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ES2911282T3 - Determinación de vida útil restante de maquinaria rotatoria, incluyendo trenes de transmisión, cajas de engranajes, y generadores - Google Patents

Determinación de vida útil restante de maquinaria rotatoria, incluyendo trenes de transmisión, cajas de engranajes, y generadores Download PDF

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ES2911282T3
ES2911282T3 ES12733515T ES12733515T ES2911282T3 ES 2911282 T3 ES2911282 T3 ES 2911282T3 ES 12733515 T ES12733515 T ES 12733515T ES 12733515 T ES12733515 T ES 12733515T ES 2911282 T3 ES2911282 T3 ES 2911282T3
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eoh
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wind
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damage
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Xiaoqin Ma
John Karl Coultate
Evgenia Golysheva
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Insight Analytics Solutions Holdings Ltd
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Abstract

Método para predecir la vida útil restante de una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma, comprendiendo el método las etapas de: determinar un valor de EOH (116) para la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma según las etapas de: proporcionar datos (100) en relación con una o más condiciones de funcionamiento (110); y proporcionar uno o más coeficientes de EOH (106, 108, 220) en relación con la una o más condiciones de funcionamiento; en el que el valor de EOH (116) es una función de los datos (100) en relación con la una o más condiciones de funcionamiento (110) y el uno o más coeficientes de EOH (106, 108, 220) en relación con la una o más condiciones de funcionamiento (110); obtener un valor de límite de EOH (114) para la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma; y comparar el valor de EOH (116) y el límite de EOH (114), en el que la comparación del límite de EOH (114) y el valor de EOH (116) da lugar a un valor para la vida útil restante de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma, en el que los coeficientes de EOH (106, 108, 220) se obtienen al evaluar el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en condiciones de funcionamiento de campo y el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en condiciones de funcionamiento nominal de la misma duración, en el que el componente es una caja de engranajes, en el que evaluar el daño incluye: monitorizar las salidas de uno o más sensores de monitorización de condición colocados en o sobre la caja de engranajes en ubicaciones predeterminadas; y basándose en dichas salidas, calcular el daño usando un metamodelo de la caja de engranajes, construyéndose el metamodelo obteniendo un número de muestras de datos a partir de un modelo de caja de engranajes antes del inicio del funcionamiento de la caja de engranajes y determinando una tendencia subyacente usando metodología de superficie de respuesta.

Description

DESCRIPCIÓN
Determinación de vida útil restante de maquinaria rotatoria, incluyendo trenes de transmisión, cajas de engranajes, y generadores
La presente invención se refiere a métodos para determinar la vida útil residual de maquinaria rotativa que incluye trenes de transmisión, cajas de engranajes, y generadores. Los enfoques se refieren a la determinación de un límite de horas de funcionamiento equivalente para la maquinaria y compararlo con un valor de horas de funcionamiento equivalente para la maquinaria. En particular, se refiere a métodos para determinar la vida útil residual de turbinas eólicas e hidráulicas y componentes de las mismas, y usar estos datos para hacer funcionar y gestionar instalaciones de turbina.
El documento US 2010/0206058 A1 da a conocer un método para determinar el ciclo de vida de un componente de central eléctrica basándose en una regla de equivalencia o cálculo para horas de funcionamiento equivalente.
Aunque la vida de diseño de una caja de engranajes de turbina eólica es normalmente de más de veinte años, fallos de las cajas de engranajes de turbina eólica en el plazo de cuatro a cinco años no son poco comunes. Esto se debe a que los procedimientos de cálculo de vida útil residual (RUL) se basan en perfiles de funcionamiento supuestos, mientras que en funcionamiento, el perfil real podría ser muy diferente.
La monitorización de parámetros de funcionamiento relacionados con el funcionamiento de una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma, y la determinación cuándo estos parámetros se mueven fuera de una ventana operativa, pueden indicar que se necesita algún tipo de mantenimiento o investigación. Los parámetros de funcionamiento que se monitorizan podrían incluir temperatura de lubricación, residuos de lubricación, vibración, y salida de potencia.
La vibración se mide comúnmente mediante sistemas de monitorización de condiciones. En términos generales, grandes vibraciones en comparación con una norma son indicativas de daños.
El análisis de vibración generalmente se basa en una medición proporcionada por un sensor que excede un umbral predeterminado, que es propenso a falsas alarmas si el umbral se establece demasiado bajo. El nivel de umbral no es necesariamente constante y puede variar con la frecuencia (y, por lo tanto, con la velocidad). La presencia de choques y vibraciones extrañas significa que el nivel de umbral debe establecerse lo suficientemente alto como para minimizar el riesgo de falsas alarmas. Además, el umbral debe ser lo suficientemente alto como para evitar cualquier efecto negativo provocado por la “desviación” del rendimiento del sensor que puede ocurrir durante su vida útil. Además, no hay discriminación entre vibraciones asociadas con fallos o daños y aquellas que no son indicativas de fallos o daños.
