determinación de las cargas aerodinámicas en el generador

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

Julio 2018

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

the design will be at first by ultimate loads. These values, together with the values of

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.

Tema 2: Creación de la Primera página web - 5

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DOCUMENTO I. MEMORIA § ÍNDICE

Determinación de las cargas aerodinámicas en el generador de una turbina eólica marinaCarlos Escribano Delgado

2

Índice

I. Memoria 91. Introducción: el proyecto 11

1.1. Cargas aerodinámicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.2. Cargas aerodinámicas sobre el generador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121.3. Aerogenerador marino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2. Estado del arte 132.1. Turbinas eólicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.1.1. Información general y antecedentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.1.1.1. Evolución histórica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.1.1.1.1. Comienzos de las turbinas eólicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.1.1.1.2. Turbinas eólicas modernas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.1.1.2. Partes de un aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152.1.2. Clasificación de los aerogeneradores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.1.2.1. Según la localización del aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.1.2.1.1. Aerogeneradores terrestres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.1.2.1.2. Aerogeneradores marinos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.1.2.2. Según el tipo de eje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.1.2.2.1. Turbinas de eje vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.1.2.2.2. Turbinas de eje horizontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.1.2.3. Según el control de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.1.2.3.1. Control de paso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222.1.2.3.2. Regulación por pérdida aerodinámica . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.1.3. Proyectos de mayor importancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.1.3.1. Complejo eólico Gansu (China) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.1.3.2. Parque marino Hornsea Project Two . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.2. Programas de simulación y cálculo de cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242.2.1. Clasificación general de los softwares de eólica . . . . . . . . . . . . . . . 242.2.2. Programas de diseño de turbinas eólicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

2.2.2.1. FAST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252.2.2.2. Bladed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3. El proyecto: metodología 273.1. Estudio de las cargas aerodinámicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.1.1. Wind Conditions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.1.2. Marine Conditions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

3.1.2.1. Olas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.1.2.2. Mareas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.1.2.3. Corrientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

3.1.3. Other Conditions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.1.4. Type of analysis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34


3


3.1.5. Partial Safety Factor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.1.6. DLCs estudiados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.2. Cargas electromagnéticas del generador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4. Bladed: herramienta de simulación y modelo 374.1. Bladed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

4.1.1. DNV-GL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374.1.2. estructura de Bladed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

4.1.2.1. Menú de modelado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384.1.2.2. Menú de cálculos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

4.1.3. El modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 434.1.3.1. Datos de partida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.1.3.1.1. Especificaciones del emplazamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . 434.1.3.1.2. Especificaciones básicas del generador . . . . . . . . . . . . . . . 434.1.3.1.3. Especificaciones físicas de la turbina . . . . . . . . . . . . . . . . 444.1.3.1.4. Especificaciones del sistema de control . . . . . . . . . . . . . . . 444.1.3.1.5. Especificaciones de coordenadas importantes . . . . . . . . . . . . 454.1.3.1.6. Especificaciones de masas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 464.1.3.1.7. Resto de especificaciones del generador . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.1.3.2. Esquema interno del aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 474.1.3.3. Otros cálculos realizados de parámetros pedidos en Bladed . . . . . . . 474.1.3.4. Introducción de los datos en el modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

4.1.3.4.1. Palas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 484.1.3.4.2. Alerón . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504.1.3.4.3. Rotor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514.1.3.4.4. Torre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.1.3.4.5. Tren de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 544.1.3.4.6. Góndola . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.1.3.4.7. Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

4.2. Simulaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604.2.1. Especificaciones referidas al viento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604.2.2. Especificaciones referidas al mar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

4.2.2.1. Olas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 634.2.2.2. Corrientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 644.2.2.3. Mareas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

4.2.3. Otras especificaciones de los DLCs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 654.2.4. Resultados obtenidos con Bladed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5. Diseño de la transmisión por cargas extremas 695.1. Efectos de las cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

5.1.1. Efectos de los momentos causados por el viento . . . . . . . . . . . . . . . 705.1.2. Efectos de las fuerzas causadas por el viento . . . . . . . . . . . . . . . . . 705.1.3. Efectos de las fuerzas electromagnéticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

5.2. Diagramas de esfuerzos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 725.3. Dimensionamiento del eje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

6. Comprobación de la transmisión a fatiga 776.1. Introducción a la fatiga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 776.2. Simulación de cargas de fatiga con Bladed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 786.3. Procesado de los datos de Bladed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 796.4. Cálculos finales de fatiga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80


4


7. Propuestas de mejora 837.1. Mejora del modelado del eje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 837.2. Introducción de efectos de multidireccionalidad . . . . . . . . . . . . . . . . . 837.3. Introducción de los DLCs de actividad sísmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

Bibliografía 85

II. Estudio económico 87EE.1.Coeficientes de seguridad y criterios de resistencia . . . . . . . . . . . . . . . . 89EE.2.Método de estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89EE.3.Cálculos mecánicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90EE.4.Cálculos económicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90EE.5.Decisión final . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

III. Hojas de características 93Acero estructural S275 95


5

Índice de figuras

2.1. Figura ilustrativa de la evolución de las necesidades energéticas del hombre [11] . . 142.2. Partes básicas de un aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152.3. Forma de pala de un aerogenerador [14] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.4. Elementos típicos del interior de la góndola [15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.5. 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 182.6. 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 3metros [17] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.7. Cimentación por método jacket para los aerogeneradores del parque eólico marinode Wikinger (Alemania), de Iberdrola [18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.8. Comparativa del coeficiente de potencia (rendimiento) de los distintos tipos deturbinas eólicas (eje y). El límite de Betz supone el máximo rendimiento teórico detoda turbina. Por su parte el eje de la x indica la relación entre velocidad del viento ydel rotor. [19] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.1. Primera parte de los DLCs obligatorios: producción normal y con ocurrencia de falta 283.2. DLCs obligatorios 2: arranques, paradas (normal y de emergencia), turbina

aparcada/parada y casos de transporte, instalación, mantenimiento y reparación . . 293.3. Últimos DLCs obligatorios: situaciones extraordinarias . . . . . . . . . . . . . . . 304.1. Captura del menú de modelado de Bladed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394.2. Menú de cálculos principales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 414.3. Menú de cálculos de post-procesado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 424.4. Sistema de coordenadas de orientación definido por GL en [1] . . . . . . . . . . . 454.5. Menú de introducción de información básica de la pala con nuestros parámetros . . 494.6. Introducción de la geometría de la pala . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 494.7. Menú de introducción de masas y rigidez de la pala por secciones . . . . . . . . . . 504.8. Detalle de uno de los alerones empleados en el diseño de las palas . . . . . . . . . 504.9. Menú de configuración de turbina y rotor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514.10. Modelo 3-D del aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 524.11. Menú de configuración del buje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 524.12. Menú de configuración de la torre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534.13. Menú de configuración de la transmisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554.14. Menú de configuración de parámetros eléctricos del generador . . . . . . . . . . . 554.15. Menú de configuración de las pérdidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.16. Menú de configuración la góndola . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.17. Menú de configuración del control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574.18. Menú de configuración del PI del control de par . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.19. Menú de configuración del PI del control de paso . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.20. Sistema de seguridad 1, se apagará el generador cuando se pulse parada de emergencia 59


6

DOCUMENTO I. MEMORIA § Ï¿ 12 NDICE DE FIGURAS

4.21. Sistema de seguridad 2: se frenará el generador en caso de sobrevelocidad . . . . . 594.22. Menú de definición del archivo de turbulencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604.23. Introducción de viento turbulento 3D, con los datos de NTM para 11.54m/s . . . . 614.24. Introducción de un ECD para velocidad inicial de 11.54m/s . . . . . . . . . . . . . 624.25. Menú de introducción de parámtros de wind shear para NWP . . . . . . . . . . . . 624.26. Menú de introducción de las características de las olas . . . . . . . . . . . . . . . . 634.27. Menú de introducción de corrientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 644.28. Menú de introducción de mareas y generación de archivos de mar . . . . . . . . . . 644.29. Selección de pérdida de la red a los 30 segundos de simulación . . . . . . . . . . . 654.30. Selección de pala 1 permanentemente atascada en el menú de faltas en el control de

paso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 654.31. Primera parte de los resultados que devuelve Bladed de una simulación . . . . . . . 664.32. Segunda parte de los resultados que devuelve Bladed de una simulación . . . . . . 664.33. Potencia de salida del aerogenerador para DLC1.1 con Vmedia=11.54m/s . . . . . . 674.34. Viento a la altura del buje para DLC1.1 con Vmedia=3.5m/s . . . . . . . . . . . . . 674.35. Ángulo de inclinación de la pala 1 para DLC1.1 con Vmedia=30m/s . . . . . . . . . 674.36. Fx y My sobre el buje para DLC 4.1 (parada normal) con Vmedia=11.54m/s . . . . . 684.37. Resultados finales para las fuerzas y momentos extremos en el buje . . . . . . . . . 685.1. Representación de la transmisión como viga bi-apoyada . . . . . . . . . . . . . . . 695.2. Diagrama de fuerzas y momentos resultantes de la aplicación de un momento flector

en el buje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 705.3. Diagrama de fuerzas resultado de la aplicación del efecto cortante . . . . . . . . . 715.4. Diagrama resultado de la aplicación de las fuerzas axiales . . . . . . . . . . . . . . 715.5. Diagrama de fuerzas, resultante de aplicar la fuerza radial electromagnética . . . . 725.6. Diagrama de fuerzas resultante de la aplicación de la fuerza axial electromagnética 725.7. Diagrama de cortantes para DLC2.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 735.8. Diagrama de flectores para DLC2.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 735.9. Diagrama de axiles para DLC2.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 745.10. Diagrama de torsores para DLC2.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 746.1. Curva SN del acero [26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 776.2. Categoría de detalle 160 [26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 796.3. Situación original: fatiga acumulada para espesor 7mm . . . . . . . . . . . . . . . 806.4. Aumentando el radio 1mm (espesor 6) sigue sin haber daño por fatiga . . . . . . . 806.5. La fatiga comienza a afectar cuando se toma un espesor de 5mm, pero sigue sin

romper en 25 años . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 816.6. Con un espesor de 4mm ya comienza a estar cerca de romper a los 25 años . . . . . 816.7. Un espesor de 3mm hace que el eje rompa no ya en 25, sino en menos de 5 años . . 816.8. Aproximando a la milésima de milímetro, un espesor de 3.993mm ya hace que

rompa el eje en 25 años . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81EE.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. Estevalor 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 máximoadmisible es de 3.393m. Es válido tanto bajo el criterio de Von Mises como elde Tresca . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

EE.3.Aplicando un coeficiente de seguridad N=1.2 se obtiene un radio máximo admisiblede 3.393m, válido tanto bajo el criterio de Von Mises como el de Tresca . . . . . . 90


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DOCUMENTO I. MEMORIA § Ï¿ 12 NDICE DE FIGURAS


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EditoresEditores HTMLHTML PARTE I

MEMORIA

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 cargasaerodinámicas? ¿Qué cargas aerodinámicas llegan al generador y como le afectan? y ¿En quéafecta que sea una turbina eólica marina en lugar de una terrestre?

1.1. Cargas aerodinámicasEn 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 unaerogenerador hablaremos de las fuerzas y los momentos que producen las corrientes de aire alinteraccionar con las palas, la góndola, la torre y la cimentación del aerogenerador. Todas estascargas tienen que estar soportadas por los distintos elementos del aerogenerador y por tanto alconstruirlo se debe dimensionar para ello.

Por tanto, si se quiere dimensionar la torre de un aerogenerador se deben de calcular lascargas que aplicará el viento sobre ella y posteriormente seleccionar el material, espesor y formade la torre.

¿Qué se necesita para calcular las cargas que aplica el viento? En primer lugar se necesitan losdatos de viento medios de la ubicación elegida. Como hablamos de un fenómeno aleatorio, no sepuede caracterizar el viento de un lugar únicamente por una velocidad media sino que debemosdar los datos como una distribución de probabilidad. Se ha demostrado que la distribuciónde probabilidad que mejor se ajusta a los fenómenos de viento es la de Weibull. Esta fue unadistribución propuesta por primera vez por Waloddi Weibull en 1939 y que surge al flexibilizarla distribución exponencial (distribución de Weibull con parámetro de forma k=1) interpolandocon la de Rayleigh (distribución de Weibull con k=2 y parámetro de escala λ=

√2σ).

En el caso de la ubicación seleccionada para este proyecto se ha tomado una distribución deWeibull 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 construirun prototipo a escala del aerogenerador y someterlo a unos vientos artificiales equivalentes altamaño del prototipo. La opción que se lleva a cabo hoy en día que es construir el prototipo demanera digital, es decir, construir un modelo en un programa informático en el que a su vez sepuedan simular los vientos a los que se quiera someter al aerogenerador y te calcule las cargassobre las distintas partes del aerogenerador.

En el caso de este proyecto se ha llevado a cabo la segunda opción, la utilización de unprograma informático para el cálculo de los vientos y las cargas aerodinámicas. Sobre las


11

I. MEMORIA § 1. INTRODUCCIÓN: EL PROYECTO

opciones de programas se hablará en el apartado dedicado a estado del arte (2) y sobre el modeloy las simulaciones en el apartado dedicado a Bladed (4).

1.2. Cargas aerodinámicas sobre el generadorUna 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 partesimportantes: los dos cojinetes (anterior y posterior) en los que se inserta la transmisión y elgenerador (conjunto rotor+estator) en el que el rotor lo mueve la transmisión y el estator estásiempre inmóvil.

Luego todas las cargas aerodinámicas que se puedan transmitir internamente hasta elgenerador 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?"podemosresponder con "las cargas aerodinámicas sobre el buje, que se transmitirán de manera interna através de los cojinetes y hasta el rotor".

He aquí el quid de este proyecto, debemos de calcular las cargas aerodinámicas sobre elbuje (lo que incluye aquellas transmitidas a través de las palas) para ver como llegan hasta elgenerador a través de la transmisión mecánica y dimensionar dicha transmisión para que lasaguante, tanto en el caso de cargas extremas como para que aguante a fatiga los 20 años mínimoque se espera que dure el aerogenerador.

1.3. Aerogenerador marinoPor 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 hayentre un aerogenerador marino y uno terrestre convencional? y ¿En qué se diferencian las cargasaerodinámicas 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 siempreva a tener una base sólida sobre la que realizar la cimentación en el marino nos encontramoscon varias posibilidades: se puede hacer una estructura flotante anclada, se puede perforarlas profundidades del lecho marino con un monopilote... Para obtener información sobre lacimentación 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 demásun aerogenerador marino y un aerogenerador terrestre son iguales.

A la segunda pregunta se puede responder sabiendo que en principio las cargas son del mismotipo pero que al ser una turbina marina estará sometida a unos mayores vientos (la cantidad delugares en el mar con unas muy buenas condiciones de viento son mucho más grandes, así quese entiende que la cantidad de viento será muy alta y por tanto las fuerzas mayores por ellola 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 otrosparámetros como la influencia del mar (corrientes, olas y mareas), y pese a que se tiene en cuentaen este documento su influencia sobre el generador es muy pequeña o incluso nula.


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Capítulo 2

Estado del arte

E N este capítulo se exponen los antecedentes a este proyecto. Se trata de una introduccióna 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 decargas 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 laconstrucción 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 haráun seguimiento de las turbinas eólicas desde un punto de vista histórico y se expondrán lasdistintas 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. Estanecesidad quedó particularmente patente con la primera y segunda revolución industrial, cuandouna gran parte del trabajo que hasta el momento se realizaba de manera manual pasó a estarautomatizado, y las máquinas que se usaban para ello pasaron a necesitar una gran cantidad deenergía. Y desde entonces solo ha ido aumentando.

En este contexto toda fuente de energía natural tiene un desarrollo por delante, y el viento noiba a ser menos. Si durante siglos se había utilizado la energía del viento como energía cinéticapara transporte (barcos) e incluso producción (por ejemplo de harina en los molinos), en 1887 elestadounidense Charles Brush construyó la primera "turbina eólica.en el sentido que conocemoshoy en día: como generador de electricidad. Esa primera turbina pesaba 4 toneladas y producía12kW.


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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 fechasimportantes 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 laproducción de energía); 1931 cuando con la turbina Darreius se mejora el diseño de turbinas deeje vertical aunque a costa de necesitar mayores velocidades de viento para iniciar la producciónenergética y 1941, cuando se construyó la primera turbina eólica de tamaño MW, la turbinaSmith-Putnam, con aspas de 26.5 metros de longitud y una torre de 36 metros de alto, pero quesolo operó durante aproximadamente mes y medio hasta que una de las aspas falló. Para másinformación 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 grandesarrollo de las turbinas eólicas: la concienciación de la sociedad en lo que a temas medioambientales se refieren (que ha posicionado a toda energía renovable y limpia en un muy buenlugar), la posibilidad cada vez más real del próximo agotamiento de los recursos fósiles y sobretodo la primera crisis del petróleo, que puso de manifiesto la necesidad de investigar sobre nuevasformas de abastecimiento.

Estas tres circunstancias llevaron a mucha investigación científica y un gran desarrollotecnológico. Claro ejemplo de ello es que tan solo una década después, hacia 1980, aparecieronlos primeros aerogeneradores comerciales, que producían ya 55kW.

El avance continuó (y aún continúa hoy en día), potenciado aún más por los movimientosanti-nucleares, haciendo que a principios del siglo XXI ya se considerase a la eólica como unafuente de energía viable.

La "World Wind Energy Association"(Asociación mundial de energía eólica) nació en 2001en 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 de200000 aerogeneradores), generando -según datos de 2011- unos 238,5MW de energía [13].


14


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 delaerogenerador 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 ∗R2

pala ∗ v2

(2.2)

Con lo que se entiende que a mayor radio de las palas mayor será la energía de entrada alaerogenerador y por tanto mayor la energía generada. Por lo tanto los aerogeneradores demayor potencia tendrán unas palas muy grandes.

Es importante saber que las palas no tienen una forma recta, sino que están construidas deforma que sientan el mayor empuje del viento posible, que las palas son principalmentehuecas con la salvedad de que necesiten llevar pesos extra para equilibrar el rotoraerodinámico y que pueden llevar un sistema de control de paso, que gira las palaspara orientarlas en mayor o menor medida hacia el viento y que de esta menera reciban unamayor o menor energía (por ejemplo a velocidades bajas al viento se ponen perpendicularesal viento para recibir la mayor cantidad posible pero a velocidades demasiado altas sepueden girar para no sobresaturar al generador).


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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 queconecta con la transmisión que llega internamente hasta el generador.

Pese a que muchas veces se vea como una de las partes menos importantes delaerogenerador no es así ni con mucho, al contrario, su diseño es de suma importancia yaque tiene que aguantar las fuerza que el viento aplica sobre el rotor aerodinámico teniendouna superficie bastante reducida.

La unión entre las palas y el buje se llama raíz y su valor puede variar entre pocoscentímetros hasta incluso metros, según el diseño del aerogenerador.

El buje se conecta con la góndola a través de la transmisión y, específicamente, a travésdel cojinete anterior.

Góndola: La góndola es la parte posterior al buje, en la que se encuentra el generadoreléctrico. Típicamente tiene forma de cilindro o prisma rectangular, y está unida por suparte 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 lageneración de electricidad a partir de la energía cinética del viento que llega a través de latransmisión.

