diseño conceptual de un aerogenerador - tfg

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA AERONÁUTICA Y DEL ESPACIO

GRADO EN INGENIERÍA AEROESPACIAL

TRABAJO FIN DE GRADO Diseño Conceptual de un Aerogenerador

AUTOR: Ricardo FERNÁNDEZ DE ALDAMA

ESPECIALIDAD: Vehículos Aeroespaciales

TUTOR ACADÉMICO: Cristóbal José GALLEGO CASTILLO

Julio de 2015

I

Tabla de contenido

Listado de figuras ............................................................................................................................................... II

Listado de tablas ................................................................................................................................................ IV

Nomenclatura ..................................................................................................................................................... V

CAPÍTULO 1 : Introducción .......................................................................................................................... ‐ 1 ‐

1.1. Introducción al trabajo ................................................................................................................... ‐ 1 ‐

1.2. El mercado de la energía eólica ..................................................................................................... ‐ 3 ‐

CAPÍTULO 2 : Norma IEC ............................................................................................................................ ‐ 7 ‐

2.1. Introducción................................................................................................................................... ‐ 7 ‐

2.2. Clases de aerogenerador ................................................................................................................ ‐ 8 ‐

2.3. Aerogeneradores semejantes ......................................................................................................... ‐ 9 ‐

CAPÍTULO 3 : Diseño aerodinámico del rotor ........................................................................................... ‐ 10 ‐

3.1. Introducción................................................................................................................................. ‐ 10 ‐

3.2. Selección de los perfiles aerodinámicos ...................................................................................... ‐ 11 ‐

3.3. Teoría de cantidad de movimiento (TCM) .................................................................................. ‐ 13 ‐

3.4. Teoría de elemento de pala (TEP). Factor de pérdidas ................................................................ ‐ 16 ‐

3.5. Combinación de la TCM y la TEP. Optimización....................................................................... ‐ 18 ‐

3.6. Resultados de la optimización ..................................................................................................... ‐ 21 ‐

CAPÍTULO 4 : Dimensionado del rotor y actuaciones básicas ................................................................... ‐ 25 ‐

4.1. Introducción................................................................................................................................ ‐ 25 ‐

4.2. Elección del radio. Curva de potencia ........................................................................................ ‐ 25 ‐

4.3. Estudio energético. Resultados ................................................................................................... ‐ 28 ‐

4.4. Control estacionario ................................................................................................................... ‐ 31 ‐

CAPÍTULO 5 : Configuración y dimensionado de componentes principales ............................................. ‐ 35 ‐

5.1. Introducción................................................................................................................................ ‐ 35 ‐

5.2. Componentes del aerogenerador ................................................................................................ ‐ 36 ‐

5.3. Estimación de masas .................................................................................................................. ‐ 37 ‐

5.4. Resultados .................................................................................................................................. ‐ 39 ‐

Conclusiones ................................................................................................................................................ ‐ 44 ‐

Bibliografía ................................................................................................................................................... ‐ 46 ‐

II

Listado de figuras

Figura 1.1 - Capacidad eólica total instalada hasta 2014. (Global Wind Energy Council, 2015) ................. - 2 -

Figura 1.2 - Capacidad eólica instalada nueva hasta 2014. (Global Wind Energy Council, 2015)............... - 2 -

Figura 1.3 - Capacidad eólica total instalada (izquierda) y capacidad instalada nueva (derecha) en 2014 por

países. (Global Wind Energy Council, 2015) ................................................................................................ - 3 -

Figura 1.4 - Incentivos e ingresos del sector eólico en España entre 2012 y 2014. –Nótese que aquí se usa la

coma como separador decimal–. (Asociación Empresarial Eólica , 2015) ................................................... - 4 -

Figura 1.5 - Cobertura de la demanda de energía eléctrica en la España peninsular en 2014. –Nótese que aquí

se usa la coma como separador decimal–. (Red Eléctrica de España, 2015) ................................................ - 5 -

Figura 3.1 - Representación de los perfiles utilizados. Donde c es la cuerda del perfil, y x e y son las

coordenadas locales del perfil, medidas desde el punto un cuarto de la cuerda. ......................................... - 11 -

Figura 3.2 - Coeficiente de sustentación de los perfiles utilizados en función del ángulo de ataque. ......... - 12 -

Figura 3.3 - Coeficiente de resistencia de los perfiles utilizados en función del ángulo de ataque. ............ - 12 -

Figura 3.4 - Volumen de control utilizado en la teoría de cantidad de movimiento (TCM). (Cuerva Tejero,

López García, & Gallego Castillo, 2014) .................................................................................................... - 14 -

Figura 3.5 - Flujo a través del rotor según la teoría de cantidad de movimiento. Velocidad y presión en el

tubo de corriente. (Burton, Sharpe, Jenkins, & Bossanyi, 2001) ................................................................ - 15 -

Figura 3.6 - Parámetros utilizados en la definición del problema aerodinámico. (Cuerva Tejero, López

García, & Gallego Castillo, 2014) ............................................................................................................... - 17 -

Figura 3.7 - Coeficiente de potencia en función del parámetro de operación. Señalados están el coeficiente de

potencia máximo y lambda óptima, de valores 0.517 y 8.48 respectivamente. .......................................... - 20 -

Figura 3.8 - Factores a, a' y f, en función de la coordenada radial adimensional. ....................................... - 21 -

Figura 3.9 - Representación de la cuerda adimensionalizada con el radio de la pala (cad = c/R). ............... - 22 -

Figura 3.10 - Ángulo de ataque a lo largo de la pala. Los valores son 6.49º hasta x=0.65, y 4.98º hasta el

final. La línea vertical une la discontinuidad. .............................................................................................. - 22 -

Figura 3.11 - Ángulo de incidencia de la corriente a lo largo de la pala. .................................................... - 23 -

Figura 3.12 - Torsión de la pala a lo largo de su envergadura. ................................................................... - 23 -

Figura 3.13 - Contribución al coeficiente de potencia de cada sección de la pala. ..................................... - 23 -

Figura 3.14 - Coeficiente de par aerodinámico (izquierda) y coeficiente de tracción (derecha), en función del

parámetro de operación. .............................................................................................................................. - 24 -

Figura 4.1 - Potencia nominal (izquierda) y potencia específica (derecha) frente al radio de distintos

aerogeneradores comerciales. ...................................................................................................................... - 26 -

Figura 4.2 - Curva de potencia del aerogenerador proyectado. ................................................................... - 27 -

III

Figura 4.3 - Número de Reynolds a lo largo de la pala a la velocidad de conexión. .................................. - 27 -

Figura 4.4 - Distribución de Weibull del viento en el emplazamiento estudiado. ....................................... - 28 -

Figura 4.5 - Curvas de nivel del COE. ........................................................................................................ - 30 -

Figura 4.6 - Curvas de nivel del FC. ........................................................................................................... - 30 -

Figura 4.7 - Mapa de actuaciones del coeficiente de potencia; P= ( , ). ............................................... - 32 -

Figura 4.8 - Mapa de actuaciones del coeficiente de par; Q= ( , ). ....................................................... - 33 -

Figura 4.9 - Mapa de actuaciones del coeficiente de tracción; T= ( , ). ................................................ - 33 -

Figura 4.10 - Velocidad de rotación del rotor en función de la velocidad del viento. ................................ - 33 -

Figura 4.11 - Parámetro de operación en función de la velocidad del viento. ............................................ - 33 -

Figura 4.12 - Coeficiente de potencia en función de la velocidad del viento. ............................................. - 34 -

Figura 4.13 - Ángulo de paso de control en función de la velocidad del viento. ........................................ - 34 -

Figura 5.1 - Componentes principales del aerogenerador SWT-3.6-107 de Siemens. (Siemens, s.f.) ........ - 35 -

Figura 5.2 - Tipos de multiplicadora y generador según el modelo de NREL. (Munuera, 2010) ............... - 39 -

Figura 5.3 - Masa total del aerogenerador para las distintas configuraciones propuestas. a: diseño avanzado.

b: diseño básico. .......................................................................................................................................... - 40 -

Figura 5.4 - Detalle de la masa total del aerogenerador para las distintas configuraciones propuestas. a:

diseño avanzado. b: diseño básico. .............................................................................................................. - 40 -

Figura 5.5 - Detalle del coste de la energía para las distintas configuraciones propuestas. a: diseño avanzado.

b: diseño básico. .......................................................................................................................................... - 41 -

Figura 5.6 - Distribución de masas de los componentes principales. .......................................................... - 41 -

Figura 5.7 - Distribución de masas de los subcomponentes del rotor. ........................................................ - 41 -

Figura 5.8 - Distribución de masas de los subcomponentes del tren de potencia. ...................................... - 42 -

IV

Listado de tablas

Tabla 1.1- Potencia para generación eléctrica en España. –Nótese que aquí se usa la coma como separador

decimal–. (Ministerio de Industria, Energía y Turismo, 2014) ..................................................................... ‐ 5 ‐

Tabla 2.1 - Clases de aerogeneradores según la norma IEC 61400-1. Parámetros básicos. (International

Electrotechnical Commission, IEC, 2005) .................................................................................................... ‐ 7 ‐

Tabla 2.2 - Características de aerogeneradores semejantes. .......................................................................... ‐ 9 ‐

Tabla 3.1 - Características de los perfiles utilizados. .................................................................................. ‐ 10 ‐

Tabla 3.2 - Valores obtenidos en la optimización aerodinámica. ................................................................ ‐ 21 ‐

Tabla 4.1 - Resultados del estudio energético. ............................................................................................ ‐ 30 ‐

Tabla 4.2 - Valores característicos del aerogenerador proyectado. ............................................................. ‐ 31 ‐

Tabla 5.1 - Datos del aerogenerador para el cálculo de masas. ................................................................... ‐ 37 ‐

Tabla 5.2 - Desglose de las masas de cada componente del aerogenerador proyectado. ............................ ‐ 43 ‐

V

Nomenclatura

α

ηm

ηe

λ

ν

Ω

ΩN

ϕ

ρ

σ

θ

θC

θG

A

a

a'