Las fallas que se desarrollan durante el funcionamiento, tal como un desequilibrio en un rotor, pueden crear cargas en un cojinete superiores a las esperadas, lo que da como resultado una reducción en su vida útil de diseño. Fallas incipientes, tales como desequilibrio, pueden detectarse a partir del análisis de las firmas de vibración. Esto da la magnitud de un desequilibrio, y una fuerza de excitación debida al desequilibrio es una función de la magnitud del desequilibrio y el cuadrado de la velocidad. Por lo tanto, una fuerza de excitación debida a fallas puede calcularse a partir de condiciones de funcionamiento de campo y usarse para calcular cargas de componentes individuales. La desviación con respecto al perfil de funcionamiento supuesto puede abordarse mediante el uso de un modelo de simulación de viento genérico para determinar la carga en el árbol de turbina, lo que permite calcular cargas de componentes individuales basándose en las condiciones de funcionamiento de campo. La combinación de estos proporciona la carga total en cada componente, que puede usarse para estimar la vida restante de los componentes individuales y la vida de la caja de engranajes.
Sin embargo, las deficiencias en los modelos de simulación de viento significan que la carga en el árbol de turbina puede no determinarse de manera fiable o precisa.
Horas de funcionamiento equivalente (EOH), en términos simples, define el daño como equivalente al daño provocado a una turbina eólica o hidráulica o componentes de las mismas durante una hora de funcionamiento en condiciones de funcionamiento nominal. El valor de EOH es igual a un factor de ponderación relacionado con la condición de funcionamiento multiplicado por una duración (o, alternativamente, frecuencia) de esa condición. Para cualquier operación en la que el daño provocado sea el mismo que el que se espera que se produzca en condiciones nominales, el valor de EOH de un componente después de 1 h será 1 h, y el factor de ponderación será 1,0. Si un evento de funcionamiento provoca mayor daño, entonces el valor de EOH se reducirá en consecuencia. Por lo tanto, un evento de funcionamiento de duración de 0,2 h de duración y que tiene un factor de ponderación de 0,7, entonces el valor de EOH después de 1 h será 0,8 x 1 0,2 x 0,7 = 0,94.
Según un primer aspecto, la presente invención proporciona un método para predecir la vida útil restante de una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma, comprendiendo el método las etapas de:
determinar el valor de EOH para la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma según las etapas de: proporcionar datos relacionados con una o más condiciones de funcionamiento; y
proporcionar uno o más coeficientes de EOH relacionados con la una o más condiciones de funcionamiento; en el que el valor de EOH es una función de los datos relacionados con la una o más condiciones de funcionamiento y el uno o más coeficientes de EOH relacionados con la una o más condiciones de funcionamiento;
obtener un valor de límite de EOH para la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma; y
comparar el valor de EOH y el límite de EOH,
en el que los coeficientes de EOH se obtienen al evaluar el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en condiciones de funcionamiento de campo y el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en condiciones de funcionamiento nominal de la misma duración,
en el que el componente es una caja de engranajes,
en el que evaluar el daño incluye:
monitorizar las salidas de uno o más sensores de monitorización de condición colocados en o sobre la caja de engranajes en ubicaciones predeterminadas; y
basándose en dichas salidas, calcular el daño usando un metamodelo de la caja de engranajes, construyéndose el metamodelo obteniendo un número de muestras de datos a partir de un modelo de caja de engranajes antes del inicio del funcionamiento de caja de engranajes y determinando una tendencia subyacente usando metodología de superficie de respuesta.
El coeficiente de EOH puede ser una función de una relación del daño en condiciones de funcionamiento nominal con respecto al daño en condiciones de funcionamiento de campo, o una relación del daño en condiciones de funcionamiento nominal con respecto al daño en condiciones de funcionamiento de campo.
Las condiciones de funcionamiento pueden ser condiciones de funcionamiento en estado estacionario o condiciones de funcionamiento transitorias.
Si el valor de EOH es mayor que el límite de EOH, el método puede comprender adicionalmente la etapa de: realizar mantenimiento a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
Si la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma ha fallado, y en la que el valor de EOH es menor que el límite de EOH, el método puede comprender adicionalmente la etapa de: realizar mantenimiento a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
La etapa de realizar mantenimiento a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma puede comprender investigar el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
La etapa de investigar el daño puede seleccionarse del grupo que consiste en: usar un endoscopio, realizar análisis de vibración y realizar análisis de lubricación.
