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 + C _t ) ₌ G ₁

Kd - C ₂ ) G ₂ 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, Q ₂ 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), C ₂ 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 < t _cap tura ≤ 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 (X _cp ¡xei, Yc _P ¡xei, Z _cp ¡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) (X _c , Y _c , Z _c ), 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 (X _cp ¡xei, Yc _P ¡xei, Z _cp ¡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

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— L _x \x _e I

v = L _y - \y _e \ en la que L _x y L _y son las dimensiones del heliostato en estudio de centro O, (x _e , y _e ) 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 G ₂ ;

- 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 + C _t ) ₌ G ₁

Kd - C ₂ ) G ₂ 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, Q ₂ 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), C ₂ 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 C ₂ 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 + C _t ) ₌ G ₁

Kd - C ₂ ) G ₂ 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, G ₂ 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; C ₁ es la distancia proporcionada entre el primer dispositivo de toma de imágenes y el punto de enfoque (aiming point), C ₂ 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 (C ₁ = C ₂ ) 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.