A∞

AW

AEP

b

C

c

cad

cd

cl

CP

CQ

CT

COE

D

E

f

fR

fT

fW

Ángulo de ataque de los perfiles

Rendimiento mecánico

Rendimiento eléctrico

Parámetro de operación

Viscosidad cinemática

Velocidad angular del rotor

Velocidad angular nominal del rotor

Ángulo de incidencia de la corriente

Densidad del aire

Solidez local del rotor

Ángulo de paso

Ángulo de paso de control

Torsión geométrica

Área del tubo de corriente en el plano del rotor

Factor de velocidad inducida axial

Factor de velocidad inducida tangencial

Área del tubo de corriente aguas arriba

Área del tubo de corriente aguas abajo

Producción energética anual del aerogenerador

Número de palas

Factor de escala de la función de Weibull

Cuerda del perfil

Cuerda adimensionalizada con el radio del rotor

Coeficiente de resistencia

Coeficiente de sustentación

Coeficiente de potencia

Coeficiente de par aerodinámico

Coeficiente de tracción

Coste de la energía

Resistencia aerodinámica

Energía producida

Factor de pérdidas

Factor de pérdidas en la raíz

Factor de pérdidas en la punta

Función de densidad de la distribución de Weibull

VI

FC

h

Heq

Iref

k

kmax

L

ṁ

NHIY

P

Pave

PN

Q

R

r

Re

S

SP

T

t

U

U∞

Uθ

UθW

Uθ|H1

Uin

UN

UN0

Uout

UR

UW

Vave

Vref

x

x

xR

y

Factor de capacidad

Altura de la torre

Horas equivalentes

Intensidad de turbulencia de referencia

Factor de forma de la función de Weibull

Eficiencia aerodinámica máxima del perfil

Sustentación

Gasto másico

Número de horas en un año

Potencia extraída por el rotor

Potencia media

Potencia nominal

Par aerodinámico

Radio del rotor

Coordenada radial del rotor

Número de Reynolds

Área barrida por el rotor

Potencia específica

Tracción

Espesor del perfil

Velocidad del aire en la sección del disco actuador

Velocidad del aire aguas arriba

Rotación de estela

Rotación de estela aguas abajo

Velocidad de rotación del aire en ejes ligados a una pala

Velocidad de conexión

Velocidad nominal

Velocidad a la que se alcanza la limitación por ruido

Velocidad de corte

Velocidad del viento resultante respecto sobre el perfil

Velocidad del aire aguas abajo

Velocidad media en el emplazamiento

Velocidad de referencia

Coordenada radial adimensional del rotor

Coordenada local del perfil en dirección de la cuerda

Posición radial de la primera sección considerada aerodinámica

Coordenada local del perfil en dirección perpendicular a la cuerda

Capítulo 1: Introducción

- 1 -

CAPÍTULO 1: Introducción

1.1. Introducción al trabajo

El trabajo que se presenta a continuación trata sobre el diseño conceptual de un aerogenerador de 3

MW de potencia para producción de energía eléctrica. Éste será diseñado para operar en un

emplazamiento con un perfil de velocidades del viento que se pueda aproximar por una distribución

de Weibull de factor de escala, C, igual a 5 m/s, y un factor de forma, k, igual a 2. Como restricción

adicional se impone que la velocidad en la punta de la pala no podrá exceder los 90 m/s, siendo este

tipo de restricción habitual para limitar el ruido generado por estas máquinas.

Se llama la atención sobre el hecho de que este emplazamiento es uno poco usual, ya que la velocidad

media del viento es muy baja. Sin embargo, como se explicará más adelante, hay cierta tendencia a

conseguir rentabilizar este tipo de ubicaciones, siendo esto un reto tecnológico muy importante para

las empresas del sector en el que el diseño de las máquinas juega un papel primordial.

El objetivo fundamental en el diseño de un aerogenerador será la necesidad de equilibrar un bajo

coste inicial de la máquina con el requerimiento de que tenga una vida útil larga (alrededor de los

veinte años) sin riesgo de rotura, por ejemplo por fatiga.

Se comienza, en la sección 1.2, con una introducción concisa acerca de la situación actual del sector

eólico tanto a nivel internacional como en España.

El capítulo 2 tratará sobre la norma aplicable a esta clase de aerogeneradores, así como la

caracterización del emplazamiento en el cual se situará. Esencial también será el estudio de

aerogeneradores comerciales semejantes que darán una idea de las decisiones de diseño reales

tomadas por otros fabricantes.

La aerodinámica (capítulo 3) será el primer paso en el diseño. Se elegirá la distribución de perfiles a

lo largo de la pala y se optimizará su geometría para así lograr el mayor rendimiento aerodinámico

posible, empleando para ello modelos teóricos bidimensionales basados en la mecánica de fluidos.


- 2 -

En el capítulo 4 se procederá al dimensionado de la pala y al estudio de sus actuaciones, ateniéndose

a la restricción por ruido. Se obtendrá la curva de potencia característica de estas máquinas así como

las leyes de control para la operación del aerogenerador. Se presentará además un valor aproximado

del coste de la energía.

Para finalizar se estudiará la masa de los diversos componentes del aerogenerador (capítulo 5) según

algunas decisiones de la configuración del aerogenerador, utilizando para ello un modelo publicado

por el laboratorio nacional de energía renovable de los Estados Unidos (NREL), que se describirá en

cierto detalle.

Como nota aclaratoria, se comenta que se tomarán el punto como separador decimal en todas las

cifras y figuras incluidas en el texto a menos que se indique lo contrario. Los resultados redondeados

se presentarán con tres cifras significativas.

Todos los resultados numéricos y gráficas se han obtenido mediante la implementación en

MATLAB® de las ecuaciones y modelos expuestos en este documento.

Figura 1.1 - Capacidad eólica total instalada hasta 2014. (Global Wind Energy Council, 2015)

Figura 1.2 - Capacidad eólica instalada nueva hasta 2014. (Global Wind Energy Council, 2015)


- 3 -

Por último señalar que el aerogenerador proyectado es uno de eje horizontal y tres palas. Siendo esta

la decisión de diseño preferida para aerogeneradores de gran potencia. Se puede encontrar una

justificación de esta decisión en la sección 4.1.2 de (Burton, Sharpe, Jenkins, & Bossanyi, 2001), o

en la sección 7.3.9 de (Manwell, McGowan, & Rogers, 2009).

1.2. El mercado de la energía eólica

Para justificar la relevancia del estudio del diseño de aerogeneradores, a continuación se analiza

brevemente la situación del mercado de la energía eólica en el mundo con especial hincapié en la

realidad española.

Como se aprecia en la figura 1.1, el sector eólico mundial es uno en rápido crecimiento, incluso a

pesar de la crisis económica de 2008. En la figura 1.2 se observa además que el crecimiento ha sido

acelerado, excepto en 2013, y previsiblemente seguirá siéndolo.

Figura 1.3 - Capacidad eólica total instalada (izquierda) y capacidad instalada nueva (derecha) en 2014 por países. (Global Wind Energy Council, 2015)


- 4 -

En los últimos años el primer país por potencia nueva instalada ha sido la República Popular China,

con mucha diferencia (véase la figura 1.3). Además, desde 2010 se ha posicionado también primera

por potencia instalada total, seguida por los Estados Unidos.

También cabe destacar el caso de Dinamarca; que al ser un país pequeño no aparece en las figuras

mostradas, pero que, por ejemplo, a fecha de 2012 ha sido el primer país en potencia instalada per

cápita, casi doblando a Alemania y teniendo más del triple que los Estados Unidos 1. Destaca también

este país por tener una de las mayores sino la mayor empresa del mundo de fabricación, venta,

instalación y mantenimiento de aerogeneradores: Vestas Wind Systems A/S.

España se mantiene en el cuarto puesto en potencia instalada total, pero desaparece de la lista de

mayores instaladores; habiendo instalado únicamente 28 MW en 2014, y cero en el primer semestre

de 20152 3. Este cambio de tendencia en el sector en España se puede explicar en parte por la Reforma

Energética de 2013, que desincentiva el crecimiento de la industria en el país (véase la figura 1.4) y

contra cuya norma se han presentado más de 400 recursos en el Tribunal Supremo4.

Por otro lado en 2013 en España la eólica fue la tecnología que más aportó a la cobertura de la

demanda eléctrica en un año completo5, y la segunda en 2014, produciendo ambos años

aproximadamente el 20% del total (figura 1.5).

1 (Shahan, 2013) 2 (Global Wind Energy Council, 2015) 3 (Asociación Empresarial Eólica, 2015) 4 (Asociación Empresarial Eólica , 2015) 5 (Asociación Empresarial Eólica, 2014)

Figura 1.4 - Incentivos e ingresos del sector eólico en España entre 2012 y 2014. –Nótese que aquí se usa la coma como separador decimal–. (Asociación Empresarial Eólica , 2015)


- 5 -

De cara al futuro, se prevé que el sector eólico en España siga creciendo para cumplir con los

compromisos comunitarios, en concreto con la Directiva Europea de Renovables 2009/28/CE. De

este modo, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo preveía a fecha Noviembre de 2014 un

aumento de la potencia instalada de casi 6.5 GW para 2020 (tabla 1.1).

En lo que respecta al diseño particular que se va a realizar, comentar que actualmente la investigación

orientada al diseño de aerogeneradores para emplazamientos de estas características (i.e. de

velocidades medias del viento bajas) está en auge, debido a la necesidad de producir máquinas

rentables según se reduce la accesibilidad a ubicaciones más favorables y mientras sigue aumentando

la demanda de energía eólica. Y esta tendencia previsiblemente continuará, ya que, como se ha visto,

la industria eólica mundial ha experimentado una evolución muy positiva durante los últimos años,

Figura 1.5 - Cobertura de la demanda de energía eléctrica en la España peninsular en 2014. –Nótese que aquí se usa la coma como separador decimal–. (Red Eléctrica de España, 2015)

Tabla 1.1- Potencia para generación eléctrica en España. –Nótese que aquí se usa la coma como separador decimal–.

(Ministerio de Industria, Energía y Turismo, 2014)


- 6 -

motivada principalmente por el creciente apoyo e interés por las fuentes de energía de tipo renovable,

y por la evolución técnica que ha facilitado el buen aprovechamiento energético del recurso eólico,

que además ha acarreado un importante descenso en los costes de fabricación y desarrollo de los

aerogeneradores, permitiendo a la eólica erigirse como la principal fuente de energía renovable.