Si la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma tiene daño, el método puede comprender programar el mantenimiento de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma, restaurar la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma, o reemplazar la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
El método puede comprender la etapa adicional de: establecer el valor de EOH de la turbina eólica o hidráulica o componente en cero.
También se da a conocer un producto legible por ordenador que comprende medios de código diseñados para implementar las etapas del método según cualquiera de los métodos dados a conocer anteriormente.
También se da a conocer un sistema informático que comprende medios diseñados para implementar las etapas del método según cualquiera de los métodos dados a conocer anteriormente.
La presente invención se describirá ahora continuación, solo a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
la figura 1 muestra un diagrama de flujo para predecir la vida útil restante de una turbina eólica o hidráulica o componentes de la misma;
la figura 2 muestra un diagrama de flujo para la determinación de daño a una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma;
la figura 3 muestra las etapas en un método para calcular el daño a una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma usando un enfoque basado en modelo;
las figuras 4, 5 y 6 muestran fases en la construcción de un metamodelo.
la figura 7 muestra un diagrama de flujo para programar el mantenimiento de una turbina eólica o hidráulica o componentes de la misma basándose en un análisis de EOH;
la figura 8 muestra un diagrama de flujo para la restauración de caja de engranajes basándose en análisis de EOH; y; la figura 9 muestra un gráfico que combina modelos de vida útil de funcionamiento de EOH con datos de vibración para un número de turbinas que funcionan en un parque eólico; y
la figura 10 ilustra un diagrama esquemático de un aparato según diversas realizaciones de la invención.
Métodos para determinar el daño a una máquina rotatoria, tal como una caja de engranajes, tren de transmisión, generador, turbina eólica o una turbina hidráulica, o componentes individuales de estas máquinas rotatorias, se ilustran en la figura 1.
En una primera etapa 100 se recopilan datos de carga de turbina (que pueden simularse o medirse) y condiciones de funcionamiento, tal como la temperatura de varios cojinetes, condiciones de aceite, y similares se detectan y registran. Pueden elegirse datos de condición de funcionamiento para representar un intervalo típico de condiciones, o pueden obtenerse a partir de datos históricos registrados tales como SCADA o un sistema de monitorización de condiciones. Estos datos pueden usarse en la etapa 102 en un modelo de determinación de daño o metamodelo para determinar coeficientes de EOH 108 en relación con condiciones de funcionamiento en estado estacionario.
Los coeficientes de EOH 106 correspondientes para condiciones de estado no estacionario (transitorio) pueden determinarse en la etapa 104 usando un modelo dinámico de turbina eólica y componentes, y/o un modelo de deslizamiento de cojinetes, modelo del sistema de lubricación o similar.
En la etapa 116, se proporcionan datos de funcionamiento actuales o históricos 110 y el valor de EOH se deriva a partir de estos datos y los coeficientes de EOH determinados en las etapas 106 y 108 según la relación:
EOH = f (condición de funcionamiento, coeficiente de EOH)
En las etapas 112 y 114, el límite de EOH se determina a partir de datos de campo (registros de fallo y similares). El límite de EOH es simplemente la vida esperada de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma. En la etapa 118, una comparación del límite de EOH y el valor de EOH da lugar a un valor para la vida útil restante (RUL) del componente.
En la presente invención, se obtienen factores o coeficientes de ponderación de EOH al evaluar el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en condiciones de funcionamiento de campo y el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en condiciones de funcionamiento nominal de la misma duración. Según la invención, la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma es una caja de engranajes.
El factor o coeficiente de ponderación de EOH es una función del daño en condiciones de funcionamiento nominal y el daño en condiciones de funcionamiento de campo de la misma duración. Puede ser una función de una relación del daño en condiciones de funcionamiento nominal con respecto al daño en condiciones de funcionamiento de campo de la misma duración.
La figura 2 muestra un diagrama de flujo para la determinación del daño 202 a una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
Se proporcionan datos de carga 204, 206, por ejemplo, fuerzas y/o momentos, que actúan sobre la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
Los datos de carga 204 se refieren al funcionamiento en condiciones de funcionamiento nominal (Cr), que pueden ser las condiciones para las que se diseñó la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma. Los datos de carga 204 pueden obtenerse o derivarse a partir de los datos de diseño 208.
Los datos de carga 206 se refieren a la carga en condiciones de funcionamiento de campo (Co).
Las condiciones de funcionamiento de campo pueden ser datos de sensor históricos 210 o datos de SCADA obtenidos o derivados a partir de un CMS.
