Norma colombiana aerogeneradores 50566772-NTC5725

NORMA TÉCNICA NTC COLOMBIANA 5725

2009-11-18

AEROGENERADORES. REQUISITOS DE DISEÑO PARA AEROGENERADORES PEQUEÑOS E: WIND TURBINES. DESIGN REQUIREMENTS FOR SMALL

WIND TURBINES.

CORRESPONDENCIA: esta norma es una adopción

modificada (MOD) IEC61400-2:2006 DESCRIPTORES: energía eólica; aerogenerador;

generación de energía; requisitos de diseño; requisitos de seguridad.

I.C.S.: 27.180.00 Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) Apartado 14237 Bogotá, D.C. - Tel. (571) 6078888 - Fax (571) 2221435

Prohibida su reproducción Editada 2009-11-25

PRÓLOGO El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, es el organismo nacional de normalización, según el Decreto 2269 de 1993. ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en los mercados interno y externo. La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último caracterizado por la participación del público en general. La NTC 5725 fue ratificada por el Consejo Directivo de 2009-11-18. Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en todo momento a las necesidades y exigencias actuales. A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a través de su participación en el Comité Técnico 185 Energía eólica ACODAL EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN ENERGÍA PROYECTAR ESCUELA DE INGENIEROS MILITARES GREEN LOOP INDUSTRIAS JOBER

METÁLICAS SIERRA TRONEX BATTERY COMPANY S.A. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA -UPME- UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA

Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las siguientes empresas: ACQUAIRE LTDA. ANDESCO CODENSA EMGESA ESCUELA DE INGENIERÍA JULIO GARAVITO FULGOR ENERGÍA S.A. IPSE LABORATORIO TECNOELÉCTRICO MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS UNIVERSIDAD DE ANTIOQUIA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE COLOMBIA UNIVERSIDAD CENTRAL UNIVERSIDAD DE LA SALLE UNIVERSIDAD DE LOS ANDES UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA WAYUU E.S.P.

ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados normas internacionales, regionales y nacionales y otros documentos relacionados.

DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725

CONTENIDO

Página 0. ACLARACIÓN..............................................................................................................1 1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN ........................................................................1 2. NORMAS DE REFERENCIA........................................................................................2 3. TÉRMINOS Y DEFINICIONES .....................................................................................3 4. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS..................................................................................8 4.1 SÍMBOLOS...................................................................................................................8 4.2 SISTEMA CARTESIANO ...........................................................................................14 5. ELEMENTOS PRINCIPALES ....................................................................................14 5.1 GENERALIDADES.....................................................................................................14 5.2 MÉTODOS DE DISEÑO .............................................................................................16 5.3 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD .......................................................................16 6. CONDICIONES EXTERNAS ......................................................................................18 6.1 GENERALIDADES.....................................................................................................18 6.2 CLASES DE AEROGENERADORES PEQUEÑOS (SWT) .......................................18 6.3 CONDICIONES DEL VIENTO ....................................................................................19 6.4 OTRAS CONDICIONES AMBIENTALES ..................................................................26 6.5 CONDICIONES DE CARGA ELÉCTRICA.................................................................28 7. DISEÑO ESTRUCTURAL ..........................................................................................29


Página 7.1 GENERALIDADES.....................................................................................................29 7.2 METODOLOGÍA DE DISEÑO ....................................................................................30 7.3 CARGAS Y CASOS DE CARGA ...............................................................................30 7.4 MODELO DE CARGA SIMPLIFICADO .....................................................................31 7.5 MODELADO AEROELÁSTICO .................................................................................39 7.6 MEDICIONES DE CARGA .........................................................................................42 7.7 CÁLCULO DE ESFUERZO........................................................................................42 7.8 FACTORES DE SEGURIDAD....................................................................................43 7.9 ANÁLISIS DEL ESTADO LÍMITE ..............................................................................44 8. SISTEMA DE PROTECCIÓN Y PARADA .................................................................45 8.1 GENERALIDADES.....................................................................................................45 8.2 REQUISITOS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN...........................46 8.3 PARADA MANUAL....................................................................................................46 8.4 PARADA PARA MANTENIMIENTO ..........................................................................46 9. ENSAYOS ..................................................................................................................46 9.1 GENERALIDADES.....................................................................................................46 9.2 ENSAYOS PARA VERIFICAR LOS DATOS DE DISEÑO ........................................47 9.3 ENSAYO TÉCNICO DE CARGA ...............................................................................48 9.4 ENSAYO DE DURACIÓN ..........................................................................................49 9.5 ENSAYO DE LOS COMPONENTES MECÁNICOS ..................................................53 9.6 SEGURIDAD Y FUNCIÓN..........................................................................................54 9.7 ENSAYO AMBIENTAL...............................................................................................54 9.8 ELÉCTRICO ...............................................................................................................55


Página 10. SISTEMA ELÉCTRICO ..............................................................................................55 10.1 GENERALIDADES.....................................................................................................55 10.2 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN............................................................................55 10.3 DISPOSITIVOS DE DESCONEXIÓN .........................................................................55 10.4 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ............................................................................56 10.5 PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS......................................56 10.6 CONDUCTORES Y CABLES ELÉCTRICOS ............................................................56 10.7 CARGAS ELÉCTRICAS ............................................................................................56 11. ESTRUCTURA DE SOPORTE...................................................................................58 11.1 GENERALIDADES.....................................................................................................58 11.2 REQUISITOS DINÁMICOS ........................................................................................58 11.3 FACTORES AMBIENTALES .....................................................................................58 11.4 CONEXIÓN A TIERRA...............................................................................................58 11.5 CIMENTACIÓN...........................................................................................................58 11.6 CARGAS DE DISEÑO DE ACCESO A LA TURBINA...............................................59 12. REQUISITOS DE DOCUMENTACIÓN ......................................................................59 12.1 GENERALIDADES.....................................................................................................59 12.2 INSTALACIÓN ...........................................................................................................59 12.3 FUNCIONAMIENTO ...................................................................................................60 12.4 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE RUTINA ......................................................60 13. RÓTULOS DEL AEROGENERADOR .......................................................................62


