ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
GRADO EN INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA
Especialidad Eléctrica
DETERMINACIÓN DE CARGAS AERODINÁMICAS EN EL
GENERADOR DE UNA TURBINA EÓLICA MARINA
Autor: Carlos Escribano Delgado
Director: Juan Antonio Talavera Martín
Madrid
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
GRADO EN INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA
Especialidad Eléctrica
DETERMINACIÓN DE CARGAS AERODINÁMICAS EN EL
GENERADOR DE UNA TURBINA EÓLICA MARINA
Autor: Carlos Escribano Delgado
Director: Juan Antonio Talavera Martín
Madrid
DETERMINACIÓN DE CARGAS AERODINÁMICAS EN EL GENERADOR DE
UNA TURBINA EÓLICA MARINA
Autor: Escribano Delgado, Carlos
Director: Talavera Martín, Juan Antonio
RESUMEN DEL PROYECTO
Introducción
Este documento tiene como objetivo explicar la influencia de las cargas aerodinámicas sobre el generador de una turbina eólica marina para de esta manera dimensionar el eje por el que se transmite esa energía del viento hasta el generador eléctrico.
Si el aerogenerador fuese uno terrestre convencional el proyecto sería muy similar. La gran diferencia que supone el mar es que la resistencia al viento es mucho menor, ya que funciona como una superficie lisa, lo que se traduce en que la velocidad del viento a la altura del buje (y por tanto también sobre las palas) sea constantemente más alta que en los generadores colocados en tierra, y que por tanto se pueda extraer una mayor cantidad de energía.
¿Cómo afecta esto al diseño del aerogenerador? Pues afecta en que las cargas aplicadas sobre las palas y el buje van a ser constantemente más altas, lo que supone que el generador va a tener que estar dimensionado para resistir unos esfuerzos mayores en todas sus partes, desde la cimentación hasta el eje del generador.
En la actualidad hay 3 opciones de generadores que se utilizan en las turbinas eólicas: generador de inducción de jaula de ardilla, generador de inducción bifásico y generador síncrono. Los dos primeros implican la necesidad de que exista una reductora, una caja de cambios que permita desacoplar la frecuencia mecánica del eje de la turbina en la parte de las palas con la frecuencia eléctrica de la red. Pero la reductora es un sistema de engranajes mecánico y como tal necesita de un mantenimiento (particularmente un engrasado) cada poco tiempo. Un mantenimiento periódico pero fácil de realizar si la turbina está situada en tierra pero que pasa a ser muy costoso cuando el aerogenerador está situado a varios kilómetros dentro del mar. Es por eso que para el generador se elige el tercer tipo: generador síncrono, que te permite prescindir de la reductora al realizarse el desacoplamiento con la red a través de un variador. El resultado es que el eje que hay entre el buje y el generador eléctrico gire a la velocidad de las palas, se tratará por tanto de un eje de baja velocidad y que no estará dividido en dos partes como los convencionales.
En el caso de un eje convencional, su diseño se suele realizar como un cilindro hueco de acero, con el mismo radio interior y exterior en toda su longitud. Al usarse un eje de baja velocidad, sin embargo, este tienen una forma cónica, ya que al comienzo tiene que tener de diámetro externo el diámetro interno del buje y en la zona del generador tiene que aumentar su tamaño hasta el diámetro interno del rotor. No obstante, para la realización de este documento se ha simplificado el modelado del eje tomándose como un eje de diámetro exterior e interior constante (El radio exterior es igual al radio interno del rotor del generador).
Metodología
Este proyecto se ha llevado a cabo siguiendo las indicaciones del manual GL para la certificación de turbinas eólicas marinas [1]. Se trata del manual que contiene todas las reglas que hay que cumplir para llegar a obtener la certificación GL, que es la certificación de calidad de turbinas eólicas europea más importante. En toda Europa prácticamente no se vende ni un solo aerogenerador que no haya obtenido esta calificación.
Por otro lado, el proyecto se basa en unos datos de partida del aerogenerador que se quiere construir así como de la ubicación del mismo, que como se explica en [2] se instalará a unos 50Km al Oeste de la costa de Marruecos. De entre estos datos de partida son particularmente importantes para este proyecto los siguientes:
Magnitud Dato de partida
Altura del buje (sobre el nivel medio del mar) 92m
Diámetro del buje 3m
Diámetro interior del rotor del generador 6.8m
Longitud del generador 1.3m
Potencia del generador 5.5MW
Velocidad nominal del generador 12rpm
Tabla 1: Datos de partida relevantes
El estudio comienza por comprender cuáles de todas las fuerzas y momentos sobre el aerogenerador tienen una influencia sobre el generador. Para ello uno se debe preguntar a qué está unido. La respuesta a esta pregunta es que a través del eje de la transmisión el generador está unido al buje, y que todo ello está soportado por dos cojinetes (cuya localización también es conocida). La conclusión de este documento será, por tanto, las dimensiones de dicho eje de transmisión.
Una vez se tiene esto claro se pasa al programa informático que se ha utilizado para la obtención de estas cargas sobre el buje: Bladed. Para utilizar este programa lo primero que se debe de hacer es introducir un modelo del aerogenerador, para lo que se definen en los menús existentes todas las magnitudes que piden, desde datos geométricos de las palas hasta la altura de la torre, pasando por todas las variables eléctricas, mecánicas y electrónicas que se necesitan para el funcionamiento y control de la turbina.
Ya con el modelo definido se puede pasar a la fase de simulaciones. Como el viento es un fenómeno estocástico se deben de hacer una serie de simulaciones suficientemente grande como para garantizar que se tengan en cuenta todas las situaciones que se espera que se puedan dar durante la vida útil del aerogenerador (un mínimo de 20 años aunque se haya tomado 25 para este documento). Estas simulaciones están definidas previamente en el manual GL [1] y se conocen como DLCs o Design Load Cases (Casos de carga de diseño). Cada uno de los DLCs recoge además indicaciones del Partial Safety Factor (factor de seguridad parcial), que es el coeficiente de seguridad que se debe aplicar para sobredimensionar las cargas en cada uno de los casos de diseño.
El resultado obtenido con Bladed es una serie de fuerzas y momentos sobre el buje, de los que se seleccionan los más grandes (en valor absoluto y para cada categoría Fx, Fy, etc.) ya que el
diseño en primera instancia será por cargas extremas. Estos valores, junto a los valores de fuerzas electromagnéticas del generador obtenidos en [3] permitirán hallar la distribución de esfuerzos a lo largo de la transmisión y con ello el punto que peores tensiones tendrá que aguantar y sobre el que se dimensionará.
Una vez encontrado dicho punto se aplicarán las fórmulas que relacionan flectores y axiles con tensiones normales y torsores con tensiones tangenciales. Esto nos permite aplicar un criterio de resistencia (como la transmisión es de acero, que es un material dúctil, utilizaremos el criterio de Von Mises o el de Tresca) para obtener la tensión equivalente a la que estará sometido ese punto de la transmisión.
Comparando este resultado con la tensión admisible (obtenida dividiendo el límite elástico del acero por un segundo coeficiente de seguridad (que será 1.1 según indica GL) se puede discernir si el diseño aguanta o no las cargas extremas.
De la misma manera, igualando la tensión admisible con la tensión por Von Mises se puede obtener el valor del radio interior máximo (espesor mínimo) que puede tener el eje de la transmisión.
Una vez finalizado el diseño de la trasmisión por cargas extremas se debe asegurar que el eje vaya a aguantar durante al menos 20-25 años: hay que realizar el análisis de cargas de fatiga. El eje está continuamente aguantando ciclos de carga y descarga de diferentes amplitudes, que llevan a que sufra y puedan ocasionarse grietas y finalmente romperse. Utilizando Bladed de nuevo se pueden obtener los ciclos de carga y descarga que aguanta el eje en una simulación de un minuto, con ello se estima la cantidad a la que estará sometido en 25 años y eso se compara utilizando el método de Miner con lo que aguanta el acero estructural (valores obtenidos de la curva SN, que se obtiene de manera experimental).