Las condiciones de funcionamiento de campo pueden ser datos de sensor en tiempo real 212 a partir de condiciones de funcionamiento reales en las que se está funcionando la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma. Esto significa que los factores o coeficientes de ponderación de EOH pueden calcularse en tiempo real. Estos factores o coeficientes de ponderación de EOH pueden almacenarse y usarse nuevamente cuando se experimentan condiciones de funcionamiento de campo similares, lo que conduce a una reducción en la capacidad de computación requerida a lo largo del tiempo.
Las condiciones de funcionamiento de campo pueden ser una biblioteca de condiciones anticipadas 214 que es una gama de condiciones de funcionamiento en las cuales puede esperarse que funcione la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma. Alternativa o adicionalmente, una biblioteca de condiciones anticipadas 214 puede rellenarse mediante datos de sensor históricos 210 o datos de sensor en tiempo real 212. Esto significa que los factores o coeficientes de ponderación de EOH pueden calcularse antes del funcionamiento, reduciendo la cantidad de capacidad de computación requerida durante el funcionamiento.
Datos de diseño 208, datos históricos 210, datos en tiempo real 212 y datos de biblioteca 214 pueden comprender intervalos continuos de datos, o los datos pueden estratificarse en contenedores para simplificar los cálculos.
Las condiciones de funcionamiento pueden ser condiciones de funcionamiento en estado estacionario o condiciones de funcionamiento transitorias.
El daño 202 en condiciones de funcionamiento nominal y de campo se determina a partir de información relacionada con la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma. La información puede proporcionarse mediante inspección 216, o mediante el uso de un modelo 218 de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
El factor de ponderación de EOH o coeficiente de daño 220 es una función del daño en condiciones de funcionamiento nominal y el daño en condiciones de funcionamiento de campo de la misma duración. Puede ser una función de una relación del daño en condiciones de funcionamiento nominal con respecto al daño en condiciones de funcionamiento de campo de la misma duración. Puede ser una relación del daño en condiciones de funcionamiento nominal con respecto al daño en condiciones de funcionamiento de campo de la misma duración.
Cuando los datos de diseño 208, datos históricos 210, datos en tiempo real 212 o datos de biblioteca 214 no contienen información de carga medida o especificada, los datos 204, 206 pueden derivarse a partir de otros parámetros medidos o especificados presentes en los datos. La derivación puede ser una simple manipulación de los datos disponibles, o puede obtenerse usando el modelo 218 de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma (no mostrado).
Pueden usarse diversos modelos. Por ejemplo, puede generarse un modelo único para uno o más de cada uno de los componentes de la turbina eólica o hidráulica que sale de una línea de producción. Cada modelo único se genera usando las dimensiones y holguras inferidas desde un extremo de la prueba de línea y puede permanecer relacionado con el componente correspondiente a lo largo de su vida de funcionamiento. El modelo único puede usarse para calcular las cargas, por ejemplo, fuerzas y/o momentos, que pueden actuar sobre un componente en cualquier ubicación o ubicaciones particulares en o sobre el componente según las condiciones de funcionamiento. Esto a su vez permite el cálculo del daño sufrido por cada componente en condiciones de funcionamiento nominal o de campo.
La figura 3 muestra las etapas en un método para calcular el daño a una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma usando un enfoque basado en modelo. Según la invención, el componente es una caja de engranajes.
En una primera etapa 36, se proporciona información sobre una caja de engranajes. Esto puede incluir un modelo completamente acoplado con seis grados de libertad. El modelo también puede ser único para la caja de engranajes. La información puede incluir información en relación con una o más variaciones de fabricación en las dimensiones y holguras de los componentes de una caja de engranajes.
En una segunda etapa 38, cargas, por ejemplo, fuerzas y/o momentos, que actúan sobre la caja de engranajes durante las condiciones de funcionamiento de campo pueden monitorizarse durante el funcionamiento o proporcionarse a partir de datos históricos (por ejemplo, SCADA). Alternativamente, las cargas pueden calcularse a partir de condiciones de funcionamiento de campo anticipadas. De manera similar, las cargas se pueden calcular a partir de las condiciones de funcionamiento nominal. Cuando las cargas que actúan sobre la caja de engranajes se monitorizan de manera continua durante el funcionamiento, estas mediciones pueden tomarse a una frecuencia de toma de muestras regular de, por ejemplo, 50 Hz. En diversas realizaciones de la invención, la etapa 38 puede incluir monitorizar una o más cargas a lo largo del tiempo. La monitorización de una o más cargas incluye la monitorización de las salidas de uno o más sensores de monitorización de condición colocados en o sobre la caja de engranajes en ubicaciones predeterminadas.