Página BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................................97 DOCUMENTO DE REFERENCIA..........................................................................................98 + ANEXOS ANEXO A (Informativo) CERTIFICACIÓN TIPO DE LOS AEROGENERADORES PEQUEÑOS...............................63 ANEXO B (Normativo) PARÁMETROS DE DISEÑO PARA DESCRIBIR AEROGENERADORES DE CLASES ...........................................................................................................................66 ANEXO C (Informativo) MODELOS DE TURBULENCIA ESTOCÁSTICA..................................................................68 ANEXO D (Informativo) DESCRIPCIÓN DETERMINÍSTICA DE LA TURBULENCIA ................................................71 ANEXO E (Informativo) FACTORES DE SEGURIDAD PARCIAL PARA LOS MATERIALES ..................................73 ANEXO F (Informativo) DESARROLLO DE LAS ECUACIONES DE DISEÑO SENCILLO .......................................84 FIGURAS Figura 1. Definición del sistema de ejes para HAWT ........................................................15 Figura 2. Ruta de decisión según IEC 61400-2 ..................................................................17 Figura 3. Turbulencia característica del viento......................................................................21 Figura 4. Ejemplo de ráfaga extrema en funcionamiento (N = 1, Vhub = 25 m/s) .............23 Figura 5. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento en magnitud..................24 (N = 50, D = 5 m, zhub = 20 m) Figura 6. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento (N = 50, Vhub = 25 m/s)...........................................................................................................24 Figura 7. Ráfaga coherente extrema(Vhub = 25 m/s) (ECG) ...............................................25


Página Figura 8. Cambio de dirección para ECD ...........................................................................26 Figura 9. Desarrollo del tiempo del cambio de dirección para Vhub = 25 m/s..................26 TABLAS Tabla 1. Parámetros básicos para las clases de aerogeneradores .................................19 Tabla 2. Casos de carga de diseño para el método de cálculo de carga simplificado ................................................................................................................33 Tabla 3. Coeficientes de fuerza, Cf ......................................................................................38 Tabla 4. Grupo mínimo de casos de carga de diseño para modelos aeroelásticos ......40 Tabla 5. Esfuerzos equivalentes .........................................................................................43 Tabla 6. Factores de seguridad parcial para los materiales.............................................44 Tabla 7. Factores de seguridad parcial para las cargas ...................................................44


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AEROGENERADORES. REQUISITOS DE DISEÑO PARA AEROGENERADORES PEQUEÑOS 0. ACLARACIÓN Esta norma es modificada (MOD) con respecto a la norma IEC 61400: 2006, en los siguientes aspectos: - En el numeral en el texto del documento se incluyen algunas NTC idénticas a las normas

IEC correspondientes. - Se omitió la expresión “esta parte de la IEC 61400” - Inclusión del Anexo G (informativo) en el cual se establecen aclaraciones de algunas

definiciones contempladas en el numeral 3. - En el numeral 12.1 “Requisitos de documentación” se estableció que esta debe estar en

el idioma original y en español, con el propósito de que el usuario en Colombia cuente con la documentación en su idioma.

1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN Esta norma aborda la filosofía de seguridad, el aseguramiento de la calidad y la integridad de la ingeniería, también especifica los requisitos de seguridad para aerogeneradores pequeños, incluyendo diseño, instalación, mantenimiento y operación en condiciones externas específicas. Su propósito es brindar un grado adecuado de protección contra el daño debido a peligros derivados de estos sistemas durante su vida útil planificada. Esta norma concierne a cualquier subsistema de los aerogeneradores pequeños tales como los mecanismos de protección, sistemas eléctricos internos, sistemas mecánicos, estructuras de soporte, bases (fundaciones) y la interconexión eléctrica con la carga. Aunque esta norma es similar a la NTC 5363 (IEC 61400-1), ella simplifica y hace cambios significativos con el objeto de poderla aplicar a turbinas pequeñas. Esta norma se aplica a aerogeneradores con una área de barrido del rotor inferior a 200 m2 (8 metros de radio) y que generan una tensión inferior a 1 000 V c.a o a 1 500 V c.c.


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Se recomienda usar esta norma junto con las normas IEC e ISO adecuadas (véase el numeral 2). 2. NORMAS DE REFERENCIA Los siguientes documentos de referencia son indispensables para la aplicación de este documento. Para referencias fechadas únicamente se aplica la edición citada. Para referencias sin fecha, se aplica la edición más reciente del documento mencionado (incluyendo todas las enmiendas). IEC 60034-1, Rotating Electrical Machines. Part 1: Rating and Performance. (NTC 2805) IEC 60034-2, Rotating Electrical Machines. Part 2: Methods for Determining Losses and Efficiency of Rotating Electrical Machinery from Tests (Excluding Machines form Traction Vehicles). (NTC 3477). IEC 60034-5, Rotating Electrical Machines. Part 5: Degrees of Protection Provide by the Integral Design of Rotating Electrical Machines (IP code). Classification. (NTC-IEC 34-5). IEC 60034-8, Rotating Electrical Machines. Part 8: Terminal Markings and Direction of Rotation. (NTC 1545) IEC 60038:1983, IEC Standard voltages Amendment 1 (1994) Amendment 2 (1997) lEC 60204-1, Safety of Machinery. Electrical Equipment of Machines. Part 1: General Requirements. lEC 60364-5-54, Electrical Installations of Buildings. Part 5-54: Selection and Erection of Electrical Equipment. Earthing Arrangements, Protective Conductors and Protective Bonding Conductors. lEC 60721-2-1, Classification of environmental conditions. Part 2-1: Environmental conditions appearing in nature. Temperature and humidity. lEC 61400-1, Wind Turbines. Part 1: Design Requirements. (NTC 5363) IEC 61400-12-1, Wind Turbines. Part 12-1: Power Performance Measurements of Electricity Producing wind Turbines. IEC 61400-13, Wind Turbines. Part 13: Measurement of Mechanical Loads. IEC 61400-23, Wind Turbines. Part 23: Full-Scale Structural Testing of Rotor Blades. IEC 61643-1, Low-Voltage Surge Protective Devices. Part 1: Surge Protective Devices Connected to Low-Voltage Power Distribution Systems. Requirements and Tests. ISO/IEC 17025:2005, General Requirements for the Competente of Testing and Calibration Laboratories. ISO 2394, General Principles on Reliability for Structures.