Resultados
Se ha obtenido después de todo el análisis que el DLC que causa los mayores esfuerzos sobre la sección de la transmisión es el 2.1: producción normal de energía con falta en el sistema de control (pala permanentemente atascada en 0º aunque la velocidad del viento a la altura del buje de 30m/s signifique que se deba aplicar el control de paso).
Con los datos del DLC 2.1 se ha obtenido que el punto de la transmisión que está sometido a mayores tensiones coincide con el cojinete anterior (el cojinete que hay entre el buje y el generador), que tendrá unos valores de momento flector de 48MNm, axil de 1640KN y torsor de 7200KNm.
Aplicando una σadm igual al límite elástico del acero S275 (275MPa) entre un coeficiente de
seguridad de 1.1 (σadm=250MPa), se obtiene que el radio interno de la transmisión puede llegar
a un máximo de 3.393m (quedando un tubo hueco de acero de 7mm de espesor).
Finalmente, al realizar el análisis de fatiga de aquellos DLCs en los que GL indica, se obtiene que los valores máximos de tensiones para fatiga se dan para el DLC1.4 (producción energética normal, con perfil de viento normal y pérdida de la red), pero que siguen siendo valores
suficientemente bajos como para que el eje aguante todos los ciclos que puedan darse. No habrá por tanto problemas por fatiga en la transmisión.
Conclusiones
En este proyecto se presenta un posible diseño del eje de la transmisión de una turbina eólica marina. Para llegar al diseño se han tratado todos los aspectos mecánicos de la transmisión de fuerzas hasta el generador eléctrico y el dimensionamiento de un eje en base a los esfuerzos que soporta, así como aspectos del comportamiento eléctrico y electrónico de un aerogenerador (controles de par, de paso, sistemas de seguridad, fuerzas electromagnéticas producidas por el generador…).
El diseño final, que se ha estudiado tanto para cargas extremas como para cargas de fatiga supone que el eje es uniformemente cilíndrico, con radio exterior de 3.4m y un espesor de 7mm, un valor normal para un eje de sus características.
Referencias
[1] GL Renewables. Guideline for the certification of offshore wind turbines (2012).
[2] Ignacio Juan Díaz de Aguilar Hidalgo. Estudio y diseño para la incorporación de energía solar en un aerogenerador marino (Junio 2018).
[3] Alberto de Andrés Romañach. Diseño de un generador síncrono de imanes permanentes para un aerogenerador en áreas marinas (Junio 2018).
DETERMINATION OF AERODYNAMIC LOADS ON THE GENERATOR OF AN
OFFSHORE WIND TURBINE
Author: Escribano Delgado, Carlos
Director: Talavera Martín, Juan Antonio
ABSTRACT
Introduction
This document aims to explain the influence of aerodynamic loads on the generator of an offshore wind turbine. The final goal is then to size the axis through which the wind energy is transmitted to the electricity generator.
If instead of an offshore wind turbine this were a conventional ground one the process would be very similar. The big difference given by the marine condition of the generator is that the resistance to the wind by the water surface is much smaller, since it works like a flat surface, which translates into constantly higher wind speeds at hub height (and hence at blade height) which means bigger loads but also more energy to be extracted.
How does this affect the generator design? The biggest part here is that the loads applied to the hub and blades are constantly higher, which means that the turbine must be designed to resist higher loads in all its parts, from the foundation to the generator axis.
Nowadays there are really 3 options of generators used in wind turbines: Squirrel cage induction generators, two-fase induction generators and synchronous generators. The two first types have the need for a gearbox, a system of gears that permits the uncoupling of the mechanical frequency of the turbine axis and the electric frequency of the network. But the gear box, being a mechanical gear system has the need for a constant maintenance (particularly a constant greasing), a maintenance that would be really easy to do were the turbine onshore, but which becomes very costly when the turbine is located several kilometers into the sea. That is just the reason why the third type is chosen: a synchronous generator, that lets you manage without a gearbox since the uncoupling with the network frequency is done through an inverter. The result is that the axis located between the hub and the generator spins at the same rate as the blades. We are talking about a low speed shaft which will not be divided into two parts like conventional wind turbine axis.
In a conventional wind turbine axis the design is usually done as an empty steel cylinder, with the same interior and exterior radius throughout all its length. When low speed shafts are used though, they are usually made with a conical shape, since at the beginning of the shaft it must have the diameter of the hub and at the end It must enlarge to get to the measures of the rotor of the generator. Nonetheless, for this document the modeling of the axis has been simplified, taking it like an axis with a constant internal and external diameter (the external diameter being the same as the rotor internal one).
Methodology
This Project has been done following the GL guidelines for the certification of offshore wind turbines [1]. It is the manual that contains the rules that you have to fulfill in order to obtain the GL certification, which is the most important European offshore wind turbine quality certification. In Europe there is not a single offshore wind turbine sold which has not obtained this certification beforehand.
On a different note, this project is based on some departure data about the turbine to be built and its location, which as is explained in [2] will be about 50Km west from the coast of Morocco. From those departure data the most important for this project are the ones contained in the following table:
Magnitude Departure Data
Hub height (above mean wáter level) 92m
Hub diameter 3m
Internal rotor diameter 6.8m
Generator length 1.3m
Generator nominal power 5.5MW
Generator nominal speed 12rpm
Table 1: Relevant departure data
This paper starts by understanding which from among all the forces and moments on the wind turbine have an influence on the generator. To do that one must ask what it is connected to. The answer to this is that through the transmission axis the generator is connected to the hub, and that all the structure is supported by two bearings (with a known location inside the nacelle). The conclusion of this document will be, thereby, the sizing of the transmission axis, in particular the internal radius (since the external will be given by the rotor).
Once that is clear the next step is to proceed to the computer program that has been used to obtain the loads on the hub: Bladed. To use this program the first thing that you have to do is to introduce a model of the wind turbine, by defining the parameters within the existing menus, which will need all kinds of data, from the tower height to the blade geometry, and passing through all the electrical, mechanical and electronical variables that are needed for the operation and control of the turbine.
Now, with the model defined you can start the simulations phase. Since the wind is an stochastic phenomenon you have to make enough simulations so that you can guarantee that all situations that could potentially take place within the lifetime of the turbine (a minimum of 20 years following GL rules, although 25 have been taken for this document) are taken into consideration. Those simulations are defined by default in the GL manual [1], and are known as DLCs (design load cases). Each DLC also gathers the instructions about partial safety factors (PSFs), which are the safety coefficients that must be applied to oversize the loads in each load case.
The result obtained with Bladed is a series of forces and moments applied on the hub, from which the biggest must be selected (in absolute value and for each category Fx, Fy, etc.), since
electromagnetic forces from the generator obtained in [3] will permit the acquisition of the stress distribution on each point of the axis and from those the one with the worst case of stress must be selected and will be the one the axis is designed for.
Once that point is found the formulas that connect bending moments and axial forces with normal efforts and twisting moments with tangential efforts must be applied. That will let us apply a strength criterion (since the axis will be built in steel, a ductile material, the Von Mises or Tresca criterion will be applied) to obtain the equivalent stress that point of the transmission will be subjected to.
Comparing that result to the admissible tension (obtained by dividing the elastic module of the steel by a second safety coefficient (1.1 as instructed by GL)) it is possible to discern whether or not the design endures the ultimate loads.
In the same way, equalizing the admissible tension with the one obtained by the Von Mises method, it is possible to obtain the maximum internal radius (and minimum thickness) of the transmission axis.
Once the design is done for the ultimate loads, it must be assured that the axis will be able to endure the 20-25 years of lifespan of the wind turbine: fatigue load analysis must be made. The axis is continually bearing load and unload cycles of different amplitudes, which make it suffer and may create cracks and eventually lead to its breaking. Using Bladed once again the number of load and unload cycles born by the axis during a 1 minute simulation, and with that you can estimate the amount that it will have to bear in 25 years. That must be compared using Miner´s method with the fatigue resistance of structural steel (values obtained from the SN curve, which is obtained in an experimental way in a laboratory).