Capítulo 2: Norma IEC

- 7 -

CAPÍTULO 2: Norma IEC

2.1. Introducción

En este capítulo se hará una pequeña introducción a la norma IEC de cara a su aplicación en el diseño

de aerogeneradores. Se expondrán además algunos de los datos técnicos más relevantes de

aerogeneradores semejantes al estudiado (i.e. de potencia cercana a los 3 000 kW).

La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC por sus siglas en inglés) es una organización a nivel

global cuyo objetivo es la estandarización en materia concerniente a la electrónica y la electricidad.

Mediante publicaciones se encarga de transmitir recomendaciones de uso internacional, las cuales

son aceptadas por los Comités Nacionales de la IEC (e.g. Aenor en España)

La norma IEC 61400 trata únicamente sobre aerogeneradores y está dividida en varias partes,

incluyendo diseño, certificación, ensayos de cargas o modelos de simulación. La parte que concierne

al trabajo es la parte uno, que trata sobre los requerimientos de diseño del aerogenerador. Este

documento es de 2005, y fue enmendado en 2010. Su denominación oficial es: IEC 61400-

1:2005+AMD1:2010.

El objetivo del documento es asegurar la integridad ingenieril de los aerogeneradores durante toda su

vida útil, no debiéndose aplicar como un manual de instrucciones, por lo que deja en manos de los

fabricantes la posibilidad de alterarlos si se puede demostrar que la seguridad no se ve comprometida.

Debe complementarse con los estándares ISO apropiados y otras normas IEC, que son referenciados

en el texto (e.g. ISO 9001 para la gestión de la calidad, o ISO 2394 para análisis estructural). Nótese

que esta normativa no aplica para aerogeneradores offshore (emplazados en el mar), teniendo éstos

una parte propia para sus requerimientos de diseño: la IEC 61400-3:2009.

Tabla 2.1 - Clases de aerogeneradores según la norma IEC 61400-1. Parámetros básicos. (International Electrotechnical Commission, IEC, 2005)

Clase del aerogenerador I II III S Vref (m/s) 50 42.5 37.5 Valores

especificados por el

diseñador

A Iref (-) 0.16 B Iref (-) 0.14 C Iref (-) 0.12


- 8 -

2.2. Clases de aerogenerador

Tras las introducciones y definiciones, la norma pasa a describir las condiciones externas

(ambientales y eléctricas) a tener en cuenta en el diseño, dividiéndolas en condiciones normales y

extremas. Estas condiciones dependerán del perfil de vientos en el emplazamiento del aerogenerador,

y, por tanto, la norma establece varias clases de aerogenerador en función de dos parámetros del

viento: su velocidad de referencia, y la intensidad de turbulencia (tabla 2.1).

La velocidad de referencia (Vref) es el valor máximo de la velocidad del viento, promediada en

intervalos de 10 minutos, medida a la altura del buje y con un periodo de recurrencia de 50 años.

La intensidad de turbulencia de referencia (Iref) es aquella turbulencia esperada a la altura del buje

cuando la velocidad del viento, promediada en un intervalo de 10 minutos, sea de 15 m/s.

En el caso estudiado en este trabajo, con los datos de partida de la distribución de viento (C=5 m/s y

k=2), se puede calcular según la norma la velocidad media en el emplazamiento, Vave, mediante la

ecuación:

π/2 (1)

Que resulta en una velocidad media de 6.27 m/s. Nótese que esta ecuación es válida por ser k=2, si

no lo fuera haría falta evaluar la función gamma (Γ) lo cual no es sencillo y requiere de las mediciones

de viento en el emplazamiento.

También según la norma, la velocidad de referencia necesaria para definir la clase del aerogenerador

es tal que:

0.2 (2)

Por tanto, la velocidad de referencia resulta 31.3 m/s. Este valor es notablemente bajo, por lo que lo

más razonable parece ser proyectar el generador para que sea de clase III o incluso clase S. Como en

este trabajo no se aborda el análisis estructural del aerogenerador, se deja el análisis detallado y la

decisión final para estudios posteriores.


- 9 -

2.3. Aerogeneradores semejantes

Al ser este trabajo un diseño preliminar algunas de las decisiones no podrán ser enteramente

argumentadas y se recurrirá entonces a los datos publicados de aerogeneradores semejantes para

justificarlas.

En la tabla 2.2 se muestran los valores característicos de varios aerogeneradores comerciales de

potencia nominal similar a la estudiada, a los que se hará referencia a lo largo del trabajo. Se observa

que estos valores no varían considerablemente entre unos aerogeneradores y otros. Se hace notar que

los dos valores mostrados en la velocidad de giro corresponden a la mínima y la máxima velocidad

angular del rotor, no habiéndose encontrado la mínima para la máquina de Acciona.

Tabla 2.2 - Características de aerogeneradores semejantes.1

Aerogenerador AW-3000/125 122/3000 G114/2500 FWT3000/120 V112/3300 Fabricante Acciona Alstom Gamesa FWT Vestas

Clase IIIA IIIA/IIB IIA IIA IB/IIA Potencia nominal [kW] 3000 3000 2500 3000 3300

Diámetro [m] 125 122 114 120 112 Área barrida [m2] 12300 11700 10200 11300 9850

Potencia específica [W/m2] 244 257 245 265 335 Velocidad de giro [rpm] ≤13.2 7.10 - 12.3 7.70 - 14.6 6.00 - 16.0 6.20 - 17.7

Velocidad de conexión [m/s] 3.5 3 2 3 3 Velocidad nominal [m/s] 12 10.5 10 12 13 Velocidad de corte [m/s] 25 25 25 25 25

Altura de la torre [m] 120 89/139 80/125 90/140 84/140

Capítulo 3: Diseño aerodinámico del rotor

- 10 -

CAPÍTULO 3: Diseño aerodinámico del rotor

3.1. Introducción

La función principal del aerogenerador es convertir la energía cinética del aire en energía mecánica

en el eje del rotor, la cual será transformada en energía eléctrica. El estudio aerodinámico del rotor

estará encaminado a maximizar la energía –y por tanto la potencia– extraída del aire. Para ello se

empleará el coeficiente de potencia, CP, que representa la cantidad de potencia útil extraída respecto

a la contenida en el aire aguas arriba del rotor, evaluando así la eficiencia del rotor.

Una vez elegida la distribución de perfiles aerodinámicos que se va a usar, se optimizará la geometría

de las palas del rotor (leyes de torsión y cuerdas) de modo que el coeficiente de potencia sea máximo.

Para caracterizar este coeficiente, y los parámetros de los que depende, será necesario recurrir a

modelos simplificados del problema aerodinámico. En concreto, se combinarán dos teorías; la teoría

de cantidad de movimiento (TCM) y la teoría de elemento de pala (TEP), corregidas según el modelo

de Prandtl

Las simplificaciones de partida de estos modelos son: considerar el viento de velocidad y densidad

uniformes aguas arriba del rotor (simetría azimutal) –siendo la densidad del aire de valor 1.225 kg/m3

en todos los cálculos–, se supone además flujo incompresible y cuasi-estacionario, número de

Reynolds alto –despreciando así los términos viscosos–, y se admite que el rotor no induce velocidad

radial en el fluido (para considerar los efectos tridimensionales en las palas se usará la corrección de

Prandtl).

Para terminar, señalar que recientemente el diseño del rotor no se orienta a maximizar el CP, sino a

minimizar el coste de la energía (COE). Se parte de un rotor aerodinámicamente lo más eficiente

posible, y se modifica mediante un enfoque multidisciplinar que incluye la caracterización completa

Tabla 3.1 - Características de los perfiles utilizados.

Perfil Posición kmax t/c [%] αopt [º] DU-40 xR ≤ x < 0.65 68.4 40 6.49

NACA63618 0.65 ≤ x ≤ 1 174 18 4.98


- 11 -

del viento, modelos aerodinámicos complejos y modelos estructurales de los componentes

principales. Este enfoque ha resultado en menores coeficientes de potencia, pero con cargas mucho

menores y menor COE. En este trabajo no se disponen de las herramientas para realizar estos estudios,

y se opta por el enfoque clásico de maximizar la energía extraída al aire, lo que es suficientemente

válido para un diseño conceptual.

3.2. Selección de los perfiles aerodinámicos

El criterio básico a la hora de seleccionar los perfiles aerodinámicos es maximizar el coeficiente de

potencia, que será mayor cuanto mayor sea la eficiencia aerodinámica, cl/cd, de los perfiles. Se verá

más adelante que los perfiles trabajarán en condiciones de diseño a ángulo de ataque constante, por

tanto lo que interesan son perfiles con eficiencia aerodinámica máxima, kmax, alta. Sin embargo, es

preciso que los perfiles en las secciones cercanas al buje tengan espesores altos –permitiendo así

introducir mayor cantidad de refuerzo estructural–, por estar estas secciones sometidas a cargas

mayores. Utilizar perfiles delgados en las zonas menos cargadas (i.e. cerca de la punta) permite

además reducir peso.

Para elegir los perfiles se ha utilizado una base de datos con una veintena de perfiles representativos

usados en aerogeneradores, aunque cabe destacar que para uso comercial las empresas suelen

desarrollar sus propios perfiles cuyas características no son de dominio público.

Figura 3.1 - Representación de los perfiles utilizados. Donde c es la cuerda del perfil, y x e y son las coordenadas locales del perfil, medidas desde el punto un cuarto de la cuerda.


- 12 -

Se hace necesario definir la una sección de la pala considerada la primera sección aerodinámica, y

cuya posición en forma adimensional se denominará xR. Esta sección es tal que las secciones entre

ésta y el encastre de la pala con el buje no se considerarán secciones aerodinámicas, siendo esto

preciso para reflejar la necesidad de modificar la geometría de la pala para acomodarse a la unión con

el buje. En este trabajo esta sección estará situada al 5% de la longitud de la pala.