Figura 2.4. Elementos típicos del interior de la góndola [15]


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Como se puede observar en la figura superior dentro de la góndola se encuentrantípicamente los siguientes elementos:

1. Generador: Conjunto rotor+estator. Se trata de la máquina eléctrica que transforma laenergía cinética en electricidad. Casi todos los aerogeneradores lleva uno de los tressiguientes tipos de generador: Generador de inducción de jaula de ardilla, generadorde inducción bifásico o generador síncrono.

En el caso de máquina de jaula de ardilla la red y el generador tienen la mismafrecuencia, ahorrándose el costo de la electrónica de potencia necesaria paradesacoplarlos. A cambio hay un efecto que no es totalmente deseable: el generadorconsume potencia reactiva de la red, por lo que se suelen acoplar unos condensadoresal mismo.

En los otros dos casos la velocidad del rotor es variable entre unos límites mínimo ymáximo.

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 inyecciónde corrientes de frecuencia variable en el rotor, con lo que quedan desacopladas lasfrecuencias eléctrica y mecánica, y es una caja de cambio la que adapta las diferentesvelocidades del rotor y el generador.

Por último en el caso de los generadores síncronos el generador y la red estántotalmente desacoplados con electrónica de potencia, e incluso hay generadores queoperan 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 adecuarla velocidad del "high speed shaftla parte del eje de baja velocidad- (la parte de latransmisión 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 unacaja de cambios, si se utiliza un generador síncrono no será necesario añadirla, yaque el desacoplamiento entre la frecuencia del rotor y la de la red se lleva a cabo conelectrónica de potencia, utilizando un variador.

3. Transmisión: Con el nombre de transmisión se conoce al eje que une el buje algenerador. Este eje suele ser hueco y está sostenido por unos cojinetes, bien delantey detrás del generador o bien los dos delante.

Cuando hay caja de cambios se puede dividir la transmisión en dos partes: el eje debaja velocidad y el de alta (low y high speed shaft). Sobre ellos se encuentran losfrenos mecánicos.

Finalmente, una puntualización que afecta únicamente a las turbinas con un generadorsíncrono de baja velocidad: en estos casos el rotor del generador puede tener unmayor radio que el cojinete anterior, o incluso en un momento dado, que el propiobuje. 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 transmisióny 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 enninguna dirección. De esta menera el eje se puede simplificar en un esquema comoel siguiente:


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Figura 2.5. Simplificación del eje de un aerogenerador como una viga con dos apoyos. Enamarillo: 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 laorientación del aerogenerador de manera que en los momentos en los que se quieraproducir energía a las palas les llegue la mayor cantidad de viento posible mientrasque si el viento es demasiado rápido y se pretende apagar el aerogenerador, este sepueda poner de forma que las palas ofrezcan la menor resistencia posible al viento ymenos posibilidades de daños haya.En el caso de grandes aerogeneradores es posible que en lugar de poner un únicomotor se empleen varios, porque la potencia necesitada para mover el aerogeneradorsea 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 elaerogenerador: la inteligencia de los sistemas de guiñada, el control de paso yde par, la electrónica de potencia, la cpu que procesa toda la información de lossensores, etc.

En general, se puede considerar que la góndola es la parte más delicada de unaerogenerador, ya que en su interior se encuentran los elementos que más probabilidad defallos tienen, como la caja de cambios.

Torre: La torre es el elemento del aerogenerador sobre el que se encuentra situada lagóndola. Como se ha dicho anteriormente, a mayor radio del rotor aerodinámico, mayorserá la energía de llegada a la turbina, y unas palas muy grandes requieren que la torre seaaún más alta, pudiendo sobrepasar fácilmente los 100 metros de longitud en los grandesaerogeneradores. Otra razón para aumentar la altura de la torre es la velocidad del vientoaumenta conforme se aumenta la altura de la torre, debido en gran medida a la rugosidaddel terreno.

En general, de partida se consideran tres posibilidades constructivas para la torre de unaerogenerador: torres de acero, de celosía o de hormigón. En el caso de aerogeneradorespequeños hay un cuarto tipo que se emplea mucho: mástil tensado con vientos (delgadastorres 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 seccionesde entre 20 y 30 metros y se unen in-situ con pernos. Es muy común que sean más anchasen 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 torretubular de acero de la misma altura) prácticamente han desaparecido, siendo el principalmotivo un motivo estético.


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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 fácilmente2 o 3 veces el radio de la torre, y una profundidad de varios metros. Esto es así ya que enúltima instancia es la cimentación la que tiene que aguantar el momento provocado por elviento.

Figura 2.6. Cimentación realizada para un aerogenerador de acciona de 150 metros de altura enel 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 tanfáciles como en tierra. Hay varios tipos de cimentaciones posibles:

1. Monopilote: para muy bajas profundidades (menos de 15 metros) y suelo arenoso oarcilloso se utiliza un grueso cilindro de acero que se entierra varios metros bajo ellecho marino para sujetar la torre.

2. Cimentación de gravedad: para profundidad baja, hasta 30 metros, se puede utilizaruna plataforma de hormigón o acero de hasta 15 metros de diámetro, pero es unprocedimiento caro porque requiere preparación previa del terreno.

3. Para profundidades de entre 30 y 60 metros se puede utilizar el sistema jacket, unaestructura con 3 o 4 puntos de anclaje. Un requisito para ello es que el suelo no searocoso.

4. Sistemas de flotación: en grandes profundidades, cuando realizar una cimentaciónde las citadas anteriormente se vuelve muy costoso siempre está la posibilidad decolocar el aerogenerador en una estructura flotante y anclarlo.


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Figura 2.7. Cimentación por método jacket para los aerogeneradores del parque eólico marinode Wikinger (Alemania), de Iberdrola [18]

Es importante el detalle de que en caso de ser necesario, un sistema de anclaje puedeacompañar a otro tipo de cimentaciones que las flotantes, como por ejemplo un monopiloteo una cimentación por gravedad.

2.1.2. Clasificación de los aerogeneradoresAerogeneradores 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 existenactualmente.

2.1.2.1. Según la localización del aerogenerador

Sin duda, el factor más influyente en el diseño de un aerogenerador es su localización. Sobretodo 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 pormucho que haya dos sitios con prácticamente el mismo viento si uno de ellos está en tierra yel otro está en el mar las consideraciones que tienen que hacerse para su diseño son totalmentedistintas. Particularmente en lo que se refiere a las cargas que tiene que aguantar (la influenciadel mar, sobre todo en la torre y la cimentación, es muy importante) y el tipo de cimentación quese 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 haceruna cimentación adecuada, son fácilmente accesibles (sobre todo para la llegada de una líneade, 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 zonasdonde se construyen parques eólicos suelen elegirse por 3 razones principales: el viento de la


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zona (ya que el mar ocupa la mayor parte de la Tierra, hay mucho sitio donde elegir y por ellose elegirán las zonas con vientos óptimos), la profundidad y el tipo del lecho marino (cuantomás fácil sea la construcción de la cimentación, más económico saldrá el proyecto, lo que haceuna localización más atractiva) y la cercanía a una red eléctrica a la que llevar la energía (unalocalización con un viento perfecto en medio del Atlántico no serviría de nada porque el costedel 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 (puedeser el empuje del viento o la sustentación aerodinámica). Existen dos tipos de turbinas según sueje: 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) elmantenimiento, pueden trabajar a velocidades más bajas, no necesitan orientarse con el viento yson 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 laaltura. 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, puedenarrancar 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 cuantola 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 recursoseconómicos, 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 producirelectricidad. En el mundo hay instalados unos 200000 aerogeneradores.

La gran ventaja de los aerogeneradores sobre las turbinas de eje vertical es que tienen unmayor rendimiento y aprovechan el aumento del viento con la altura. Sus mayores inconvenientesson el coste de transporte e instalación, el gran impacto visual que suponen y la necesidad deorientarse al viento y tener un control cuidadoso. No obstante, las grandes potencias que puedenllegar a generar merecen la pena y hacen que la energía eólica sea la fuente de energía renovablemás 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 mayorcantidad de potencia de un mismo viento, como se puede ver en la imagen siguiente:


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Figura 2.8. Comparativa del coeficiente de potencia (rendimiento) de los distintos tipos deturbinas 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 estádiseñado. 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 máscantidad de energía al aerogenerador del que puede producir? En estos momentos es en los queinterfiere el control de potencia, que puede ser de dos tipos: control de paso o control de potenciapor 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 sonmóviles. En el buje, justo donde se encuentra la raíz de las palas hay unos motores que permitenel movimiento de la cara de la pala, de tal manera que estas se vayan entornando cuandohay vientos por encima del necesario para obtener potencia nominal. Con este giro de la palase consigue que la energía de llegada a la pala sea menor de la que se recibiría con la palaperpendicular. Una forma gráfica de verlo es fijándose en la figura 6.8, al girar la pala se consigueque el Cp baje aumentando o disminuyendo λ (aumentando o disminuyendo la relación develocidades entre palas y rotor).

Un rango normal de paso para las palas es entre 0 y 90o, ya que son las posicionesperpendicular al viento (máximo Cp posible, utilizado en el arranque y siempre que el viento estépor debajo del necesario para llegar a potencia nominal) y paralela al viento (Mínima resistenciaposible, utilizada cuando se quiere parar el aerogenerador), aunque hay turbinas cuyas palaspueden alcanzar valores negativos (hasta unos -2o) de paso.


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2.1.2.3.2. Regulación por pérdida aerodinámica

Los aerogeneradores que no tienen control de paso controlan la potencia generada entrandoen pérdida cuando hay demasiado viento. Esto sucede porque las palas están unidas al buje en unángulo fijo, y cuando la velocidad del viento empieza a ser demasiado alta se crea turbulencia enla parte posterior de la pala perdiéndose sustentación y evitándose que la fuerza ascensional dela pala actúe sobre el rotor.

Para asegurar que la pérdida de sustentación sea gradual las palas de los aerogeneradorescon este sistema de control están ligeramente torsionadas. Consecuencia de ello es que el diseñoaerodinámico de las palas es muy complejo, sobretodo en lo que respecta a evitar vibraciones en lapala. Así y todo la aplicación de este sistema evita partes móviles en la pala y un complejo sistemade control de paso, con lo que aproximadamente dos terceras partes de los aerogeneradores quehay en el mundo tengan este sistema de control [16].

2.1.3. Proyectos de mayor importanciaA 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 losgobiernos lo fomentan, y eso puede dar lugar a proyectos gigantes, como los dos que se va adescribir 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, sumadoal enriquecimiento del país que en los últimos 30 años ha pasado a ser la segunda potenciaeconómica 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 deChina, en una zona desértica y de gran potencial eólico, que contará al finalizar su construccióncon una potencia instalada de 20000MW, una potencia equivalente a la totalidad de la energíaeólica instalada en España actualmente. De ellos, en 2015 ya se llegó a 8000MW instalados ygenerando 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 quegestiona y aumenta al máximo la eficiencia energética así como la estabilidad de salida de laenergía 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 cuadradosHornsea Proyect Two (HP2) se convertirá al entrar en funcionamiento en 2022 en el parqueeólico marino más grande del mundo. El parque, que tendrá por fabricante exclusivo de losaerogeneradores a Siemens Gamesa, contará con una capacidad total de 1386MW y serádesarrollado por la compañía danesa Orsted. [21]

El parque eólico contará con 174 turbinas de 8MW cada una, que tendrán una cimentaciónen tierra, es decir, se usarán monopilotes, jackets o cimentación por gravedad, ya que en la zonahay una profundidad de entre 30 y 40 metros. [22]


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2.2. Programas de simulación y cálculo de cargasComo 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 programasinformáticos en los que se crea un modelo del aerogenerador y se generan unos vientos parasimular las cargas que tendría el aerogenerador sometido a vientos reales.

Este apartado está dedicado precisamente a estos programas de simulación y cálculo decargas, pretende introducir de manera general los programas informáticos que existen sobreaerogeneradores y centrarse en las alternativas a Bladed (ya que Bladed al ser el programautilizado en las simulaciones realizadas que se expondrán en posteriores capítulos de estedocumento será descrito más en detalle posteriormente, en el capítulo 4).

2.2.1. Clasificación general de los softwares de eólicaEn 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 sinsalir del salón de tu casa.

En lo que respecta a la energía eólica pasa algo parecido, tienes multitud de programas queabarcan un amplio rango de contenido relacionado con ella. Pero la mayoría de estos programasse pueden clasificar en uno de los siguientes grupos:

1. Software que sirve para modelar el flujo de aire en un lugar determinado, para darnos unaaproximación de la característica de viento en aquellos lugares donde no hay medidasdisponibles (por ejemplo, hay lugares donde las medidas se han comenzado a tomar hacepoco tiempo y no son aún representativas).

2. Programas de análisis de viabilidad: Te dan información sobre costes, emisiones, riesgo dela inversión y demás datos que conviene tener en cuenta previamente a montar un parqueeólico.

3. Programas de modelado de granjas eólicas: Permiten presentar una propuesta para realizaruna granja eólica de forma gráfica, con el propósito final de obtener sus permisos deconstrucción

4. Softwares que ayudan al diseño de turbinas eólicas, utilizando para ello paquetesaeroelásticos.

Todos estos programas tienen su utilidad, pero en el caso de este documento solo se hanutilizado programas de diseño, porque las características de viento del lugar elegido eranconocidas 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 únicamenteel diseño de la turbina.

2.2.2. Programas de diseño de turbinas eólicasEste 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 ycentros de investigación han desarrollado software de estas características, pero cada uno consus especializaciones y formas de cálculo propias.

De esta manera nos encontramos con softwares que permiten el diseño de componentesespecíficos de una turbina por separado, como la herramienta FOCUS6, desarrollada por WMC y


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ECN (Knowledge Centre Wind Turbine Materials and Constructions y Energy Research Centreof the Nederlands) [23].

Otro tipo de software que ayuda con el diseño de aerogeneradores pero de una maneratotalmente distinta está compuesto por los programas que trabajan realizando un análisis dinámicodel aerogenerador, utilizando para ello otros programas de apoyo como Simulink. Ejemplo deello es el software Vortexje, muy adecuado para optimización de la aerodinámica de la estructura,problemas de interacción entre el viento y la estructura y simulación del sistema de control.

Sin embargo los sistemas que nos van a interesar no son ninguno de los anteriores sino quelos que nos permitan un análisis de las cargas generadas por el viento sobre el aerogenerador, esdecir, los que nos permiten realizar un análisis de desempeño. De entre ellos hay dos nombresque resuenan sobre todos los demás: FAST y Bladed.

2.2.2.1. FAST

FAST es un software de diseño de turbinas y predicción de desempeño desarrollado porel gobierno americano a través del NWTC (National Wind Technology Center), una unidaddel NREL (National Renewvable Energy Laboratory). FAST aúna modelos aerodinámicos,hidrodinámicos para estructuras offshore, dinámicos para el control y los sistemas eléctricosy dinámicos estructurales para la simulación del aerogenerador a lo largo del tiempo. Estaherramienta permite el diseño de turbinas en tierra y en el mar, de eje horizontal con dos otres palas, aerogeneradores con control de cabeceo, con regulación activa en caso de pérdidaaerodinámica? Es una herramienta muy completa para el diseño de aerogeneradores.

Para llevar a cabo los cálculos estructurales este programa utiliza la teoría de momentos deelemento-pala (Blade Element Momentum theory), una mezcla de las teorías de elemento-palay de momentos. La teoría de elemento-pala se basa en dividir la pala en muchos elementospequeños, calcular sobre cada uno de ellos las fuerzas que se aplican e integrar ese resultadosobre toda la pala para obtener las fuerzas y momentos que se obtienen sobre la totalidad de ella.Una de las grandes dificultades de esta teoría es la manera de describir la velocidad del rotor,algo que se puede hacer de dos maneras: con la ecuación de Froude-Finsterwalder o utilizandomás relaciones que se obtienen de aplicar la teoría de los momentos. Esta explica cómo actúa unpropulsor ideal, como pueden ser las palas de un helicóptero o de un aerogenerador. La teoría demomentos de elemento-pala permite incluir en los cálculos el momento angular que por la leyde la conservación de momentos se queda en la estela del viento a la salida del aerogenerador,teniendo siempre en cuenta las limitaciones de velocidad mínima de salida del viento dadas porla ley de Betz [24].

2.2.2.2. Bladed

Bladed es un programa similar, pero desarrollado por la compañía DNV-GL (fusión de lanoruega Det Norske Veritas, una aseguradora de proyectos marinos, y de Germanischer Lloyd,una asociación equivalente con base en Hamburgo. Tras la fusión se colocó como una de lasmás grandes aseguradoras marinas y un claro referente en todo lo relacionado con proyectosmarinos.). Dado que nuestro generador quiere obtener la certificación según los estándares deGL este es el programa que vamos a utilizar para realizar nuestro prototipo, y de él hablaremosmás adelante en la sección dedicada al programa y al modelo (4).


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Capítulo 3

El proyecto: metodología

E N este capítulo se explicará detalladamente en qué consiste el trabajo de fin de grado queaparece reflejado en los siguientes capítulos del documento. Como ya se ha dicho en la

introducción el título "Determinación de cargas aerodinámicas sobre el generador de una turbinaeólica marina"no es particularmente explicativo, pero se puede desglosar en ver de las cargasque crea el viento sobre una turbina eólica marina cuales son transmitidas hasta el generador ycomo afectan a la estructura interna del mismo para poder dimensionarlo adecuadamente.

Como ya se explicó en la introducción, de todas las cargas aerodinámicas sobre elaerogenerador las que se transmiten hasta la máquina eléctrica son las que llegan al buje (yasea por el viento que impacta directamente sobre el buje o porque se transmiten desde el rotoraerodinámico) y esas son las que de deben estudiar. ¿Qué se hará con ellas luego? El estudio dedichas cargas será lo que permita el dimensionamiento del eje de la transmisión.

Sin embargo, siendo un aerogenerador una estructura compleja, no se puede esperar queestas cargas sean las únicas que afectan al eje. Efectivamente, el mismo generador creatambién unas cargas sobre la transmisión debidas a fuerzas electromagnéticas, que afectarán aldimensionamiento del eje.

Este capítulo va dedicado a estos dos tipos de cargas que afectan al dimensionamiento de latransmisión y a su forma de cálculo.

3.1. Estudio de las cargas aerodinámicasYa se ha repetido en varias ocasiones a lo largo de la introducción al proyecto, pero cargas

aerodinámicas son todas aquellas cargas que están creadas por el viento al ejercer presión sobreel aerogenerador.

También se ha dicho que el viento es una variable estocástica y que por lo tanto se debemodelar con una distribución de probabilidad, específicamente se usará una distribución deWeibull. Pero claro, si se hacen simulaciones no se puede colocar únicamente el perfil de vientoy esperar que los resultados obtenidos sean válidos al 100 % ya que habrá momentos de mayor ymenor turbulencia que no se estarían teniendo en cuenta.

Para tener en cuenta todas las contingencias se han definido unos DLCs "Design LoadCases"(Casos de cargas de diseño), que están preparados para que al llevarse a cabo se tenganen cuenta todas las posibilidades atmosféricas reales que pueden ocurrir en la ubicacióndel aerogenerador, desde vientos normales hasta terremotos, pasando por vientos extremos,formación de hielo en las palas...