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3. TÉRMINOS Y DEFINICIONES Para el propósito de esta norma se aplican los siguientes términos y definiciones: NOTA Para la aclaración de conceptos relacionados con las definiciones de los numerales 3.14, 3.24, 3.30, 3.32, 3.33, 3.44 y 3.45 véase el Anexo G. 3.1 Promedio anual. Valor promedio de un conjunto de datos medidos con tamaño y duración suficiente para servir de estimación del valor esperado de la magnitud. NOTA El intervalo de tiempo promediado debe ser un número entero de años para calcular el promedio de los efectos no estáticos tales como las variaciones debidas a las estaciones. 3.2 Promedio anual de la velocidad del viento. Velocidad del viento promediada conforme a la definición del promedio anual. 3.3 Ciclo de autoreconexión. Evento con un periodo de tiempo que varia aproximadamente desde 0,01 s a unos pocos segundos, durante el cual un interruptor que se abre tras una falla de la red se cierra automáticamente y la línea se vuelve a conectar a la red. 3.4 Freno (aerogeneradores). Dispositivo capaz de reducir la velocidad del rotor o parar el movimiento de rotación. 3.5 Falla catastrófica (aerogeneradores). Desintegración o colapso de un componente o estructura, cuyo resultado es la pérdida de la función vital que deteriora la seguridad. 3.6 Valor característico (de una propiedad del material). Valor que tiene una probabilidad prescrita de no ser alcanzado en una serie de ensayos ilimitada e hipotética. 3.7 Sistema de control (para aerogeneradores). Subsistema que recibe la información acerca de la condición del aerogenerador y/o su entorno y ajusta el generador con el objeto de mantenerlo dentro de límites de funcionamiento. 3.8 Velocidad de arranque de viento (velocidad de inicio), Vin. La menor velocidad media del viento a la altura del buje en la que el aerogenerador, según el diseño, empieza a producir energía. 3.9 Velocidad de corte de viento, Vout. La mayor velocidad media del viento a la altura del buje a la cual el aerogenerador esta diseñado para producir energía. 3.10 Límites de diseño. Valores máximos o mínimos utilizados en un diseño. 3.11 Situación de diseño. Modo posible de funcionamiento del aerogenerador, por ejemplo produciendo energía, parqueado, etcétera. 3.12 Velocidad del viento de diseño. Velocidad del viento que se utiliza como entrada para las ecuaciones del diseño sencillo (igual a 1,4 Vave). 3.13 A sotavento. En la dirección dominante del viento. 3.14 Parada de emergencia (aerogeneradores). Parada rápida del aerogenerador provocada por un sistema de protección o por una intervención manual. 3.15 Condiciones ambientales. Características del medioambiente (altitud, temperatura, humedad, etc.) que pueden afectar al comportamiento del aerogenerador.


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3.16 Condiciones externas (aerogeneradores). Factores que afectan al funcionamiento de un aerogenerador que incluyen el régimen del viento, otros factores climáticos (nieve, hielo, etcétera.), terremotos y condiciones de la red eléctrica. 3.17 Velocidad extrema del viento. Valor promedio más alto de la velocidad del viento, promediado en t segundos, que probablemente se experimente en un periodo de tiempo especificado (periodo de recurrencia) de T años. NOTA Periodos de recurrencia de T = 50 años y T = 1 año e intervalos de tiempo promediados de t = 3 segundos y t = 10 minutos se usan en varias normas. En lenguaje popular, con frecuencia se utiliza el término menos preciso "velocidad de supervivencia del viento". Sin embargo, en la práctica, el sistema aerogenerador se diseña usando la velocidad extrema del viento para los casos de la carga de diseño. 3.18 A prueba de fallas. Propiedad en el diseño de un dispositivo que previene las fallas que resulten de las averías críticas. 3.19 Plegado (Furling). Mecanismo pasivo de control del exceso de velocidad mediante la reducción del área de barrido proyectada o expuesta. 3.20 Ráfaga. Variación breve y repentina de la velocidad del viento por encima de su valor medio. NOTA Una ráfaga puede caracterizarse por su tiempo de ascenso, su magnitud y su duración. 3.21 Aerogenerador con eje horizontal. Turbina eólica cuyo eje de rotor es sustancialmente paralelo al flujo del viento. 3.22 Buje (aerogeneradores). Elemento de unión de las palas o del conjunto de palas con el eje del rotor. 3.23 Altura del buje (aerogeneradores). Altura del centro del rotor del aerogenerador por encima de la superficie del suelo. Para un aerogenerador con eje vertical, la altura del buje es la altura del plano ecuatorial. 3.24 Ralentí (aerogeneradores). Condición de un aerogenerador en rotación lenta sin producción de energía. 3.25 Estado límite. Estado de una estructura y de las cargas que actúan sobre ella por encima del cual la estructura no satisface las exigencias de diseño. [ISO 2394, 2.2.9, modificada] NOTA El propósito de los cálculos en el diseño (es decir los requisitos de diseño para el estado límite) es limitar la probabilidad de que un estado límite pueda alcanzarse por debajo de un cierto valor prescrito para el tipo de estructura considerada (ISO 2394). 3.26 Caso de carga. Combinación de una situación de diseño y una condición externa que da como resultado una aplicación de carga estructural. 3.27 Ley logarítmica de cizallamiento del viento. Ley matemática que expresa las variaciones en la velocidad del viento como una función logarítmica de la altura por encima del suelo.