Results
From the analysis it has been obtained that the DLC that causes the biggest stresses on the transmission axis is DLC2.1: Normal power production plus fault in the control system (blade permanently stuck at 0º pitch angle, even when the hub wind speed of 30m/s means that some pitch angle must be applied).
With the data from DLC2.1 it has been obtained that the point in the transmission subjected to higher stresses coincides with the position of the front bearing (the one located mid-way between the hub and the generator), where the value of bending moment is 48MNm, the axial force is 1640KN and the twisting moment is 7200KNm.
Applying an admissible tension σadm equal to the elastic limit of the S275 steel (275MPa)
divided by a safety coefficient of 1.1 (σadm=250MPa) it is obtained that the maximum internal
radius of the axis is 3.393m (which means a steel tube of 7mm thickness).
Finally, when doing the fatigue analysis from those DLCs indicated by GL, it is obtained that the maximum stress values for the amplitude of fatigue cycles appear for DLC1.4 (normal power production with normal wind profile and grid loss), but that those values are still low enough so that the axis would be able to resist any number of cycles that could be happening. Therefore there will not be fatigue problems in the transmission.
Conclusions
In this project a possible design for the transmission axis of an offshore wind turbine is presented. To get to the design there have been taken into account all the mechanical aspects of the transmission of forces and the axis dimensioning based on the stress that it bears, as well as those aspects of the electrical and electronical behavior of a wind turbine (torque and pitch control, safety systems, electromagnetic forces produced by the generator…).
The final design, which has been studied for both ultimate and fatigue loads takes the axis as uniformly cylindrical, with an external radius of 3.4m and a thickness of mm, a normal value for an axis of these characteristics.
References
[1] GL Renewables. Guideline for the certification of offshore wind turbines (2012).
[2] Ignacio Juan Díaz de Aguilar Hidalgo. Estudio y diseño para la incorporación de energía solar en un aerogenerador marino (Junio 2018).
[3] Alberto de Andrés Romañach. Diseño de un generador síncrono de imanes permanentes para un aerogenerador en áreas marinas (Junio 2018).
Agradecimientos
:
Para empezar me gustaría mencionar a mis padres, que me han dado los medios para llegar hasta aquí y me han animado y han confiado en mí durante toda mi vida.
Para continuar me gustaría acordarme de mis amigos, que me han tenido aguantar durante los cursos de colegio y la universidad. En concreto me gustaría nombrar a Gómez, Cille y Agus, a Marta, a Andrés y Santi y a Dani. No hubiera llegado hasta aquí sin ellos.
En tercer lugar agradecer a los profesores de la escuela, por enseñarme a ser un ingeniero. Particularmente me gustaría nombrar a Luis Mochón, Alberto Carnicero y Sonja Wogrin.
Finalmente me gustaría agradecer a Juan Antonio Talavera, director del proyecto, por su dedicación y sus enseñanzas que me han permitido llevar a término este proyecto. Junto a él me gustaría nombrar a mis compañeros con los que he realizado el diseño del aerogenerador, cada uno encargado de una parte: Alberto de Andrés, Javier Herrero, Ignacio Díaz de Aguilar, Santiago Álvarez, Javier Unceta y José Soria.
Editores
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DOCUMENTO I
Índice
I.
Memoria
9
1. Introducción: el proyecto 11
1.1. Cargas aerodinámicas . . . 11 1.2. Cargas aerodinámicas sobre el generador . . . 12 1.3. Aerogenerador marino . . . 12
2. Estado del arte 13
2.1. Turbinas eólicas . . . 13 2.1.1. Información general y antecedentes . . . 13 2.1.1.1. Evolución histórica . . . 13 2.1.1.1.1. Comienzos de las turbinas eólicas . . . 13 2.1.1.1.2. Turbinas eólicas modernas . . . 14 2.1.1.2. Partes de un aerogenerador . . . 15 2.1.2. Clasificación de los aerogeneradores . . . 20 2.1.2.1. Según la localización del aerogenerador . . . 20 2.1.2.1.1. Aerogeneradores terrestres . . . 20 2.1.2.1.2. Aerogeneradores marinos . . . 20 2.1.2.2. Según el tipo de eje . . . 21 2.1.2.2.1. Turbinas de eje vertical . . . 21 2.1.2.2.2. Turbinas de eje horizontal . . . 21 2.1.2.3. Según el control de potencia . . . 22 2.1.2.3.1. Control de paso . . . 22 2.1.2.3.2. Regulación por pérdida aerodinámica . . . 23 2.1.3. Proyectos de mayor importancia . . . 23 2.1.3.1. Complejo eólico Gansu (China) . . . 23 2.1.3.2. Parque marino Hornsea Project Two . . . 23 2.2. Programas de simulación y cálculo de cargas . . . 24 2.2.1. Clasificación general de los softwares de eólica . . . 24 2.2.2. Programas de diseño de turbinas eólicas . . . 24 2.2.2.1. FAST . . . 25 2.2.2.2. Bladed . . . 25
3. El proyecto: metodología 27
3.1. Estudio de las cargas aerodinámicas . . . 27 3.1.1. Wind Conditions . . . 30 3.1.2. Marine Conditions . . . 32 3.1.2.1. Olas . . . 33 3.1.2.2. Mareas . . . 33 3.1.2.3. Corrientes . . . 33 3.1.3. Other Conditions . . . 33 3.1.4. Type of analysis . . . 34
DOCUMENTOI. MEMORIA § ÍNDICE
3.1.5. Partial Safety Factor . . . 35 3.1.6. DLCs estudiados . . . 35 3.2. Cargas electromagnéticas del generador . . . 36
4. Bladed: herramienta de simulación y modelo 37
4.1. Bladed . . . 37 4.1.1. DNV-GL . . . 37 4.1.2. estructura de Bladed . . . 38 4.1.2.1. Menú de modelado . . . 38 4.1.2.2. Menú de cálculos . . . 40 4.1.3. El modelo . . . 43 4.1.3.1. Datos de partida . . . 43 4.1.3.1.1. Especificaciones del emplazamiento . . . 43 4.1.3.1.2. Especificaciones básicas del generador . . . 43 4.1.3.1.3. Especificaciones físicas de la turbina . . . 44 4.1.3.1.4. Especificaciones del sistema de control . . . 44 4.1.3.1.5. Especificaciones de coordenadas importantes . . . 45 4.1.3.1.6. Especificaciones de masas . . . 46 4.1.3.1.7. Resto de especificaciones del generador . . . 46 4.1.3.2. Esquema interno del aerogenerador . . . 47 4.1.3.3. Otros cálculos realizados de parámetros pedidos en Bladed . . . 47 4.1.3.4. Introducción de los datos en el modelo . . . 48 4.1.3.4.1. Palas . . . 48 4.1.3.4.2. Alerón . . . 50 4.1.3.4.3. Rotor . . . 51 4.1.3.4.4. Torre . . . 53 4.1.3.4.5. Tren de potencia . . . 54 4.1.3.4.6. Góndola . . . 56 4.1.3.4.7. Control . . . 57 4.2. Simulaciones . . . 60 4.2.1. Especificaciones referidas al viento . . . 60 4.2.2. Especificaciones referidas al mar . . . 63 4.2.2.1. Olas . . . 63 4.2.2.2. Corrientes . . . 64 4.2.2.3. Mareas . . . 64 4.2.3. Otras especificaciones de los DLCs . . . 65 4.2.4. Resultados obtenidos con Bladed . . . 66
5. Diseño de la transmisión por cargas extremas 69
5.1. Efectos de las cargas . . . 69 5.1.1. Efectos de los momentos causados por el viento . . . 70 5.1.2. Efectos de las fuerzas causadas por el viento . . . 70 5.1.3. Efectos de las fuerzas electromagnéticas . . . 71 5.2. Diagramas de esfuerzos . . . 72 5.3. Dimensionamiento del eje . . . 74
6. Comprobación de la transmisión a fatiga 77