Los DLCs están reflejados en el manual GL [1], el manual creado por la alemanaGermanischer Lloyd y que contiene todas las normas que hay que cumplir para obtener la


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I. MEMORIA § 3. EL PROYECTO: METODOLOGÍA

calificación de GL, la calificación más importante en lo que a generadores marinos se refiere. EnEuropa, por ejemplo, no se venden aerogeneradores que no cumplan con esta normativa.

En las siguientes imágenes, obtenidas del manual para la certificación GL están reflejadoslos DLCs que hay que estudiar necesariamente para la obtención de la calificación.

Figura 3.1. Primera parte de los DLCs obligatorios: producción normal y con ocurrencia de falta


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Figura 3.2. DLCs obligatorios 2: arranques, paradas (normal y de emergencia), turbinaaparcada/parada y casos de transporte, instalación, mantenimiento y reparación


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Figura 3.3. Últimos DLCs obligatorios: situaciones extraordinarias

La tabla anterior contiene todos los DLCs obligatorios para obtener la certificación GL. Peroal ojo humano puede parecer un poco incoherente, por lo que se va a exponer cada una de lascondiciones indicadas en la tabla.

3.1.1. Wind ConditionsSe expondrán ahora las posibles condiciones de viento de cada uno de los DLCs, que están

compuestas por dos partes: un conjunto de 3 letras que indica la forma de modelado del viento yuna serie de velocidades que indican las velocidades del viento a las que tienen que llevarse acabo las simulaciones.

Se comenzará por los modelos de viento que se necesita emplear:

NTM: Normal Turbulence Model. Se trata de la situación de turbulencia normal, caso enel que la desviación típica de la velocidad del viento sigue la siguiente fórmula:

σ = I15(15m/s+ a ∗ Vhub

a+ 1) (3.1)

Donde I15 es la intensidad de turbulencia a Vhub=15m/s que vale 0.16 para turbinas declase I y a es un parámetro de pendiente, que vale 3 en turbinas de clase I.

Se asume además que la desviación típica de la velocidad del viento no cambia con laaltura.


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ETM: Extreme Turbulence Model. Situación de turbulencia extrema, en este caso ladesviación típica del viento se calcula con la siguiente fórmula:

σetm = I15(20 + a(Vhub + 6)

a+ 1− Vhub − Vave

6a) (3.2)

Donde I15 y a son los mismos parámetros que en el caso NTM y Vave es la velocidadmedia anual a la altura del buje.

De nuevo se asume que la desviación estándar en la velocidad del viento no cambia con laaltura.

ECD: Extreme Coherent gust with Direction change. Situación producida por una rachade viento con cambio de dirección. Se asume que el cambio de velocidad y de direcciónen el viento se da simultáneamente.

El cambio de velocidad para las clases estándar de turbinas será de 15m/s.

El cambio de dirección será de 180o en el caso de que la velocidad del viento a la alturadel buje sea menor de 4m/s y si no seguirá la siguiente fórmula:

θcg(Vhub) =720om/s

Vhub(3.3)

El periodo utilizado para la racha deberá ser de 10s y el NWP (Normal Wind Profile)deberá usarse simultáneamente a la racha.

NWP: Normal Wind Profile modelo. El perfil de viento normal considera la velocidadmedia del viento como una función dependiente de la altura z:

V (Z) = Vhub(z

zhub)α (3.4)

V(z) es la velocidad del viento a la altura z sobre el nivel del agua, zhub es la altura delbuje sobre el nivel del agua y α=0.14 es un exponente que asume estabilidad atmosféricanormal y longitud de rugosidad de superficie 0.002m.

EOG: Extreme Operating Gust. Racha de viento extrema en operación. El valor de la rachade viento se calcula con la siguiente fórmula:

VgustN = βσ1B (3.5)

Donde VgustN es el valor máximo de velocidad del viento para racha en operación con unperiodo de repetición de N años (se usan 1 o 50 años), β recibe un valor de 4.8 si N=1 o6.4 si N=50, σ1 es la desviación estándar según el modelo de turbulencia normal y B es unfactor de reducción de tamaño que se calcula como:

B =1

1 + 0,2( D∧1 )(3.6)

Donde D es el diámetro del rotor y ∧1 es un parámetro de escala de turbulencia que vale42m para aerogeneradores con zhub ≥ 60m y 0.7zhub para aerogeneradores con zhub ≤60m.

En este caso, el período de la racha es de 10.5s para N=1 y de 14s para N=50.


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EWS: Extreme Wind Shear. Permite modelas vientos en los que cambie mucho la direccióno la velocidad del viento con la altura e incluso con la anchura. Cuando el cambio es solocon la altura se aplica la siguiente fórmula:

V (z, t) = Vhub(z

zhub)α + (

z − zhubD

)(2,5 + 0,2βσ1(D

∧1)14 )(1− cos(2πt

T)) (3.7)

Por su parte, la ecuación para cambios verticales y horizontales es de la forma

V (y, z, t) = Vhub(z

zhub)α + (

y

D)(2,5 + 0,2βσ1(

D

∧1)14 )(1− cos(2πt

T)) (3.8)

Donde todas las variables son las mismas que en el caso de EOG pero el periodo deltransitorio es T=12s.

EWM: Extreme Wind speed Model. El perfil de velocidades extremas de viento se utilizarápara los DLCs en los que la turbina está parada (en general el paro del aerogenerador sedebe a velocidades de viento extremadamente altas) y algunos casos especiales. Para estemodelo se puede necesitar usar un perfil turbulento o perfil de viento constante. Igual queen el caso de EOG, el EWM puede estar calculado para 1 o 50 años. Cuando se calculapara 50 años se emplea la siguiente fórmula:

V50(z) = Vref (z

zhub)0,14 (3.9)

El cálculo para 1 año se realiza con el resultado anterior:

V1(z) = 0,8V50(z) (3.10)

Vref es el valor de Velocidad de referencia de la ubicación de la turbina, que paraaerogeneradores de clase 1 se toma como 50m/s.

Estos son los 7 modelos de viento que se encuentran reflejadas en los DLCs. Pero queda unasegunda parte para definir totalmente las condiciones de viento en las que se llevan a cabo losensayos: las velocidades medias del viento a las que se deben realizar.

Por diseño, la turbina debe estar preparada para poder funcionar con vientos de entre 3.5 y30m/s, estas dos velocidades se conocen como Vin y Vout. Por su parte, se ha calculado en [5]que la velocidad de viento necesaria para poder obtener potencia nominal es de 11.54m/s.

Con estas 3 velocidades es con las que se simularán los DLCs en los que se indique:Vin ≤Vhub ≤Vout, lo que supone todos los casos hasta turbina aparcada.

A partir del DLC 6.1 aparecen casos especiales en los que se deberá simular para velocidadesdel viento a la altura del buje como Vref o V1 para EWM.

Con esta segunda parte quedan cubiertas las posibles condiciones de viento de cada uno delos DLCs obligatorios para la obtención de la certificación GL.

3.1.2. Marine Conditions

Cuando se piensa en un aerogenerador marino normalmente se piensa en viento y agua. Esprecisamente lo que indican los DLCs, que condiciones tiene que haber en el mar para cada caso,condiciones que tendrán 3 factores clave: olas, mareas y corrientes.


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3.1.2.1. Olas

Las olas del mar se suelen dar desde el dominio de la frecuencia de una función de densidadespectral. Se puede dar como un espectro medido o con una forma parametrizada, determinándosela energía en varias frecuencias y bandas direccionales.

Para definir el espectro de una ola se suelen utilizar 2 parámetros: la altura significativa deola y la frecuencia representativa. La altura significativa de ola se deriva de un análisis numéricodel espectro. Por su parte la frecuencia representativa se suele dar como el tiempo medio entre 2crestas sucesivas. Dentro de los DLCs se piden dos tipos de ola, la ola media normal y la olamáxima en 50 años, que es la ola de diseño y que se obtiene a partir de la ola media normalsiguiendo la fórmula:

HD = HS ∗√

0,5 ∗ lnTrefTD

(3.11)

Donde Tref es el periodo de referencia (10800s) y TD es el periodo de diseño.

3.1.2.2. Mareas

Las mareas se definen de forma muy sencilla, con la altura a la que llega el agua sobre lamedia del mar. Este dato debe de ser evaluado según experiencia en la ubicación.

3.1.2.3. Corrientes

Las corrientes marinas pueden estar causadas por varios mecanismos distintos, pero de entreellos los más importantes son las corrientes subsuperficiales y las generadas por el viento, de talmanera que la velocidad total de la corriente se puede tomar como la suma de ambas:

Uc(z) = Uc,sub(z) + Uc,wind(z) (3.12)

La corriente subsuperficial, por su parte, se calcula a partir de la velocidad de la corriente en elnivel de agua inmóvil:

Uc,sub(z) = Uc,sub,swl ∗ (d+ z

d)17 (3.13)

Donde Uc,sub,swl es la velocidad del agua en el nivel de agua inmóvil, d es la profundidad delagua hasta el nivel de agua inmóvil (positiva) y z es la distancia vertical hacia arriba desde elnivel de agua inmóvil.

Por su parte, la corriente generada por los esfuerzos del viento y el gradiente de presión en elaire se calculan así:

Uc,wind(z) = Uc,wind,sl(d0 + z

d0) (3.14)

Donde Uc, wind, sl es la velocidad de la corriente en la superficie, d0 es 20 metros (máximaprofundidad para aplicación de esta fórmula) y z es la profundidad (negativa).

3.1.3. Other ConditionsAdemás de las influencias del viento y el mar hay otras condiciones que son importantes de

considerar para estudiar completamente el funcionamiento del aerogenerador. Se van a enumerarahora, explicando en que consisten pero sin entrar en demasiado detalle.

1. MIS: condiciones de Misalignement. Se dan cuando la dirección del viento y de lascondiciones marinas (corrientes y olas en particular) no coincide. En un estudio de


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diseño real del aerogenerador GL indica que deben realizarse cálculos por cada 8o dedesalineamiento. En este documento sin embargo se han realizado cálculos cada 90o.

2. MUL: condiciones de Multidirectionality. Cuando el aerogenerador está en una ubicaciónen la que pueda estar afectado por circunstancias especiales desde alguna dirección debende considerarse estas direcciones especiales. Un ejemplo sería un aerogenerador situadoen la costa del Sahara, en el que por una de sus direcciones llega el aire cargado de arena.Como el aerogenerador de este documento se ha diseñado inicialmente sin una ubicaciónfija hasta que se ha seleccionado la costa Oeste de Marruecos según el trabajo de IgnacioDíaz de Aguilar [8] no se ha tenido en cuenta.

3. External electrical influence: Cualquier influencia en la red externa al aerogenerador peroa la que esté conectado acaba teniendo influencia sobre él. Destaca la pérdida de conexióncon la red (Grid Loss).

4. Ice formation on blades or structure: En ciertas localizaciones el riesgo de formación dehielo es bastante grande, y la influencia del hielo sobre el aerogenerador no debe de pasarsepor alto. En este documento no se ha tenido en cuenta la influencia del hielo.

5. Fault in control system: Si el aerogenerador tiene un control de potencia de tipo controlde paso, si este deja de funcionar en el caso de que se necesite, las cargas sobre las palaso incluso la energía que llega al generador pueden causar problemas. Esta posibilidad sedebe por tanto de tener en cuenta en el diseño para que si ocurre el resultado sea lo másleve posible.

6. Fault in safety system: El aerogenerador tiene una serie de sensores que saltan cuando hayun fallo interno en el aerogenerador haciendo que la turbina haga una parada de emergenciao cualquier otra respuesta que sea conveniente. Se debe diseñar el aerogenerador para quesi este sistema de seguridad fallase las consecuencias fuesen lo más leves posibles.

7. Extreme Oblique Inflow: Entrada de viento extremadamente oblicua. El aerogeneradorrecibe normalmente un viento prácticamente horizontal, con un máximo de unos 8o deoblicuidad, los DLCs con vientos extremadamente oblicuos indican el resultado de que elviento llegue con una inclinación de hasta 20o.

8. Boat Impact: Ocurrencia de impacto de barcos, circunstancia rara pero posible enaerogeneradores marinos.

9. Earthquake: Posibilidad de terremotos. Deben de llevarse a cabo según la legislación localaplicable.

10. Efectos de la temperatura, hielo en el mar, vibración causada por remolinos...

3.1.4. Type of analysisHay dos tipos de análisis posibles para cada DLC. En todos los que pone U se realizará el

análisis para Ültimate Loads", es decir, para cargas extremas. En los DLCs en los que pone Fdebe realizarse (también en el caso de que ponga las dos) un análisis de "Fatigue Loadsçargas defatiga.

El análisis de cargas extremas nos permitirá dimensionar inicialmente las distintas partes delaerogenerador, para que aguanten sin problemas las cargas máximas que se puedan producir enun periodo de 50 años (según reglamentación GL).


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El análisis de cargas de fatiga se lleva a cabo debido a que hace más de 100 años se descubrióque la mayor parte de los aparatos bien diseñados no rompían debido a cargas extremas, sino acargas menores pero que se aplican continuamente en ciclos de carga y descarga. Para realizar elanálisis de fatiga se debe hacer un recuento del número de ciclos de carga/descarga de esfuerzosde una cierta amplitud que se dan en un tiempo, y comparar con lo que aguantaría esa mismapieza en total, para ver si va a sobrevivir al tiempo que se espera que aguante o, al contrario, hayque sobredimensionarlo más.

3.1.5. Partial Safety FactorLa última columna de cada DLC indica que factor de seguridad debe utilizarse para

el sobredimensionamiento de las cargas obtenidas con las simulaciones. Este factor debemultiplicarse a la carga obtenida para el análisis y diseño por cargas extremas y puede tener 5valores:

1. N: indica "Normal design situation", situación de diseño normal, lo que implica que elPSF recibe valores 1.2 para cargas de origen ambiental, operacional e inercial, exceptocargas gravitacionales en que recibiría valor 1.1 o 1.35 si las masas se están estimando.

2. E: indica .Extreme design situation", situación de diseño extremo, lo que implica que el PSFrecibe valores 1.35 para cargas de origen ambiental, operacional y influidas por el calor,1.1 o 1.35 para cargas gravitacionales y 1.2 para otras fuerzas inerciales.

3. A: indica .Abnormal design situation", situación de diseño anormal, lo que implica un PSFde 1.1 para todo tipo de cargas.

4. T: indica "Transport and erection design situation", situación de diseño de transporte yconstrucción, lo que implica un PSF de 1.5 para cargas ambientales y operacionales, 1.25para cargas gravitacionales y 1.3 para otras fuerzas inerciales.

5. No aparece en los DLCs, pero en el caso de cargas favorables debe de utilizarse siempreun PSF de 0.9.

3.1.6. DLCs estudiadosPara este documento se ha decidido que los DLCs que se llevarían a cabo serían los siguientes:

1. DLCs de producción normal de potencia: todos salvo los casos 1.8 y 1.9 porque no setendría en cuenta influencia de hielo.

2. DLCs de producción de potencia con ocurrencia de falta.

3. DLCs de arranque del aerogenerador.

4. DLCs de parada normal.

5. DLCs de parada de emergencia.

6. DLCs de aerogenerador parado o aparcado: todos salvo el 6.5 porque no se consideraría lainfluencia del hielo.


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3.2. Cargas electromagnéticas del generadorEl generador eléctrico tiene que estar preparado para dar unos valores de par suficientes para

garantizar que pueda oponerse al viento impidiendo que las palas se aceleren infinitamente. Porla interacción entre estator y rotor, por tanto, se crean las fuerzas electromagnéticas que serán lasencargadas de proporcionar dicho par.

Estas fuerzas, como explica detalladamente Alberto de Andrés en [5], se pueden descomponeren fuerzas radiales y tangenciales.

Las fuerzas radiales no tienen influencia sobre el par que da el generador eléctrico, ya quese anulan con los polos opuestos (misma dirección pero distinto sentido). Lo que si causanson efectos sobre rotor y estator, y por ende sobre la transmisión: El rotor tiende a expandirsemientras que el estator se intentará contraer. La transmisión, al estar junto al rotor en la zonainterior, tenderá por ello a expandirse tanto como este.

Por su parte las fuerzas tangenciales son las que se encargan de proporcionar el par resistentede la máquina síncrona. Para el modelo de este documento estas fuerzas se tomarán en ladirección axial de la transmisión.

El valor de las fuerzas electromagnéticas se ha calculado basado en los resultados del estudiode Alberto, pero multiplicándolo por 1.3 para aplicarlos a toda la superficie del generador (elprograma de simulación utilizado en su documento tiene por defecto un metro de profundidad,cuando el rotor de la máquina mide realmente 1.3m). Se obtienen por tanto unos valores de:

Faxial=3705NFradial=2947N


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Capítulo 4

Bladed: herramienta de simulación ymodelo

E N este capítulo se tratará la herramienta de simulación utilizada para llevar a cabo loscálculos de cargas y la creación del modelo del aerogenerador en dicha herramienta: Bladed.

4.1. BladedCitando a la página web de DNV GL, la empresa que actualmente ofrece el software Bladed,

esta es "la herramienta clave para optimizar su turbina en todas las fases de su diseño". [10]

Básicamente, lo que este programa te permite es crear un modelo de la turbina para despuésemplearlo en las simulaciones de cargas, creando para ello los estados de viento, mar y demáscondicionantes meteorológicos, eléctricos y mecánicos que influyan sobre su comportamiento.Ejemplos de condicionantes meteorológicos son por ejemplo rachas de viento fuera de lo normalo formación de hielo en las palas; condicionantes eléctricos pueden ser por ejemplo pérdida dela red o faltas en el funcionamiento; condicionantes mecánicos pueden ser por ejemplo el uso defrenos o las pérdidas mecánicas de la transmisión...

4.1.1. DNV-GLDNV-GL es el nombre de la empresa que comercializa la herramienta Bladed. La compañía

noruega, cuya sede se encuentra muy cercana a Oslo, es una aseguradora de calidad y gestorade riesgos a nivel global, es decir, provee servicios de clasificación, garantía técnica, software yconsejo independiente de expertos para industrias del sector marítimo, del del petróleo y gas ydel de la generación de renovables.

Esta compañía nace de dos anteriores, DNV (Det Norske Veritas, aseguradora marítimanoruega) y GL (Germanischer Lloyd, unión de propietarios, constructores y aseguradores debarcos alemanes), que se fusionaron en 2013 (tras previos intentos y negociaciones de fusión en1986, 2000 y 2006) cuando por cambios en la dirección de ambas empresas y un alineamientoestratégico entre ellas por fin se fusionaron, haciendo que la compañía esté presente en más de100 países.

DNV fue fundada en 1864 en Oslo, como una organización formada por miembros, perodado que la industria marina noruega se iba desarrollando con gran rapidez, también lo hizo laflota de DNV que enseguida tuvo que designar supervisores para servir a los barcos noruegosdesde varios países.


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I. MEMORIA § 4. BLADED: HERRAMIENTA DE SIMULACIÓN Y MODELO

Por su parte, GL fue fundada para obtener transparencia en las evaluaciones de calidadde los barcos. Su primera calificación 1868, con únicamente 273 naves clasificadas, pero enlos siguientes 10 años multiplicó el número de clasificaciones por 10, haciendo que su red seextendiera rápidamente.

La similitud de las dos compañías hizo que comenzaran a colaborar desde el principio,buscando incluso crear una certificación común para las dos organizaciones ya desde 1868(aunque sin éxito).