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3.28 Velocidad media del viento. Media estadística de los valores instantáneos de la velocidad del viento, promediados durante un intervalo de tiempo determinado que puede variar desde unos segundos a varios años. 3.29 Góndola. Alojamiento que contiene la transmisión y otros elementos, en la parte superior de la torre de un aerogenerador de eje horizontal. 3.30 Parada normal (aerogeneradores). Parada en la cual todas las etapas están bajo la acción del sistema de control. 3.31 Límites de funcionamiento. Conjunto de condiciones definidas por el diseñador del aerogenerador que gobiernan la activación del sistema de control y protección. 3.32 Aerogenerador parqueado. Dependiendo del diseño del aerogenerador, parqueado se refiere al estado de parada o de ralentí de la turbina. 3.33 Parqueado. Situación a la cual vuelve un aerogenerador después de una parada normal 3.34 Ley exponencial de cizallamiento del viento. Ley matemática que expresa las variaciones de la velocidad del viento como una ley exponencial en función de la altura por encima del suelo. 3.35 Potencia de salida. Potencia suministrada por un dispositivo de una forma específica y para un propósito especificado. NOTA Para aerogeneradores, ésta es la energía eléctrica suministrada por un aerogenerador. 3.36 Sistema de protección (aerogeneradores). Sistema que garantiza que el sistema del aerogenerador permanezca dentro de los límites de diseño. 3.37 Distribución de Rayleigh. Función de distribución de probabilidad que se utiliza con frecuencia para las velocidades del viento. La distribución depende de un parámetro ajustable - el parámetro escalar, el cual controla la velocidad promedio del viento. NOTA La distribución de Rayleigh es idéntica a la distribución de Weibull (véase 3.55) con parámetro de forma 2. 3.38 Velocidad de referencia del viento, Vref Parámetro básico para la velocidad del viento que se utiliza para definir las clases de aerogeneradores pequeños (SWT). Otros parámetros climáticos relacionados con el diseño se derivan de la velocidad de referencia del viento y de otros parámetros básicos de la clase de aerogenerador. NOTA Una turbina diseñada para una clase SWT con una velocidad de referencia del viento, Vref, está diseñada para soportar climas para los cuales la velocidad extrema promedio del viento de 10 minutos con un periodo de recurrencia de 50 años a la altura del buje de la turbina es inferior o igual a Vref (véase el numeral 3.17). 3.39 Resonancia. Fenómeno que aparece en un sistema oscilatorio, en el cual el periodo de una oscilación forzada en muy cercano al de la oscilación libre. 3.40 Velocidad del rotor (aerogeneradores) Velocidad rotacional del rotor del aerogenerador alrededor de su eje


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3.41 Longitud de rugosidad. Altura extrapolada en la cual la velocidad media del viento es igual a cero, si se asume que el perfil vertical del viento tiene una variación logarítmica con la altura. 3.42 Vida segura. Vida del servicio prescrita con una probabilidad declarada de falla catastrófica. 3.43 Mantenimiento programado. Mantenimiento preventivo que se realiza de acuerdo con un cronograma establecido. 3.44 Detención o parada (de aerogeneradores) (Shutdown). Estado transitorio de un aerogenerador entre la producción de energía y el estado de ralentí o parado. 3.45 Parado. Condición de un sistema aerogenerador inmovilizado. 3.46 Estructura de soporte (aerogeneradores). Parte de un aerogenerador que comprende la torre y la cimentación. 3.47 Velocidad de supervivencia (no usado). Nombre popular para la velocidad máxima del viento que una construcción está diseñada para soportar. NOTA Este término no se utiliza en la serie de normas IEC 61400; en lugar de ello, las condiciones de diseño se refieren a la velocidad extrema del viento (véase el numeral 3.17). 3.48 Aerogenerador pequeño, SWT. Sistema con área de barrido del rotor de 200 m2 o menos que convierte la energía cinética del viento en energía eléctrica. 3.49 Área de barrido. Área proyectada perpendicular a la dirección del viento que describirá un rotor durante una rotación completa. 3.50 Intensidad de turbulencia. Relación entre la desviación estándar de la velocidad del viento y la velocidad media del viento, determinada a partir del mismo conjunto de muestras de datos medidos de la velocidad del viento, y que se toma durante un periodo específico de tiempo. 3.51 Estado límite máximo. Estado límite que generalmente corresponde a la máxima capacidad de carga soportada. 3.52 Mantenimiento no programado. Mantenimiento que se realiza sin que esté de acuerdo con un cronograma establecido, sino después de recibir una indicación con respecto al estado de un elemento. 3.53 A barlovento. En la dirección opuesta a la dirección dominante del viento. 3.54 Aerogenerador con eje vertical. Aerogenerador cuyo eje del rotor es vertical. 3.55 Distribución de Weilbull. Función de distribución de probabilidad que se usa con frecuencia para las velocidades del viento. Esta función de distribución depende de dos parámetros, el parámetro de la forma que controla el ancho de la distribución y el parámetro escalar que a su vez controla la velocidad promedio del viento. NOTA Véase 3.60, distribución de la velocidad del viento. 3.56 Perfil del viento - ley de cizallamiento del viento. Expresión matemática para una variación supuesta de la velocidad del viento a una altura sobre el suelo.