6.1. Introducción a la fatiga . . . 77 6.2. Simulación de cargas de fatiga con Bladed . . . 78 6.3. Procesado de los datos de Bladed . . . 79 6.4. Cálculos finales de fatiga . . . 80
DOCUMENTOI. MEMORIA § ÍNDICE
7. Propuestas de mejora 83
7.1. Mejora del modelado del eje . . . 83 7.2. Introducción de efectos de multidireccionalidad . . . 83 7.3. Introducción de los DLCs de actividad sísmica . . . 84
Bibliografía 85
II. Estudio económico
87
EE.1.Coeficientes de seguridad y criterios de resistencia . . . 89 EE.2.Método de estudio . . . 89 EE.3.Cálculos mecánicos . . . 90 EE.4.Cálculos económicos . . . 90 EE.5.Decisión final . . . 91
III. Hojas de características
93
Índice de figuras
2.1. Figura ilustrativa de la evolución de las necesidades energéticas del hombre [11] . . 14 2.2. Partes básicas de un aerogenerador . . . 15 2.3. Forma de pala de un aerogenerador [14] . . . 16 2.4. Elementos típicos del interior de la góndola [15] . . . 16 2.5. Simplificación del eje de un aerogenerador como una viga con dos apoyos. En
amarillo: puntos de aplicación de las cargas que afectan al dimensionamiento del eje 18 2.6. Cimentación realizada para un aerogenerador de acciona de 150 metros de altura en
el parque de San Román (Texas). Tiene un diámetro de 21 y una profundidad de 3 metros [17] . . . 19 2.7. Cimentación por método jacket para los aerogeneradores del parque eólico marino
de Wikinger (Alemania), de Iberdrola [18] . . . 20 2.8. Comparativa del coeficiente de potencia (rendimiento) de los distintos tipos de
turbinas eólicas (eje y). El límite de Betz supone el máximo rendimiento teórico de toda turbina. Por su parte el eje de la x indica la relación entre velocidad del viento y del rotor. [19] . . . 22 3.1. Primera parte de los DLCs obligatorios: producción normal y con ocurrencia de falta 28 3.2. DLCs obligatorios 2: arranques, paradas (normal y de emergencia), turbina
aparcada/parada y casos de transporte, instalación, mantenimiento y reparación . . 29 3.3. Últimos DLCs obligatorios: situaciones extraordinarias . . . 30 4.1. Captura del menú de modelado de Bladed . . . 39 4.2. Menú de cálculos principales . . . 41 4.3. Menú de cálculos de post-procesado . . . 42 4.4. Sistema de coordenadas de orientación definido por GL en [1] . . . 45 4.5. Menú de introducción de información básica de la pala con nuestros parámetros . . 49 4.6. Introducción de la geometría de la pala . . . 49 4.7. Menú de introducción de masas y rigidez de la pala por secciones . . . 50 4.8. Detalle de uno de los alerones empleados en el diseño de las palas . . . 50 4.9. Menú de configuración de turbina y rotor . . . 51 4.10. Modelo 3-D del aerogenerador . . . 52 4.11. Menú de configuración del buje . . . 52 4.12. Menú de configuración de la torre . . . 53 4.13. Menú de configuración de la transmisión . . . 55 4.14. Menú de configuración de parámetros eléctricos del generador . . . 55 4.15. Menú de configuración de las pérdidas . . . 56 4.16. Menú de configuración la góndola . . . 56 4.17. Menú de configuración del control . . . 57 4.18. Menú de configuración del PI del control de par . . . 58 4.19. Menú de configuración del PI del control de paso . . . 58 4.20. Sistema de seguridad 1, se apagará el generador cuando se pulse parada de emergencia 59
DOCUMENTOI. MEMORIA § Ï¿12NDICE DE FIGURAS
4.21. Sistema de seguridad 2: se frenará el generador en caso de sobrevelocidad . . . 59 4.22. Menú de definición del archivo de turbulencia . . . 60 4.23. Introducción de viento turbulento 3D, con los datos de NTM para 11.54m/s . . . . 61 4.24. Introducción de un ECD para velocidad inicial de 11.54m/s . . . 62 4.25. Menú de introducción de parámtros de wind shear para NWP . . . 62 4.26. Menú de introducción de las características de las olas . . . 63 4.27. Menú de introducción de corrientes . . . 64 4.28. Menú de introducción de mareas y generación de archivos de mar . . . 64 4.29. Selección de pérdida de la red a los 30 segundos de simulación . . . 65 4.30. Selección de pala 1 permanentemente atascada en el menú de faltas en el control de
paso . . . 65 4.31. Primera parte de los resultados que devuelve Bladed de una simulación . . . 66 4.32. Segunda parte de los resultados que devuelve Bladed de una simulación . . . 66 4.33. Potencia de salida del aerogenerador para DLC1.1 con Vmedia=11.54m/s . . . 67
4.34. Viento a la altura del buje para DLC1.1 con Vmedia=3.5m/s . . . 67
4.35. Ángulo de inclinación de la pala 1 para DLC1.1 con Vmedia=30m/s . . . 67
4.36. Fxy My sobre el buje para DLC 4.1 (parada normal) con Vmedia=11.54m/s . . . 68
4.37. Resultados finales para las fuerzas y momentos extremos en el buje . . . 68 5.1. Representación de la transmisión como viga bi-apoyada . . . 69 5.2. Diagrama de fuerzas y momentos resultantes de la aplicación de un momento flector
en el buje . . . 70 5.3. Diagrama de fuerzas resultado de la aplicación del efecto cortante . . . 71 5.4. Diagrama resultado de la aplicación de las fuerzas axiales . . . 71 5.5. Diagrama de fuerzas, resultante de aplicar la fuerza radial electromagnética . . . . 72 5.6. Diagrama de fuerzas resultante de la aplicación de la fuerza axial electromagnética 72 5.7. Diagrama de cortantes para DLC2.1 . . . 73 5.8. Diagrama de flectores para DLC2.1 . . . 73 5.9. Diagrama de axiles para DLC2.1 . . . 74 5.10. Diagrama de torsores para DLC2.1 . . . 74 6.1. Curva SN del acero [26] . . . 77 6.2. Categoría de detalle 160 [26] . . . 79 6.3. Situación original: fatiga acumulada para espesor 7mm . . . 80 6.4. Aumentando el radio 1mm (espesor 6) sigue sin haber daño por fatiga . . . 80 6.5. La fatiga comienza a afectar cuando se toma un espesor de 5mm, pero sigue sin
romper en 25 años . . . 81 6.6. Con un espesor de 4mm ya comienza a estar cerca de romper a los 25 años . . . 81 6.7. Un espesor de 3mm hace que el eje rompa no ya en 25, sino en menos de 5 años . . 81 6.8. Aproximando a la milésima de milímetro, un espesor de 3.993mm ya hace que
rompa el eje en 25 años . . . 81 EE.1.Si no se aplica coeficiente de seguridad la tensión admisible será el límite elástico
del acero: 275MPa, para la que se obtiene un radio interior máximo de 3.394m. Este valor es válido tanto bajo el criterio de Von Mises como el de Tresca . . . 90 EE.2.Aplicando un coeficiente de seguridad N=1.1 se obtiene que el radio máximo
admisible es de 3.393m. Es válido tanto bajo el criterio de Von Mises como el de Tresca . . . 90 EE.3.Aplicando un coeficiente de seguridad N=1.2 se obtiene un radio máximo admisible
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PARTE I
Capítulo 1
Introducción: el proyecto
E
N este capítulo se introducirá el proyecto de fin de grado sobre el que trata este documento. El título del proyecto es "Determinación de cargas aerodinámicas sobre el generador de una turbina eólica marina", con lo que para introducirlo se responderá a 3 preguntas: ¿Qué son cargas aerodinámicas? ¿Qué cargas aerodinámicas llegan al generador y como le afectan? y ¿En qué afecta que sea una turbina eólica marina en lugar de una terrestre?1.1.