Un punto de inflexión para la industria lo marcó el hundimiento del Titanic, que hizo quela seguridad marítima dejase de ser una preocupación de unos pocos para pasar a estar en elpunto de mira del público general. en este contexto tomaron especial importancia sociedades declasificación internacional como DNV y GL, cuyos delegados fueron los únicos que estuvieronpresentes en la primera convención internacional por la seguridad de la vida en el mar.

Otros momentos importantes en la historia de estas dos compañías fueron las guerrasmundiales (que pese al inicial revés posteriormente supusieron un crecimiento para las dosempresas que además empezaron a utilizar análisis computacional para la construcción de barcosmás grandes, más modernos y sobre todo más seguros), el boom de petróleo en el mar delnorte (para el que especialmente DNV estaba preparado lo que llevó a que desarrollara desdetecnologías de verificación hasta oleoductos) y el desarrollo de otras tecnologías de producciónmás eco-friendly, como la generación eólica, que supusieron un área de crecimiento muy grande.

Finalmente, a partir del cambio de siglo ambas compañías empezaron un proceso de comprade otras empresas del sector que culminó, como ya se ha mencionado antes, en la fusión enDNV-GL en el año 2013. De aquí hay una compra que para este proyecto resulta particularmenterelevante: la de la inglesa Garrad-Hassan en 2009 por GL, ya que Andrew Garrad y Unsal Hassanfueron los creadores de GH Bladed, el paquete de diseño integrado de aerogeneradores en el quese han realizado todas las simulaciones a lo largo de este proyecto.

Por concluir sobre la historia de la compañía, algunos datos de interés pueden ser la presenciaen más de 100 países con más de 350 oficinas en el mundo y alrededor de unos 100000 clientes.Para ello cuentan con unos 12700 empleados, de los que casi 4000 se dedican al sector marítimo,unos 2500 a petróleo y gas e igual cantidad a energía, 2000 a la parte de seguros y el resto a otrosservicios como por ejemplo digital (en el que se enmarca Bladed). Según datos del Anual Reportde 2017 sus ingresos superan los 2000 millones de euros.

Todos los datos aquí mencionados, tanto históricos como del Anual Report se puedenencontrar en su página web. [10]

4.1.2. estructura de Bladed

Bladed no es como tal un programa de diseño de aerogeneradores. Es más bien un programade simulación de cargas. Esto queda de manifiesto nada más abrir el programa, cuando se teabren dos menús simultáneamente, un primer menú en el que te dan las opciones de modeladode tu aerogenerador y un segundo menú para llevar a cabo los cálculos.

4.1.2.1. Menú de modelado

La siguiente imagen muestra el menú de modelado. Se trata de la parte del programa que nospermite introducir nuestro modelo del aerogenerador.


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Figura 4.1. Captura del menú de modelado de Bladed

Como se puede observar, consta de un total de 13 submenús, la mayoría de los cuales nospermiten ir introduciendo los datos de nuestro aerogenerador.

En el apartado del modelo se hablará más claramente sobre que hay que introducir en cadauno de estos menús, pero el nombre de cada uno de ellos es bastante ilustrativo.

El menú Blades te permite introducir los datos de las palas, como se ha comentado en elcapítulo dedicado a información de aerogeneradores las palas de una turbina eólica no son nide sección ni de masa uniformes a lo largo de su longitud sino que tienen unas distribucionescaracterísticas que les dan la aerodinámica necesaria. Estas distribuciones de geometría, masa,rigidez, etc, son las que se introducen en este menú.

El menú Aerofoil nos permite introducir las características de los alerones, es decir la partede la pala en la que se consigue el mejor ratio entre lift y drag. Una vez introducidos los datos dealerones en este menú, deben de seleccionarse uno u otro dato en el menú Blades, en la parte degeometría de la pala y que dependerá de la sección de la pala que se esté definiendo.

El siguiente menú es el del Rotor, que está dividido en dos partes: "turbine and rotor"(rotory turbina) y "hub"(buje). En la parte de rotor y turbina se definen algunas de las dimensionesimportantes del aerogenerador así como parámetros de funcionamiento fundamentales comopueden ser el sentido de rotación o el tipo de turbina según su control de velocidad (velocidadvariable o fija). En la parte del buje se definen sus dimensiones así como algunos parámetroscomo inercias de rotor o estator que son fundamentales para el análisis del funcionamiento de laturbina.

El menú Tower te permite, como no podía ser de otra manera, definir la torre. Para ello sedeben definir los materiales con los que está hecha, el ambiente (tierrra o mar) en el que estaráinstalado nuestro aerogenerador (y la altura media del agua, así como la profundidad a la queestá el aerogenerador en el caso de estar en el mar), y lo que es la torre en sí misma, dividiéndolaen tantas estaciones como se quiera (limitado a 5 en la versión educacional) en las que se definendesde grosor de la pared hasta masa y rigidez.

El quinto menú es el del Power Train (tren motriz). Es el menú que te permite definir desdela transmisión y el ensamblaje hasta características eléctricas y mecánicas del generador y de lared. Es particularmente importante el apartado de características eléctricas, ya que es el únicositio en el que defines la potencia que va a tener tu turbina.

En el menú Nacelle (góndola) se definen sus dimensiones, la posición de su centro de masasy el resto de inercias que no se habían definido en apartados anteriores.

El siguiente menú es el menú del sistema de control del aerogenerador. Es uno de los menúscon más importancia ya que en él se introducen todos los datos necesarios para el funcionamientocorrecto del aerogenerador. Se elige por ejemplo si es un aerogenerador con control de pasoo por pérdida, las velocidades mínima y óptima del generador, etc. Además este menú tepermite configurar los controladores de par, de paso, de guiñada, los frenos y los modos defuncionamiento de la turbina (arranque, parada, parada de emergencia...).

El menú Modal nos permite configurar los modos en los que pueden actuar las palas, la torrey cualquier parte susceptible a cabeceos y vibraciones. Esto nos permite realizar un análisis devibraciones en detalle.


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Los dos siguientes menús los voy a tratar como si fueran uno solo, ya que son los quete permiten introducir las condiciones ambientales a las que está sometida la turbina en cadasimulación. El menú Wind te da las opciones de viento y turbulencia mientras que el menú SeaState te da las opciones de olas, corrientes y mareas.

Llegamos ya a los menús que no tienen que ver con modelado, son los tres últimos:calculations abre el menú de cálculos que veremos en el apartado siguiente, ya que las opcionesson las mismas que en la ventana de cálculos; Data View te permite abrir con Bladed archivos deresultados de simulaciones realizados con anterioridad; Analyse te permite procesar los datos delos análisis para obtener resultados secundarios a partir de ellos.

4.1.2.2. Menú de cálculos

Las imágenes 4.2 y 4.3 muestran el menú de cálculos, a través del que se llevan a cabo lassimulaciones sobre el modelo y con las condiciones ambientales que se han definido en el otromenú.

Como se puede ver, el menú de cálculos está dividido en dos partes, cálculos principales y depost-procesado.

Centrémonos en primer lugar en los cálculos principales. Tenemos 3 tipos, el primero locomponen aquellos cálculos que sirven de apoyo (Modal Analysis, Wind Turbulence, EarthquakeGeneration y Sea State), es decir, los que necesitan llevarse a cabo para crear los archivos deviento, mar, modos y terremotos para luego usar en las simulaciones. En segundo lugar están loscálculos regulares, es decir, aquellos que son estables siempre, independientemente del vientoque pueda haber o la tormenta que azote al aerogenerador. Aquí se encuentran por ejemplocoeficientes como el de potencia máxima, que va cambiando con el ángulo de paso pero que paraun mismo valor del ángulo de paso siempre es constante. Por último están las simulaciones, quepueden ser de varios tipos (desde producción normal de potencia o parada normal hasta modoscomo paradas de emergencia o aerogenerador .aparcado"). Los resultados de las simulacionesnos dan las fuerzas y momentos que se generan en las distintas partes del aerogenerador, y quepermiten dimensionarlo (o ajustar sus dimensiones para aumentar la rentabilidad).

En segundo lugar están los cálculos de post-procesado, que tienen como base las simulacionesrealizadas anteriormente y que sirven para analizar por ejemplo el efecto de la fatiga y ver si secumple la normativa.

Finalmente queda explicar el código de colores para cada una de las opciones de este menú.Si el círculo está en verde significa que está definido todo lo necesario para llevar a cabo loscálculos seleccionados, si está en amarillo significa que falta algo por definir lo que puedellevarnos a errores o warnings al realizar los cálculos y si alguno de los menús está en rojosignifica que debe de haber errores en los datos que se han introducido lo que llevará a un malfuncionamiento y errores en los cálculos.

Para más datos sobre el funcionamiento de Bladed están a disposición de los usuarios delprograma los manuales de usuario [3] y teórico [4], ambos de GL.


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Figura 4.2. Menú de cálculos principales


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Figura 4.3. Menú de cálculos de post-procesado


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4.1.3. El modeloEn esta sección se expondrán los datos de partida así como se explicará paso a paso la

creación del modelo sobre el que se han realizado las simulaciones.

4.1.3.1. Datos de partida

Todo proyecto tiene unos datos que se sabe de antemano, no es lo mismo construir unaerogenerador de 2MW que uno de 5MW, y no es lo mismo construirlo en la costa de Tarifa quehacerlo en los Montes de León. Por eso partimos de unos datos base tanto sobre el lugar en quese encuentra el aerogenerador como de algunas de sus características. Para mayor claridad losvamos a dividir en especificaciones preliminares de varios tipos:

4.1.3.1.1. Especificaciones del emplazamiento

En primer lugar el sitio para el que lo estamos diseñando. Pese a no ser un lugar exactosabemos que se trata de un aerogenerador marino que se encuentra sometido a las siguientesespecificaciones de vientos y mareas:

Turbina de Clase IEC I

Velocidad media del viento: 10.6m/s

K Weibull de la distribución de viento: 1.979

Profundidad del emplazamiento: 40m

Máxima altura significante de ola (50 años): 5.08m

Período pico de ola: 11.01 segundos

Densidad del agua: 1027 Kg/m3

Máxima variación del nivel del mar (50 años): 3.6m

Máxima velocidad de corriente marina (50 años): 1.3m/s

4.1.3.1.2. Especificaciones básicas del generador

El generador utilizado tendrá las siguientes características:

Potencia eléctrica generada: 5MW+10 % en régimen permanente

Tipo de generador: síncrono de imanes permanentes

Revoluciones mínimas y nominales: 6 y 12 rpm respectivamente

Rango de viento operativo: entre 3.5 y 30 m/s

Ángulo de inclinación del eje: 6o

Tipo de transmisión: directa

Pérdidas mecánicas de la transmisión: 4 % de la potencia de entrada

Para más información referente al generador véase [5]


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4.1.3.1.3. Especificaciones físicas de la turbina

Todas estas características se refieren a la estructura externa del aerogenerador:

Diámetro del rotor aerodinámico: 126m

Ángulo de conicidad de las palas: -3o

Longitud de las palas: 61.5m

Diámetro del buje: 3m

Altura del buje sobre el nivel medio del mar: 92m

Dimensiones de la góndola: cilindro de diámetro 8.5m y longitud 8m

Altura total de la torre: 133m

Altura sumergida flotante: 45m

Altura de entrada de acoplamiento de cables: 55m

Diámetro interior de la torre: 5.7m

Material de la torre: Acero con protección catódica

Para más información acerca de la torre véase [9]

4.1.3.1.4. Especificaciones del sistema de control

Estas características tienen que ver tanto con el sistema de control de potencia delaerogenerador como con el de guiñada:

Sistema de control de potencia: control de paso

Velocidad máxima de giro de palas: 8o/s

Tiempo de aceleración de giro: 0.2s

Diámetro primitivo del sistema de orientación: 5925mm

Módulo del sistema de orientación: 24mm

Velocidad de orientación: 0.3o/s

Tiempo de aceleración de giro: 6s

Par nominal de cada accionamiento: 49kNm

Par de pico de cada accionamiento: 98.1kNm

Relación de engranajes: 1253.6

Z piñón: 14

Potencia nominal del motor: 5.5kW

Velocidad del motor: 940rpm

Rendimiento (motor+reductora): 70 %

Para más información al respecto del sistema de orientación véase [6]


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4.1.3.1.5. Especificaciones de coordenadas importantes

En este apartado se posicionan los centros de masas y geométricos necesarios para situar loselementos internos más importantes del aerogenerador. Es importante saber que todos los puntosestarán dados según el sistema de coordenadas de orientación, cuyo origen es el cruce del planohorizontal 200mm sobre la torre con el eje de la torre:

Figura 4.4. Sistema de coordenadas de orientación definido por GL en [1]

En este sistema de coordenadas los puntos definidos en las especificaciones previas son lossiguientes:

Coordenadas del centro geométrico del buje: X=-5213mm, Z=3148mm

Centro de masas rotóricas (transmisión+generador): X=-1340mm, Z=2710mm

Posición del cojinete anterior: X=-3197mm, Z=2936mm

Posición del cojinete posterior: X=950mm, Z=2500mm

Centro de masas de la góndola: X=-1000mm, Z=3000mm


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4.1.3.1.6. Especificaciones de masas

Estas son las masas que se han tomado para el modelo del aerogenerador:

Masa del buje (sin incluir las palas): 40000Kg

Masas rotóricas de la transmisión y el generador: 50000Kg

Masa global de la góndola (no incluido el rotor aerodinámico): 200000Kg

Masa de la torre: 1900000Kg

4.1.3.1.7. Resto de especificaciones del generador

El resto de especificaciones del generador se recogen aquí:

Diámetro del entrehierro: 7000mm

Entrehierro del generador: 6mm

Número de polos: 360 (180 pares)

Longitud axial de polos y yugos: 1300mm

Altura y anchura de los polos (imanes): 18 y 42.5mm respectivamente

Clase de los imanes: N3616

Altura de yugos rotórico y estatórico: 15 y 13mm respectivamente

Altura y anchura de las ranuras estatóricas: 83 y 9.26mm respectivamente

Número de ranuras por paso polar: 3

Resistencia del estator: 2.57mΩ

Impedancia síncrona: 35mΩ

Pérdidas en el hierro: 44kW

Rendimiento del generador: 95 %

Tensión nominal: 690V

Factor de potencia: 0.9

Máxima corriente del convertidor: 4000A

Máxima tensión del convertidor: 800V

Rendimiento del convertidor: 97 %

Potencia de cargas auxiliares: 10kW

Se recuerda que para más información sobre el generador está [5]


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4.1.3.2. Esquema interno del aerogenerador

A partir de los datos comentados en el apartado anterior se ha llevado a cabo un esquema delaerogenerador que queda representado en los planos [?] y [?].

El primero de ellos contiene el esquema interno del aerogenerador real, con su transmisióncónica, mientras que el segundo contiene la simplificación del aerogenerador con una transmisióncilíndrica.

Para llevar a cabo los planos se han empleado las siguientes hipótesis:

Se ha considerado que la longitud de los cojinetes es de 0.2m, ya que es una longitudbastante estándar y no se nos ha dado en las especificaciones.

Se ha considerado que el generador (conjunto rotor+estator) está colocado en la partetrasera de la góndola, junto al cojinete posterior. Esto se debe a que la parte delantera(buje-cojinete anterior-transmisión) es la que más cargas soporta por lo que para equilibrarse suele poner la mayor parte de la maquinaria interna del aerogenerador (generador,transformador, etc.) en la zona trasera.

Para la simplificación del modelo se han tomado tanto la transmisión como el buje comocilindros huecos, algo que sabemos que no es realmente así, ya que la transmisión seríacónica (como en el primer plano) , siendo la parte más ancha la cercana al generador y lazona más estrecha la que está más cerca del buje.

Este último punto resulta en que en nuestro modelo (plano 2) se corten la transmisióncon la torre en la zona que queda dentro de la góndola. Pero realmente no supone ningúnproblema porque como se ve en el plano no-simplificado ese corte no ocurre realmentesino que es únicamente el resultado de tomar la transmisión como un cilindro.

Como de ha tomado el buje como cilíndrico se ha considerado que el centro de masasestaba a mitad de la longitud del mismo. La longitud total del buje se ha definido como4.6m, que es un valor razonable ya que la primera sección de la pala tiene un diámetro de3.3m pero tampoco nos podemos ir a una distancia real total del buje (desde la punta delbuje hasta la góndola), porque eso supondría que la inercia de un buje cilíndrico tan largose pasaría demasiado.

4.1.3.3. Otros cálculos realizados de parámetros pedidos en Bladed

En Bladed además de la localización de los distintos elementos dentro de nuestroaerogenerador te piden varios datos más. Estos datos tienen que ver sobre todo con masase inercias de partes específicas que se han calculado de la forma siguiente:

Masa del rotor: sabiendo que las masas rotóricas (rotor+transmisión) suman un total de50000kg y que ambas partes se han tomado como cilindros huecos para nuestro modelo seha empleado la siguiente ecuación para averiguar la masa del rotor:

mrot = ρac ∗ Lrot ∗ π ∗d2extrot − d

2introt

4= 21785kg (4.1)

Donde el diámetro interior del rotor viene dado en las especificaciones y el exterior se sacacomo:

dext = dentrehierro − Lentrehierro/2 = 6,997m (4.2)

Masa de la transmisión: el resto de los 50000kg, es decir, 28215kg


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Masa del estator: se ha calculado de forma similar a la del rotor:

mest = ρac ∗ Lest ∗ π ∗d2extest − d

2intest

4= 21849kg (4.3)

Pero en este caso el diámetro interior se ha calculado como:

dint = dentrehierro + Lentrehierro/2 = 7,003m (4.4)

Y el diámetro exterior con la siguiente ecuación:

dext = dint + 2 ∗ hyugosestator + 2 ∗ hranurasestator = 7,195m (4.5)

Masa de la góndola: de los 200000kg dados en las especificaciones hay que restarle lasmasas de estator, rotor y transmisión. Quedándonos una masa de 128151kg.

El diámetro interior del buje se calcula aplicando la misma fórmula de antes pero a lainversa:

dintbuje = 2 ∗√d2extbuje −

mbuje

ρac ∗ Lbuje ∗ π(4.6)

Finalmente, las inercias se han calculado siguiendo la fórmula de inercias axiales ytransversales para cilindros huecos:

Inerciaaxial = m ∗ d2int + d2ext

8(4.7)

Inerciatransversal = m ∗ d2int + d2ext

16+m ∗ L

2

2(4.8)

Una última puntualización: Bladed calcula la góndola como si fuera un prisma, no comoun cilindro, así que se ha calculado el lado de la góndola para que el área sea el mismo alde un cilindro con 8m de diámetro:

L =

√π ∗ d

2

2= 7,53m (4.9)

Aún así las inercias de la góndola se han calculado como si fuera cilíndrica.

Los resultados de las inercias están expuestos en el siguiente punto, en el que se introducendirectamente en el modelo. Los cálculos matemáticos realizados están reflejados en el anexo deCálculos [?].

4.1.3.4. Introducción de los datos en el modelo

En este apartado se irá paso por paso relatando como se han ido introduciendo cada uno delos datos que pide Bladed para la creación del modelo del aerogenerador. Para mayor facilidadvoy a seguir el orden en el que aparecen los iconos en el menú de modelado del programa.