Así, desde xR hasta el 65% del radio –esto es, desde x=0.05 hasta x=0.65, siendo x la posición radial

adimensional x=r/R– se utiliza el perfil DU-40 (desarrollado por la Universidad Técnica de Delft), y

del 65% hasta la punta el NACA63618 (desarrollado por el Comité Consejero Nacional para la

Aeronáutica de los Estados Unidos, precursor de la NASA). Sus características se encuentran en la

tabla 3.1. Ambos tienen alta eficiencia aerodinámica relativa a su espesor, en comparación con los

otros perfiles consultados. Nótese que el espesor relativo a la cuerda, t/c, del perfil cerca del encastre

es notablemente mayor al del perfil en la punta, como se comprueba en la representación de los

perfiles en la figura 3.1.

A la hora de seleccionar estos perfiles para su uso en aerogeneradores se han considerado además

otros factores. Específicamente, interesa que la suciedad acumulada en el borde de ataque durante la

vida útil no afecte demasiado a las propiedades aerodinámicas de los perfiles. Interesa también que

los perfiles proporcionen alta rigidez, para reducir peso y mantener la geometría. Por último, es de

interés que las características aerodinámicas no varíen mucho con el ángulo de ataque en las

condiciones de operación, reduciendo así inestabilidades frente a ráfagas de viento.

Figura 3.2 - Coeficiente de sustentación de los perfiles

utilizados en función del ángulo de ataque. Figura 3.3 - Coeficiente de resistencia de los perfiles

utilizados en función del ángulo de ataque.


- 13 -

Las características aerodinámicas de los perfiles empleados se muestran en las figuras 3.2 y 3.3. Se

hace notar que los valores de los coeficientes aerodinámicos mostrados son resultados experimentales

a alto número de Reynolds, Re, y podrían varían si se estudiaran los perfiles a otro Re. Sin embargo,

a números de Reynolds altos las variaciones son pequeñas, y, como se demostrará en el segundo

apartado del capítulo 4, las palas operarán siempre a Re altos. Se llama también la atención sobre la

entrada en pérdida sostenida para un amplio intervalo de ángulos de ataque que presenta el perfil

NACA.

El cambio instantáneo de perfil de una sección a otra, al tener éstos diferentes propiedades

aerodinámicas, generará un cambio brusco en la cuerda y la torsión de la pala óptima, como se verá

más adelante. Estos saltos producirían interacciones aerodinámicas tridimensionales en la pala, lo

cual afectaría negativamente a la operación, además de ser una complicación añadida en la fabricación

del rotor. Para evitar esto se utilizan los denominados perfiles de transición, de forma que se suavizan

las variaciones de perfil. En este trabajo no se van a emplear estos perfiles de transición, pero se

supone que los resultados serían muy parecidos (previsiblemente el aerogenerador sería algo menos

eficiente).

3.3. Teoría de cantidad de movimiento (TCM)

En este modelo el rotor se idealiza como un disco actuador (o disco poroso), y se toma un volumen

de control de espesor diferencial dr, que en el plano del rotor se encuentra a una distancia r del buje,

y que abarca desde el infinito aguas abajo hasta el infinito aguas arriba, coincidiendo con un tubo de

corriente (figura 3.4). Descriptivamente, lo que le ocurre al flujo a través del disco es que hay un

salto de presiones, mientras que la velocidad desciende de forma continua, como se observa en la

figura 3.5.

En este modelo se empieza por aplicar la ley de conservación de la masa al tubo de corriente completo,

resultando, al suponer que no hay velocidad radial, que el gasto másico, ṁ, que atraviesa cada sección

del tubo debe ser el mismo:

(3)


- 14 -

Donde el subíndice ∞ se refiere a las condiciones aguas arriba del rotor y el subíndice W se refiere a

las condiciones aguas abajo (en la estela, wake en inglés), siendo U y A la velocidad y el área del tubo

de corriente en el plano del rotor (se recuerda que el fluido se supone incompresible, por lo que la

densidad del aire, ρ, es igual en todas las secciones).

Para relacionar la velocidad aguas arriba con la del rotor se introduce el factor de velocidad inducida

axial, a, de forma que el producto de a y la velocidad aguas arriba equivale a lo que se frena el aire

hasta que llega al rotor. La relación resulta:

1 (4)

Asimismo se puede demostrar6 que la pérdida de velocidad desde el rotor hasta el infinito aguas abajo

es la misma que desde el infinito aguas arriba hasta el rotor. Quedando por tanto:

1 2 (5)

De forma análoga se define el factor de velocidad inducida tangencial, a', para describir la rotación

inducida en el aire por la rotación del rotor –llamada rotación de estela–. El producto de este factor,

la velocidad angular del rotor y la posición radial resulta en la rotación de estela a la altura del rotor:

′Ω (6)

Y aguas abajo7:

6 La demostración se basa en la conservación de la cantidad de movimiento y la ecuación de Bernoulli. La demostración completa se puede encontrar en el capítulo 3, sección 3.2.1 del libro (Burton, Sharpe, Jenkins, & Bossanyi, 2001) 7 De nuevo, ver (Burton, Sharpe, Jenkins, & Bossanyi, 2001) sección 3.3.2.

Figura 3.4 - Volumen de control utilizado en la teoría de cantidad de movimiento (TCM). (Cuerva Tejero, López

García, & Gallego Castillo, 2014)


- 15 -

2 ′Ω (7)

Así, se podría calcular la potencia (y por tanto el CP) en el rotor, pero en función de los factores a y

a'. Para determinar la expresión del CP en función de los parámetros que interesan (cuerda y torsión

geométrica), se combinará la TCM con la teoría de elemento de pala mediante las expresiones del

diferencial de tracción y de par aerodinámico. A continuación se hallan estas expresiones para la

TCM.

Se calcula la tracción, según la ecuación de cantidad de movimiento lineal aplicada al volumen de

control anteriormente descrito:

(8)

Donde cml es el vector cantidad de movimiento lineal. En forma diferencial y dirección axial queda:

1 2 d d d (9)

Y, por tanto:

2 (10)

Siendo kH el vector unitario en la dirección del viento (ver la figura 3.4), y T la tracción ejercida por

el rotor sobre el aire.

Para el par aerodinámico se emplea la conservación de la cantidad de movimiento angular:

(11)

Figura 3.5 - Flujo a través del rotor según la teoría de cantidad de movimiento. Velocidad y presión en el tubo de

corriente. (Burton, Sharpe, Jenkins, & Bossanyi, 2001)


- 16 -

Siendo la cantidad de movimiento angular, cma, nula en el infinito aguas arriba, y suponiendo que el

rotor gira en el sentido de kH:

2Ω d 0 d (12)

Ergo:

2Ω d d (13)

Así, expresando la potencia como el par aerodinámico por la velocidad angular del rotor, y

sustituyendo el gasto másico según (3) y (4):

d Ωd 2Ω d 4 Ω 1 d (14)

Que en forma adimensional proporciona el coeficiente de potencia que se busca. Se presenta además

el denominado parámetro de operación, λ; definido como la velocidad de la sección más exterior de

la pala, (ΩR), entre la velocidad de la corriente incidente, (U∞). Se recuerda que x es la posición radial

adimensionalizada con el radio del rotor.

Ω

(15)

dd

12

8λ 1 d (16)

En la expresión (16), a y a' son incógnitas, mientras que λ será considerado un parámetro (aunque

finalmente se optimizará para obtener el máximo CP), y x será variable de integración.

3.4. Teoría de elemento de pala (TEP). Factor de pérdidas

Para resolver el problema aerodinámico la TCM no es suficiente, ya que las velocidades inducidas

siguen siendo desconocidas y no aparecen las características constructivas de las palas. Se introduce

así la teoría de elemento de pala, donde se deja de suponer el rotor como un disco actuador y se

estudian las propiedades aerodinámicas de las palas.

Se puede definir la sustentación de cada pala como:

d12

d (17)

Y la resistencia aerodinámica:


- 17 -

d12

d (18)

Donde c es la cuerda en cada sección y UR es la velocidad resultante sobre la pala en ejes ligados al

rotor (ver la figura 3.6). Usando el ángulo de incidencia de la corriente, ϕ, para proyectar estas fuerzas

en la dirección perpendicular al plano del rotor, se obtiene el diferencial de tracción, dT, que ejerce

el aire sobre la pala), y, proyectadas en la dirección del movimiento de la pala y multiplicadas por la

posición radial, dan el par aerodinámico sobre la pala, dQ, (figura 3.6). Multiplicando estos valores

por el número de palas, b, se obtienen los resultados para el rotor completo. Así, el diferencial de

tracción es:

d12

cos sen d (19)

Y el de par aerodinámico:

d12

sen cos d (20)

Los modelos usados hasta ahora funcionan bien para la mayor parte de la pala, pero empiezan a fallar

en las proximidades del buje y de la punta de las palas. Esto es debido a los efectos tridimensionales

que no contemplan la TCM ni la TEP, y que, al tener que cumplirse la condición de Kutta, provocan

la aparición de torbellinos aguas abajo difíciles de caracterizar. Por esto, se emplea la corrección de

Figura 3.6 - Parámetros utilizados en la definición del problema aerodinámico. (Cuerva Tejero, López García, & Gallego

Castillo, 2014)


- 18 -

Prandtl de pérdidas en punta de pala según la implementó Sharpe. Esta es una corrección sencilla,

pero que se ajusta bastante bien a la realidad, y puede ser aplicada análogamente a las pérdidas en la

raíz de la pala.8

De este modo, se define el factor de pérdidas, f, como el producto de las pérdidas en la punta, fT, y en

la raíz, fR. Siendo éstas:

2arccos exp

21

sen (21)

2arccos exp

21

sen (22)

Y:

(23)

Donde rR es la coordenada radial de la primera sección considerada aerodinámica, medida desde el

centro del rotor. Este factor se introduce para corregir las velocidades inducidas, quedando la

velocidad perpendicular al rotor:

1 (24)

Y la velocidad de rotación del aire en ejes ligados a una pala:

| Ω 1 (25)

Donde el subíndice H1 refiere a ejes ligados a la pala, usando la nomenclatura de la figura 3.6. Por

tanto, ahora tanto la velocidad resultante sobre la pala, UR, como el ángulo de incidencia de la

corriente, ϕ (y por tanto el ángulo de ataque, α), serán funciones de a, a' y f.