Cargas aerodinámicas
En su interpretación más amplia, cargas aerodinámicas son aquellas cargas (fuerzas y momentos sobre una superficie) que están producidas por el aire. Por lo tanto en el caso de un aerogenerador hablaremos de las fuerzas y los momentos que producen las corrientes de aire al interaccionar con las palas, la góndola, la torre y la cimentación del aerogenerador. Todas estas cargas tienen que estar soportadas por los distintos elementos del aerogenerador y por tanto al construirlo se debe dimensionar para ello.
Por tanto, si se quiere dimensionar la torre de un aerogenerador se deben de calcular las cargas que aplicará el viento sobre ella y posteriormente seleccionar el material, espesor y forma de la torre.
¿Qué se necesita para calcular las cargas que aplica el viento? En primer lugar se necesitan los datos de viento medios de la ubicación elegida. Como hablamos de un fenómeno aleatorio, no se puede caracterizar el viento de un lugar únicamente por una velocidad media sino que debemos dar los datos como una distribución de probabilidad. Se ha demostrado que la distribución de probabilidad que mejor se ajusta a los fenómenos de viento es la de Weibull. Esta fue una distribución propuesta por primera vez por Waloddi Weibull en 1939 y que surge al flexibilizar la distribución exponencial (distribución de Weibull con parámetro de forma k=1) interpolando con la de Rayleigh (distribución de Weibull con k=2 y parámetro de escalaλ=√2σ).
En el caso de la ubicación seleccionada para este proyecto se ha tomado una distribución de Weibull con un valor de velocidad media del viento v=10.6m/s y un parámetro de forma k=1.979.
Posteriormente hay dos opciones para hacer las cosas. La opción clásica sería construir un prototipo a escala del aerogenerador y someterlo a unos vientos artificiales equivalentes al tamaño del prototipo. La opción que se lleva a cabo hoy en día que es construir el prototipo de manera digital, es decir, construir un modelo en un programa informático en el que a su vez se puedan simular los vientos a los que se quiera someter al aerogenerador y te calcule las cargas sobre las distintas partes del aerogenerador.
En el caso de este proyecto se ha llevado a cabo la segunda opción, la utilización de un programa informático para el cálculo de los vientos y las cargas aerodinámicas. Sobre las
I. MEMORIA § 1. INTRODUCCIÓN:EL PROYECTO
opciones de programas se hablará en el apartado dedicado a estado del arte (2) y sobre el modelo y las simulaciones en el apartado dedicado a Bladed (4).
1.2.
Cargas aerodinámicas sobre el generador
Una vez se ha visto como calcular las cargas aerodinámicas ahora se debe entender cuales de ellas son las que afectan al generador y como.
Se debe pensar en primer lugar en la estructura interna del aerogenerador, o específicamente de la góndola. Como se puede ver en el plano [?] internamente la góndola tiene 4 partes importantes: los dos cojinetes (anterior y posterior) en los que se inserta la transmisión y el generador (conjunto rotor+estator) en el que el rotor lo mueve la transmisión y el estator está siempre inmóvil.
Luego todas las cargas aerodinámicas que se puedan transmitir internamente hasta el generador deben llegar por medio de la transmisión. ¿Y hasta donde llega dicha transmisión? Pues hasta el buje, la parte del aerogenerador que conecta las palas con el resto de la estructura. Por tanto a la pregunta de "¿que cargas aerodinámicas llegan al generador?"podemos responder con "las cargas aerodinámicas sobre el buje, que se transmitirán de manera interna a través de los cojinetes y hasta el rotor".
He aquí el quid de este proyecto, debemos de calcular las cargas aerodinámicas sobre el buje (lo que incluye aquellas transmitidas a través de las palas) para ver como llegan hasta el generador a través de la transmisión mecánica y dimensionar dicha transmisión para que las aguante, tanto en el caso de cargas extremas como para que aguante a fatiga los 20 años mínimo que se espera que dure el aerogenerador.
1.3.
Aerogenerador marino
Por último queda comentar la tercera parte del título del proyecto, que hace referencia a que el aerogenerador está en el mar. Esto lleva al planteamiento de 2 preguntas: ¿Qué diferencias hay entre un aerogenerador marino y uno terrestre convencional? y ¿En qué se diferencian las cargas aerodinámicas a las que están sometidos uno y otro?
La primera pregunta es muy sencilla: prácticamente nada. Constructivamente un aerogene-rador marino y uno terrestre son iguales salvo en la cimentación: mientras el terrestre siempre va a tener una base sólida sobre la que realizar la cimentación en el marino nos encontramos con varias posibilidades: se puede hacer una estructura flotante anclada, se puede perforar las profundidades del lecho marino con un monopilote... Para obtener información sobre la cimentación del aerogenerador de este documento véase el proyecto de Santiago Álvarez [7], pero a grandes rasgos se trata de perforación en el lecho marino y un triple anclaje. Por lo demás un aerogenerador marino y un aerogenerador terrestre son iguales.
A la segunda pregunta se puede responder sabiendo que en principio las cargas son del mismo tipo pero que al ser una turbina marina estará sometida a unos mayores vientos (la cantidad de lugares en el mar con unas muy buenas condiciones de viento son mucho más grandes, así que se entiende que la cantidad de viento será muy alta y por tanto las fuerzas mayores por ello la turbina estará diseñada para un emplazamiento de clase I: condiciones óptimas de viento). Igualmente, en el estudio de la cimentación y la torre si que hay que tener en cuenta otros parámetros como la influencia del mar (corrientes, olas y mareas), y pese a que se tiene en cuenta en este documento su influencia sobre el generador es muy pequeña o incluso nula.
Capítulo 2
Estado del arte
E
N este capítulo se exponen los antecedentes a este proyecto. Se trata de una introducción a las turbinas eólicas, clasificación de las mismas según varios parámetros y un recopilatorio de los proyectos eólicos más importantes. Asimismo se hablará de los sistemas de simulación de cargas más utilizados en el mercado actual.2.1.
Turbinas eólicas
Comencemos por las turbinas eólicas, al fin y al cabo de eso trata este documento, de la construcción de una turbina eólica (específicamente el dimensionado de su transmisión).
2.1.1.
Información general y antecedentes
En este apartado se hablará de los aerogeneradores desde un punto de vista general. Se hará un seguimiento de las turbinas eólicas desde un punto de vista histórico y se expondrán las distintas partes de un aerogenerador.
2.1.1.1. Evolución histórica
2.1.1.1.1. Comienzos de las turbinas eólicas
Con el desarrollo tecnológico el hombre ha necesitado cada vez más y más energía. Esta necesidad quedó particularmente patente con la primera y segunda revolución industrial, cuando una gran parte del trabajo que hasta el momento se realizaba de manera manual pasó a estar automatizado, y las máquinas que se usaban para ello pasaron a necesitar una gran cantidad de energía. Y desde entonces solo ha ido aumentando.
En este contexto toda fuente de energía natural tiene un desarrollo por delante, y el viento no iba a ser menos. Si durante siglos se había utilizado la energía del viento como energía cinética para transporte (barcos) e incluso producción (por ejemplo de harina en los molinos), en 1887 el estadounidense Charles Brush construyó la primera "turbina eólica.enel sentido que conocemos hoy en día: como generador de electricidad. Esa primera turbina pesaba 4 toneladas y producía 12kW.
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
Figura 2.1.Figura ilustrativa de la evolución de las necesidades energéticas del hombre [11]
El desarrollo de las turbinas eólicas continúa a lo largo del siglo XX. En particular son fechas importantes 1922, año en que Sigurd Johannes Savonius inventó la turbina eléctrica de Savonius (de ejes verticales, el empuje del viento y no la sustentación aerodinámica es la clave de la producción de energía); 1931 cuando con la turbina Darreius se mejora el diseño de turbinas de eje vertical aunque a costa de necesitar mayores velocidades de viento para iniciar la producción energética y 1941, cuando se construyó la primera turbina eólica de tamaño MW, la turbina Smith-Putnam, con aspas de 26.5 metros de longitud y una torre de 36 metros de alto, pero que solo operó durante aproximadamente mes y medio hasta que una de las aspas falló. Para más información al respecto véase [12]
2.1.1.1.2. Turbinas eólicas modernas
A partir de la segunda mitad del siglo XX hay tres circunstancias que facilitan un gran desarrollo de las turbinas eólicas: la concienciación de la sociedad en lo que a temas medio ambientales se refieren (que ha posicionado a toda energía renovable y limpia en un muy buen lugar), la posibilidad cada vez más real del próximo agotamiento de los recursos fósiles y sobre todo la primera crisis del petróleo, que puso de manifiesto la necesidad de investigar sobre nuevas formas de abastecimiento.