4.1.3.4.1. Palas

El primer menú desplegable nos permite introducir las palas, empezando por informacióngeneral de la pala. En este primer menú se selecciona el nombre de la pala, se pueden seleccionarángulos de conicidad y de inclinación del eje aunque también se pueden seleccionar más adelante


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(como se ha hecho en este caso), se selecciona si están afectadas por hielo y se selecciona que elcontrol de paso alcance a toda la pala.

Figura 4.5. Menú de introducción de información básica de la pala con nuestros parámetros

Como se puede observar, las dos pantallas de arriba organizan la información de formagráfica y más fácilmente interpretable. Esto va a ser particularmente útil para el segundo menúen el que se define la geometría de la pala.

Figura 4.6. Introducción de la geometría de la pala

Como se puede observar en la imagen, para poder definir adecuadamente la forma de la paladebemos dividirla en varias estaciones (la versión de estudiantes de Bladed te permite hasta untotal de 10), indicándose en cada una de ellas una serie de parámetros de distancias, espesores,sección de alerones, etc.

Particularmente importantes aquí son dos conceptos: la cuerda (chord) que es la línea que uneel extremo anterior y posterior de la pala (la máxima distancia que se puede trazar sobre ella) y lasección del alerón (foil section) que aunque aparezca únicamente como 1, 2 o hasta 5 realmenteestá definida en el menú dedicado a aerofoil y esa es únicamente la manera de nombrarla.

El tercer menú de la pala nos permite introducir los datos de masas y rigidez. De nuevo sedividirá la pala en un número de estaciones (Bladed educacional solo deja 10) que nos permitiránintroducir coordenadas de centro de masas, masas por unidad, datos de rigidez... Esto se muestraen la figura siguiente:


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Figura 4.7. Menú de introducción de masas y rigidez de la pala por secciones

Es importante notar que todos los datos vienen dados por el fabricante de palas deaerogeneradores que sea. En este proyecto, por razones de confidencialidad no se anexaráel documento donde vienen dadas las características de la pala en la que nos hemos basado, perolos datos están sacados de un documento oficial y son bastante fiables.

Finalmente queda el menú de masas e inercias adicionales en el que se incluiría cualquiermasa necesaria para equilibrar las palas, pero que en este caso no es necesaria, por lo quedejaremos este apartado en blanco.

4.1.3.4.2. Alerón

Este menú nos permite añadir las secciones de alerón que se seleccionan en la parte degeometría de la pala. El fabricante nos da estos datos en 4 columnas: α (el ángulo de ataquerelativo a la cuerda), cl (el coeficiente de lift), cd (coeficiente de drag) y cm (el momento depaso). Una sección de alerón completa quedaría por tanto referida de la siguiente manera:

Figura 4.8. Detalle de uno de los alerones empleados en el diseño de las palas


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4.1.3.4.3. Rotor

El menú del rotor nos permita añadir todos los datos referidos tanto a turbina y rotor como albuje, así como ver un gráfico 3-D del aerogenerador.

En la primera pestaña, turbina y rotor, es donde añadiremos los ángulos de conicidad einclinación del eje que en la pestaña de palas no habíamos añadido, ya que de ponerlos en losdos sitios se sumarían sus valores. Debemos añadir asimismo varias distancias entre elementosdel aerogenerador, por ejemplo la distancia vertical entre el buje y el rodamiento de guiñada.También aquí se selecciona el sentido de giro de las palas (horario, como en la mayoría de losaerogeneradores y en todos los de gran tamaño, ya que la mayor parte de las máquinas eléctricasestán diseñadas para esta dirección y así es más fácil encontrar recambios), la posición delrotor aerodinámico (üpwind": a barlovento), el tipo de velocidad del aerogenerador (velocidadvariable), el tipo de control de potencia (control de paso) y la transmisión (seleccionamos "directdrive": transmisión directa, ya que no tenemos reductora).

Figura 4.9. Menú de configuración de turbina y rotor

Seleccionando en el menú de la figura 4.9 "View turbine graphic.obtenemos un modelo 3-Dde nuestro aerogenerador, que nos permitirá ver gráficamente lo que hemos introducido y que sepuede animar para simular el movimiento de las palas.


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Figura 4.10. Modelo 3-D del aerogenerador

En la segunda pestaña, la referente al buje, se deben introducir varias distancias, masas einercias que tienen que ver con buje, palas, rotor y estator. Del buje debemos introducir diámetro,masa, inercias axial y transversal y distancia horizontal entre el centro de masas y el eje de laspalas (como hemos asimilado el buje como un cilindro hemos dejado esta distancia en 0). Sobrelas palas nos piden datos de la raíz, tanto diámetro de la pala como de longitud de la raíz, paranuestro modelo hemos tomado una pala que nace justo encima del buje, siendo por tanto unalongitud de raíz igual a la mitad del diámetro del mismo. De rotor y estator nos piden variasinercias y la distancia de su centro de masas al del buje. Todos los cálculos realizados en lasección partir de los planos nos llevan a la introducción de los siguientes parámetros:

Figura 4.11. Menú de configuración del buje


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4.1.3.4.4. Torre

Este menú nos permite añadir la torre al modelo. Para ello lo primero que hay que hacer esintroducir el material del que va a estar hecha. En nuestro caso, como se va a construir de acerocon recubrimiento catódico se introducen la densidad y los módulos de Young y de cizalladuradel acero. Posteriormente, se selecciona que la torre sea axisimétrica ya que no nos la especificande otro modo y es la manera más sencilla de calcularla. Como ambiente se selecciona el mar y seintroduce la profundidad media. Finalmente se hace como con las palas y se introducen tantasestaciones como sean necesarias. En este caso, como vamos a tomar la torre como un cilindrohueco en toda su longitud solo se necesitan 2 estaciones: la primera será la de la cimentación,a la altura a la que esté sumergida (-45m) y la segunda será la altura del cojinete de guiñada,es decir la parte más alta de la torre. Para cada estación se introducen las alturas, el diámetroexterior de la torre y el espesor de la pared, que se calculan a partir del peso total dado en lasespecificaciones y el diámetro interior con la siguiente fórmula:

dext =

√4 ∗ ( m

ρ∗h + π ∗ D2int

4)

π= 5,9m (4.10)

e =dext − dint

2= 0,1m (4.11)

A partir de ahí los datos de rigidez, flexibilidad e inercia los calcula directamente Bladedquedando definida la torre según la imagen siguiente:

Figura 4.12. Menú de configuración de la torre


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4.1.3.4.5. Tren de potencia

Este es el menú desplegable que nos permite dar datos referentes al generador, la transmisión,las pérdidas y la red acoplada. Es decir, todos los datos referidos a la máquina eléctrica y lageneración de energía.

La primera pestaña que debemos introducir es la que hace referencia a la transmisión, peroque como en este caso se trata de un aerogenerador con transmisión directa aparece definidadirectamente que la relación de transmisión es 1 y solo queda introducir una vez más la inerciadel rotor y, en caso de ser necesario, un freno o bien antes o después de la gearbox.

La siguiente pestaña es "mounting", que permite configurar una montura o apoyo en formade tarima para el tren de potencia o un montaje que ruede para la caja de engranajes.

La pestaña .electrical"permite configurar varias de las constantes eléctricas del generador: parmínimo y nominal, factor de potencia, si se trata de un generador asíncrono el deslizamiento (noes el caso)... Además también se debe introducir aquí la constante de tiempo de los elementos deelectrónica de potencia.

La pestaña de "Losses"permite introducir las pérdidas, divididas en mecánicas y eléctricas:

Las pérdidas mecánicas se introducen como una tabla en la que dependen de par de entraday velocidad de rotación. Se han calculado como se decía en los datos de partida, como un4 % de la potencia de entrada:

Permec = 0,04 ∗ Parnom = 175kNm (4.12)

Las pérdidas eléctricas se piden como pérdidas en vacío y rendimiento del generador. Lasde vacío se pueden calcular como la suma de las pérdidas en el hierro y la potencia decargas auxiliares (según los datos de partida suman 54kW) mientras que el rendimiento secalcula a partir del rendimiento de generador y convertidor:

ηtot = ηgen ∗ ηconv = 92,15 % (4.13)

Por último la pestaña network permite configurar las resistencias e inductancias de una red ala que esté conectada la turbina, pero para este proyecto no se ha tenido en cuenta.

Los datos que se han insertado se pueden ver en las figuras 4.13, 4.14 y 4.15:


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Figura 4.13. Menú de configuración de la transmisión

Figura 4.14. Menú de configuración de parámetros eléctricos del generador


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Figura 4.15. Menú de configuración de las pérdidas

4.1.3.4.6. Góndola

En este menú hay que introducir los datos que tienen que ver con las dimensiones e inerciasde la góndola. Como tal hay que introducir altura y anchura de la góndola (la modela como unprisma cuadrangular) así como su longitud, su masa sin contar la del rotor, estator y transmisión,la posición de su centro de masas y sus inercias de guiñada, cabeceo y rodadura, tal y como semuestra en la siguiente imagen:

Figura 4.16. Menú de configuración la góndola


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4.1.3.4.7. Control

El menú de configuración del control es uno de los más importantes, si no el más, ya que enél se configura el comportamiento del aerogenerador.

En primer lugar hay que configurar el comportamiento del aerogenerador cuando el vientoestá por debajo del necesario para que se alcance la velocidad nominal del aerogenerador (que,según lo calculado por Alberto de Andrés es de 11.54m/s [5]). Para ello debe de definirse unaganancia óptima y las velocidades mínima y nominal de la turbina. Las dos velocidades vienendadas en las especificaciones, la ganancia, por su parte, viene dada por la siguiente fórmula:

Kopt =π ∗ ρaire ∗R5

rot ∗ Cp2 ∗ λ3 ∗G3

(4.14)

Donde λ es el "tip-speed ratio", es decir, la relación entre velocidad del viento y velocidadangular del rotor deseada; G es el "gearbox ratio", es decir, la relación de engranajes que en elcaso de nuestra turbina es 1 y Cp es el coeficiente de potencia, es decir el coeficiente que indicala potencia que se puede extraer del viento y que depende de λ, aunque nunca va a superar ellímite de Betz (59.3 % de la energía que llega a las palas). Para ver la relación entre λ y Cp

debemos hacer una simulación del comportamiento de la turbina a baja velocidad del viento,que tras hacerla nos ha dado unos valores de Cp=0.478 y un valor de λ=8.8 con lo que sale unaKopt=0.687.

Posteriormente hay que configurar algunos parámetros de comportamiento del generadorcuando la velocidad del viento supera los 11.54m/s: par y velocidad nominales y mínimo ymáximo ángulo de paso. Estos ángulos los hemos definido como 0 y 90o, ya que por debajo delos 11.54m/s deberá estar a 0o (pala perpendicular al viento) para obtener la máxima potencia ycuando se supera deberá ir aumentando ese ángulo hasta que la velocidad del viento pase porencima de la máxima de trabajo, momento en el que la turbina deberá dejar de producir potenciay para ello las palas se pondrán a 90o para que el viento pase con la menos oposición posible.

Figura 4.17. Menú de configuración del control

Seleccionando la opción çontroller dynamics", podemos introducirnos aún más en el controlde par (control de potencia por debajo de los 11.54m/s, que pretende obtener siempre el Cp

máximo) y el de paso (control de potencia por encima de los 11.54m/s buscando mantenerla potencia en la nominal girando para ello las palas): podemos seleccionar las variables que


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regulan la parte proporcional e integral de ambos (se usan controles PI porque son los que mejorresultado dan ya que si se usase parte diferencial habría problemas con el ruido provocado porla variabilidad del viento). Para ello debemos hacer simulaciones tanto a velocidad baja comoalta de viento (sin turbulencia) y ver la respuesta del sistema (se ve muy bien en escalones).Realizando un control manual se ha llegado a los parámetros que se pueden observar en lasfiguras 4.18 y 4.19.

Desde este menú se pueden también configurar varios parámetros de las paradas, frenos,control de guiñada, etc. Para más información sobre ellos véase el proyecto de Javier Herrero [6].

Figura 4.18. Menú de configuración del PI del control de par

Figura 4.19. Menú de configuración del PI del control de paso

Finalmente queda configurar el sistema de seguridad, para lo que se debe seleccionar lapestaña "safety system.en la esquina inferior izquierda. El menú que aparece permite activas elsistema de seguridad, que puede estar compuesto por varios circuitos y cuyas acciones puedenser 4: actuar sobre el control de paso, desconectar el generador, desconectar el sistema de guiñadao aplicar algún freno (se pueden configurar hasta un total de 3).

En este mismo menú se pueden configurar los "trips", los disparadores del sistema deseguridad. Estos pueden ser sobrevelocidades del rotor o el generador, sobrepotencias delgenerador, vibración de la góndola por encima de los valores normales, cortocircuito en elgenerador, botón de parada de emergencia... Y cada uno de esos disparadores puede llevarasociada su acción de seguridad y un retardo.


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En la figura siguiente se ve que el sistema de seguridad 1 está configurado para que cuandose pulse la parada de emergencia (lo que sucederá a 30 segundos de empezar la simulación) sedesconecte el generador:

Figura 4.20. Sistema de seguridad 1, se apagará el generador cuando se pulse parada deemergencia

Por su parte se ha configurado el segundo sistema de seguridad para que cuando haya unasobrevelocidad en el generador se aplique el freno número 1:

Figura 4.21. Sistema de seguridad 2: se frenará el generador en caso de sobrevelocidad


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4.2. Simulaciones

En el apartado anterior se ha visto como se introduce el modelo del aerogenerador en Bladed,pero este es inútil si no se hace nada con el. El modelo se utilizará para llevar a cabo lassimulaciones que se han definido en el capítulo 3.

Pero como se explica en dicho capítulo, cada uno de los DLCs tiene sus propiasespecificaciones de ambiente (cuando no también especificaciones extra como desalineamientode corrientes y viento o pérdida de conexión con la red). Estas especificaciones tienen que serintroducidas en Bladed para que lleve a cabo la simulación que se espera, tarea que se lleva acabo según lo expuesto en los siguientes apartados:

4.2.1. Especificaciones referidas al viento

En este apartado se muestra como se introducen los datos que hacen referencia al modelo delviento a aplicar en las simulaciones.

Lo primero que se debe de hacer al crear archivos de viento es definir los archivos deturbulencia para las velocidades del viento a las que se quiera hacer simulaciones.

Para definir estos archivos se debe seleccionar "define turbulence.en el menú "wind". Elarchivo de turbulencia debe ser suficientemente alto y ancho como para ocupar la superficiede todo el aerogenerador (palas incluidas). Además el archivo estará dividido en una serie depuntos a lo largo de lo alto y ancho que sea (a mayor número de puntos más exactitud en elcálculo de los resultados de la simulación pero también más potencia y tiempo necesarios parallevarla a cabo. Por rapidez de los ensayos se ha elegido el mínimo aceptado por GL: un puntopor cada 10m). Se debe también elegir la duración del archivo, la frecuencia y una "semilla". La"semilla.es un valor aleatorio que decide el primer movimiento de la turbulencia del viento. Engeneral debería elegirse una semilla diferente para cada ensayo pero por comodidad y rapidez enlas simulaciones de este documento se ha mantenido siempre la misma.

Un detalle importante es que Bladed te permite elegir el tipo de espectro de turbulencia quese usa, GL recomienda utilizar Kaimal y es el que se ha utilizado para las simulaciones de estedocumento.

Figura 4.22. Menú de definición del archivo de turbulencia


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Una vez creados los archivos de turbulencia a todas las velocidades que sea necesario sedeben de seleccionar las especificaciones de cada uno de los modelos de viento que se quieransimular. Como se veía en el capítulo 3 los modelos de viento que se pueden emplear son lossiguientes:

NTM: Normal Turbulence Model. Es el modelo básico de turbulencia. Como la turbinaque se está dimensionando es de clase I y el emplazamiento tiene una turbulencia tipo B lecorresponden al NTM valores de I15=0.16 y a=3.

A Bladed solo le interesa el primero de esos valores, para introducirlo, en la pestaña"Time varying wind"se seleccionará "3D Turbulent Wind 2se introducirá un 16 % deintensidad de turbulencia longitudinal (aunque te permita introducir valores para intensidadde turbulencia lateral y vertical, la versión de estudiante del programa no permite su uso).Es importante que en esa misma pestaña se seleccione arriba el archivo de turbulencia parala velocidad media de viento a la que se pretende realizar la simulación.

Figura 4.23. Introducción de viento turbulento 3D, con los datos de NTM para 11.54m/s

ETM: Extreme Turbulence Model. Modelo de turbulencia extrema. En Bladed no hay unaopción que te permita elegir cual es la ecuación de cálculo de la desviación típica de lavelocidad del viento. Por ello lo que debe hacerse es seleccionar el valor de I15 para que laecuación de σNTM de lo que daría la ecuación de σETM para I15=0.16.

Los cálculos se detallan en el documento anexo, pero los resultados son 0.233 paraVhub=11.54m/s, 0.454 para Vhub=3.5m/s y 0.241 para Vhub=30m/s.

ECD: Extreme Coherent gust with Direction change. Racha de viento con cambio dedirección. En este caso para introducir tanto el cambio de velocidad como el de direccióndebemos utilizar la pestaña de "transients"dentro del menú de "Time varying wind 2allíseleccionar la velocidad y dirección de partida del viento, la amplitud del cambio en ambosfactores, el momento de la simulación en el que se producen, su duración y si se trata deun ciclo completo (subida y bajada) o únicamente se trata de medio ciclo (sube hasta elvalor y se queda allí). En la siguiente figura se puede observar el menú de introducción dedatos transitorios para una racha de 15m/s de velocidad con un cambio de dirección de62.39o, como debe de introducirse en el DLC1.3 para velocidad inicial de 11.54m/s.


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Figura 4.24. Introducción de un ECD para velocidad inicial de 11.54m/s

NWP: Normal Wind Profile. Perfil de viento normal. Se trata de la ley exponencial quecalcula el viento dependiendo de la altura. Para utilizar NWP en Bladed solo hay queintroducir el exponente α=0.14 en la pestaña de "Wind Shear", que asume estabilidadatmosférica normal, tal y como se muestra en la imagen:

Figura 4.25. Menú de introducción de parámtros de wind shear para NWP

EOG: Extreme Operating Gust. Racha de viento extrema en operación. De nuevo al serlas rachas de viento un fenómeno transitorio se introducirá como en el caso ECD desde lapestaña de "transients". En este caso el valor de la racha de viento dependerá de si se trata


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de EOG para 1 o 50 años. Según los cálculos expuestos en el anexo, la velocidad de laracha para 1 año será 8.7 mientras que la de 50 años será 11.59m/s.

EWS: Extreme Wind Shear: Gran cambio de velocidad del viento con la altura. En estecaso se ha tomado cambio de velocidad del viento únicamente en la dirección vertical.Para hacer que el cambio sea extremo lo único que hay que introducir es el mismo modeloque en el NWP pero poniendo el coeficiente α=0.2.

EWM: Extreme Wind speed Model. Modelo de velocidad de viento extrema. Este es uncaso especial ya que bien se podría llamar NWP pero tener velocidades medias del vientomucho más altas. Efectivamente, la introducción de datos es exactamente igual pero enlugar de hacerse para 3.5, 11.54 y 30m/s se simula con velocidades extremas de viento: 40y 50m/s.