En la tercera etapa 40, se calcula el daño provocado a cada componente por la una o más cargas, en cada muestra de datos, sin embargo, determinadas. Para hacer esto, el modelo de sistema completamente acoplado descrito anteriormente se usa para calcular las desviaciones del sistema y las cargas de los componentes. El contacto entre los dientes de engranaje se modela usando elementos finitos teniendo en cuenta la rigidez a la flexión del diente y la rigidez de contacto de dentado del engranaje. Estas rigideces pueden calcularse o basarse en datos empíricos y se tienen en cuenta en el análisis de desviación estática del modelo completo. Puede calcularse la distribución de carga de cara de diente, la tensión de contacto de diente o la tensión de flexión para cada dentado de engranaje. Estos valores pueden compararse entonces con datos empíricos o métodos empíricos usados para calcular la tensión de contacto de funcionamiento, por ejemplo, según los métodos dados en la norma ISO 6336-2. La tensión de flexión de diente puede calcularse usando modelos de elementos finitos o puede calcularse usando métodos empíricos, por ejemplo, métodos en la norma ISO 6336-3. Pueden emplearse curvas S-N para fallo de contacto de engranaje y fallo de flexión de engranaje y pueden basarse en simulaciones matemáticas o pueden basarse en datos empíricos, por ejemplo, datos proporcionados en la norma ISO 6336. Una predicción del daño acumulativo sobre cada componente se actualiza de manera continua, permitiendo de ese modo predecir la vida restante de cada componente usando datos empíricos, por ejemplo, curvas S-N y datos de vida útil disponibles de cojinete de las normas iSo .
El cálculo del daño de cojinetes puede realizarse usando el software RomaxDesigner. Este cálculo tiene en cuenta factores tales como la geometría interna de cojinete, rigidez y deformación de los componentes de cojinete, el contacto entre los componentes de cojinete y considera las cargas y la rigidez de cojinete.
Es posible que la información de caja de engranajes proporcionada no pueda analizarse a una frecuencia tan alta como a la que se toman muestras de los datos. Por ejemplo, el análisis del modelo requerido para predecir el daño debido a cada muestra de datos puede tomar 1 segundo, pero pueden tomarse muestras de los datos a 50 Hz. Según la invención, se emplea una aproximación (un metamodelo) para que los daños se predigan más rápidamente.
El metamodelo se construye en tres fases:
1) se obtiene un número de muestras de datos a partir de un modelo de caja de engranajes antes del inicio del funcionamiento de la caja de engranajes;
2) se determina una tendencia subyacente usando metodología de superficie de respuesta (RSM);
3) se introducen desviaciones gaussianas de esta tendencia usando un núcleo gaussiano centrado en cada punto de muestra.
El metamodelo puede construirse usando solo las etapas 1) y 2) anteriores.
Las figuras 4 a 6 muestran las tres fases enumeradas anteriormente aplicadas a un problema de dos variables. La figura 4 muestra los puntos de datos sin tratar representados gráficamente. La figura 5 muestra la función de aproximación construida a partir de un polinomio de segundo orden. La figura 5 muestra la función de aproximación que incluye núcleos gaussianos.
Las variables en el metamodelo pueden ser una o más de las siguientes cargas que pueden definirse en cualquier lugar del modelo de caja de engranajes, tren de transmisión o generador: fuerza en la dirección x (Fx); fuerza en la dirección y (Fy); fuerza en la dirección z (Fz ); momento alrededor del eje x (Mx); momento alrededor del eje y (My), momento alrededor del eje z (Mz ). Alternativamente, las variables pueden incluir desplazamientos en cualquiera de las direcciones x, y y z o rotaciones alrededor de cualquiera de los ejes x, y, y z o temperatura.
El metamodelo se construye a partir de muestras de datos, cada una de las cuales corresponde a una combinación diferente de cualquiera de las variables enumeradas anteriormente. La precisión del metamodelo puede depender del método usado para determinar las variables usadas para generar cada muestra de datos. Es posible un régimen de toma de muestras en el que los puntos de muestra se determinan aleatoriamente, pero no es ideal porque puede dar como resultado que algunas muestras de datos tengan variables similares que pueden dar como resultado que el metamodelo sea inexacto. Se prefiere espaciar las muestras de datos uniformemente en el espacio de diseño representado por las variables de metamodelo.
La toma de muestras de datos uniforme en el espacio de diseño de variables de metamodelo se logra optimizando la estrategia de toma de muestras usando un algoritmo genético. Un método es maximizar la distancia mínima entre dos puntos de muestra próximos cualesquiera. Existen muchas otras estrategias de toma de muestras adecuadas en la bibliografía, incluyendo minimizar la distancia máxima entre dos puntos de muestra próximos cualesquiera; optimalidad L2; muestreo de hipercubo latino.
