aunque los ejemplos descritos con referencia a los dibujos comprenden aparatos/sistemas informáticos y procesos realizados en aparatos/sistemas informáticos, la invención se extiende también a programas informáticos, particularmente programas informáticos en un portador, adaptados para poner en práctica el sistema.

Claims

REIVINDICACIONES
1 . Un procedimiento de calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica, comprendiendo dicha planta al menos un punto de enfoque que recibe radiación solar reflejada por los heliostatos y una pluralidad de dispositivos de toma de imágenes, cada uno de los cuales está configurado para capturar una imagen del campo de heliostatos en momentos determinados, estando dispuestos dichos dispositivos de toma de imágenes para recibir radiación circunsolar reflejada por los heliostatos, caracterizado porque el procedimiento comprende:
- Proporcionar, para cada dispositivo de toma de imágenes, una transformación lineal para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en píxeles de dicho punto en una imagen capturada;
- Obtener las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
Para al menos una imagen capturada por un primer dispositivo de toma de imágenes en un momento determinado y una imagen capturada por un segundo dispositivo de toma de imágenes en el momento determinado:
- Obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada;
- Identificar un contorno de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de los heliostatos seleccionados en cada imagen capturada; - Identificar una región de interés de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, estando cada región de interés asociada con una superficie reflectante del heliostato seleccionado;
Para cada heliostato seleccionado:
- Obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Determinar unos ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
- Aplicar los ajustes de posicionamiento determinados al heliostato seleccionado.
2. El procedimiento según la reivindicación 1 , que comprende además:
- Convertir cada imagen capturada a escala de grises teniendo en cuenta las regiones de interés identificadas, de manera que cada píxel en cada región de interés tiene un valor de intensidad asignado correspondiente a su nivel de gris.
3. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 ó 2, en el que, para al menos un heliostato seleccionado, la identificación de una región de interés en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado comprende identificar la región de interés como la totalidad de la superficie reflectante del heliostato seleccionado.
4. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, para al menos un heliostato seleccionado, comprende además: - Determinar al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada.
5. El procedimiento según la reivindicación 4, en el que la determinación de al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada comprende:
- Proporcionar al menos un heliostato del campo de heliostatos que ensombrece/bloquea la superficie reflectante del heliostato seleccionado en el momento determinado;
- Obtener las coordenadas tridimensionales reales de la región bloqueada/sombreada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta el heliostato proporcionado del campo de heliostatos que ensombrece/bloquea la superficie reflectante del heliostato seleccionado;
- Obtener las coordenadas bidimensionales en pixeles de la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de la región sombreada/bloqueada y la transformación lineal proporcionada.
6. El procedimiento según la reivindicación 5, en el que la identificación de una región de interés de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado comprende:
- Identificar la región de interés eliminando la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en pixeles de la región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado.
7. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que el primer dispositivo de toma de imágenes y el segundo dispositivo de toma de imágenes están dispuestos verticalmente y en el que la etapa de determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comprende determinar ajustes de posicionamiento relacionados con la elevación del heliostato seleccionado.
8. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que el primer dispositivo de toma de imágenes y el segundo dispositivo de toma de imágenes están dispuestos horizontalmente y en el que la determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comprende determinar ajustes de posicionamiento relacionados con el acimut del heliostato seleccionado.
9. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que los dispositivos de toma de imágenes comprenden cuatro dispositivos de toma de imágenes, dos de los cuales están dispuestos verticalmente y los otros dos están dispuestos horizontalmente y en el que la determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comprende determinar ajustes de posicionamiento relacionados con la elevación y el acimut respectivamente del heliostato seleccionado.
10. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, en el que la obtención de las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada comprende:
- Proporcionar las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado;
- Proporcionar las coordenadas tridimensionales reales del punto de enfoque;
- Proporcionar la posición del sol en acimut y elevación en el momento determinado;
- Proporcionar el tamaño de la superficie reflectante del heliostato seleccionado;
- Determinar el vector solar desde el punto de giro del heliostato seleccionado hacia el sol teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado y la posición del sol en acimut y elevación;
- Determinar el vector desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado y las coordenadas tridimensionales reales del punto de enfoque;
- Determinar el vector normal de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta el vector solar, el vector desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque;
- Obtener la posición de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en acimut y elevación a partir del vector normal determinado;
- Identificar las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del heliostato seleccionado teniendo en cuenta la posición obtenida de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en acimut y elevación, el tamaño de la superficie reflectante del heliostato seleccionado y las coordenadas tridimensionales reales del punto de giro del heliostato seleccionado.