4.2.2. Especificaciones referidas al marComo se comentó anteriormente en el capítulo 3, las especificaciones referidas al mar tienen

que ver con 3 fenómenos marinos: olas, corrientes y mareas. Estos son los 3 parámetros que tepermite cambiar Bladed.

4.2.2.1. Olas

Bladed te permite introducir las olas como si fueran regulares o irregulares. Dentro de lasolas irregulares te permite dos opciones: utilizar el espectro Jonswap/Pierson Moskowitz o unespectro definido por el usuario como una tabla de datos.

Para este documento se han utilizado olas irregulares creadas con el espectro Jonswap/PiersonMoskowitz, para lo que se necesita introducir 2 parámetros: altura significativa de la ola y periodode pico espectral. En la imagen están reflejados los valores para olas significativas en un periodode 1 año, para periodos de 50 años se calcula la altura de diseño (cálculos en el anexo), quetendrá una altura de 9.43m.

Figura 4.26. Menú de introducción de las características de las olas


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4.2.2.2. Corrientes

En el caso de este proyecto se tienen datos de las corrientes en el emplazamiento cercanasa la superficie, que son los que se han introducido en Bladed como se puede observar en lasiguiente imagen:

Figura 4.27. Menú de introducción de corrientes

4.2.2.3. Mareas

El tercer y último elemento que podemos insertar en Bladed sobre el mar tiene que ver con lamarea. Se debe introducir la altura que sube el mar por encima de su media y con ello se debegenerar un archivo de datos marinos.

Figura 4.28. Menú de introducción de mareas y generación de archivos de mar


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4.2.3. Otras especificaciones de los DLCsDel resto de especificaciones que aparecen en los DLCs hay 5 que se han tenido que aplicar

de cara a realizar las simulaciones:

1. MIS: desalineamiento entre el viento y las olas y corrientes marinas. Para simularlo se debecambiar la dirección de las olas y corrientes (también funciona cambiando la dirección delviento).

2. Grid Loss: pérdida de conexión con la red eléctrica. Para simularlo se debe entrar en elmenú çalculation parameters", allí seleccionar "turbine faults 2en el menú de faltas en elgenerador seleccionar "Grid loss 2el momento de la simulación para que ocurra:

Figura 4.29. Selección de pérdida de la red a los 30 segundos de simulación

3. Falta en el sistema de control, específicamente falta en el control de paso: palaspermanentemente atascadas en 0o. Se selecciona desde el mismo menú de faltas en laturbina pero desde la pestaña de faltas en el control de paso:

Figura 4.30. Selección de pala 1 permanentemente atascada en el menú de faltas en el controlde paso

4. Falta en el sistema de seguridad, se detecta una falta en el sistema lo que lleva a una paradade emergencia. Sucede cuando se dispara cualquiera de los "trips"que se han insertadoen el sistema de seguridad. La forma más fácil de simularlo es con el botón de parada deemergencia.

5. Flujo de aire extremadamente oblicuo: llega a la turbina con 20o de inclinación. Parasimularlo basta con cambiar el ángulo de llegada del viento en el menú "wind".


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4.2.4. Resultados obtenidos con BladedPor último queda analizar los datos que te devuelve Bladed de cada simulación para ver

cuales son los que afectan al buje, y con ello a la transmisión.En las dos imágenes siguientes se muestra la relación de variables posibles que devuelve

Bladed de una simulación:

Figura 4.31. Primera parte de los resultados que devuelve Bladed de una simulación

Figura 4.32. Segunda parte de los resultados que devuelve Bladed de una simulación

De todas las variables que te devuelve solo hay unas cuantas que influyen en el caso deestudio de este documento:

Dentro de Control Variables es importante Measured power, que te devuelve el valor depotencia a la salida del aerogenerador.

Entre las opciones de Environmental Information destaca el parámetro de velocidad delviento a la altura del buje.

En la pestaña de Pitch System se puede obtener información relativa al control de las palas.

Finalmente, la parte más importante para este proyecto se obtiene de los apartados deHub Loads, específicamente se utilizarán los valores de Hub Loads: Fixed Frame GLCoordinates, y se trabajará sobre ellas para pasarlos a valores axiales y radiales.

Para llevar a cabo esta transformación se deben proyectar los valores obtenidos sobre losejes que se necesitan (mantendremos el eje y y rotaremos los otros dos ejes 6o).


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En las siguientes imágenes se ven algunas gráficas de las variables mencionadas arriba quese han obtenido tras llevar a cabo las simulaciones.

Figura 4.33. Potencia de salida del aerogenerador para DLC1.1 con Vmedia=11.54m/s

Figura 4.34. Viento a la altura del buje para DLC1.1 con Vmedia=3.5m/s

Figura 4.35. Ángulo de inclinación de la pala 1 para DLC1.1 con Vmedia=30m/s


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Figura 4.36. Fx y My sobre el buje para DLC 4.1 (parada normal) con Vmedia=11.54m/s

La parte buena de los resultados es que Bladed te los da, además de en formato gráfica,filtrados por valores máximos, mínimos y con desviadión típica, lo que hace el análisis muchomás sencillo; sobre todo en el estudio de cargas extremas.

Por último, es importante mencionar el formato en el que se deben presentar los datospertinentes al diseño que se está realizando de cada DLC. Según normativa GL, estos datosdeben de presentarse como una tabla en la que aparezcan reflejados el caso de carga, una pequeñadescripción del mismo, las direcciones de viento y mar en los casos de desalineamiento ymultidireccionalidad, el factor de seguridad a aplicar, las 4 variables de fuerzas (Fx, Fy, Fz y Fyz),los 4 momentos que apliquen (Mx, My, Mz y Myz), el ángulo de azimuth y el ángulo de pasode las palas. Además se deben tener en cuenta tanto los valores máximos como los mínimos decada una de las fuerzas y momentos.

La tabla final, una vez realizado el cambio de ejes que se ha obtenido para el análisis decargas de este documento es la siguiente:

Figura 4.37. Resultados finales para las fuerzas y momentos extremos en el buje


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Capítulo 5

Diseño de la transmisión por cargasextremas

E N este capítulo realizará el diseño del eje de la transmisión acorde con las cargasaerodinámicas y electromagnéticas que se han calculado en los capítulos anteriores (a

partir de las simulaciones en Bladed y de los datos de [5]).

5.1. Efectos de las cargasComo se ha explicado en el capítulo 3 y queda reflejado en la figura 5.1, el eje de la

transmisión se puede aproximar como una viga bi-apoyada (en los dos cojinetes) y que llegadesde el centro de masas del buje (punto de aplicación de las fuerzas aerodinámicas) hasta elcojinete posterior. Entre los dos cojinetes se encuentra el centro de masas del generador, posiciónque se tomará como punto de aplicación de las fuerzas electromagnéticas.

Figura 5.1. Representación de la transmisión como viga bi-apoyada

Basándonos en los cálculos previos (véase el documento anexo), la longitud de los distintossegmentos es la siguiente:

L1: Entre el CdG del buje y el cojinete anterior hay 2.40m

L2: Entre el cojinete anterior y el CdG del generador hay 3.10m

L3: Entre el CdG del generador y el cojinete posterior hay 0.75m

Ltot: Por lo tanto queda una longitud total de 6.35m de transmisión.


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I. MEMORIA § 5. DISEÑO DE LA TRANSMISIÓN POR CARGAS EXTREMAS

La aplicación de las fuerzas sobre cada uno de los centros de gravedad supone que en loscojinetes aparezcan unas reacciones que se opongan al movimiento y que deben calcularse paraencontrar el punto del eje sometido a una peor distribución de tensiones.

Para calcular esas reacciones se ha decidido separar los efectos de cada uno de los momentosy fuerzas aplicadas, como se verá en cada uno de los puntos siguientes.

5.1.1. Efectos de los momentos causados por el viento

Los momentos que aplica el viento sobre el buje tienen 2 efectos sobre la transmisión: Elmomento con dirección axial causará una torsión, pero no dará lugar a reacciones en los cojinetes.Por su parte, el momento en dirección radial dará lugar a un esfuerzo flector, que causará reacciónen los cojinetes.

Se estudia a continuación el caso del momento flector, que dejaría una distribución de fuerzasy reacciones como la que se ve en la imagen:

Figura 5.2. Diagrama de fuerzas y momentos resultantes de la aplicación de un momento flectoren el buje

Para hallar el valor de las reacciones se aplican las dos ecuaciones siguientes:∑Fy = 0 (5.1)∑

Mextremodcha = 0 (5.2)

Con lo que se obtiene que el valor de R1=−ML2

y R2=ML2

.

5.1.2. Efectos de las fuerzas causadas por el viento

De nuevo se tienen dos componentes de las fuerzas que ejerce el viento sobre el centro demasas del buje, que causarán esfuerzos axiles y cortantes. Los cojinetes se oponen al movimientoen todas direcciones, con lo que estas fuerzas siempre causarán reacciones en ellos.

En la siguiente imagen se describen las reacciones que causan la componente radial de lafuerza que ejerce el viento sobre el buje:


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Figura 5.3. Diagrama de fuerzas resultado de la aplicación del efecto cortante

De nuevo se aplicarán las ecuaciones: ∑Fy = 0 (5.3)∑

Mextremodcha = 0 (5.4)

Con lo que queda R1=−F (L1+L2)

L2y R2=FL1

L2.

Haciendo lo mismo para el caso de las fuerzas en dirección axial queda el siguiente diagrama:

Figura 5.4. Diagrama resultado de la aplicación de las fuerzas axiales

Este caso es hiperestático, por lo que para calcular las reacciones se debe de poner unacondición de compatibilidad. La condición elegida será que entre los dos cojinetes no hayaextensión ni compresión, para lo que el diagrama de axiles deberá ser plano entre ellos. Lasegunda ecuación elegida será la suma de fuerzas igual a 0.

Con estas premisas se obtiene que R1=-F y R2=0.

5.1.3. Efectos de las fuerzas electromagnéticasComo con el caso de las fuerzas del viento, las electromagnéticas se pueden separar en

axiales y radiales, y ambas causarán una serie de reacciones en los cojinetes.Las fuerzas radiales dan lugar a dos reacciones verticales, como se indica en el siguiente

diagrama:


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Figura 5.5. Diagrama de fuerzas, resultante de aplicar la fuerza radial electromagnética

Aplicando nuevamente sumatorio de fuerzas igual a 0 y sumatorio de momentos en el extremoderecho igual a 0 se obtiene que el valor de las reacciones es R1= −FL3

L2+L3y R2= −FL2

L2+L3.

Un diagrama similar se obtiene para las fuerzas electromagnéticas axiales, pero con lasreacciones también en la dirección del eje de la viga:

Figura 5.6. Diagrama de fuerzas resultante de la aplicación de la fuerza axial electromagnética

Para obtener las reacciones causadas por las fuerzas electromagnéticas axiales se vuelve aaplicar la misma condición de compatibilidad que en el caso de fuerzas axiales del viento y, denuevo, sumatorio de fuerzas horizontales igual a 0.

Haciéndolo se obtiene que R1= −FL3

L2+L3y R2= −FL2

L2+L3.

5.2. Diagramas de esfuerzosUna vez se han calculado las reacciones que hay en los cojinetes el siguiente paso es dibujar

los diagramas de esfuerzos (cortantes, axiles, flectores y torsores) para poder encontrar el puntomás desfavorable de la viga y utilizarlo para dimensionar.

Por no alargar extremadamente el documento todas las figuras que se expondrán en estecapítulo son las del DLC2.1, que tras el estudio de las 4 posibilidades finales era el peor caso dediseño. Los demás casos estarán reflejados en el anexo.

El diagrama de cortantes se dibuja de manera muy sencilla a partir de las fuerzas y reaccionesque afectan de manera radial. No se ha tenido en cuenta el signo porque el perfil estudiado esperfectamente simétrico (un cilindro), pero se ha sido coherente:

CdG buje: se aplica la fuerza radial del viento


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Cojinete anterior: se aplica la suma de reacciones radiales en el primer cojinete.

CdG generador: Se aplica la fuerza electromagnética radial.

Cojinete posterior: Sumatorio de reacciones radiales.

Como da igual el signo del momento siempre que sea coherente porque se dimensionará parael peor caso, el diagrama de cortantes quedará con la siguiente forma:

Figura 5.7. Diagrama de cortantes para DLC2.1

El diagrama de flectores se construye a partir del de cortantes (indica en cada punto de laviga su pendiente), sabiendo siempre que en el buje y el cojinete posterior el valor del flectordebe ser 0. Quedará un diagrama de la siguiente forma:

Figura 5.8. Diagrama de flectores para DLC2.1

El diagrama de axiles se construye de manera similar al de cortantes, pero con las fuerzas yreacciones horizontales. A efectos de diseño da igual en que parte del diagrama se dará traccióny en cual compresión, así que no se ha tenido en cuenta el signo, pero se ha mantenido coherente.


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Figura 5.9. Diagrama de axiles para DLC2.1

Finalmente, el diagrama de torsores es fácil de construir, ya que no hay reacciones que teneren cuenta, será el generador el que absorba el torsor para la producción de electricidad, quedandoel diagrama así:

Figura 5.10. Diagrama de torsores para DLC2.1

En los diagramas se aprecia muy bien que el lugar de la viga en el que se da la peor situaciónde esfuerzos es el primer cojinete, el punto a 2.40m del comienzo de la viga. Por ello, losesfuerzos que ahí se dan son los que se han usado para el dimensionamiento del eje.

5.3. Dimensionamiento del ejeUna vez se ha seleccionado el punto de la viga que está sometido a mayores esfuerzos queda

el dimensionamiento propiamente dicho.Para llevarlo a cabo se ha seleccionado en primer lugar el material de que está hecha la

transmisión: Acero S275, que como su nombre indica tiene un límite elástico de 275MPa.Se ha decidido en posteriormente que la tensión admisible no va a tener un segundo coeficiente

de seguridad, porque este ya se aplicó en el dimensionamiento de las cargas producidas por elviento.

El siguiente paso es decidir que criterio de resistencia se va a utilizar. Para el resultadoexpuesto en este documento se ha elegido el de Von Mises.


74


El criterio de Von Mises indica que se debe cumplir:

σadm ≥√σ + 3τ (5.5)

Para calcular σ se aplica la ecuación de Navier:

σ =Mflec

IyyR +

N

A(5.6)

Donde Mflec es el momento flector máximo, N es el axil máximo (ambos valores se obtienen delos diagramas), R es el radio exterior del eje, Iyy es el momento de inercia y A es el área de lasección. Los valores de Iyy y de A dependen del radio interior de la transmisión, de la manerasiguiente:

Iyy =π

4(R4 − r4) (5.7)

A = π(R2 − r2) (5.8)

Siendo en ambas fórmulas r el radio interior del eje.Por su parte, para calcular τ se ha empleado la ecuación que lo relaciona con el momento

torsor:τ =

Mt

IpR (5.9)

Donde Ip es el momento polar, que se calcula como:

Ip =π

2(R4 − r4) (5.10)

Con esto solo queda juntar todas las ecuaciones y obtener el valor óptimo del radio que teiguale la tensión en la viga con el valor de σadm elegido.

De esta manera aproximando el resultado al milímetro más cercano por debajo seobtiene un valor de radio máximo de r=3.394m, y por tanto una transmisión cilíndrica de6mm de espesor.

Se comprueba realizando el mismo estudio para los otros DLCs que completaban la tabla demayores fuerzas y momentos que sus resultados están siempre por encima del radio máximoobtenido, luego eran DLCs que presentaban situaciones de cargas más favorables que el 2.1:

1. DLC 1.4 para 11.54m/s→ r=3.397m

2. DLC 1.2 para 30m/s→ r=3.396m

3. DLC 1.4 para 30m/s→ r=3.397m


75



76

Capítulo 6

Comprobación de la transmisión a fatiga

E N este capítulo se comprobará la viabilidad del diseño realizado en el capítulo anterior 5,analizando los efectos de la fatiga sobre el eje de transmisión. Para ello deben llevarse a

cabo una serie de simulaciones extra con Bladed y trabajar sobre los resultados obtenidos.

6.1. Introducción a la fatigaEl eje de la transmisión está durante toda la vida útil de la turbina sometido a continuos

ciclos de carga y descarga, que aunque estén por debajo de la tensión de rotura del material sique pueden terminar debilitándolo. Este proceso de debilitamiento de la pieza por estar sometidoa continuos ciclos de carga y descarga es el que se conoce como fatiga. El resultado final delproceso puede llegar a ser la iniciación y propagación de una grieta o conjunto de grietas quepuede incluso llegar a la fractura final. [25]

La fatiga es un proceso que se descubrió ya en tiempos de las revoluciones industriales y seviene estudiando desde entonces. El resultado de este estudio es que para algunos materialesse han caracterizado gráficas que indican el número de ciclos que aguanta el material para unacierta fluctuación de tensiones. A estos gráficos se les conoce como curvas S-N. A continuaciónse expone la curva S-N del acero, obtenida del código técnico:

Figura 6.1. Curva SN del acero [26]


77

I. MEMORIA § 6. COMPROBACIÓN DE LA TRANSMISIÓN A FATIGA

Como se puede apreciar en la figura 6.1, la curva S-N no es una única curva, sino que es unconjunto de curvas que depende de la categoría de detalle. Este parámetro depende de la formade la pieza y su proceso constructivo, y se caracteriza con un número: ∆σc, que es el valor deamplitud de tensión para el que el acero aguanta un total de 2000000 ciclos.

En la curva hay dos valores más que son importantes, el límite de amplitud constante, quemarca los valores de ∆σ para los que cambia la pendiente de la curva, y que coincide con elvalor para 5000000 ciclos y el límite de corte, que indica los valores de ∆σ que marcan el iniciode los efectos de fatiga. Todo valor de amplitud de ciclo menor que el límite de corte no suponenningún daño independientemente de que se hiciesen millones de ciclos.

Luego entonces, para poder encontrar el punto de trabajo del eje que se dimensiona en estedocumento se debe hacer un conteo del número de ciclos y la amplitud de los mismos que se danen las simulaciones que los DLCs que requieran estudio de fatiga. Pero, dado que la simulaciónde Bladed (versión educacional) solo deja un máximo de 60s, se debe de multiplicar el númerode ciclos obtenidos por los que se esperan la vida mínima de la turbina.

Tras este primer análisis, si alguno de los puntos obtenidos está por encima de la curva S-N,habrá que redimensionar el eje, porque a fatiga no aguantará el tiempo mínimo que se espera delaerogenerador.

Pero el análisis no acaba ahí, si todos los puntos obtenidos están por debajo de la curvaaún podría no aguantar, ya que entra en juego otro concepto: fatiga acumulada: por mucho quetodos los puntos estén por debajo de la curva, todos ellos suman y si el efecto de la suma essuficientemente grande, la pieza podría no aguantar.

Para calcular la fatiga acumulada se utiliza la fórmula del daño acumulado, a partir de laregla de Palmgren-Miner:

Dd =n∑i=1

nEinRi

(6.1)

Donde i indica el valor del rango de amplitud de tensión, nEi es el número de ciclos que aguantael eje de valor i (dado por la simulación e interpolado al tiempo mínimo que se requiere queaguante la estructura), nRi es el número de ciclos indicado en la curva S-N para el valor i deamplitud de ciclo y Dd es el porcentaje de daño acumulado (Dd ≤1 implica que no rompe afatiga en el tiempo estudiado).