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NOTA Los perfiles comúnmente utilizados son el perfil logarítmico (ecuación 1) o el perfil exponencial (ecuación 2).

)/(ln)/(ln

.)()(or

or zz

zzzVzV = (1)

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

rr z

zzVzV .)()( (2)

en donde

V(z) es la velocidad del viento a la altura z;

z es la altura sobre el suelo;

zr es una altura de referencia por encima del suelo utilizada para ajustar el perfil;

Zo es la longitud de rugosidad;

α es el exponente (o potencia elevada) de cizallamiento del viento.

3.57 Cizallamiento del viento. Variación de la velocidad del viento en el plano perpendicular a la dirección del viento. 3.58 Exponente de cizallamiento del viento. También usualmente conocido como exponente de la ley exponencial (véase 3.56, perfil del viento - ley de cizallamiento del viento). 3.59 Velocidad del viento. En un punto especificado del espacio, es la velocidad de desplazamiento de una minúscula porción de aire que rodea a dicho punto. NOTA La velocidad del viento también es la magnitud de la rapidez del viento local (vector) (véase el numeral 3.61). 3.60 Distribución de las velocidades del viento. Función de distribución de probabilidad, utilizada para describir la distribución de las velocidades del viento sobre un intervalo de tiempo prolongado. NOTA Las funciones de distribución usuales son las leyes de Rayleigh PR(Vo) y de Weibull Pw{Vo).

{ } [ ]2)2/(exp1 aveooR VVVVP π−−=< (3)

{ } [ ]kooW CVVVP )/(exp1 −−=<

⎪⎪⎪

⎭

⎪⎪⎪

⎬

⎫

⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪

⎨

⎧

=

+Γ

=

2,2/

)1

1(

ksiC

kC

Vavec ave

π

(4)

en donde

P (Vo)) es la función de probabilidad acumulada, es decir, la probabilidad de que V < Vo;

Vo es la velocidad del viento (límite);

Vave es el valor promedio de V;

C es el parámetro de escala de la función de Weibull;


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k es el parámetro de forma de la función de Weibull;

Γ es la función gamma. Ambos valores C y k pueden evaluarse a partir de datos reales. La función de Rayleigh es idéntica a la función de Weibull si se elige k = 2 y los valores de C y Vave satisfacen la condición establecida en la ecuación (4) para k = 2. Las funciones de distribución expresan la probabilidad acumulada de que la velocidad del viento sea menor que Vo. Así, [P(V1) - P(V2)] si se evalúa entre los límites especificados de V1 y V2, indicará la fracción de tiempo en que la velocidad del viento se encuentra entre esos límites. Derivando las funciones de distribución se obtienen las correspondientes funciones de densidad de probabilidad. 3.61 Vector de velocidad del viento Vector que indica la dirección del movimiento de una cantidad minúscula de aire alrededor del punto en consideración, la magnitud del vector es igual a la velocidad del movimiento de esta “porción” de aire (es decir la velocidad del viento local). NOTA De este modo, el vector en cualquier punto es la derivada del tiempo del vector de posición de la "porción" de aire que se mueve en dicho punto. 3.62 Orientación. Rotación de eje del rotor alrededor de un eje vertical (únicamente para aerogeneradores de eje horizontal). 3.63 Rata de orientación. Rata de cambio del ángulo de orientación con respecto al tiempo. 3.64 Desviación de la orientación. Desviación horizontal de eje del rotor del aerogenerador con relación a la dirección del viento. 4. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 4.1 SÍMBOLOS A área de sección transversal [m2] Aproj área componente proyectada sobre un plano perpendicular o paralela

a la dirección del viento [m2] a pendiente para el modelo de desviación

estándar de la turbulencia [-] B cantidad de palas [-] C parámetro escalar de la función de distribución de Weibull [m/s] Cd coeficiente de arrastre [-] Cf coeficiente de fuerza [-] Cl coeficiente de elevación [-] Ct coeficiente de empuje [-]


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Coh función de coherencia [-] D diámetro del rotor [m] er distancia desde el centro de gravedad del rotor hasta el eje de rotación [m] F fuerza [N] FzB fuerza sobre la base de la pala, en dirección a lo largo de la pala [N] Fx-shaft carga axial en el eje [N] ƒ frecuencia [s-1] ƒk valor característico para la resistencia del material [-] G relación entre el par de torsión nominal y el par de torsión de cortocircuito para un generador [-] g aceleración debida a la gravedad: 9,81 [m/s2] lB momento de inercia de la masa de la pala alrededor del eje

del flap* en la base de la pala [kgm2] * componente de sustentación de la pala

l15 valor característico de la intensidad de turbulencia a la altura

del buje para una velocidad promedio de 15 m/s durante 10 min. [-] k parámetro de forma de la función de distribución de Weibull [-] K función modificada de Bessel [-] L parámetro escalar integral de la turbulencia isotrópica [m] Llt distancia entre el punto de elevación y la punta de la torre [m] Lrt distancia entre el centro del rotor y el eje de orientación [m] Lrb distancia entre el centro del rotor y el primer cojinete [m] Lc parámetro escalar de coherencia [m] Lk parámetro escalar integral de la componente de la velocidad [m] MxB, MyB momentos de flexión de la base de la pala [Nm] Mbrake par de torsión en el eje de baja velocidad producido por el freno [Nm] Mx-shaft momento de torsión del eje del rotor en el primer cojinete [Nm]


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Mshaft momento de flexión combinado para el eje en el primer cojinete [Nm] (más próximo al rotor) Mtower momento de flexión en la torre en el dispositivo del punto de

elevación [Nm] mB masa de la pala [kg] moverhang masa de la torre entre el punto de elevación y la punta de la torre [kg] mr masa del rotor que equivale a la masa de las palas más la masa

del buje [kg] mtowertop masa de la góndola y el rotor combinadas [kg] N(.) es el número de ciclos hasta la falla en función del esfuerzo