Estas tres circunstancias llevaron a mucha investigación científica y un gran desarrollo tecnológico. Claro ejemplo de ello es que tan solo una década después, hacia 1980, aparecieron los primeros aerogeneradores comerciales, que producían ya 55kW.
El avance continuó (y aún continúa hoy en día), potenciado aún más por los movimientos anti-nucleares, haciendo que a principios del siglo XXI ya se considerase a la eólica como una fuente de energía viable.
La "World Wind Energy Association"(Asociación mundial de energía eólica) nació en 2001 en Dinamarca (aunque la sede esté en Alemania) y busca la promoción mundial de esta energía, que se encuentra ya en más de 80 países alrededor del mundo (sumando un total de cerca de 200000 aerogeneradores), generando -según datos de 2011- unos 238,5MW de energía [13].
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
2.1.1.2. Partes de un aerogenerador
Figura 2.2.Partes básicas de un aerogenerador
En la figura superior se pueden apreciar las partes básicas de todo aerogenerador:
Palas: el conjunto de las 3 palas se conoce como rotor aerodinámico. Es la parte del aerogenerador que recibe energía del viento y para luego transmitirla hasta el generador. La energía de entrada del viento sigue la fórmula
Wv =
Q∗ρ∗v2
2 (2.1)
Donde el caudal es
Q=A∗v = π∗R
2
pala∗v
2 (2.2)
Con lo que se entiende que a mayor radio de las palas mayor será la energía de entrada al aerogenerador y por tanto mayor la energía generada. Por lo tanto los aerogeneradores de mayor potencia tendrán unas palas muy grandes.
Es importante saber que las palas no tienen una forma recta, sino que están construidas de forma que sientan el mayor empuje del viento posible, que las palas son principalmente huecas con la salvedad de que necesiten llevar pesos extra para equilibrar el rotor aerodinámico y que pueden llevar un sistema de control de paso, que gira las palas para orientarlas en mayor o menor medida hacia el viento y que de esta menera reciban una mayor o menor energía (por ejemplo a velocidades bajas al viento se ponen perpendiculares al viento para recibir la mayor cantidad posible pero a velocidades demasiado altas se pueden girar para no sobresaturar al generador).
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
Figura 2.3.Forma de pala de un aerogenerador [14]
Buje: El buje es "la puntita"del aerogenerador. Es el lugar en del que salen las palas y que conecta con la transmisión que llega internamente hasta el generador.
Pese a que muchas veces se vea como una de las partes menos importantes del aerogenerador no es así ni con mucho, al contrario, su diseño es de suma importancia ya que tiene que aguantar las fuerza que el viento aplica sobre el rotor aerodinámico teniendo una superficie bastante reducida.
La unión entre las palas y el buje se llama raíz y su valor puede variar entre pocos centímetros hasta incluso metros, según el diseño del aerogenerador.
El buje se conecta con la góndola a través de la transmisión y, específicamente, a través del cojinete anterior.
Góndola: La góndola es la parte posterior al buje, en la que se encuentra el generador eléctrico. Típicamente tiene forma de cilindro o prisma rectangular, y está unida por su parte delantera al buje y por debajo a la torre que la soporta.
La góndola tiene en su interior todos los elementos mecánicos y eléctricos que permiten la generación de electricidad a partir de la energía cinética del viento que llega a través de la transmisión.
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
Como se puede observar en la figura superior dentro de la góndola se encuentran típicamente los siguientes elementos:
1. Generador: Conjunto rotor+estator. Se trata de la máquina eléctrica que transforma la energía cinética en electricidad. Casi todos los aerogeneradores lleva uno de los tres siguientes tipos de generador: Generador de inducción de jaula de ardilla, generador de inducción bifásico o generador síncrono.
En el caso de máquina de jaula de ardilla la red y el generador tienen la misma frecuencia, ahorrándose el costo de la electrónica de potencia necesaria para desacoplarlos. A cambio hay un efecto que no es totalmente deseable: el generador consume potencia reactiva de la red, por lo que se suelen acoplar unos condensadores al mismo.
En los otros dos casos la velocidad del rotor es variable entre unos límites mínimo y máximo.
Para el generador de inducción bifásico el estator está directamente conectado a la red, pero la frecuencia del rotor y de la red están desacopladas, a través de la inyección de corrientes de frecuencia variable en el rotor, con lo que quedan desacopladas las frecuencias eléctrica y mecánica, y es una caja de cambio la que adapta las diferentes velocidades del rotor y el generador.
Por último en el caso de los generadores síncronos el generador y la red están totalmente desacoplados con electrónica de potencia, e incluso hay generadores que operan a bajas velocidades de giro, a cambio de tener tamaños muy grandes.
2. Gearbox (Caja de cambio o de marchas): La función de la caja de cambios es adecuar la velocidad del "high speed shaftla parte del eje de baja velocidad- (la parte de la transmisión que conecta con el buje) con el "low speed shaftparte de alta velocidad-(la parte del eje que llega al generador).
Un detalle importante es que si bien todos los generadores asíncronos requieren una caja de cambios, si se utiliza un generador síncrono no será necesario añadirla, ya que el desacoplamiento entre la frecuencia del rotor y la de la red se lleva a cabo con electrónica de potencia, utilizando un variador.
3. Transmisión: Con el nombre de transmisión se conoce al eje que une el buje al generador. Este eje suele ser hueco y está sostenido por unos cojinetes, bien delante y detrás del generador o bien los dos delante.
Cuando hay caja de cambios se puede dividir la transmisión en dos partes: el eje de baja velocidad y el de alta (low y high speed shaft). Sobre ellos se encuentran los frenos mecánicos.
Finalmente, una puntualización que afecta únicamente a las turbinas con un generador síncrono de baja velocidad: en estos casos el rotor del generador puede tener un mayor radio que el cojinete anterior, o incluso en un momento dado, que el propio buje. En estos casos la transmisión en lugar de ser cilíndrica suele tener forma cónica.
4. Soportes: Como se ha indicado en el apartado anterior los soportes de la transmisión y todo el tren de potencia no son otros que los cojinetes anterior y posterior.
Estos cojinetes permiten el paso de giros y momentos, pero no así su movimiento en ninguna dirección. De esta menera el eje se puede simplificar en un esquema como el siguiente:
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
Figura 2.5.Simplificación del eje de un aerogenerador como una viga con dos apoyos. En amarillo: puntos de aplicación de las cargas que afectan al dimensionamiento del eje
5. Motor de orientación: Se trata de un pequeño motor que sirve para regular la orientación del aerogenerador de manera que en los momentos en los que se quiera producir energía a las palas les llegue la mayor cantidad de viento posible mientras que si el viento es demasiado rápido y se pretende apagar el aerogenerador, este se pueda poner de forma que las palas ofrezcan la menor resistencia posible al viento y menos posibilidades de daños haya.
En el caso de grandes aerogeneradores es posible que en lugar de poner un único motor se empleen varios, porque la potencia necesitada para mover el aerogenerador sea demasiado grande y el espacio limitado no permita que quepa un motor grande.
6. Sistema de control: Se denomina así a toda la electrónica que controla el aerogenerador: la inteligencia de los sistemas de guiñada, el control de paso y de par, la electrónica de potencia, la cpu que procesa toda la información de los sensores, etc.