3.5. Combinación de la TCM y la TEP. Optimización

Ahora, igualando las expresiones del diferencial de tracción y de par aerodinámico de las dos teorías,

junto a la definición del factor f, se obtiene un sistema de tres ecuaciones, que actuarán como

restricciones en el problema de optimización de la eficiencia del rotor.

Adimensionalizando las tres ecuaciones e igualándolas a cero:

8 Fuente: (Burton, Sharpe, Jenkins, & Bossanyi, 2001) sección 3.3.8.


- 19 -

, , 18

cos sen 0 (26)

, , 18

sen cos 0 (27)

, ,2

arccos exp2

1sen

arccos exp2

1sen

0

(28)

Donde σ es la denominada solidez local del rotor, definida como:

(29)

Se puede abordar ya el problema de optimización; donde para un parámetro de operación λ, se trata

de maximizar la contribución al CP de cada sección. Una forma de resolver este problema no lineal

es mediante multiplicadores de Lagrange, usando las ecuaciones (26), (27) y (28) como restricciones.

A continuación se muestra una parte del desarrollo del que se extrae una conclusión relevante.

Primero, se combinan las ecuaciones (26) y (27) eliminando el parámetro de solidez. Se definen así

las dos restricciones resultantes:

sen cos cos sen 0 (30)

Y:

2arccos exp

21

sen

arccos exp2

1sen

0 (31)

Siendo k(α) la eficiencia aerodinámica (i.e. cl/cd). A continuación se define el funcional a resolver,

donde m1 y m2 son los multiplicadores de Lagrange:

dd

(32)

Donde, se recuerda, dCP/dx según la TCM vale:

dd

8λ 1 (33)


- 20 -

El objetivo es maximizar el funcional F respecto a todas las variables implicadas (i.e. a, a', f, α, m1 y

m2). Se estudia aquí únicamente la derivada respecto de α:

dd

sen cos 0 (34)

De lo que se extrae que: o bien la derivada de k con x es cero, o lo es el término entre paréntesis. Se

puede demostrar que el segundo enunciado sólo es cierto si el coeficiente de resistencia de la pala

fuese nulo9, cosa que nunca va a pasar. Por tanto, se cumple que, para cada tipo de perfil, la eficiencia

aerodinámica debe ser la misma en cada sección, y, por tanto, lo será también el ángulo de ataque.

Finalmente, interesa que la eficiencia aerodinámica sea máxima, por lo que se concluye que todas las

secciones de la pala deben operar a ángulo de ataque óptimo.

Se resuelve el problema de forma iterativa con una herramienta de cálculo, y se obtienen finalmente

los valores de todas las variables en cada sección, de forma que el rotor sea el óptimo. Integrando

sobre todas las secciones se obtienen los coeficientes globales (CP, CQ y CT).

El último paso de la optimización es repetir los cálculos para cada valor del parámetro de operación,

λ, y encontrar así el coeficiente de potencia máximo de los máximos. Al parámetro de operación que

proporciona este valor se le denominará lambda óptima (λopt). El resultado de este procedimiento se

representa en la figura 3.7.

9 Fuente: (Cuerva Tejero, López García, & Gallego Castillo, 2014)

Figura 3.7 - Coeficiente de potencia en función del parámetro de operación. Señalados están el coeficiente de potencia

máximo y lambda óptima, de valores 0.517 y 8.48 respectivamente.


- 21 -

3.6. Resultados de la optimización

Los resultados principales de la optimización se muestran en la tabla 3.2. Cabe comentar que el

coeficiente de potencia obtenido es alto (su valor típicamente suele estar entre 0.45 y 0.5), pero menor

que el límite teórico (límite de Betz) correspondiente a un rotor de infinitas palas sin resistencia, que

es 0.593. Destacar que este límite teórico no se debe a un diseño imperfecto, sino a la expansión del

tubo de corriente al acercarse al rotor, por estar el coeficiente adimensionalizado con el área del rotor

en lugar de con el área del tubo de corriente en el infinito aguas arriba.

También se obtienen los valores de todas las variables en cada sección; en concreto se pueden dibujar

a, a' y f en cada sección (figura 3.8). Se hace notar que el factor de velocidad inducida axial, a, apenas

supera el valor 0.3. Si fuera mayor –superior a 0.35 o 0.4– implicaría que la turbulencia tras el rotor

comienza a ser significativa (el rotor frena tanto el fluido que parte de éste circula aguas arriba), y el

modelo de la TCM dejaría de considerarse válido. Haría falta entonces introducir algún modelo

empírico como los propuestos por Glauert o Lissaman para corregir las expresiones de la TCM. Por

otro lado, el valor de a cae rápidamente a cero en la raíz y en la punta, como debería por los efectos

tridimensionales mencionados anteriormente.

La forma que toma el factor de velocidad inducida tangencial, a', que se asemeja a una hipérbola,

junto a su expresión según la ecuación (6) (despejando y sustituyendo), hace ver que la rotación de

estela no es proporcional a la posición radial, sino que la velocidad angular de la estela resulta

Tabla 3.2 - Valores obtenidos en la optimización aerodinámica.

CPmax λopt CQopt CTopt 0.517 8.48 0.0609 0.854

Figura 3.8 - Factores a, a' y f, en función de la coordenada radial adimensional.


- 22 -

notablemente mayor en las proximidades del buje que en la punta. La expresión indicada es:

Ω

1 (35)

El factor de pérdidas, f, vale casi la unidad en gran parte de la pala, y decrece en la raíz y la punta,

como cabía esperar, forzando así que el factor a tome la forma correcta.

El proceso de optimización fija además la geometría óptima de la pala (i.e. cuerda y torsión). Se

representa la ley de cuerda adimensional, cad=c/R, fruto de la optimización en la figura 3.9. Obsérvese

el parecido de la forma de la pala con la de palas comerciales, a falta de las secciones de unión con el

buje.

La torsión, θG, de la pala es tal que se cumpla:

(36)

Como se vio anteriormente, el ángulo de ataque es constante en todas las secciones formadas por un

tipo de perfil, por lo que queda definido como dos rectas discontinuas (ver la figura 3.10). Por su

parte, el ángulo de incidencia de la corriente toma la forma que se ve en la figura 3.11, al poder

expresarse como:

Figura 3.9 - Representación de la cuerda adimensionalizada con el radio de la pala (cad = c/R).

Figura 3.10 - Ángulo de ataque a lo largo de la pala. Los valores son 6.49º hasta x=0.65, y 4.98º hasta el final. La línea vertical

une la discontinuidad.


- 23 -

tan1

Ω 1

1

(37)

De este modo, la torsión resulta de la forma mostrada en la figura 3.12. Nótese el pequeño salto en

x=0.65, donde está el cambio de perfil. La cuerda también debería experimentar un salto en esa

sección, pero se ha elegido la distribución de perfiles de forma que fuera poco acusado.

Se puede estudiar la contribución de cada sección al coeficiente de potencia mediante su derivada,

representada en la figura 3.13, siendo el valor del coeficiente el área encerrada bajo la curva. Queda

patente que las secciones más alejadas del encastre son las que más aportan, al moverse a mayor

velocidad. También cabe destacar que al cambiar del perfil de gran espesor al de mayor eficiencia

aerodinámica, aumenta instantáneamente la contribución al CP.

Figura 3.13 - Contribución al coeficiente de potencia de cada sección de la pala.

Figura 3.11 - Ángulo de incidencia de la corriente a lo largo de la pala.

Figura 3.12 - Torsión de la pala a lo largo de su envergadura.


- 24 -

Los coeficientes de par aerodinámico y de tracción, al igual que el de potencia, son funciones del

parámetro de operación. Esta dependencia está representada en la figura 3.14, y su valor para λopt se

encuentra en la tabla 3.2. Se observa en la figura que el parámetro de operación que maximiza CQ no

coincide con λopt. Se recuerda que lo que interesa en un aerogenerador es maximizar el CP, y no el

CQ, aumentando así la producción energética. Que el máximo de CP esté más retrasado se manifiesta

observando la siguiente expresión, derivada de la primera igualdad de la ecuación (14):

(38)

Por otro lado, el coeficiente de tracción sólo crece con el parámetro de operación. Interesa que este

coeficiente no tome valores muy elevados, ya que es proporcional a la fuerza que soporta la torre a la

altura del buje, y genera un momento flector en las palas hacia atrás (i.e. aguas abajo).

Para terminar con el análisis aerodinámico del rotor, recordar que los resultados aquí mostrados son

resultado de modelos idealizados. Para obtener resultados más precisos y caracterizar bien el

movimiento en todas las condiciones de funcionamiento habría que estudiar otros factores; por

ejemplo las interacciones entre elementos (entre las palas, entre la torre y el rotor, o entre unos

aerogeneradores del parque y otros), la influencia del número de Reynolds, fenómenos no

estacionarios como ráfagas de viento, o posibles casos especiales como el frenado en posición de

bandera. Asimismo destacar que el diseño aerodinámico óptimo podría llevar a diseños complicados

de fabricar, y por tanto caros, pudiendo ser preferible sacrificar algo de coeficiente de potencia,

haciendo un diseño más sencillo para reducir costes.

Figura 3.14 - Coeficiente de par aerodinámico (izquierda) y coeficiente de tracción (derecha), en función del parámetro de

operación.

Capítulo 4: Dimensionado del rotor y actuaciones básicas

- 25 -

CAPÍTULO 4: Dimensionado del rotor y actuaciones básicas

4.1. Introducción

En este capítulo se aborda el estudio de las actuaciones del aerogenerador según la velocidad del

viento, extrayendo datos y conclusiones del rendimiento energético de la máquina. Para este estudio

primero se requiere dimensionar el rotor (i.e. definir su radio), ya que hasta ahora todo el análisis ha

sido adimensional, pero para calcular, por ejemplo, la producción energética se precisa el valor del

área barrida por el rotor, S=πR2. Se harán algunos cálculos energéticos y se definirán los valores

característicos del aerogenerador. Por último se explicará la necesidad del sistema de control

estacionario del rotor y su funcionamiento.