1 1 . El procedimiento según la reivindicación 10, en el que la posición del sol en acimut y elevación se basa en las coordenadas geográficas de la planta, datos horarios en el momento determinado y datos meteorológicos en el momento determinado.
12. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 10 a 1 1 , en el que la determinación del vector normal a la superficie reflectante del heliostato seleccionado se realiza mediante una fórmula matemática relacionada con la ley de reflexión:
2 eos 0¡ en la que R representa el vector desde el punto de giro del heliostato seleccionado hasta el punto de enfoque, S representa el vector solar, H representa el vector normal y 0¡ es el ángulo de incidencia y reflexión de la radiación solar.
13. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, en el que la determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido comprende, para cada momento determinado:
- Comparar el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
- Determinar si la comparación entre el primer parámetro obtenido y el segundo parámetro obtenido da como resultado que son ¡guales;
Si el primer parámetro y el segundo parámetro no son ¡guales,
- Aplicar un ajuste predeterminado de posicionamiento al heliostato seleccionado;
Para al menos una nueva imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes y una nueva imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes:
- Obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada;
- Identificar un contorno de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
- Identificar una región de interés del heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado; - Obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Transferir el control del procedimiento a la etapa anterior de comparar el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
Si el primer parámetro y el segundo parámetro son ¡guales,
- Establecer como ajuste de posicionamiento aplicado al menos un ajuste predeterminado.
14. El procedimiento según la reivindicación 13, que comprende además, si el primer parámetro y el segundo parámetro son ¡guales:
- Almacenar al menos un ajuste predeterminado de posicionamiento aplicado al heliostato seleccionado.
15. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, en el que la determinación de los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido comprende, para cada momento determinado:
- Proporcionar una función matemática f(x) que representa la radiación solar reflejada por el heliostato seleccionado en el receptor o alternativamente sobre una diana, en el momento determinado considerando que el heliostato seleccionado está apuntando perfectamente al punto de enfoque, estando la radiación solar relacionada con la distancia con respecto al punto de enfoque;
- Proporcionar la distancia entre el primer dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque;
- Proporcionar la distancia entre el segundo dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque;
- Determinar la distancia a corregir en el heliostato a partir de: Kd - C2) G2 en la que d es el primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes, Q2 es el segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes; Ci es la distancia proporcionada entre el primer dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque, C2 es la distancia proporcionada entre el segundo dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque; d es la distancia a determinar;
- Obtener los ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado teniendo en cuenta la distancia determinada d.
16 El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 15, en el que la obtención de un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes comprende:
- Identificar los píxeles comprendidos en la región de interés;
- Obtener el primer parámetro relacionado con la intensidad promedio de los píxeles identificados.
17. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 16, en el que la obtención de un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes comprende:
- Identificar los píxeles comprendidos en la región de interés;
- Obtener el segundo parámetro relacionado con la intensidad promedio de los píxeles identificados.
18. Un programa informático que comprende instrucciones de programa para hacer que un sistema informático realice un procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 17 de calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica.
19. El programa informático según la reivindicación 18, incluido en un medio de almacenamiento.
20. El programa informático según cualquiera de las reivindicaciones 18 ó 19, portado en una señal portadora.
21 . Un sistema para calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica, comprendiendo dicha planta al menos un punto de enfoque que recibe radiación solar reflejada por los heliostatos y una pluralidad de dispositivos de toma de imágenes cada uno de los cuales está configurado para capturar una imagen del campo de heliostatos en momentos determinados, estando dichos dispositivos de toma de imágenes dispuestos para recibir radiación circunsolar reflejada por los heliostatos, caracterizado porque el sistema comprende:
- Medios para proporcionar, para cada dispositivo de imagen, una transformación lineal para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en píxeles de dicho punto en una imagen capturada;
- Medios para obtener las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada;
Para al menos una imagen capturada por un primer dispositivo de toma de imágenes en un momento determinado y una imagen capturada por un segundo dispositivo de toma de imágenes en el momento determinado:
- Medios para obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada;
- Medios para identificar un contorno de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de los heliostatos seleccionados en cada imagen capturada;
- Medios para identificar una región de interés de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, estando cada región de interés asociada con una superficie reflectante del heliostato seleccionado;
Para cada heliostato seleccionado:
- Medios para obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Medios para obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Medios para determinar unos ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
- Medios para aplicar los ajustes de posicionamiento determinados al heliostato seleccionado.