6.2. Simulación de cargas de fatiga con BladedEn el menú de cálculos de Bladed se selecciona la opción de post-processing, y allí se

encuentran 2 opciones a priori interesantes para realizar el análisis de fatiga: Rainflow CycleCount y Fatigue Analysis.

De entre ellas para este documento se ha decidido emplear el primer método: la cuenta deciclos por el proceso de Rainflow. Este algoritmo, desarrollado por Tatsuo Endo y M. Matsuishien 1968 reduce la secuencia de cargas a un conjunto de picos y valles y simula el flujo de aguapor ellos contando el total de medios ciclos para subidas y bajadas, que luego se juntan para darlugar a ciclos completos.

El resultado de las simulaciones del Rainflow cycle count de Bladed es que para la magnitudelegida (un resultado de la simulación principal) te devuelve el número de ciclos y su amplitud,en una tabla de dos columnas.

Para el análisis de fatiga de este documento se ha seleccionado el valor de My por ser el quemás influencia tenía sobre el resultado del análisis de cargas extremas. Los DLCs para los que seha llevado a cabo el análisis de fatiga son el 1.1, 1.4, 2.1, 3.1, 4.1 y 6.4, como indicado en [1].


78


Un detalle importante de las simulaciones de fatiga de Bladed es que como los datos deespesor de la transmisión no los tiene introducidos el programa, la salida te la da como unnúmero de ciclos para amplitud del momento My y por ello se debe aplicar de nuevo la ecuaciónde Navier para transformar el momento en esfuerzo.

6.3. Procesado de los datos de BladedUna vez se tienen los resultados de las simulaciones como amplitud de ciclos de esfuerzos y

número de dichos ciclos se procede a comprobar que todos los puntos estén por debajo de lacurva S-N y si así es, a aplicar la regla de Miner.

Pero para ello el primer paso es elegir cual es la categoría de detalle en la que se clasificael eje de la transmisión. Para ello se vuelve al código técnico. En la tabla C-4 (detalles sinsoldaduras) se decide que el eje de la transmisión se corresponde con una categoría de detalle∆σc=160, lo que se acoge a la siguiente descripción:

Figura 6.2. Categoría de detalle 160 [26]

Elegida esta curva se obtienen los valores de ∆σD y ∆σL, utilizando las siguientes fórmulas:

∆σD = ∆σc(2

5)

1m (6.2)

∆σL = ∆σD(5

100)

1m (6.3)

Donde m tiene un valor de 3 para la primera fórmula y 5 para la segunda, siendo la pendiente dela curva S-N.

Se obtiene finalmente que la ecuación para la primera parte de la curva es:

log(S) = 4,304− log(N)

3(6.4)

Para la segunda parte de la curva es:

log(S) = 3,41− log(N)

5(6.5)

Y que los valores de amplitud de ciclo menores a ∆σL=64.8MPa no causan ningún efecto afatiga independientemente del número de ciclos a los que se someta la pieza.

Estudiando los datos obtenidos a partir de las simulaciones de Bladed se observa que el únicoDLC en el que se obtiene un esfuerzo medianamente cercano a ∆σL es el DLC 1.4, pero queaún así, el valor de tensión mayor para el que se obtiene al menos un ciclo es 59.27MPa, por loque estará aún por debajo del límite de corte y el análisis de fatiga concluye con que el radio


79


interno de la transmisión estará suficientemente bien dimensionado como para que el eje aguantepor fatiga toda la vida útil que se espera (un mínimo de 25 años).

Se considera por lo tanto que la transmisión está bien dimensionada a fatiga y que noes necesario hacer cambios sobre el diseño inicial.

6.4. Cálculos finales de fatiga

Merece la pena comprobar los resultados anteriores realizando unos cálculos finales de fatiga.Estos cálculos se van a realizar utilizando nuevamente los datos obtenidos del análisis de fatigadel DLC1.4, ya que es el que mayor número de ciclos de mayor amplitud de tensión contiene yse basarán en encontrar el espesor mínimo del eje de la transmisión para que aguante 25 años afatiga.

El procedimiento consiste en transformar los datos de amplitud de ciclos de momentos yfuerzas en tensiones dependiendo del radio interior. Partiendo de un valor conocido, en este casose ha empleado un r=3.393m por ser el resultado con el que se había realizado el ensayo anterior,ir obteniendo las tensiones y el número de ciclos correspondientes a la curva SN para ese valorde amplitud. Por su lado, los ciclos obtenidos en la simulación de un minuto se multiplican por60 (para pasarlos a horas) por 24 (a días) por 365 (a años) y por 25 para obtener así el número deciclos que se darían en 25 años.

Con eso se aplica la regla de Miner, dividiendo el valor de ciclos en 25 años por el númerode ciclos obtenido de la curva SN para ese valor de amplitud de tensión. Se suma todo y dará unvalor Dd mayor que 0, que será el porcentaje de fatiga acumulada.

El valor inicial que se espera es 0, como se ha comentado en el apartado anterior, pero apartir de este valor se va aumentando el valor del radio interno hasta que se obtenga el valor delradio interior máximo (espesor mínimo) para el que Dd sea igual a 1, radio para el que la piezarompería por fatiga en exactamente 25 años.

Este proceso se muestra en las siguientes imágenes. Inicialmente se han ido sumandomilímetros, ya que es la aproximación que tiene sentido hacer al tratarse de un procesode fabricación de una pieza que puede no tener unas tolerancias demasiado pequeñas.Posteriormente, para el análisis numérico se ha obtenido un radio más exacto.

Figura 6.3. Situación original: fatiga acumulada para espesor 7mm

Figura 6.4. Aumentando el radio 1mm (espesor 6) sigue sin haber daño por fatiga


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Figura 6.5. La fatiga comienza a afectar cuando se toma un espesor de 5mm, pero sigue sinromper en 25 años

Figura 6.6. Con un espesor de 4mm ya comienza a estar cerca de romper a los 25 años

Figura 6.7. Un espesor de 3mm hace que el eje rompa no ya en 25, sino en menos de 5 años

Figura 6.8. Aproximando a la milésima de milímetro, un espesor de 3.993mm ya hace querompa el eje en 25 años

En conclusión, cualquier espesor mayor o igual a 4mm conseguirá que la transmisión notenga problemas de fatiga en 25 años, por lo que el eje de espesor 7mm que habíamos diseñadose confirma que no tendrá problemas de fatiga.


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82

Capítulo 7

Propuestas de mejora

E N este capítulo se realizará una serie de propuestas de mejora de este proyecto, para plantearposibles ampliaciones de cara a futuro.

7.1. Mejora del modelado del eje

En los aerogeneradores normales el eje de la turbina está dividido en dos partes: eje de alta ybaja velocidad. En este caso, como el generador es una máquina síncrona de imanes permanentes,no necesita la utilización de reductora y por tanto el eje es un eje continuo entre el buje y elgenerador.

¿Qué implica esto? Pues dos detalles importantes: que el eje tiene que girar a baja velocidad(a la misma que las palas del aerogenerador) y que tendrá que aumentar de radio desde lasdimensiones del buje hasta las del generador.

Sin embargo, para este documento siempre se ha realizado la simplificación del eje comosi fuese un eje cilíndrico con siempre el mismo radio: el radio interior del rotor. Esta no dejade ser una simplificación y hará que los cálculos sean inexactos, por lo que el modelado del ejedebería modificarse en posteriores ampliaciones del proyecto para ajustarse de mejor manera ala realidad del aerogenerador.

7.2. Introducción de efectos de multidireccionalidad

En los DLCs, dentro del apartado de condiciones particulares hay dos siglas que tienen quever con la dirección del viento y los efectos del mar: MIS (desalineamiento entre viento y mar) yMUL (multidireccionalidad).

Para este documento se han llevado a cabo todos los cálculos necesarios para aplicar eldesalineamiento, sin embargo no se han introducido los efectos de la multidireccionalidad.

¿Por qué? La razón es que el efecto multidireccionalidad es un efecto que depende totalmentede la ubicación del aerogenerador, ya que se trata de las implicaciones que puedan tener sobre elaerogenerador circunstancias geográficas cercanas. Y la ubicación de la turbina no se ha sabidohasta que a pocas semanas de acabar el proyecto en [8] se ha determinado que la ubicación delaerogenerador es a unos 50Km de la costa occidental de Marruecos.

Una vez la ubicación se ha determinado podría aplicarse el efecto de la multidireccionalidad,y por tanto se propone como posible mejora del proyecto.


83

I. MEMORIA § 7. PROPUESTAS DE MEJORA

7.3. Introducción de los DLCs de actividad sísmicaFinalmente se propone una tercera mejora del proyecto, pero que puede resultar un poco

controvertida, sobre todo porque la versión de estudiante de Bladed no permite las simulacionesde terremotos.

El caso es que la localización del aerogenerador se ha determinado finalmente a unos 50Kmal Oeste de la costa marroquí, y sabiendo esto se puede realizar un análisis de la actividad sísmicade la zona y aplicarla a todos los DLCs que deberían realizarse de forma obligatoria que la tienenen cuenta: DLC9.7, 9.8 y 9.9.


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https://www.4coffshore.com/windfarms/hornsea-project-two-united-kingdom-uk1u.html

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https://nwtc.nrel.gov/FAST

http://www.iberisa.com/soporte/fatiga/intro.htm

https://www.codigotecnico.org/images/stories/pdf/seguridadEstructural/DBSE-A.pdf

http://www.madrid.org/bdccm


EditoresEditores HTMLHTML PARTE II

ESTUDIO ECONÓMICO

II. ESTUDIO ECONÓMICO

EE.1. Coeficientes de seguridad y criterios de resistenciaComo estudio económico se ha realizado una comparativa entre los distintos coeficientes de

seguridad y criterios de resistencia a utilizar para el diseño por cargas extremas.El coeficiente de seguridad es un factor por el que se multiplican las fuerzas aplicadas para

soberdimensionarlas o se divide las cargas que aguanta la estructura para, de nuevo, tener elmismo efecto y sobredimensionarla, de manera que si se da alguna circunstancia extremadamenteimprobable que haga que sobre la estructura haya una fuerza mayor de la esperada no hayaproblemas y se aguante.

Como se ha dicho, hay dos puntos en los que se puede aplicar un coeficiente de seguridad:sobre las cargas esperadas y sobre la carga admisible.

El manual de GL obliga a que las fuerzas se sobredimensiones poniendo un Partial Safety Fac-tor (PSF) en cada hipótesis de carga estudiada (véase 5). Por lo tanto el sobredimensionamientode las cargas es obligatorio y tendrá que realizarse siempre.

Por su parte, el segundo coeficiente de seguridad no siempre se aplica. En estructuras sique suele aplicarse, disminuyéndose la resistencia a la vez que mayorando las cargas, pero enmáquinas eléctricas suelen sobredimensionarse únicamente las cargas.

Como el objeto de estudio de este documento es el eje de transmisión de las cargasaerodinámicas hasta el generador, se pueden realizar las dos consideraciones y bien aplicarel segundo coeficiente de seguridad o bien no aplicarlo.

He aquí el quid de este estudio económico, se compararán los efectos sobre el precio finaldel eje de la transmisión de aplicar o no este segundo coeficiente de seguridad. Para ello, seestudiarán 3 coeficientes diferentes: N=1 (no aplicación de coeficiente), N=1.1 (siguiendo lasindicaciones de las guidelines de GL) y N=1.2 (Coeficiente de seguridad mayor al que indicanlas guidelines).

De la misma manera, otra decisión que tiene que ver con el mayor o menor sobredimensio-namiento de la pieza es el criterio de resistencia. Von Mises y Tresca son los dos criterios másutilizados para materiales dúctiles. Pero de entre ellos Tresca es más conservador:

σadmV M=√σ2 + 3τ 2 (EE.1)

σadmT=√σ2 + 4τ 2 (EE.2)

EE.2. Método de estudioEste estudio económico se ha realizado basándose en el resultado final del dimensionamiento

de la transmisión con un coeficiente de seguridad N=1 bajo el criterio de Von Mises.A partir de ese dato inicial se han caculado los radios máximos que se obtendrían para el

radio interno de la transmisión aplicando N=1.1 y 1.2 bajo los criterios de Tresca y Von Mises,aproximánsose la milímetro inmediatamente inferior.

Con el valor del radio máximo obtenido se ha calculado el volumen de acero que se necesitapara la construcción del eje y el costo que supone, aplicando los precios obtenidos de la base dedatos de la Comunidad de Madrid [27].

Finalmente, se ha llegado a la decisión final de si merece la pena o no aplicar uno u otrocoeficiente y criterio, como se explica a continuación.


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EE.3. Cálculos mecánicosLos cálculos expuestos en el apartado anterior han resultado en las siguientes tablas:

Figura EE.1. Si no se aplica coeficiente de seguridad la tensión admisible será el límite elásticodel 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

Figura EE.2. Aplicando un coeficiente de seguridad N=1.1 se obtiene que el radio máximoadmisible es de 3.393m. Es válido tanto bajo el criterio de Von Mises como el de Tresca

Figura EE.3. Aplicando un coeficiente de seguridad N=1.2 se obtiene un radio máximoadmisible de 3.393m, válido tanto bajo el criterio de Von Mises como el de Tresca

EE.4. Cálculos económicosLa fórmula aplicada para calcular el peso del acero empleado es la siguiente:

mtra = ρac ∗ Vac (EE.3)

Donde el volumen del acero se calcula como:

Vac = π(r2ext − r2int)Leje (EE.4)

Queda por lo tanto que para un radio de 3.394m se emplean 4072Kg de acero mientras que paraun radio de 3.393m se emplean 4750Kg.

Los 678Kg de acero de diferencia, multiplicados por el precio de un tubo de acero circularestructural A42-b (1.15e/Kg) suponen un incremento en el precio de la transmisión de 780e, loque es igual a un incremento de un 16.7 % del precio del eje de la transmisión.


90


EE.5. Decisión finalHay dos criterios que influyen más que los demás sobre la decisión final. El primero de ellos

es el precio total de un aerogenerador, que oscila entre 1 y 2 millones de euros por MW instalado,dado que en este caso se trata de aerogeneradores marinos estará más cercano al límite superior.En este sentido, en un proyecto de casi 10 millones, ahorrarse 780ees prácticamente despreciable.En segundo lugar, influye que, pese a que en máquinas eléctricas no suela emplearse un segundocoeficiente de seguridad, la reglamentación GL indica claramente que debe de aplicarse unode valor 1.1, y la posibilidad de no conseguir la certificación GL por un ahorro de 780eesverdaderamente impensable, ya que de materializarse sería catastrófico económicamente: enEuropa, por ejemplo, no se vende ni un solo aerogenerador sin la certificación DL.

Por todo ello, la decisión final tras el estudio económico es que el radio interiorque debe emplearse en la transmisión es de 3.393m, en lugar de los 3.394m que habíainicialmente programados.


91

III. ESTUDIO ECONÓMICO


92


EditoresEditores HTMLHTMLPARTE III

HOJAS DECARACTERÍSTICAS

Acero estructural S275

of 6Structural steel, S275N, normalized

Values marked * are estimates. No warranty is given for the accuracy of this data

General informationDesignation

BS EN 10025-3:2004 Structural Steel S275N

US name ASTM A633 Grade

EN name BS EN 10025-3:2004

EN number 1.049

JIS (Japanese) name SM400B

Typical uses

S275N/S275NL is non-alloy weldable fine grain steel used for general structural purposes. It is used in many applications as it provides good welding properties with guaranteed strengths. Applications include structural sections, construction equipment, drilling machines, excavators, tip lorries, grabs, conweigh belts, bulldozers and chain blocks. High strength low alloys have replaced many structural steels where weight reduction is important (e.g.automotive).

Composition overviewCompositional summary

Fe97-99.5 / Mn0.5-1.4 / Al0.02-0.024 (impurities: Si<0.4, Cu<0.35, Cr<0.3, Ni<0.3, C<0.18, Mo<0.1, Nb<0.05, V<0.05, P<0.035, S<0.03, Ti<0.03, N<0.015)

Material family Metal

Base material Fe

Composition detail (metals, ceramics and glasses)Al (aluminum) 0,02 - 0,024 %

C (carbon) 0 - 0,18 %

Cr (chromium) 0 - 0,3 %

Cu (copper) 0 - 0,35 %

Fe (iron) * 96,7 - 99,5 %

Mn (manganese) 0,5 - 1,4 %

Mo (molybdenum) 0 - 0,1 %

N (nitrogen) 0 - 0,015 %

Nb (niobium) 0 - 0,05 %

Ni (nickel) 0 - 0,3 %

P (phosphorus) 0 - 0,035 %

S (sulfur) 0 - 0,03 %

Si (silicon) 0 - 0,4 %

Ti (titanium) 0 - 0,03 %

V (vanadium) 0 - 0,05 %

PricePrice * 0,573 - 0,689 EUR/kg

Price per unit volume * 4,47e3 - 5,44e3 EUR/m^3

Physical propertiesDensity 7,8e3 - 7,9e3 kg/m^3


Values marked * are estimates.No warranty is given for the accuracy of this data

Mechanical propertiesYoung's modulus 200 - 221 GPa

Yield strength (elastic limit) 205 - 275 MPa

Tensile strength 350 - 510 MPa

Elongation 23 - 24 % strain

Compressive strength * 205 - 275 MPa

Flexural modulus * 200 - 221 GPa

Flexural strength (modulus of rupture) * 360 - 440 MPa

Shear modulus * 77,5 - 83,5 GPa

Bulk modulus * 159 - 204 GPa

Poisson's ratio 0,29 - 0,32

Shape factor 64

Hardness - Vickers * 79 - 141 HV

Fatigue strength at 10^7 cycles * 194 - 233 MPa

Fatigue strength model (stress range) * 212 - 406 MPa Parameters: Stress Ratio = -1, Number of Cycles = 2,5e4cycles

Number of CyclesStress Ratio=-1

100 1000 10000 100000 1e6 1e7 1e8

Fat

igu

e st

ren

gth

mo

del

(s

tres

s ra

ng

e) (

MP

a)

500

Mechanical loss coefficient (tan delta) * 0,00102 - 0,00153

Impact & fracture propertiesFracture toughness * 26,4 - 38,1 MPa.m^0.5

Thermal propertiesMelting point * 1,41e3 - 1,5e3 °C

Maximum service temperature * 471 - 501 °C

Minimum service temperature * -52 - -24 °C

Thermal conductivity * 48 - 53 W/m.°C

Specific heat capacity * 457 - 503 J/kg.°C

Thermal expansion coefficient * 11 - 13 µstrain/°C



Electrical propertiesElectrical resistivity * 16 - 19 µohm.cm

Galvanic potential * -0,51 - -0,43 V

Magnetic propertiesMagnetic type Magnetic

Optical propertiesTransparency Opaque

Healthcare & foodFood contact Yes

Restricted substances risk indicatorsRoHS (EU) compliant grades?