El proceso de identificar la tendencia subyacente usando la metodología de superficie de respuesta (RSM) consiste en ajustar un polinomio a los datos de muestra usando regresión lineal. El polinomio puede ser de cualquier orden y puede incluir algunos o todos los términos posibles. El número de variables en el polinomio es igual al número de variables en el metamodelo. Puede aplicarse una transformación a los datos muestreados antes de ajustar el polinomio con el fin de disminuir el “sesgo del modelo” que puede surgir debido a la suposición de que los datos siguen una tendencia polinómica. Por ejemplo, si se observa que el comportamiento de la respuesta sigue una tendencia similar a una exponencial, entonces puede ajustarse un polinomio al logaritmo natural de las variables para mejorar la precisión del metamodelo.
Las desviaciones gaussianas (etapa 3 anterior) pueden representarse mediante funciones gaussianas con un número de dimensiones igual al número de variables en el metamodelo. No se requiere que las desviaciones sean funciones gaussianas y pueden representarse por otra función matemática. La amplitud de cada desviación puede ser igual o estar relacionada con la diferencia entre la salida del modelo polinómico y el nivel de respuesta de la muestra de datos.
Se construye un metamodelo único para cada componente en la caja de engranajes (es decir, para cada engranaje y cojinete) para relacionar las variables medidas con el factor de distribución de carga de cara de diente resultante, KHp, (para engranajes, como se define en la norma ISO 6336) y factor de zona de carga (para cojinetes, como se define en la norma ISO 281). Cualquier número de cargas, por ejemplo, fuerzas y/o momentos, que actúan en cualquier punto de la caja de engranajes, el tren de transmisión o generador puede relacionarse con estos factores mediante los metamodelos. Los factores de zona de carga y los valores de KHp pueden usarse para calcular una cantidad correspondiente de daño provocado a cada componente. Los metamodelos pueden relacionar alternativamente las variables medidas con tensiones de componente, vidas de componente o daños porcentuales.
La figura 7 muestra un método para programar el mantenimiento de la turbina eólica o hidráulica o componentes de la misma basándose en un análisis de EOH.
En la etapa 700, se determina el valor de EOH actual de las turbinas en el parque eólico, por ejemplo, como se dio a conocer anteriormente en relación con la figura 1.
En la etapa 702, se identifica una turbina o turbinas que tienen el valor de EOH más alto en uno o más componentes.
En la etapa 704, el valor o valores de EOH de la etapa 702 se comparan con un límite de EOH preestablecido para una investigación pericial adicional. Si el valor de EOH es menor que este valor, entonces no se toma ninguna acción y la turbina continúa funcionando.
Si el valor de EOH es mayor que este valor, entonces, en la etapa 706, se realizan investigaciones adicionales de la turbina, por ejemplo, inspección de endoscopio, análisis de vibración, análisis de aceite y similares.
En la etapa 708, se evalúan los resultados de la investigación: si la investigación indica que la turbina no tiene un problema de funcionamiento, entonces no se toma ninguna acción y la turbina continúa funcionando.
Si la investigación indica que la turbina tiene un problema de funcionamiento, entonces se programa el mantenimiento y la turbina puede hacerse que reduzca su funcionamiento simultáneamente.
La figura 8 muestra un método para la restauración de la caja de engranajes basándose en el análisis de EOH.
En la etapa 800, se proporciona una caja de engranajes de turbina con fallo, y en la etapa 802 se proporciona un historial de componentes de caja de engranajes y/o caja de engranajes correspondiente.
En las etapas 804 y 806, un valor de EOH de un componente y una RUL correspondiente del componente se determinan respectivamente como se da a conocer anteriormente en relación con la figura 1.
En la etapa 808, se realiza una evaluación en cuanto a si la RUL para el componente indica o no que la restauración del componente puede merecer la pena. Si no lo es, entonces se descarta el componente.
Si es así, entonces en la etapa 810, se inspecciona el componente.
En la etapa 814, si la inspección indica que la restauración del componente no merece la pena, se descarta el componente.
En la etapa 814, si la inspección indica que el componente es adecuado para la restauración, el componente se retiene para proporcionar una caja de engranajes restaurada.
En la etapa 816, si se ha reemplazado el componente, el valor de EOH para el nuevo componente se establece en cero.
Según un aspecto adicional de la invención, un método para hacer funcionar una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma se basa en una medida cuantitativa de vibración en relación con el valor de EOH para una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
El método puede ilustrarse mediante un simple ejemplo, en el que los niveles de parámetros de funcionamiento se estratifican en tres niveles: bajo, medio y alto.