En general, se puede considerar que la góndola es la parte más delicada de un aerogenerador, ya que en su interior se encuentran los elementos que más probabilidad de fallos tienen, como la caja de cambios.
Torre: La torre es el elemento del aerogenerador sobre el que se encuentra situada la góndola. Como se ha dicho anteriormente, a mayor radio del rotor aerodinámico, mayor será la energía de llegada a la turbina, y unas palas muy grandes requieren que la torre sea aún más alta, pudiendo sobrepasar fácilmente los 100 metros de longitud en los grandes aerogeneradores. Otra razón para aumentar la altura de la torre es la velocidad del viento aumenta conforme se aumenta la altura de la torre, debido en gran medida a la rugosidad del terreno.
En general, de partida se consideran tres posibilidades constructivas para la torre de un aerogenerador: torres de acero, de celosía o de hormigón. En el caso de aerogeneradores pequeños hay un cuarto tipo que se emplea mucho: mástil tensado con vientos (delgadas torres de tipo mástil que se sostienen con cables tensores).
Las torres que más se utilizan son las torres tubulares de acero, que se fabrican en secciones de entre 20 y 30 metros y se unen in-situ con pernos. Es muy común que sean más anchas en la zona cercana a la base para aumentar la resistencia a la vez que ahorrar material.
Mención especial tienen las torres de celosía, construidas con perfiles de acero soldados, y que pese a ahorrar costes (requieren más o menos la mitad de material que una torre tubular de acero de la misma altura) prácticamente han desaparecido, siendo el principal motivo un motivo estético.
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE Para más información al respecto, véase [16].
Cimentación: El último de los cinco elementos básicos de un aerogenerador: la cimentación. Se trata de la unión entre el aerogenerador y el terreno.
La cimentación de un aerogenerador tiene un tamaño muy grande, un radio de fácilmente 2 o 3 veces el radio de la torre, y una profundidad de varios metros. Esto es así ya que en última instancia es la cimentación la que tiene que aguantar el momento provocado por el viento.
Figura 2.6.Cimentación realizada para un aerogenerador de acciona de 150 metros de altura en el parque de San Román (Texas). Tiene un diámetro de 21 y una profundidad de 3 metros [17]
En el caso de hablar de cimentación de aerogeneradores marinos las cosas no son tan fáciles como en tierra. Hay varios tipos de cimentaciones posibles:
1. Monopilote: para muy bajas profundidades (menos de 15 metros) y suelo arenoso o arcilloso se utiliza un grueso cilindro de acero que se entierra varios metros bajo el lecho marino para sujetar la torre.
2. Cimentación de gravedad: para profundidad baja, hasta 30 metros, se puede utilizar una plataforma de hormigón o acero de hasta 15 metros de diámetro, pero es un procedimiento caro porque requiere preparación previa del terreno.
3. Para profundidades de entre 30 y 60 metros se puede utilizar el sistema jacket, una estructura con 3 o 4 puntos de anclaje. Un requisito para ello es que el suelo no sea rocoso.
4. Sistemas de flotación: en grandes profundidades, cuando realizar una cimentación de las citadas anteriormente se vuelve muy costoso siempre está la posibilidad de colocar el aerogenerador en una estructura flotante y anclarlo.
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
Figura 2.7.Cimentación por método jacket para los aerogeneradores del parque eólico marino de Wikinger (Alemania), de Iberdrola [18]
Es importante el detalle de que en caso de ser necesario, un sistema de anclaje puede acompañar a otro tipo de cimentaciones que las flotantes, como por ejemplo un monopilote o una cimentación por gravedad.
2.1.2.
Clasificación de los aerogeneradores
Aerogeneradores hay de muchos tipos y se pueden clasificar de bastantes maneras distintas. En este apartado se pretende dar una visión general de los tipos de aerogeneradores que existen actualmente.
2.1.2.1. Según la localización del aerogenerador
Sin duda, el factor más influyente en el diseño de un aerogenerador es su localización. Sobre todo dado que junto a esta vienen asociados datos como distribución de velocidades del viento, otros parámetros meteorológicos como heladas, etc.
Pero quizás el factor más influyente es si el aerogenerador es marino o terrestre, ya que por mucho que haya dos sitios con prácticamente el mismo viento si uno de ellos está en tierra y el otro está en el mar las consideraciones que tienen que hacerse para su diseño son totalmente distintas. Particularmente en lo que se refiere a las cargas que tiene que aguantar (la influencia del mar, sobre todo en la torre y la cimentación, es muy importante) y el tipo de cimentación que se requiere.
2.1.2.1.1. Aerogeneradores terrestres
En casi todos los países se encuentran zonas en las que los vientos son constantemente altos. Si esas zonas no están pobladas, presentan una geografía suficientemente buena como para hacer una cimentación adecuada, son fácilmente accesibles (sobre todo para la llegada de una línea de, al menos, media tensión) y no están en una zona protegida por causas medio ambientales; pueden convertirse en zonas muy adecuadas para la construcción de un parque eólico.
2.1.2.1.2. Aerogeneradores marinos
Por su parte, en el mar, debido a su extensión y al hecho de que nadie vive allí, las zonas donde se construyen parques eólicos suelen elegirse por 3 razones principales: el viento de la
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
zona (ya que el mar ocupa la mayor parte de la Tierra, hay mucho sitio donde elegir y por ello se elegirán las zonas con vientos óptimos), la profundidad y el tipo del lecho marino (cuanto más fácil sea la construcción de la cimentación, más económico saldrá el proyecto, lo que hace una localización más atractiva) y la cercanía a una red eléctrica a la que llevar la energía (una localización con un viento perfecto en medio del Atlántico no serviría de nada porque el coste del transporte de la energía hasta la costa más cercana sería demasiado grande).
2.1.2.2. Según el tipo de eje
De la posición del eje de la turbina depende el tipo de fuerzas que mueva el generador (puede ser el empuje del viento o la sustentación aerodinámica). Existen dos tipos de turbinas según su eje: las de eje vertical y las de eje horizontal.
2.1.2.2.1. Turbinas de eje vertical
Las turbinas de eje vertical tienen varias ventajas comparadas con las de eje horizontal: no necesitan torre (lo que abarata los costes), al estar cerca del suelo se facilita (y abarata) el mantenimiento, pueden trabajar a velocidades más bajas, no necesitan orientarse con el viento y son fácilmente evitables por los pájaros. Sin embargo tienen también dos grandes inconvenientes: el menor rendimiento de las turbinas y la pérdida de la ventaja del aumento del viento con la altura. Hay dos grandes tipos de turbinas de eje vertical:
Las turbinas de Savonius (llamadas así por el ingeniero finés que las inventó en 1922) convierten el empuje horizontal del viento en torsión alrededor de un eje rotatorio, pueden arrancar con poco viento y son fáciles de construir pero su rendimiento es muy bajo.
Las turbinas de Darrieus (llamadas así por el ingeniero francés que las inventó en 1931) consisten en 2 o 4 palas de perfil biconvexo unidas a un eje vertical que pueden mover en cuanto la velocidad del viento llega a unos 5m/s. Tienen mejor rendimiento que las turbinas de Savonius, y por su bajo coste de montaje y mantenimiento son adecuadas para áreas con pocos recursos económicos, donde construir grandes turbinas de eje horizontal es complicado.
2.1.2.2.2. Turbinas de eje horizontal
Las turbinas de eje horizontal son lo que a día de hoy se conoce como aerogeneradores. Su origen data de la década de 1980 en Dinamarca y son actualmente utilizadas para producir electricidad. En el mundo hay instalados unos 200000 aerogeneradores.
La gran ventaja de los aerogeneradores sobre las turbinas de eje vertical es que tienen un mayor rendimiento y aprovechan el aumento del viento con la altura. Sus mayores inconvenientes son el coste de transporte e instalación, el gran impacto visual que suponen y la necesidad de orientarse al viento y tener un control cuidadoso. No obstante, las grandes potencias que pueden llegar a generar merecen la pena y hacen que la energía eólica sea la fuente de energía renovable más rentable hoy en día.