4.2. Elección del radio. Curva de potencia

Se podría pensar que el criterio a utilizar para seleccionar el radio es elegir aquel que maximice la

producción energética. Como es lógico y se comprobará más adelante, para maximizar la energía hay

que maximizar la potencia extraída a cada velocidad del viento. Por tanto interesaría aumentar la

potencia proporcionada por el aerogenerador, definida como:

12

(39)

Donde ηm y ηe son el rendimiento mecánico y eléctrico respectivamente, que se tomarán de valor 0.95

(que es un valor conservativo). De aquí se deduce que para maximizar la potencia interesa un radio

lo mayor posible, infinitamente grande. Lo que va a limitar el radio del rotor en la práctica son los

costes; tanto directos (la potencia aumenta como el radio al cuadrado, pero la masa de la pala lo hace

como el radio al cubo), como indirectos por el estado de la técnica (hacer rotores grandes complica

la fabricación, así como el transporte y el montaje).

Para considerar esto y conseguir un coste bajo con una buena producción energética, se usa un

parámetro que permite valorar la viabilidad de un rotor según las posibilidades de la industria. Este

parámetro es la potencia específica, SP (de Specific Power en inglés), definida como la relación entre

la potencia nominal del aerogenerador y el área barrida por el rotor:

(40)


- 26 -

En la figura 4.1 se muestra la potencia nominal y la potencia específica de varios aerogeneradores

reales. Con algunas excepciones, la tendencia entre los aerogeneradores más antiguos era tener

potencias específicas de aproximadamente 400 W/m2. Sin embargo, en los últimos años se han

desarrollado una serie de aerogeneradores para emplazamientos con poco viento con menores SP;

llegando a valores incluso menores que 200 W/m2.

Al ser el emplazamiento estudiado precisamente uno de poco viento, se elige un radio que ofrezca

una SP cercana a los 200 W/m2. En concreto se escoge 70 m de radio, que, al ser la potencia nominal

de 3000 kW, resulta en una potencia específica de 195 W/m2.

Una vez elegido el radio, empleando la expresión (39) se puede representar la potencia que

proporciona el aerogenerador en función de la velocidad del viento, aunque con ciertas

consideraciones. Se hace notar que hay una velocidad del viento por debajo de la cual el rotor no se

conecta al generador eléctrico, principalmente porque las pérdidas en la transmisión serían elevadas.

Se la denominará velocidad de conexión, Uin (cut-in speed en inglés). Esta velocidad suele rondar los

3 o 4 m/s, aunque suele ser menor para emplazamientos con poco viento (véase la tabla 2.2 de

aerogeneradores semejantes). En este trabajo se ha elegido de valor 3 m/s.

Análogamente existe una velocidad de desconexión o de corte, Uout (cut-out speed en inglés),

empleada para limitar las cargas sobre el aerogenerador cuando el viento es demasiado fuerte. Por

encima de esta velocidad el aerogenerador ya no produce electricidad, y se actuará para frenarlo (por

Figura 4.1 - Potencia nominal (izquierda) y potencia específica (derecha) frente al radio de distintos aerogeneradores

comerciales.


- 27 -

ejemplo ajustando el paso para reducir el par aerodinámico, o girando el plano del rotor fuera del

viento, entre otros métodos). En el caso de estudio se ha elegido de valor 25 m/s, siendo el más común

entre los aerogeneradores semejantes (de nuevo, véase la tabla 2.2).

Además, una característica común de los aerogeneradores es que, independientemente de la velocidad

del viento, no generarán más potencia de la nominal (que normalmente será la máxima que pueda dar

el generador eléctrico). Se hace natural definir la velocidad a la que se alcanza la potencia nominal,

denominada velocidad nominal, UN, que se calcula mediante la expresión (39). En este trabajo resulta

de valor 8.80 m/s.

Con esta información ya se puede representar la denominada curva de potencia del aerogenerador

(figura 4.2). Nótese que, siguiendo la expresión (39), al aumentar el radio lo que ocurre es que UN se

desplaza a la izquierda, aumentando la potencia para velocidades del viento bajas.

Figura 4.2 - Curva de potencia del aerogenerador proyectado.

Figura 4.3 - Número de Reynolds a lo largo de la pala a la velocidad de conexión.


- 28 -

Se hace un inciso para justificar que los perfiles aerodinámicos trabajan a número de Reynolds alto,

como se comentó en el capítulo 3. Se examina el caso peor; a la mínima velocidad del viento, Uin=3

m/s, y velocidad angular dada por la ecuación (15), Ω=0.363 rad/s. Se calcula su valor para cada

sección con la fórmula:

Re (41)

Donde ν es la viscosidad cinemática del aire, que se ha tomado de valor 1.42·10-5 m2/s, y UR es la

velocidad resultante sobre la sección. En la figura 4.3 se representa el número de Reynolds, y se ve

que es superior a un millón en todas las secciones como se había supuesto.

4.3. Estudio energético. Resultados

Para pasar de la curva de potencia del aerogenerador a la energía producida en un periodo, es

necesario caracterizar el viento. Esto se hace mediante histogramas en los que se recoge la frecuencia

de aparición de cada velocidad del viento en el emplazamiento. En general, la forma de esta

distribución se asemeja suficientemente a una distribucion de Weibull, de acuerdo con la norma IEC

comentada en el capítulo 2. Esta distribución queda definida por dos parámetros; el factor de escala,

C, y el factor de forma, k. El factor de escala da una idea de la magnitud media de la velocidad del

viento (aunque no es la media verdadera), y el factor de forma precisa la dispersión de la distribución.

En este caso el requisito es que k sea igual a 2 –lo que hace que la distribución de Weibull coincida

con la distribución de Rayleigh– y que C sea igual a 5 m/s. Se representa esta distribución en la figura

4.4, siendo fW la función de densidad de Weibull, y donde aparecen marcadas las velocidades de

Figura 4.4 - Distribución de Weibull del viento en el emplazamiento estudiado.


- 29 -

conexión, de corte y nominal. Se observa claramente que una buena parte del tiempo la velocidad del

viento será muy baja, incluso menor que la de conexión, lo que limitará en gran medida la producción

energética de la máquina. También se observa que apenas hay vientos de alta velocidad. Pudiera ser

una opción de diseño bajar la velocidad de corte de forma significativa; relajando posiblemente los

criterios estructurales de seguridad, lo que ahorraría peso.

Se definen a continuación las expresiones que permiten hallar los parámetros de interés en el estudio

energético del aerogenerador. Se comienza por definir la expresión general de la función de densidad

de la distribución de Weibull:

exp (42)

La energía producida por el aeogenerador en un periodo de tiempo, T, será el producto de la potencia

a cada velocidad por la probabilidad de que ocurra esa velocidad, y multiplicado por el periodo. Lo

cual se formula en forma integral de este modo:

d (43)

A la energía producida en un periodo divida por el periodo en cuestión se le denomina potencia media,

Pave (average power en inglés), siendo por tanto su expresión:

d (44)

Se define así el factor de capacidad, FC, como la relación entre la energía producida en un año, y la

que se hubiera producido si la máquina hubiese operado a potencia nominal todo el año, siendo éste

un parámetro muy utilizado para medir el rendimiento de la máquina. Se puede expresar como:

(45)

Análogamente, se definen las horas equivalentes, Heq, como las horas que tendría que haber estado

funcionando el aerogenerador a potencia nominal para generar la energía producida realmente en un

año. Se suele calcular de este modo:

(46)

Realizados los cálculos para el aerogenerador y emplazamiento en cuestión, resulta un FC de 0.214,

y 1873 horas equivalentes. Estos valores son ciertamente bajos, considerándose habitualente que un

proyecto es rentable a partir de valores de FC mayores que 0.25. Esto es así porque el emplazamiento

es de poco viento. Para obtener un FC de 0.25 con el diseño aerodinámico propuesto, se requeriría un


- 30 -

aerogenerador de 74.4 metros de radio, siendo este radio mucho mayor que el de los aerogeneradores

existentes de 3 MW de potencia nominal, aunque cada vez tienden a ser más grandes.

Una vez obtenidos estos resultados, se puede calcular de forma sencilla la producción energética anual

del aerogenerador, AEP por sus siglas en inglés. El cómputo es el siguiente:

(47)

Siendo NHIY un acrónimo inglés para el número de horas en un año, que se toma como 8760 h. Así,

la producción energética anual resulta ser 5.62·106 kWh.

Finalmente, se muestra el resultado de un cálculo aproximado del coste de la energía (COE por sus

siglas en inglés), medido como el coste total del aerogenerador en toda su vida útil dividido entre los

kilovatios-hora que producirá. El modelo utilizado es el propuesto por el laboratorio nacional de

energía renovable de los Estados Unidos (NREL por sus siglas en inglés) en su informe Wind Turbine

Design Cost and Scaling Model (Fingersh, Hand, & Laxson, 2006), y que será estudiado en mayor

profundidad en el capítulo 5.

Figura 4.5 - Curvas de nivel del COE. Figura 4.6 - Curvas de nivel del FC.

Tabla 4.1 - Resultados del estudio energético.

Factor de capacidad Horas equivalentes

[h] Producción energética anual

[kWh] Coste de la energía

[€/kWh] 0.214 1873 5.62·106 0.128


- 31 -

Se muestra en la figura 4.5 los valores del COE para las distintas posibilidades de diseño,

representando la figura las curvas de nivel para las distintas velocidades en punta de pala nominales

en función de la velocidad nominal. Aquí, la línea de trazos representa los posibles diseños con el

parámetro de funcionamiento óptimo. Se observa que el diseño propuesto se encuentra en una zona

próxima a la de menor coste de la energía, pero que para alcanzar ésta habría que salirse del punto de

diseño. Esto podría dar pie a un rediseño aerodinámico del rotor.

Adicionalmente, se muestra en la figura 4.6 la misma representación pero con las curvas de nivel del

factor de capacidad. Nótese que bajar por la línea de trazos implica tener velocidades nominales

menores y por tanto radios mayores. Se observa de las dos figuras que, a partir de una zona próxima

a la de diseño, aumentar el radio aumentaría el factor de capacidad, pero también el coste de la energía.

Los resultados principales del estudio energético para el diseño elegido se muestran en la tabla 4.1,

se destaca que el valor del COE obtenido es bastante alto para lo que se espera de un aerogenerador

en tierra. Esto es debido al bajo factor de capacidad, que venía forzado por las malas condiciones del

emplazamiento. Los valores característicos que definen al aerogenerador se muestran en la tabla 4.2.