Como se mencionó anteriormente, el peligro o daño por vibración aumentada depende en cierta medida de la antigüedad de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma, en otras palabras, del valor de EOH. El valor de EOH puede estratificarse de manera similar en tres zonas, baja, media y alta.
Este enfoque simple permite al operario de la turbina eólica o hidráulica priorizar las actividades de mantenimiento basándose en los datos de EOH y CMS, como, por ejemplo, en la tabla 1.
Tabla 1. Acción necesaria según un valor para EOH y un nivel de un parámetro de funcionamiento
Figure imgf000008_0001
Puede adoptarse el mismo enfoque para otros datos de CMS que pueden usarse para monitorizar turbinas eólicas identificando turbinas eólicas que exceden un valor de umbral.
La figura 9 muestra un gráfico que combina modelos de vida útil de funcionamiento de EOH con datos de vibración para un número de turbinas (T01 a T38) que funcionan en un parque eólico. Los niveles de vibración en este contexto pueden basarse en el análisis de firma de vibración.
Las turbinas con EOH y vibración moderadas normalmente requieren monitorización rutinaria e inspecciones planificadas durante un período más largo.
Niveles moderados de vibración cuando los valores de EOH son bajos, por ejemplo, la turbina T02 en la figura 9, pueden indicar que la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma deben investigarse para ver si uno o más componentes sufren daños y es necesario que se reparen o reemplacen.
Sin embargo, los niveles moderados de vibración a valores medios de EOH son probablemente normales, y debe monitorizarse simplemente de manera rutinaria. Los niveles moderados de vibración a altos valores de EOH no requieren acción.
Los altos niveles de vibración a altos valores de EOH pueden ser indicativos de la necesidad de inspección de turbina. Pueden identificarse claramente turbinas con alto valor de EOH y alta vibración (rodeadas), y estas requieren inspección.
La turbina T34 en la figura 9 tienen un nivel de vibración similar a la turbina T05, pero la turbina T34 tiene una baja vida útil de EOH. La turbina anterior se hace funcionar claramente mejor que otras turbinas de un valor de EOH similar. El uso de un sistema para identificar turbinas que necesitan mantenimiento basándose solo en umbrales consideraría que estas dos turbinas tienen el mismo estado.
Además de los enfoques anteriores, puede obtenerse un indicador adicional de un requisito de mantenimiento al recopilar datos relacionados con la vibración de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en una instalación de prueba antes de la instalación. Esto puede tomarse como una línea base posterior: los aumentos en la vibración después de la instalación pueden deberse a daños durante el transporte o un mal ensamblaje.
La figura 10 ilustra un diagrama esquemático de un aparato 46 según diversas realizaciones de la presente invención. El aparato 46 incluye medios 48 para realizar las etapas ilustradas en las figuras 1 a 9. Los medios 48 incluyen un procesador 50 y una memoria 52. El procesador 50 (por ejemplo, un microprocesador) está configurado para leer y escribir en la memoria 52. El procesador 50 también puede comprender una interfaz de salida a través de la cual el procesador 50 emite datos y/o comandos y una interfaz de entrada a través de la cual los datos y/o comandos se introducen en el procesador 50.
La memoria 52 almacena un programa informático 54 que comprende instrucciones de programa informático que controlan el funcionamiento del aparato 46 cuando se carga en el procesador 50. Las instrucciones de programa informático 54 proporcionan la lógica y las rutinas que permiten que el aparato 46 realice al menos algunas de las etapas de los métodos ilustrados en las figuras 1 a 9. El procesador 50 al leer la memoria 52 puede cargar y ejecutar el programa informático 54.
El programa informático puede llegar al aparato 46 a través de cualquier mecanismo de entrega adecuado 56. El mecanismo de entrega 56 puede ser, por ejemplo, un medio de almacenamiento legible por ordenador, un producto de programa informático, un dispositivo de memoria, un medio de grabación tal como un disco Blue-ray, CD-ROM o DVD, un artículo de fabricación que incorpora de manera tangible el programa informático 54. El mecanismo de entrega puede ser una señal configurada para transferir de manera fiable el programa informático 54. El aparato 46 puede propagar o transmitir el programa informático 54 como una señal de datos informáticos.
Aunque la memoria 52 se ilustra como un único componente, puede implementarse como uno o más componentes separados, algunos o todos de los cuales pueden ser integrados/retirables y/o pueden proporcionar almacenamiento permanente/semipermanente/dinámico/en caché.
