Eólica | Wind Power FuturEnergy | Junio June 2019 www.futurenergyweb.es 19 configuraciones distintas de tren de potencia y generador. Las bases de datos contenían medidas de corrientes del estator, convertidor lado rotor y convertidor lado red. Tras implementar el análisis de la firma de corriente en diferentes máquinas, los diagnósticos revelaron desequilibrio eléctrico del rotor (Figura 1), desequilibrio del eje de alta velocidad (Figura 2) y defecto en el devanado del rotor (Figura 3). Se muestra en las figuras un espectro de cada uno de los mencionados generadores donde aparecen etiquetadas las frecuencias de fallo asociadas. Conclusiones Actualmente, la O&M de aerogeneradores es una gran preocupación para operadores y propietarios de parques eólicos, suponiendo unos costes totales que pueden superar el 30%. Por un lado, está claro que las características de los emplazamientos marinos requieren estrategias optimizadas de O&M para que la eólica marina sea económicamente viable. Por otro lado, una parte importante de la flota de aerogeneradores europea (específicamente la flota española) está llegando al final de su vida útil prevista, lo que plantea nuevos desafíos operacionales en el caso de la extensión de vida. Sobre esta base, los expertos calculan los beneficios de implementar sistemas de monitorización fiables entre 0,5 M€ y 1,5 M€ por aerogenerador durante toda su vida útil (asumiendo una vida útil de 20 años). Como resultado del desarrollo de sistemas avanzados de monitorización de estado capaces de optimizar las estrategias de mantenimiento, se puede lograr una reducción de los costes de O&M (OPEX) de hasta 1,5 M€ por aerogenerador, lo que tendría un notable impacto en la reducción del coste de la energía (CoE). Por estas razones, hay un interés creciente en invirtir en nuevos métodos para estas estrategias de mantenimiento, y reducir al máximo los costes. El objetivo es pasar de la estrategia correctiva (que actúa una vez se produce el fallo), y la estrategia preventiva (con mantenimientos programados independientemente del estado de la máquina), a un enfoque predictivo. Este enfoque permite anticipar el fallo de un componente a través de la monitorización de estado. Para este fin se han estudiado e implementado multitud de técnicas, tales como análisis de: vibraciones, temperaturas, aceite, etc. Dichas técnicas, sin embargo, requieren sensores adicionales y la implementación de complejos métodos de análisis, además de que solo son capaces de monitorizar el elemento en el que se están instalados. El análisis de la firma de corriente es un método alternativo que puede identificar diferentes fallos relacionados con las frecuencias, dependiendo del estado del aerogenerador y del tipo de fallo, en el espectro de frecuencias de la corriente eléctrica. Este nuevo método se puede implementar fácilmente y a bajo coste. Permite monitorizar elementos clave de un aerogenerador, como el generador eléctrico y la multiplicadora, con el consiguiente ahorro de sensores adicionales. unbalance (Figure 2); and rotor winding fault (Figure 3). The current spectra of each of the above-mentioned generators can be seen in the figures, with the associated fault frequencies labelled. Conclusions Currently, the O&M of wind turbines is a major concern for wind farm operators and owners, representing total costs that can exceed 30%. On the one hand, it is clear that offshore site characteristics require optimised O&M strategies so that offshore wind can be economically viable. On the other hand, a significant share of the European wind turbine fleet (specifically, the Spanish fleet) is reaching the end of its expected lifetime, resulting in new operational challenges in the case of lifetime extension. On this basis, experts calculate the benefits of implementing reliable condition monitoring systems between €0.5m and €1.5m per wind turbine over its lifetime (assuming a 20-year lifetime). As a result of developing advanced condition monitoring systems that can optimise maintenance strategies, a reduction in O&M costs (OPEX) of up to €1.5m can be achieved per wind turbine, thus having a significant impact on reducing the cost of energy (CoE). For these reasons, there is an increasing interest in investing in new methods aimed at optimising O&M strategies, thus minimising O&M costs. The objective is to move from the corrective strategy (that reacts once the fault has occurred), and the preventive strategy (with scheduled maintenance regardless of the machine’s condition) to a predictive approach. This approach can anticipate a fault in a component through condition monitoring. Several techniques have been studied and implemented to this end, such as vibrations, temperatures, oil analysis, etc. Those techniques, however, require additional sensors and the implementation of complex analytical methods, apart from which they are only able to monitor the element in which they are installed. CSA is proposed as an alternative method, where different fault-related frequencies can be identified in the current spectra, dependent on the condition of the wind turbine generator and the type of fault. This novel method can be easily implemented as well as being low cost. It enables the key elements of a wind turbine, such as the electric generator and the gearbox, to be monitored with the consequent saving in additional sensors. Estefanía Artigao (PhD) Personal Investigador – Instituto de Investigación en Energías Renovables Universidad de Castilla – La Mancha Research Fellow – Renewable Energy Research Institute University of Castilla – La Mancha Figura 3. Espectro de la corriente con defecto en el devanado del rotor | Figure 3. Current spectra with rotor winding fault
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