Lo único destacable si los comparamos con los de aerogeneradores semejantes (tabla 2.2) es que el

rotor proyectado es marcadamente más grande que éstos, ya que están diseñados para emplazamientos

con mejores condiciones, lo que además resulta en una velocidad nominal menor como se ha

explicado anteriormente.

4.4. Control estacionario

Como se ha comentado antes, para velocidades mayores de la nominal interesa que el aerogenerador

Tabla 4.2 - Valores característicos del aerogenerador proyectado.

Potencia nominal [kW] 3000 Diámetro [m] 140

Área barrida [m2] 15400 Potencia específica [W/m2] 195

Velocidad de giro [rpm] 10.2 Velocidad de conexión [m/s] 3

Velocidad nominal [m/s] 8.80 Velocidad de corte [m/s] 25

Altura de la torre1 [m] 120


- 32 -

sólo produzca la potencia nominal, y habrá que forzar que esto ocurra. Observando la ecuación (39),

vemos que el único parámetro sobre el que se puede actuar es el coeficiente de potencia, por tanto a

velocidades altas habrá que disminuirlo de algún modo. Una forma sencilla de actuar sobre el CP es

cambiar el ángulo de ataque que ven los perfiles. Esto se consigue modificando la orientación de las

palas respecto al viento mediante un ángulo de paso de control, θC, que se suma a la torsión geométrica

para dar el ángulo de paso1, tal que:

(48)

Modificar el ángulo de paso también puede afectar al parámetro de operación, y, sabiendo que el

coeficiente de potencia depende tanto de θC como de λ, el resultado es que hay una superficie de

posibilidades para obtener el CP buscado. Esta superficie se muestra en la figura 4.7. Del mismo modo

ocurre para el coeficiente de par y para el de tracción (figuras 4.8 y 4.9).

Para fijar una solución, se suele poner como condición que la velocidad angular del rotor se mantenga

constante a todas la velocidades superiores a UN, como se ve en la figura 4.10. A velocidades altas,

al mantener Ω constante, el parámetro de operación se aleja del óptimo, disminuyendo, como se extrae

de la ecuación (16). A partir de UN, λ es inversamente proporcional a la velocidad, como se desprendía

de la expresión (16) y se aprecia en la figura 4.11. Se comprueba asimismo en la figura 4.12 que el

CP se comporta de la forma esperada –esto es, inversamente proporcional al cubo de la velocidad–

para hacer cumplir la ecuación (39).

1 Nótese que hasta ahora se había considerado el ángulo de paso de control como nulo.

Figura 4.7 - Mapa de actuaciones del coeficiente de potencia; P=( , ).


- 33 -

El control se puede realizar o bien reduciendo el ángulo de ataque –lo que se consigue aumentado el

paso– (a esto lo llamaremos control clásico), o bien aumentándolo lo suficiente para hacer que los

perfiles entren en pérdida. Las dos opciones de control se muestran en la figura 4.13. Se observa que

el control por pérdida tiene la ventaja de que requiere menores variaciones de ángulo, pero el

comportamiento aerodinámico en esta situación es muy difícil de predecir, ya que el fenómeno de la

pérdida es complicado de caracterizar, y, además, los distintos perfiles tienen diferentes formas de

entrar en pérdida (en las figuras 3.2 y 3.3 se observan las diferencias para los perfiles utilizados).

Comentar que también puede obligar a salir del funcionamiento óptimo la limitación por ruido;

cuando se alcanza la velocidad en la punta de pala limitante habrá que actuar para que a mayores

vientos la velocidad angular no aumente, de modo análogo a lo anteriormente expuesto. En el caso

Figura 4.8 - Mapa de actuaciones del coeficiente de par;

Q=( , ).

Figura 4.9 - Mapa de actuaciones del coeficiente de

tracción; T=( , ).

Figura 4.10 - Velocidad de rotación del rotor en función

de la velocidad del viento.

Figura 4.11 - Parámetro de operación en función de la

velocidad del viento.


- 34 -

estudiado la limitación por ruido no restringe la operación, de hecho sólo la restringiría para radios

menores que 52.9 m. Contra lo que se pudiera pensar, cuanto menor sea el radio mayor será la

velocidad en punta de pala, ΩR, y por tanto más limitante el criterio por ruido. La expresión que

gobierna este resultado se obtiene de combinar las expresiones (16) y (39), de forma que:

Ω 12

∝ (49)

En el caso de que el ruido fuera limitante, habría dos tramos de subida en la curva de potencia; una

primera subida hasta una velocidad que se denomina UN0, y luego una segunda subida de menor

pendiente hasta alcanzar la potencia nominal (nótese que la velocidad a la que se alcanza la potencia

nominal será mayor que sin limitación por ruido). Esto resultaría inevitablemente en una menor

producción energética.

Asimismo, esta limitación por ruido obligaría a modificar las curvas de control estacionario que se

han visto en la figura 4.13; divergiendo ambas curvas más tarde, en concreto a la nueva velocidad

nominal, y cambiando además ligeramente la forma de éstas.

Figura 4.12 - Coeficiente de potencia en función de la


Figura 4.13 - Ángulo de paso de control en función de la


Capítulo 5: Configuración y dimensionado de componentes principales

- 35 -

CAPÍTULO 5: Configuración y dimensionado de componentes principales

5.1. Introducción

En el presente capítulo se va a efectuar una estimación de las masas desglosadas del aerogenerador

completo. Se comienza por describir los diferentes componentes del aerogenerador proyectado,

pasando posteriormente a evaluar sus masas con base en el modelo Wind Turbine Design Cost and

Scaling Model (Fingersh, Hand, & Laxson, 2006). Este modelo fue propuesto por el laboratorio

nacional de energía renovable de los Estados Unidos (NREL por sus siglas en inglés) basándose en

el trabajo de la universidad de Sutherland y del proyecto WindPACT (Wind Partnerships for

Advanced Component Technology) del departamento de energía de los Estados Unidos (DOE,

acrónimo inglés del United States Department of Energy), y pretende ofrecer una estimación realista

de los costes de la producción energética eólica. Para poder realizar esta estimación de costes primero

ofrece una evaluación de masas de acuerdo con los materiales utilizados en la industria, siendo esta

evaluación el objeto del capítulo.

El modelo Wind Turbine Design Cost and Scaling Model proporciona los resultados en dólares de

Figura 5.1 - Componentes principales del aerogenerador SWT-3.6-107 de Siemens. (Siemens, s.f.)


- 36 -

2002, pero también propone un método de conversión a dólares del año de interés, mediante un

desglose exhaustivo de los costes del aerogenerador, asociando a cada uno de ellos el indicador

económico correspondiente. Siendo este método excesivamente complejo para el propósito del

presente capítulo, se realizará la conversión de divisas de forma simplificada; pasando los dólares de

2002 a dólares de 2015 mediante el Índice General de Inflación estadounidense –1$ de 2002 equivale

a 1.33$ de 2015–, y utilizando el tipo de cambio actual se pasa de dólares a euros de 2015 –1$ de

2015 equivale a 0.91€ de 2015–.

5.2. Componentes del aerogenerador

La mayoría de los principales componentes del aerogenerador según el modelo Wind Turbine Design

Cost and Scaling Model aparecen señalados en la figura 5.1. Dichos componentes se pueden agrupar

en tres bloques de la siguiente forma:

1. Rotor.

Palas.

Buje.

Mecanismo de paso (para controlar el ángulo de paso de control).

Cono.

2. Tren de potencia.

Eje de baja velocidad.

Cojinetes.

Multiplicadora (habrá cuatro configuraciones junto al generador a elegir, como se verá más

adelante).

Sistema de frenado.

Generador

Mecanismo de orientación (se encarga de mover la góndola para que el rotor esté siempre de

cara al viento).

Chasis de la góndola

Sistema hidráulico y de refrigeración

Cubierta de la góndola

3. Torre (supuesta tubular de acero).


- 37 -

5.3. Estimación de masas

A continuación se mostrarán los cálculos de la masa de las distintas configuraciones asignables. Los

cálculos de dichas masas se llevan a cabo a partir de funciones de escala, obtenidas por métodos

estadísticos, utilizando datos existentes en el mercado –NREL publicó en 2011 una revisión con

nuevos datos (Tegen, Lantz, Hand, & Maples, 2011), pero no se ha tenido en cuenta para este estudio–

.

Dichas expresiones son funciones potenciales del radio del rotor, la altura del buje, la velocidad

angular del rotor y la potencia nominal de la máquina. El único valor que no se ha obtenido en el

capítulo 4 es el correspondiente a la altura del buje (o lo que es lo mismo, la altura de la torre). El

dimensionado de la torre depende de las características del terreno circundante y del perfil de vientos

en dicho lugar (ya que la velocidad del viento aumenta con la altura), ofreciendo los fabricantes

habitualmente más de una posibilidad. Para el cálculo de masas se ha elegido una torre de tamaño

medio basándose en los aerogeneradores semejantes (tabla 2.2), en concreto se ha tomado que sea de

120 m. Los valores correspondientes al aerogenerador proyectado necesarios para calcular las masas

quedan recogidos en la tabla 5.1.

Se comienza por el estudio másico de la pala; el modelo permite elegir entre dos tipos de pala

diferentes, la básica y la avanzada. Estos tipos se refieren al diseño de los componentes, pudiendo

diferir los materiales empleados y la configuración del elemento. Según el modelo la pala avanzada

no debe usarse para rotores de menos de 100 m de diámetro. Estos dos diseños se componen de los

siguientes materiales y sus respectivos porcentajes en peso:

-Básica:

60% fibra de vidrio

23% adhesivos vinílicos

8% remaches y tacos

9% resto

Tabla 5.1 - Datos del aerogenerador para el cálculo de masas.

R [m] h [m] PN [kW] AEP [kWh] ΩN[rad/s] 70 120 3000 5.62·106 1.07


- 38 -

-Avanzada

61% fibra de vidrio

27% adhesivos vinílicos

3% remaches y tacos

9% resto

El modelo estima la masa de una única pala según las siguientes funciones de su radio. Para el diseño

básico:

Masa 0.1452 . (50)

Y para el diseño avanzado:

Masa 0.4948 . (51)

Se puede comprobar que esto resulta en que la pala avanzada es más ligera para cualquier radio

superior a 24 m.