Referencias al “medio de almacenamiento legible por ordenador”, “producto de programa informático”, “programa informático incorporado de manera tangible”, etc. o un “controlador”, un “ordenador”, “procesador”, etc. debe entenderse que abarcan no solo ordenadores que tienen arquitecturas diferentes tales como arquitecturas de procesador único/múltiple y arquitecturas secuenciales (Von Neumann)/paralelas, sino también circuitos especializados tales como matrices de puertas programables en campo (FPGA), circuitos específicos de aplicación (ASIC), dispositivos de procesamiento de señales y otros dispositivos. Referencias a programa informático, instrucciones, código, etc. debe entenderse que abarca software para un procesador programable o firmware, tal como, por ejemplo, el contenido programable de un dispositivo de hardware, ya sea instrucciones para un procesador, o ajustes de configuración para un dispositivo de función fija, matriz de puertas o dispositivo lógico programable, etc.
Las etapas ilustradas en las figuras 1 a 9 pueden representar etapas en un método y/o secciones de código en el programa informático 54. La ilustración de un orden particular a las etapas no implica necesariamente que haya un orden requerido o preferido para las etapas y el orden y la disposición de las etapas pueden variar. Además, puede ser posible que se omitan algunas etapas.

Claims (11)

  1. REIVINDICACIONES
    i. Método para predecir la vida útil restante de una turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma, comprendiendo el método las etapas de:
    determinar un valor de EOH (116) para la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma según las etapas de:
    proporcionar datos (100) en relación con una o más condiciones de funcionamiento (110); y proporcionar uno o más coeficientes de EOH (106, 108, 220) en relación con la una o más condiciones de funcionamiento;
    en el que el valor de EOH (116) es una función de los datos (100) en relación con la una o más condiciones de funcionamiento (110) y el uno o más coeficientes de EOH (106, 108, 220) en relación con la una o más condiciones de funcionamiento (110);
    obtener un valor de límite de EOH (114) para la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma; y comparar el valor de EOH (116) y el límite de EOH (114),
    en el que la comparación del límite de EOH (114) y el valor de EOH (116) da lugar a un valor para la vida útil restante de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma,
    en el que los coeficientes de EOH (106, 108, 220) se obtienen al evaluar el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en condiciones de funcionamiento de campo y el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma en condiciones de funcionamiento nominal de la misma duración, en el que el componente es una caja de engranajes,
    en el que evaluar el daño incluye:
    monitorizar las salidas de uno o más sensores de monitorización de condición colocados en o sobre la caja de engranajes en ubicaciones predeterminadas; y
    basándose en dichas salidas, calcular el daño usando un metamodelo de la caja de engranajes, construyéndose el metamodelo obteniendo un número de muestras de datos a partir de un modelo de caja de engranajes antes del inicio del funcionamiento de la caja de engranajes y determinando una tendencia subyacente usando metodología de superficie de respuesta.
  2. 2. Método según la reivindicación 1, en el que el coeficiente de EOH (106, 108, 220) es uno de los siguientes:
    una función de una relación del daño en condiciones de funcionamiento nominal (208) con respecto al daño en las condiciones de funcionamiento de campo (210, 214); o
    una relación del daño en las condiciones de funcionamiento nominal (208) con respecto al daño en las condiciones de funcionamiento de campo (210, 214).
  3. 3. Método según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el que las condiciones de funcionamiento son condiciones de funcionamiento en estado estacionario o condiciones de funcionamiento transitorias.
  4. 4. Método según cualquier reivindicación anterior, en el que si el valor de EOH (116) es mayor que el límite de EOH (114), que comprende adicionalmente la etapa de:
    realizar mantenimiento a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
  5. 5. Método según cualquier reivindicación anterior, en el que la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma ha fallado, y en el que si el valor de EOH (116) es menor que el límite de EOH (114), que comprende adicionalmente la etapa de: realizar mantenimiento a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
  6. 6. Método según la reivindicación 4 o la reivindicación 5, en el que la etapa de realizar mantenimiento a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma comprende investigar el daño a la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
  7. 7. Método según la reivindicación 6, en el que la etapa de investigar el daño se selecciona del grupo que consiste en: usar un endoscopio, realizar análisis de vibración y realizar análisis de lubricación.
  8. 8. Método según la reivindicación 6 o la reivindicación 7, en el que si la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma tiene daño,
    programar mantenimiento de la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma; restaurar la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma; o
    reemplazar la turbina eólica o hidráulica o un componente de la misma.
  9. 9. Método según la reivindicación 8, que comprende la etapa adicional de: establecer el valor de EOH (116) de la turbina eólica o hidráulica o componente en cero.
  10. 10. Producto legible por ordenador que comprende medios de código diseñados para implementar las etapas del método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3.
  11. 11. Sistema informático que comprende medios diseñados para implementar las etapas del método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3.
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