(o la deformación) indicada por un argumento (es decir, la curva característica S-N) [-]

N periodo de recurrencia para situaciones extremas [años] n velocidad del rotor [r.p.m] ni número contado de ciclos de fatiga en el intervalo de carga i [-] O fracción de tiempo operativo [%] P potencia eléctrica [W] PR(Vo) distribución de probabilidad acumulativa de Rayleigh, es decir,

la probabilidad de que V < Vo [-] Pw(Vo) distribución de probabilidad acumulativa de Weibull [-] p probabilidad de supervivencia [-] Q par de torsión del rotor [Nm] R radio del rotor [m] Rcog distancia radial entre el centro de gravedad de una pala y el

centro del rotor [m] r magnitud de la proyección del vector de separación [m] Sl(f) función de densidad de la potencia espectral [m2/s] Sk espectro de la componente de la velocidad en un solo lado [m2/s] si nivel de esfuerzo (o deformación) asociado con el número de ciclos

en el intervalo i [-] T tiempo característico de la ráfaga [s] t tiempo [s]


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Td vida útil de diseño [s] TE tiempo excluído [h] TN tiempo durante el cual la turbina no está funcionando [h] TT tiempo total transcurrido en el ensayo de duración [h] TU tiempo desconocido [h] V velocidad del viento [m/s] V(z) velocidad del viento a la altura z [m/s] Vave velocidad del viento promedio anual a la altura del buje [m/s] Vcg magnitud coherente extrema de ráfaga en el área completa

de barrido del rotor [m/s] Vdesign velocidad del viento de diseño [m/s] VeN velocidad extrema esperada del viento (promediada en 3 s), con un

intervalo de tiempo de recurrencia de N años. Ve1 y Ve50 para 1 año y 50 años respectivamente [m/s]

VgustN magnitud mayor de ráfaga con un periodo de recurrencia esperado

de N años [m/s] Vhub velocidad del viento a la altura del buje promediada durante 10 min [m/s] Vin velocidad de arranque de viento [m/s] Vmáx,shutdown velocidad máxima del viento en la cual el fabricante permite

una parada normal [m/s] Vo velocidad límite del viento en el modelo de distribución de

velocidad del viento [m/s] Vout velocidad de corte del viento [m/s] Vref velocidad de referencia del viento promediada durante 10 min [m/s] Vtip velocidad en la punta de la pala [m/s] V(z,t) componente longitudinal de la velocidad del viento para describir

la variación transitoria en condiciones extremas de ráfaga y cizallamiento [m/s]

W módulo de sección usado en los cálculos de esfuerzo [m3] x,y,z sistema cartesiano utilizado para la descripción del campo de vientos;

viento delantero (longitudinal), viento oblicuo (lateral) y altura respectivamente [m]


12

Zhub altura del buje del aerogenerador [m] zr altura de referencia sobre el suelo [m] zo longitud de rugosidad para el perfil logarítmico del viento [m] α exponente de la ley exponencial de cizallamiento del viento [-] β parámetro para el modelo de cambio de dirección extremo y el modelo de ráfaga de operación extremo [-] Γ función gamma [-] γf factor de seguridad parcial para las cargas [-] γm factor de seguridad parcial para los materiales [-] Δ rango [-] θ(t) cambio transitorio de la dirección del viento [°] θcg ángulo de la desviación máxima de la dirección de la velocidad

promedio del viento en condiciones de ráfaga [°] θeN cambio de dirección extremo con un periodo de recurrencia de N años [°] η eficiencia de los componentes entre la salida eléctrica y el rotor (por lo general el generador, la caja multiplicadora y el sistema de

conversión) [-] Λ1 parámetro escalar de la turbulencia definido como la longitud de

onda en que la densidad espectral de potencia longitudinal; adimensional, fS1(f)/σ 2

1 , es igual a 0,05 [m] λ relación de la velocidad en la punta [-] ρ densidad del aire, se asume aquí como 1,225 [kg/m3] σ1 desviación estándar de la velocidad longitudinal del viento a

la altura del buje [m/s] σ2 desviación estándar de la velocidad vertical del viento a

la altura del buje [m/s] σ3 desviación estándar de la velocidad lateral del viento a

la altura del buje [m/s] σd esfuerzo de diseño [MPa] σk desviación estándar de la velocidad del viento del componente

k-ésimo a la altura del buje (K = 1, 2 o 3) [m/s] ωn velocidad rotacional del rotor [rad/s]


13

ωyaw rata de orientación [rad/s] Subíndices: Ave promedio B pala design parámetro de entrada para las ecuaciones simplificadas de diseño e50 una vez para cada extremo de 50 años (promediado durante 3 s) hub buje max máximo r rotor shaft eje x en la dirección x y en la dirección y z en la dirección z Abreviaturas: c.a. corriente alterna c.c. corriente continua DLC Caso de carga de diseño (Design Load Case) ECD Ráfaga extrema coherente con cambio de dirección (Extreme Coherent Gust with

Direction Change) ECG Ráfaga extrema coherente (Extreme Coherent Gust) EDC Cambio extremo de dirección del viento (Extreme Wind Direction Change) EMC Compatibilidad electromagnética (Electromagnetic Compatibility) EOG Ráfaga extrema en funcionamiento (Extreme Operating Gust) EWM Modelo de velocidad del viento extrema (Extreme Wind Speed Model) F Fatiga GFCI Interruptor de corriente de falla a tierra (Ground Fault Circuit Interruptor) HAWT Aerogenerador con eje horizontal (Horizontal Axis Wind Turbine) NWP Modelo de perfil de viento normal (Normal Wind Profile Model)


14

NTM Modelo de turbulencia normal (Normal Turbulence Model) S Clase especial IEC de aerogenerador SWT Aerogenerador pequeño (Small Wind Turbine) U Límite de ruptura (Ultimate) 4.2 SISTEMA CARTESIANO Para definir las direcciones de las cargas, se usa el sistema de ejes que se ilustra en la Figura 1. 5. ELEMENTOS PRINCIPALES 5.1 GENERALIDADES En los capítulos siguientes se dan los requisitos técnicos y de ingeniería para garantizar la seguridad de los sistemas estructural, mecánico, eléctrico y de control de los aerogeneradores. Esta especificación de los requisitos se aplica en el diseño, la fabricación, la instalación y el mantenimiento del aerogenerador y en el proceso de gestión de la calidad asociado. El Anexo A proporciona guía sobre la forma en que esta norma se puede usar en la certificación tipo de aerogeneradores pequeños.