Dentro de aerogeneradores se pueden encontrar de varios tipos, según el número de palas, pero la gran mayoría son generadores tripala, ya que estos permiten la obtención de la mayor cantidad de potencia de un mismo viento, como se puede ver en la imagen siguiente:
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
Figura 2.8.Comparativa del coeficiente de potencia (rendimiento) de los distintos tipos de turbinas eólicas (eje y). El límite de Betz supone el máximo rendimiento teórico de toda turbina.
Por su parte el eje de la x indica la relación entre velocidad del viento y del rotor. [19]
2.1.2.3. Según el control de potencia
La máquina eléctrica de un aerogenerador tiene una potencia nominal para la que está diseñado. Por encima de dicha potencia puede trabajar solo durante periodos cortos de tiempo. Entonces surge una duda bastante importante: ¿Qué ocurre cuando el viento proporciona más cantidad de energía al aerogenerador del que puede producir? En estos momentos es en los que interfiere el control de potencia, que puede ser de dos tipos: control de paso o control de potencia por entrada en pérdidas.
2.1.2.3.1. Control de paso
En los aerogeneradores en los que hay implementado un control de paso las palas son móviles. En el buje, justo donde se encuentra la raíz de las palas hay unos motores que permiten el movimiento de la cara de la pala, de tal manera que estas se vayan entornando cuando hay vientos por encima del necesario para obtener potencia nominal. Con este giro de la pala se consigue que la energía de llegada a la pala sea menor de la que se recibiría con la pala perpendicular. Una forma gráfica de verlo es fijándose en la figura 6.8, al girar la pala se consigue que el Cp baje aumentando o disminuyendo λ (aumentando o disminuyendo la relación de velocidades entre palas y rotor).
Un rango normal de paso para las palas es entre 0 y 90o, ya que son las posiciones perpendicular al viento (máximo Cp posible, utilizado en el arranque y siempre que el viento esté por debajo del necesario para llegar a potencia nominal) y paralela al viento (Mínima resistencia posible, utilizada cuando se quiere parar el aerogenerador), aunque hay turbinas cuyas palas pueden alcanzar valores negativos (hasta unos -2o) de paso.
I. MEMORIA § 2. ESTADO DEL ARTE
2.1.2.3.2. Regulación por pérdida aerodinámica
Los aerogeneradores que no tienen control de paso controlan la potencia generada entrando en pérdida cuando hay demasiado viento. Esto sucede porque las palas están unidas al buje en un ángulo fijo, y cuando la velocidad del viento empieza a ser demasiado alta se crea turbulencia en la parte posterior de la pala perdiéndose sustentación y evitándose que la fuerza ascensional de la pala actúe sobre el rotor.
Para asegurar que la pérdida de sustentación sea gradual las palas de los aerogeneradores con este sistema de control están ligeramente torsionadas. Consecuencia de ello es que el diseño aerodinámico de las palas es muy complejo, sobretodo en lo que respecta a evitar vibraciones en la pala. Así y todo la aplicación de este sistema evita partes móviles en la pala y un complejo sistema de control de paso, con lo que aproximadamente dos terceras partes de los aerogeneradores que hay en el mundo tengan este sistema de control [16].
2.1.3.
Proyectos de mayor importancia
A día de hoy la energía eólica sigue en alza, cada vez supone un mayor porcentaje de la energía producida a nivel mundial y la tendencia parece ascendente. La sociedad lo pide y los gobiernos lo fomentan, y eso puede dar lugar a proyectos gigantes, como los dos que se va a describir a continuación y que se pretende que estén terminados para el año 2020.
2.1.3.1. Complejo eólico Gansu (China)
China es un país con una enorme extensión de terreno que está apenas poblado. Esto, sumado al enriquecimiento del país que en los últimos 30 años ha pasado a ser la segunda potencia económica mundial hace que en ella puedan florecer proyectos como el complejo eólico Gansu. Un enorme complejo de energía eólica compuesto por 100 parques eólicos situados al noroeste de China, en una zona desértica y de gran potencial eólico, que contará al finalizar su construcción con una potencia instalada de 20000MW, una potencia equivalente a la totalidad de la energía eólica instalada en España actualmente. De ellos, en 2015 ya se llegó a 8000MW instalados y generando unos 90000GWh. El coste total del proyecto es de 17000 millones de euros.
Para la coordinación de todos los parques se ha desarrollado un sistema de control que gestiona y aumenta al máximo la eficiencia energética así como la estabilidad de salida de la energía generada y su entrada en la red de abastecimiento y distribución. [20]
2.1.3.2. Parque marino Hornsea Project Two
A 99 kilómetros de la costa este de Reino Unido y con un área de 462 kilómetros cuadrados Hornsea Proyect Two (HP2) se convertirá al entrar en funcionamiento en 2022 en el parque eólico marino más grande del mundo. El parque, que tendrá por fabricante exclusivo de los aerogeneradores a Siemens Gamesa, contará con una capacidad total de 1386MW y será desarrollado por la compañía danesa Orsted. [21]
El parque eólico contará con 174 turbinas de 8MW cada una, que tendrán una cimentación en tierra, es decir, se usarán monopilotes, jackets o cimentación por gravedad, ya que en la zona hay una profundidad de entre 30 y 40 metros. [22]
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2.2.
Programas de simulación y cálculo de cargas
Como se comentó en la introducción, en el proceso de diseño de un aerogenerador una parte importante es el análisis de cargas. Y para llevarlo a cabo actualmente se usan programas informáticos en los que se crea un modelo del aerogenerador y se generan unos vientos para simular las cargas que tendría el aerogenerador sometido a vientos reales.
Este apartado está dedicado precisamente a estos programas de simulación y cálculo de cargas, pretende introducir de manera general los programas informáticos que existen sobre aerogeneradores y centrarse en las alternativas a Bladed (ya que Bladed al ser el programa utilizado en las simulaciones realizadas que se expondrán en posteriores capítulos de este documento será descrito más en detalle posteriormente, en el capítulo 4).
2.2.1.
Clasificación general de los softwares de eólica
En el mercado hay programas que te hacen de todo. Desde softwares que te ayudan a elaborar tu tabla de ejercicios para el gimnasio hasta programas que te permiten explorar el espacio sin salir del salón de tu casa.
En lo que respecta a la energía eólica pasa algo parecido, tienes multitud de programas que abarcan un amplio rango de contenido relacionado con ella. Pero la mayoría de estos programas se pueden clasificar en uno de los siguientes grupos:
1. Software que sirve para modelar el flujo de aire en un lugar determinado, para darnos una aproximación de la característica de viento en aquellos lugares donde no hay medidas disponibles (por ejemplo, hay lugares donde las medidas se han comenzado a tomar hace poco tiempo y no son aún representativas).
2. Programas de análisis de viabilidad: Te dan información sobre costes, emisiones, riesgo de la inversión y demás datos que conviene tener en cuenta previamente a montar un parque eólico.
3. Programas de modelado de granjas eólicas: Permiten presentar una propuesta para realizar una granja eólica de forma gráfica, con el propósito final de obtener sus permisos de construcción
4. Softwares que ayudan al diseño de turbinas eólicas, utilizando para ello paquetes aeroelásticos.
Todos estos programas tienen su utilidad, pero en el caso de este documento solo se han utilizado programas de diseño, porque las características de viento del lugar elegido eran conocidas y no se pretendía analizar la viabilidad de la construcción de un parque eólico, sino que se interpreta que ese análisis se había llevado a cabo previamente y quedaba únicamente el diseño de la turbina.
2.2.2.
Programas de diseño de turbinas eólicas
Este grupo de programas es quizás el más extenso e importante de todos los relatados anteriormente. Precisamente debido a la importancia de su función, multitud de universidades y centros de investigación han desarrollado software de estas características, pero cada uno con sus especializaciones y formas de cálculo propias.
De esta manera nos encontramos con softwares que permiten el diseño de componentes específicos de una turbina por separado, como la herramienta FOCUS6, desarrollada por WMC y