REACH Candidate List indicator (0-1, 1 = high risk) 0

SIN List indicator (0-1, 1 = high risk) 0

Critical materials riskContains >5wt% critical elements? No

Processing propertiesMetal casting Unsuitable

Metal cold forming Excellent

Metal hot forming Excellent

Metal press forming Acceptable

Metal deep drawing Limited use

Machining speed 45,7 m/min

Weldability GoodNotes Preheating and post weld heat treatments may be required

Carbon equivalency 0,017 - 0,278

DurabilityWater (fresh) Acceptable

Water (salt) Limited use

Weak acids Limited use

Strong acids Unacceptable

Weak alkalis Acceptable

Strong alkalis Limited use

Organic solvents Excellent

Oxidation at 500C Acceptable

UV radiation (sunlight) Excellent

Galling resistance (adhesive wear) Acceptable

Flammability Non-flammable



Corrosion resistance of metalsStress corrosion cracking Slightly susceptible

Note Rated in chloride; Other susceptible environments: Hydrogen sulfide

Primary production energy, CO2 and waterEmbodied energy, primary production * 25,2 - 27,8 MJ/kg

CO2 footprint, primary production * 2,28 - 2,51 kg/kg

NOx creation 3,71 - 4,1 g/kg

SOx creation 8,08 - 8,93 g/kg

Water usage * 43,2 - 47,7 l/kg

Processing energy, CO2 footprint & waterRough rolling, forging energy * 17,8 - 23,5 MJ/kg

Rough rolling, forging CO2 * 1,34 - 1,76 kg/kg

Rough rolling, forging water * 9,94 - 14,9 l/kg

Extrusion, foil rolling energy * 3,8 - 4,94 MJ/kg

Extrusion, foil rolling CO2 * 0,285 - 0,371 kg/kg

Extrusion, foil rolling water * 3,33 - 4,99 l/kg

Wire drawing energy * 13,4 - 17,7 MJ/kg

Wire drawing CO2 * 1,01 - 1,33 kg/kg

Wire drawing water * 5,58 - 8,36 l/kg

Metal powder forming energy * 30,1 - 34,1 MJ/kg

Metal powder forming CO2 * 2,26 - 2,55 kg/kg

Metal powder forming water * 33,3 - 49,9 l/kg

Vaporization energy 1,11e4 MJ/kg

Vaporization CO2 835 kg/kg

Vaporization water * 4,41e3 - 6,61e3 l/kg

Coarse machining energy (per unit wt removed) * 0,763 - 0,848 MJ/kg

Coarse machining CO2 (per unit wt removed) * 0,0572 - 0,0636 kg/kg

Fine machining energy (per unit wt removed) * 3,13 - 3,98 MJ/kg

Fine machining CO2 (per unit wt removed) * 0,235 - 0,299 kg/kg

Grinding energy (per unit wt removed) * 5,76 - 7,46 MJ/kg

Grinding CO2 (per unit wt removed) * 0,432 - 0,56 kg/kg

Non-conventional machining energy (per unit wt removed) 111 MJ/kg

Non-conventional machining CO2 (per unit wt removed) 8,35 kg/kg

Recycling and end of lifeRecycle

Embodied energy, recycling * 6,96 - 7,7 MJ/kg

CO2 footprint, recycling * 0,547 - 0,604 kg/kg

Recycle fraction in current supply 39,9 - 44 %

Downcycle

Combust for energy recovery



Landfill

Biodegrade

Possible substitutes for principal component

Iron is the least expensive and most widely used metal. In most applications, iron and steel compete either with less expensive nonmetallic materials or with more expensive materials having a property advantage. Iron and steel compete with lighter materials, such as aluminum and plastics, in the motor vehicle industry; aluminum,concrete, and wood in construction; and aluminum, glass, paper, and plastics in containers.

Geo-economic data for principal componentPrincipal component Iron

Typical exploited ore grade 45,1 - 49,9 %

Minimum economic ore grade 25 - 70 %

Abundance in Earth's crust 4,1e4 - 6,3e4 ppm

Abundance in seawater 0,0025 - 0,003 ppm

Annual world production, principal component 2,3e9 tonne/yr

Reserves, principal component 1,6e11 tonne

Main mining areas (metric tonnes per year)

Australia, 530e6Brazil, 389e6Canada, 40e6China, 1.32e9India, 150e3Iran, 37e3Kazakhstan, 25e6Russia, 102e6South Africa, 67e6Sweden, 26e6Ukraine, 80e6United States of America, 52e6Venezuela, 30e6Other countries, 88e6

Eco-indicators for principal componentEco-indicator 95 83 millipoint/kg

NotesOther notes

UK: 43DD (BS 4360:1990)

Standards with similar compositions



• Europe:1.0486 to EN 10028/3, 1.0490 to EN 10113/2, 1.0491 to EN 10113/2, 1.8825 to EN 10113/3, 1.8836 to EN 10113/3, S275N to EN 10113/2, S275NL to EN 10113/2, S420M to EN 10113/3, S420ML to EN 10113/3• Germany:1.0505 to DIN 17102, 1.0506 to DIN 17102, 1.8978 to DIN EN 10208, L415NB to DIN EN 10208, L555MB to DIN EN10208, P315N to DIN 17102, StE285 to DIN 17102, StE315 to DIN 17102, WStE315 to DIN 17102• International:P235GH to ISO 9328-2, P265GH to ISO 9328-2, P275NH to ISO 9328-3, P275NL1 to ISO 9328-3, P275NL2 to ISO 9328-3, P28 to ISO 9327-4, PH26 to ISO 9327-2, PH28 to ISO 9327-4, PH29 to ISO 9327-2, PL28 to ISO 9327-4, PT400NL1 to ISO 9328-3, PT410GH to ISO 9328-2, PT440M to ISO 9328-5, PT440N to ISO 9328-3, PT440NH to ISO 9328-3, PT450GH to ISO 9328-2, PT480GH to ISO 9328-2, PT490M to ISO 9328-5, PT490Q to ISO 9328-6, PT490QH to ISO 9328-6, PT520M to ISO 9328-5, PT520Q to ISO 9328-6, PT520QH to ISO 9328-6, PT550M to ISO 9328-5, S275NH to ISO 10799, S275NH to ISO 630-2, S275NLH to ISO 10799, S275NLH to ISO 630-2• UK:224-410 to BS 1503, E275K2 to BS EN 10296-1, E275K2 to BS EN 10297-1, L360MB to BS EN 10208-2, L360NB to BS EN 10208-2, L415MB to BS EN 10208-2, L415NB to BS EN 10208-2, L415QB to BS EN 10208-2, L450MB to BS EN 10208-2, L450QB to BS EN 10208-2, L485MB to BS EN 10208-2, L485QB to BS EN 10208-2, L555MB to BS EN 10208-2, P235GH to BS EN 10028-2, P235GH to BS EN 10273, P265GH to BS EN 10028-2, P265GH to BSEN 10273, P275NH to BS EN 10028-3, P275NH to BS EN 10273, P275NL1 to BS EN 10028-3, P275NL2 to BS EN 10028-3, P285NH to BS EN 10222-4, P285QH to BS EN 10222-4, S275N to BS EN 10025-3, S275NH to BS EN 10210-1, S275NH to BS EN 10219-1, S275NL to BS EN 10025-3, S275NLH to BS EN 10210-1, S275NLH to BS EN 10219-1• Tradenames:KRUPP E STE 315, KRUPP STE 315, KRUPP T STE 255, KRUPP T STE 285, KRUPP T STE 315, KRUPP W STE 255, KRUPP W STE 285, KRUPP W STE 315, TKS E STE 255, TKS E STE 285, TKS STE 255, TKS STE 285

LinksProcessUniverse

Producers

Reference

Shape


EditoresEditores HTMLHTML DOCUMENTO II

PLANOS

DOCUMENTO II. PLANOS


2

Lista de planos

Plano 1. Plano interno de la góndola aplicando simplificaciones

Plano 2. Plano interno de la góndola tal y como sería realmente


3


EditoresEditores HTMLHTML DOCUMENTO III

PRESUPUESTO

DOCUMENTO III. PRESUPUESTO


2

Índice

1. Mediciones 5

2. Presupuestos parciales 7EE.1.Costes directos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

EE.1.1. Coste del material . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7EE.1.2. Coste de los operarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7EE.1.3. Coste de la ingeniería . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

EE.2.Costes indirectos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8EE.3.Gastos generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

3. Presupuesto general 9


3



4

Capítulo 1

Mediciones

Los precios del material siempre vienen dados en euros por kilogramo, lo que hace necesariopara calcular el precio de la transmisión conocer la masa total de la misma.

Para conocer la masa total de la transmisión habrá que calcular su volumen según las medidasdel diseño y multiplicarlo por la densidad del acero, que tal y como se ha venido utilizando a lolargo del documento se ha tomado como

ρac = 7850kg/m3 (EE.1)

Como la transmisión es íntegramente de acero no tenemos que dividir su volumen en variaspartes, sino que únicamente lo calcularemos a partir de las medidas de radio interno, externo ylongitud del eje:

Vac = π(r2ext − r2int)Leje = π(3,42 − 3,3932)4,05 = 0,605m3 (EE.2)

Con este volumen y la densidad del acero se obtiene que la masa total de la transmisión es de:

mtra = ρac ∗ Vac = 4750Kg (EE.3)

Esta será la masa total del aerogenerador y a dicho valor corresponderá el coste íntegro de losmateriales.


5



6

Capítulo 2

Presupuestos parciales

Se considerarán para la realización del presupuesto 3 tipos de costes: directos, indirectos ygastos generales. Cada uno de ello estará compuesto por varias partidas.

EE.1. Costes directosLos costes directos incluirán todos aquellos gastos propiamente necesarios para realizar la

obra, desde el coste de los materiales y equipos hasta el coste de diseño.

EE.1.1. Coste del materialEl coste del material se calcula a partir del volumen de material calculado en el apartado de

mediciones (4750Kg de acero).Según la base de datos de la comunidad de Madrid, el precio del tubo de acero circular

estructural A-42b de un espesor mayor a 2mm es de 1.15e/Kg [27].Por lo tanto, el coste total del material sale a 5462.5e

EE.1.2. Coste de los operariosEste coste debe incluir tanto la fabricación como el montaje de la transmisión, lo que es un

valor complicado de estimar.Se va a estimar el coste de fabricación de la pieza como un 30 % del coste del material:

1639ePoniendo un equipo de construcción que conste de un encargado y un ayudante, la base de

datos de la comunidad de Madrid pondría un precio de unos 34e/h. Suponiendo que el montajedel eje puede llevar 5 días de 8 horas de trabajo, se calcula un coste total del montaje de 1360e.

Sumando las dos cantidades sale un coste total de operarios de 2999e.

EE.1.3. Coste de la ingenieríaDe nuevo utilizando parámetros de la base de datos de Madrid, se considera el coste del

ingeniero como 46e/h.Dado que el dimensionamiento del eje ha llevado unos 6 meses de trabajo, con jornadas de

una media de 4 horas (tomándose 20 días laborables al mes) se considera que el total de horasdel ingeniero ha sido de 480 horas, lo que implica un coste de ingeniería de 22080e.


7


EE.2. Costes indirectosSe consideran indirectos todos los costes de transporte, luz, etc. Es decir, todos los que no

participan directamente de la obra pero si que son necesarios para llevar a la finalización delproyecto.

Se tomarán como un 30 % de los costes directos: 9162e.

EE.3. Gastos generalesEstos gastos se componen de aquellos generados por la compraventa de materiales, la

adquisiciñon de permisos y el resto de gastos administrativos. Son gastos fundamentales en todoproyecto, pero no son fáciles de estimar, menos aún la parte correspondiente únicamente al ejede la transmisión, por lo que se tomará un 10 % de la suma del coste directo e indirecto: 3970e.


8

Capítulo 3

Presupuesto general

Juntando todos los costes que se detallan más arriba, el presupuesto total del eje de la turbinaquedaría así:

Capítulo PresupuestoCostes directos 30541.5eCostes indirectos 9162eGastos generales 3970eTotal 43673.5e

Tabla 3.1. Tabla de presupuesto general del eje de la transmisión


9


EditoresEditores HTMLHTML DOCUMENTO IV

ANEXO DE CÁLCULOS

DOCUMENTO IV. ANEXO DE CÁLCULOS


2

Índice

1. Cálculos previos 5

2. Resultados de los DLCs 7

3. Diagramas de cargas 27

4. Cálculos del diseño final 33


3



4

Capítulo 1

Cálculos previos

Entran dentro de cálculos previos todos los necesarios para obtener los datos para introduciren el modelo de Bladed. Para realizar estos cálculos, los datos de partida han sido los siguientes:

Datos Valormasa buje 40000Masa rotórica total 50000Longitud cojinete 0.2Longitud rotor 1.3Longitud transmisión 4.37Diámetro entrehierro 7Longitud entrehierro 0.006Diámetro interno rotor 6.8Diámetro externo buje 3Longitud buje 4.6Densidad acero 7850Masa góndola 200000Longitud góndola 8Lado góndola (prisma) 7.533Masa torre 1900000Diámetro interno torre 5.7Altura total torre 133Altura yugos estator 0.013Altura ranuras estator 0.083

Tabla AC.1. Datos de partida, todas las magnitudes están en S.I.

Partiendo de estos datos de inicio y de las coordenadas que están reflejadas en el capítulo 4se pueden obtener las siguientes magnitudes:

Dextrot = Dentrehierro −Lentrehierro

2= 6,997m (AC.1)

Dintest = Dentrehierro +Lentrehierro

2= 7,003m (AC.2)

Dextest = Dintest + 2hyugos + 2hranuras = 7,195m (AC.3)


5


Dinttr =

√Dintrot

2

2

− mtr

2ρacLtrπ= 6,723m (AC.4)

Dexttorre =

√4(

mtorre

ρachtorreπ+D2inttorre

4) = 5,9m (AC.5)

Dintbuje =

√Dextbuje

2

2

− mbuje

2ρacLbujeπ= 2,755m (AC.6)

mrot = ρacLrotπD2extrot −D

2introt

4= 21785Kg (AC.7)

mtr = mrotoricatotal −mrot = 28215Kg (AC.8)

mest = ρacLrotπD2extest −D

2intest

4= 21849Kg (AC.9)

mestructgondola= mgondola −mrotorica −mest = 128151Kg (AC.10)

Inerciaaxialbuje = mbuje

D2intbuje

+D2extbuje

8= 82948Kgm2 (AC.11)

Inerciatransbuje = mbuje

D2intbuje

+D2extbuje

16+mbujeL

2buje

12= 112007Kgm2 (AC.12)

Inerciaaxialrot = mrot

D2introt +D2

extrot

8= 259234Kgm2 (AC.13)

Inerciaaxialest = mest

D2intest +D2

extest

8= 275325Kgm2 (AC.14)

Inerciatransrot+est = mrot

D2introt +D2

extrot

16+mest

D2intest +D2

extest

16+mrot+estL

2rot

12= 273424Kgm2

(AC.15)

Inerciaguiada = mgondolaLgondola

4

2

+mgondolaL

2gondola

12+mgondoladist

2CdGgondola

= 1975979Kgm2

(AC.16)

Inerciacabeceo = mgondolaLadogondola

4

2

+mgondolaL

2gondola

12= 1775979Kgm2 (AC.17)

Inerciacabeceo =mgondola

2

Ladogondola2

2

= 1418625Kgm2 (AC.18)

Hasta aquí el cálculo de los datos que se han introducido en el modelo de Bladed.


6

Capítulo 2

Resultados de los DLCs

Se muestran a continuación los resultados de los DLCs simulados. Se van a incluir comoimágenes, pero en formato tabla de Excel, en la que vienen recogidos los valores máximos,mínimos, medios y extremos de cada variable estudiada. La columna de extremos obtiene el valorabsoluto más alto de entre el máximo y el mínimo. También se recoge la desviación estándar, lasunidades y el número de puntos utilizados para la simulación.

Figura AC.1. Resultados para DLC1.1, 3.5m/s

Figura AC.2. Resultados para DLC1.1, 3.5m/s, 90o de desalineamiento



7





Figura AC.7. Resultados para DLC1.1, 30m/s


8


Figura AC.8. Resultados para DLC1.1, 30m/s, 90o de desalineamiento





9







10







11







12







13







14







15







16







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18







19







20







21








22







23







24







25




Se adjunta a continuación la tabla final de cargas máximas sobre el buje:

Figura AC.79. Tabla final, con los casos de cargas más desfavorables


26

Capítulo 3

Diagramas de cargas

Una vez se tienen estas cargas y las que producen las fuerzas electrostáticas del generador sedeben de pintar los diagramas para cada uno de los casos, obteniendo de esta manera el punto dela viga con una distribución de fuerzas y momentos más desfavorable. Además la comparativadel valor que tienen las gráficas para el punto más desfavorable permitirá elegir cual de los casosde cargas es el peor y dimensionar con ese. Se adjuntan a continuación los diagramas de cargasde los 4 posibles peores casos (a priori) del estudio, de los que finalmente se eligió el DLC2.1:

Figura AC.1. Diagrama de cortantes para DLC 1.4 para Vviento=11.54m/s


27


Figura AC.2. Diagrama de cortantes para DLC 2.1

Figura AC.3. Diagrama de cortantes para DLC 1.2 para Vviento=11.54m/s

Figura AC.4. Diagrama de cortantes para DLC 1.4 para Vviento=30m/s


28


Figura AC.5. Diagrama de flectores para DLC 1.4 para Vviento=11.54m/s

Figura AC.6. Diagrama de flectores para DLC 2.1

Figura AC.7. Diagrama de flectores para DLC 1.2


29


Figura AC.8. Diagrama de flectores para DLC 1.4 para Vviento=30m/s

Figura AC.9. Diagrama de axiles para DLC 1.4 para Vviento=11.54m/s

Figura AC.10. Diagrama de axiles para DLC 2.1


30


Figura AC.11. Diagrama de axiles para DLC 1.2

Figura AC.12. Diagrama de axiles para DLC 1.4 para Vviento=30m/s

Figura AC.13. Diagrama de torsores para DLC 1.4 para Vviento=11.54m/s


31


Figura AC.14. Diagrama de torsores para DLC 2.1

Figura AC.15. Diagrama de torsores para DLC 1.2

Figura AC.16. Diagrama de torsores para DLC 1.4 para Vviento=30m/s


32

Capítulo 4

Cálculos del diseño final

Para el diseño por cargas extremas el siguiente paso es elegir el coeficiente de seguridad, elcriterio de resistencia y obtener con ellos el radio interior máximo del eje. Este cálculo se harealizado con excel a partir de las fórmulas siguientes:

Criterio de Von Mises:σadm ≥

√σ + 3τ (AC.1)

Criterio de Tresca:σadm ≥

√σ + 4τ (AC.2)

Ecuación de Navier:σ =

Mflec

IyyR +

N

A(AC.3)

Ecuación del momento torsor:τ =

Mt

IpR (AC.4)

Ecuaciones que relacionan los momentos de inercia, polar y el área con el radio interno r de latransmisión:

Iyy =π

4(R4 − r4) (AC.5)

A = π(R2 − r2) (AC.6)

Ip =π

2(R4 − r4) (AC.7)

Estos cálculos se han realizado en excel, y se ha aproximado el valor del radio interno almilímetro inferior, quedando los valores reflejados en las siguientes imágenes:

Figura AC.1. Valores de radio que cumplen con la σadm por Von Mises y por Tresca para N=1

Figura AC.2. Valores de radio que cumplen con la σadm por Von Mises y por Tresca para N=1.1


33


Figura AC.3. Valores de radio que cumplen con la σadm por Von Mises para N=1.2

Figura AC.4. Valores de radio que cumplen con la σadm por Tresca para N=1.2


34

determinación de las cargas aerodinámicas en el generador

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