15

y x

z

y x

z

Eje

Eje

Eje

yPala

zPala

xPala

Torre X es positivo en la dirección a sotavento, z apunta hacia arriba, y completa el sistema de coordenadas a la derecha. El sistema de la torre es fijo. Eje El eje en dirección x es tal que un momento positivo alrededor del eje x actúa en la dirección rotacional. El eje en direcciones y y z no se usan, sólo se usa el momento combinado. El sistema de ejes (dirección) del eje gira con la góndola. Pala La pala en dirección x es tal que un momento positivo alrededor del eje x actúa en la dirección rotacional. La pala en dirección y es tal que un momento positivo actúa para doblar la punta de la pala a sotavento. La pala en dirección z es positiva hacia la punta de la pala. Observe que el sistema de coordenadas de la pala cumple la convención hacia la derecha para un rotor que gira en el sentido de las manecillas del reloj y la convención hacia la izquierda para un rotor que gira en el sentido contrario a las manecillas del reloj, cuando se observa desde un sitio a barlovento. El sistema de ejes de la pala rota con el rotor.

Figura 1. Definición del sistema de ejes para HAWT


16

5.2 MÉTODOS DE DISEÑO El método de diseño para las turbinas tratadas en esta norma se describe en la Figura 2. Se permite un método simplificado para una variedad de configuraciones de la turbina. Para las turbinas con un área de barrido del rotor inferior a 2 m2, la torre no se considera parte del diseño. Los datos primarios de la turbina se miden en un "ensayo de datos de diseño" (véase el numeral 9.2) después del cual se deben obtener los valores de cargas predichas de diseño en una de las siguientes tres maneras o en una combinación de ellas: - Para algunas configuraciones de turbina, se suministra un método de cálculos

simplificado.

En la Sección 7.4 se suministra un conjunto limitado de casos de cargas con fórmulas sencillas y condiciones externas simplificadas.

- Usar un modelo dinámico estructural en combinación con el ensayo de los datos de

diseño y mediciones limitadas de cargas a plena escala para verificar el modelo.

Este modelo se debe utilizar para determinar las cargas en un rango de velocidades del viento, utilizando las condiciones de turbulencia y otras condiciones extremas del viento que se definen en el numeral 6.3, y situaciones de diseño que se definen en el numeral 7.5. Se deben analizar todas las combinaciones pertinentes de condiciones externas y situaciones de diseño. Un conjunto mínimo de dichas combinaciones se ha definido como casos de carga en esta norma.

- Mediciones de carga a plena escala con extrapolación de la carga. Cada uno de estos métodos tiene incertidumbre diferente. Por lo tanto, se pueden aplicar diferentes grupos de factores de seguridad dependiendo del método de estimación de la carga que se utilice (véase el numeral 7.8). Para todas las turbinas, se requiere un ensayo estático de la pala (véase el numeral 9.5). Para verificar la idoneidad de otros componentes que soportan cargas se requiere cálculo o ensayo. Las condiciones de ensayo deben reflejar las cargas de diseño incluyendo los factores de seguridad pertinentes. Finalmente, para todas las turbinas, se requiere de ensayo de seguridad y función (véase el numeral 9.6) y ensayo de duración (véase el numeral 9.4). 5.3 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD El aseguramiento de la calidad debe ser una parte integral del diseño, la adquisición, la construcción, la instalación, el funcionamiento y el mantenimiento de los aerogeneradores y de todos sus componentes. Se recomienda que el sistema de calidad, cumpla con los requisitos de la serie ISO 9000.


17

SWT con tensión< 1000 V c.a. o

1500 V c.c.

Área < 200 m²? Se debe usarIEC 61400-1

Área < 2 m²?No es necesarioincluir sistema

de soporte

Ensayo de datosde diseño (9.2)

Cargas de diseño determinadasmediante ecuaciones sencillas(7.4) o mediciones de cargas

con (7.5) o extrapolaciones (7.6)

Se requiere ensayo estáticode la pala (9.5.2) ensayo

o análisis de otrocomponente (9.5)

Diseño del sistema eléctrico

¿Condicionesexternas

extremas?