22. El sistema según la reivindicación 21 , que comprende además:
- Medios para convertir cada imagen capturada a escala de grises teniendo en cuenta las regiones de interés identificadas, de manera que cada píxel en cada región de interés tiene un valor de intensidad asignado correspondiente a su nivel de gris.
23. El sistema según cualquiera de las reivindicaciones 21 ó 22, que comprende además:
- Medios para determinar al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada.
24. Un sistema informático que comprende una memoria y un procesador, que contiene instrucciones almacenadas en la memoria y ejecutables por el procesador, comprendiendo las instrucciones funcionalidades para ejecutar un procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 17 de calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica.
25. Un sistema para calibrar al menos un heliostato seleccionado de un campo de heliostatos de una planta de energía solar termoeléctrica, comprendiendo dicha planta al menos un punto de enfoque que recibe radiación solar reflejada por los heliostatos y una pluralidad de dispositivos de toma de imágenes cada uno de los cuales está configurado para capturar una imagen del campo de heliostatos en momentos determinados, estando dichos dispositivos de toma de imágenes dispuestos para recibir radiación circunsolar reflejada por los heliostatos, estando el sistema configurado para:
- Proporcionar, para cada dispositivo de toma de imágenes, una transformación lineal para convertir coordenadas tridimensionales reales de un punto de la planta a coordenadas bidimensionales en píxeles de dicho punto en una imagen capturada;
- Obtener las coordenadas tridimensionales reales de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada; Para al menos una imagen capturada por un primer dispositivo de toma de imágenes en un momento determinado y una imagen capturada por un segundo dispositivo de toma de imágenes en el momento determinado:
- Obtener las coordenadas bidimensionales en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas tridimensionales reales obtenidas de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante del correspondiente heliostato seleccionado en cada imagen capturada, y la transformación lineal proporcionada;
- Identificar un contorno de la superficie reflectante de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta las coordenadas bidimensionales obtenidas en píxeles de los puntos de las esquinas de la superficie reflectante de los heliostatos seleccionados en cada imagen capturada;
- Identificar una región de interés de cada heliostato seleccionado en cada imagen capturada teniendo en cuenta el contorno identificado de la superficie reflectante del heliostato seleccionado, estando cada región de interés asociada con una superficie reflectante del heliostato seleccionado;
Para cada heliostato seleccionado:
- Obtener un primer parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el primer dispositivo de toma de imágenes;
- Obtener un segundo parámetro relacionado con la intensidad de los píxeles de la región de interés correspondiente al heliostato seleccionado en la imagen capturada por el segundo dispositivo de toma de imágenes;
- Determinar unos ajustes de posicionamiento a aplicar al heliostato seleccionado comparando el primer parámetro obtenido con el segundo parámetro obtenido;
- Aplicar los ajustes de posicionamiento determinados al heliostato seleccionado.
26. El sistema según la reivindicación 25, configurado para: - Convertir cada imagen capturada a escala de grises teniendo en cuenta las regiones de interés identificadas, de manera que cada píxel en cada región de interés tiene un valor de intensidad asignado correspondiente a su nivel de gris.
27. El sistema según cualquiera de las reivindicaciones 25 o 26, configurado para:
- Determinar al menos una región sombreada/bloqueada de la superficie reflectante del heliostato seleccionado en cada imagen capturada.
28. El sistema según cualquiera de las reivindicaciones 21 a 27, en el que los dispositivos de toma de imágenes están posicionados de tal manera que la radiación que refleja la superficie reflectante de cada heliostato hacia el receptor está en un ángulo superior a 4,65 mrad.
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