A continuación se estudia la torre de forma análoga. Al igual que en la pala se pueden distinguir dos

configuraciones: básica y avanzada. La masa de la torre se escala a partir del producto del área barrida

por el rotor, S=πR2, y la altura del buje. El modelo llama la atención sobre el uso de esta función para

torres de más de 80 m, ya que el diseño de la torre podría desviarse de los contemplados por el modelo

al diseñarse teniendo en cuenta las dificultades del transporte y el ensamblaje.

Para la torre tubular de acero (la única contemplada por el modelo y convenientemente la más

utilizada, especialmente en máquinas grandes) las funciones se muestran a continuación. Para el

diseño básico:

Masa 0.3973 1414 (52)

Y para el diseño avanzado:

Masa 0.2694 1779 (53)

Para finalizar, se muestra el cálculo para la multiplicadora. El modelo permite seleccionar entre cuatro

configuraciones básicas, fijando cada una además un tipo de generador. Los tipos de multiplicadora

se resumen en la figura 5.2 y son la de tres etapas, la transmisión directa (i.e. sin multiplicadora), la

de una etapa y la múltiple (que acopla varios generadores en una única etapa).


- 39 -

La masa se escala con el par nominal del rotor (eje de baja), QN=PN/ΩN, como se muestra en las

siguientes ecuaciones. Para la multiplicadora de tres etapas:

Masa 70.94 . (54)

Para la de una etapa:

Masa 88.29 . (55)

Para la múltiple:

Masa 136.69 . (56)

Y, por último, la transmisión directa, que no tiene multiplicadora. Mencionar que esta elección tendrá

efecto en otras masas del aerogenerador como son el chasis de la góndola y el generador.

5.4. Resultados

Se calcula la masa total del aerogenerador para cada configuración –ya que entre las tecnologías de

pala, torre y multiplicadoras resultan 16 combinaciones posibles–, empleando las funciones descritas

Figura 5.2 - Tipos de multiplicadora y generador según el modelo de NREL. (Munuera, 2010)


- 40 -

en la sección 5.2 así como las correspondientes al resto de los componentes según el modelo

estudiado.

El resultado se recoge en la figura 5.3, pero para poder discernir más claramente los resultados se

muestra en la figura 5.4 la zona de interés ampliada. Aquí se observa que la configuración de menor

masa es la correspondiente a la pala y torre de diseño avanzado y con multiplicadora de tres etapas,

aunque muy similar a su homóloga con multiplicadora de una etapa. Destacar también que lo que más

Figura 5.3 - Masa total del aerogenerador para las distintas configuraciones propuestas. a: diseño avanzado. b:

diseño básico.

Figura 5.4 - Detalle de la masa total del aerogenerador para las distintas configuraciones propuestas. a: diseño

avanzado. b: diseño básico.


- 41 -

hace diferir las distintas opciones es la tecnología de la torre, siendo la avanzada de mucho menor

peso. Esto se puede explicar al considerar que la torre es el elemento más pesado de la máquina, como

se verá un poco más adelante.

Por otro lado, a la hora de escoger un diseño un criterio más importante que la masa es el coste,

reflejado en el COE. Se ha considerado de interés calcular el coste de estas configuraciones según el

mismo modelo (Fingersh, Hand, & Laxson, 2006) –aunque sin entrar al estudio de cómo se obtiene,

que no es objeto de este trabajo–. Los resultados se exponen en la figura 5.5, con la zona de interés

Figura 5.5 - Detalle del coste de la energía para las distintas configuraciones propuestas. a: diseño avanzado. b:

diseño básico.

Figura 5.6 - Distribución de masas de los componentes

principales.

Figura 5.7 - Distribución de masas de los subcomponentes

del rotor.


- 42 -

ampliada, donde se aprecia que la configuración de menor masa no se corresponde con la de menor

coste, que es la de una etapa. Nótese que para los cálculos del COE realizados anteriormente en este

trabajo, la configuración elegida ha sido la de menor coste. Que el aerogenerador sea de diseño

avanzado es una elección razonable, teniendo en cuenta que el emplazamiento es uno poco común y

difícil de rentabilizar.

Se fija por tanto el diseño de menor coste de la energía (pala avanzada, torre avanzada y

multiplicadora de una etapa) –siendo además casi el de menor masa, como se aprecia en la figura 5.4–

, y se pasa a desglosar la masa, con el fin de discernir el peso de cada componente en el resultado

final. En la figura 5.6 se muestra el porcentaje en peso de los tres componentes principales. Destaca

que la torre aporte más de la mitad del peso de la estructura –aunque debe hacerse notar que respecto

al coste su contribución no sería tan significativa–, y que además sea el rotor lo que menos pesa, a

pesar de su gran tamaño (mencionar que el rotor interesa que sea ligero para minimizar las cargas

sobre la estructura). La distribución de masas de los subcomponentes del rotor, figura 5.7, y de los

subcomponentes del tren de potencia, figura 5.8, subrayan la importancia del diseño del buje y de la

multiplicadora en el análisis másico y por tanto estructural. Nótese que no hay desglose de la torre ya

que el modelo lo considera un único componente, y que el segmento resto de la figura 5.8 corresponde

a la suma del sistema hidráulico y de refrigeración, el sistema de frenado, la cubierta de la góndola y

los cojinetes utilizados.

Figura 5.8 - Distribución de masas de los subcomponentes del tren de potencia.


- 43 -

En la tabla 5.2 se recogen todas las masas consideradas por el modelo utilizado a lo largo de este

capítulo, y que estima una masa total del aerogenerador de 746 toneladas. Para terminar el capítulo

se llama la atención sobre el valor tan alto de las masas del aerogenerador, en concreto la masa de

las palas, lo que será especialmente relevante en los cálculos estructurales y de inercia.

Tabla 5.2 - Desglose de las masas de cada componente del aerogenerador proyectado.

Componente Subcomponente Masa [x1000 kg]

Rotor

Palas 69.1 Buje 27.7

Mecanismo de paso 13.1 Cono 2.07

Total rotor 112

Tren de potencia

Eje de baja velocidad 22.4 Cojinetes 7.82

Multiplicadora 41.3 Sistema de frenado 0.597

Generador 16.9 Mecanismo de orientación 18.6

Chasis de la góndola 22.6 Sistema hidráulico y de refrigeración 0.240

Cubierta de la góndola 3.85 Total tren de potencia 134

Torre Total torre 499 Total 746

- 44 -

Conclusiones

Se hace a continuación un pequeño repaso de las decisiones tomadas en el diseño del aerogenerador,

y se plantean posibles líneas de trabajo posteriores. Se recuerda que los datos de partida eran:

Potencia nominal: 3000 kW.

Velocidad límite de punta de pala: 90 m/s.

Parámetros de la función de Weibull: C = 5 m/s y k = 2.

Tras examinar brevemente el mercado de la energía eólica e introducir la norma que rige el diseño de

estas máquinas, así como presentar datos de aerogeneradores comerciales semejantes, el primer paso

del proceso de diseño consistió en el estudio aerodinámico del rotor, para el cual se tuvo que definir

la distribución de perfiles en la pala. Se decidió el siguiente reparto:

(xR ≤ x < 0.65): DU-40, elegido por su alto espesor relativo, que proporcionará mayor

resistencia estructural.

(0.65 ≤ x < 1): NACA63618, debido a su gran eficiencia aerodinámica.

Se recuerda que para esta selección no se ha realizado ningún cálculo estructural en el diseño del

aerogenerador, pero son perfiles de uso común en aerogeneradores. Con la distribución definida, se

calcularon los parámetros que definen la pala de forma que maximizaran el coeficiente de potencia,

resultando éste de valor CPmax=0.517.

A continuación se llevó a cabo el análisis del dimensionado y las actuaciones del rotor, en el que se

decidió que el radio fuera de 70 m. El factor primordial en la decisión fue obtener el mínimo coste de

la energía (COE) posible con el rotor funcionando en condiciones óptimas, lo que se consiguió

siguiendo la tendencia actual para emplazamientos de poco viento consistente en hacer el rotor lo más

grande posible atendiendo a las posibilidades de la industria. Se hace notar que la velocidad límite

impuesta a la punta de la pala por el ruido generado no afecta a la operación del rotor con el radio

elegido.

Por último, se realizó una estimación de masas, a través del modelo Wind Turbine Design Cost and

- 45 -

Scaling Model (Fingersh, Hand, & Laxson, 2006) desarrollado por NREL, en la que la elección de la

configuración para las partes principales del aerogenerador –pala, torre y unidad de potencia–, se basó

en la que producía un coste de la energía mínimo. Esta configuración es: pala y torre de diseño

avanzado, con multiplicadora de una etapa y generador síncrono. Además, la masa total de esta

configuración es cercana a la de la configuración de masa mínima.

De haber hecho un análisis más completo, el siguiente paso lógico en el diseño hubiese sido hacer un

análisis estructural del aerogenerador (siempre de acuerdo a la norma IEC presentada en el capítulo

2) y seguidamente un análisis de vibraciones, incluyendo efectos aeroelásticos, para poder de este

modo definir los materiales y elementos de refuerzo a emplear en la pala.

Para definir el aerogenerador en más detalle, también sería pertinente describir y tomar decisiones

sobre el sistema eléctrico y el sistema de control de la máquina, así como de los demás subsistemas

necesarios para su buen funcionamiento.

Con el aerogenerador completamente definido, se podría realizar un análisis de costes más

exhaustivo; diferenciando entre los costes de adquisición, de obra (incluyendo el transporte y la

instalación) y de mantenimiento. Sería oportuno llevar a cabo un análisis de viabilidad del proyecto

comparándolo con otras fuentes de energía, y teniendo en cuenta la legislación vigente en los

potenciales emplazamientos.

Finalmente, una vez escogida la ubicación un estudio interesante pudiera ser la disposición de las

máquinas en el terreno disponible. Atendiendo tanto a factores aerodinámicos (las direcciones

dominantes del viento, los efectos de la interacción de unos aerogeneradores con otros, etc.) como

logísticos (tendido eléctrico, transporte e instalación, etc.).

- 46 -

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diseño conceptual de un aerogenerador - tfg

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