Ensayo de duración (9.4)Ensayo de seguridad y

función del sistema (9.6)

Ensayoambiental

No

Si

Si

No

Si

No

Figura 2. Ruta de decisión según IEC 61400-2


18

6. CONDICIONES EXTERNAS 6.1 GENERALIDADES Los aerogeneradores pequeños (SWT) están sujetos a condiciones ambientales y eléctricas que pueden afectar a su carga, durabilidad y funcionamiento. Para asegurar el nivel adecuado de seguridad y confiabilidad, deben tenerse en cuenta los parámetros ambientales, eléctricos y relativos al suelo en el diseño y deben indicarse de forma explícita en la documentación del diseño. Las condiciones ambientales están divididas además en condiciones de viento y otras condiciones ambientales. Las condiciones eléctricas se refieren a las condiciones de la red eléctrica o a las condiciones eléctricas locales como es el caso de baterías, sistemas híbridos o red local. Las propiedades relativas al suelo son importantes para la construcción de la cimentación del aerogenerador. Las condiciones de viento son la primera consideración externa que afecta la integridad estructural. Otras condiciones ambientales también afectan a las características de diseño tales como la función del sistema de control, la durabilidad, la corrosión, etc. Las condiciones externas se subdividen en las categorías normal y extrema. Por lo general, las condiciones externas normales conciernen a las condiciones de la carga estructural a largo plazo y las condiciones de funcionamiento, mientras que las condiciones externas extremas representan las condiciones externas de diseño poco comunes, pero potencialmente críticas. Los casos de diseño de cargas deben consistir en una combinación de estas condiciones externas con los modos de funcionamiento del aerogenerador. 6.2 CLASES DE AEROGENERADORES PEQUEÑOS (SWT) Las condiciones externas a considerar en el diseño dependen del tipo de emplazamiento o sitio previsto para la instalación de los aerogeneradores. Las clases de los aerogeneradores pequeños se definen en función de los parámetros de la velocidad del viento y de la turbulencia. El propósito de las clases es cubrir la mayoría de las aplicaciones. Los valores de los parámetros de velocidad del viento y de turbulencia se emplean para representar los valores característicos de muchos emplazamientos diferentes, sin dar una característica precisa de ningún emplazamiento específico. La meta es lograr una clasificación de aerogeneradores pequeños con una robustez claramente variable regulada por el viento. En la Tabla 1 se especifican los parámetros básicos que definen las clases de aerogeneradores pequeños. En los casos en que es necesario un diseño especial (por ejemplo para condiciones especiales del viento, otras condiciones externas o una clase de seguridad especial), se define una clase adicional de aerogenerador, clase S. Los valores de diseño para la clase S de los aerogeneradores pequeños deben ser seleccionados por el diseñador y deben especificarse en la documentación del diseño. Para esas clases especiales, los valores seleccionados para las condiciones de diseño deben reflejar un entorno más severo que el previsto para la utilización del aerogenerador pequeño. Las condiciones externas particulares definidas para las Clases l, II, III y IV no están pensadas para cubrir las instalaciones marinas ("Offshore") ni las condiciones de viento experimentadas en tormentas tropicales como huracanes, ciclones y tifones. Esas condiciones pueden requerir un diseño de aerogeneradores de Clase S.


19

Tabla 1. Parámetros básicos para las clases de aerogeneradores

Clases de aerogeneradores I II III IV S Vref (m/s) 50 42,5 37,5 30

Vave (m/s) 10 8,5 7,5 6 0,18 0,18 0,18 0,18 I15

a (-) 2 2 2 2

Valores especificados por el diseñador

en donde - los valores de los parámetros se aplican a la altura del buje, y - I15 es el valor de la característica adimensional de la intensidad de la turbulencia a 15 m/s. - a es el parámetro de pendiente adimensional a usar en la ecuación (7). Además de estos parámetros básicos, se requieren otros parámetros importantes para especificar completamente las condiciones externas empleadas en el diseño de los aerogeneradores pequeños. En el caso de los aerogeneradores de las Clases l a lV, referidas más adelante como clases SWT normalizadas, los valores de estos parámetros adicionales se especifican en los numerales 6.3, 6.4 y 6.5. Las abreviaturas añadidas entre paréntesis en los encabezados de los apartados restantes de este capítulo se utilizan para describir las condiciones del viento para los casos de carga de diseño definidas en el numeral 7.5. (Observe que para los cálculos sencillos de la carga, las condiciones del viento también se simplifican). Para los aerogeneradores de Clase S el fabricante debe describir en la documentación del diseño los modelos utilizados y los valores de los parámetros de diseño. Cuando se adoptan los modelos de esta sección, será suficiente el informe de los valores de los parámetros. La documentación del diseño de los aerogeneradores de la clase S debe contener la información listada en el Anexo B. La vida útil de diseño se debe especificar con claridad en la documentación del diseño. 6.3 CONDICIONES DEL VIENTO 6.3.1 Generalidades Un aerogenerador pequeño debe diseñarse para soportar con seguridad las condiciones del viento definidas por la clase seleccionada de aerogeneradores. Los valores de diseño de las condiciones del viento deben especificarse claramente en la documentación del diseño. El régimen del viento para las consideraciones de carga y de seguridad se divide en condiciones normales del viento que ocurren frecuentemente durante el funcionamiento normal de los aerogeneradores, y en condiciones extremas del viento que se definen como aquellas con un periodo de recurrencia de 1 año o de 50 años. En cualquier caso, debe considerarse la influencia de una inclinación del flujo medio con respecto a un plano horizontal de hasta 8°. Se debe suponer que el ángulo de inclinación del flujo es invariable con la altura. NOTA El influjo oblicuo puede tener un efecto de plegado si la dirección de plegado no se escoge correctamente con respecto a la dirección rotacional del rotor.


20

6.3.2 Condiciones normales de viento 6.3.2.1 Distribución de la velocidad del viento La distribución de la velocidad del viento en el emplazamiento es importante para el diseño de los aerogeneradores pequeños porque determina la frecuencia de incidencia de las condiciones de carga individuales. En el caso de las clases de aerogeneradores normalizados, se debe asumir que el valor medio de la velocidad del viento en un periodo de tiempo de 10 minutos sigue una distribución de Rayleigh para propósitos de cálculo de la carga de diseño. En este caso, la distribución de probabilidad acumulativa a la altura del buje está dada por:

[ ]2)2/(exp1)( avehubhubR VVVP π−−= (5) 6.3.2.2 Modelo normal del perfil del viento (NWP – Normal Wind Profile Model) El perfil del viento, V(z), indica el promedio de la velocidad del viento en función de la altura z sobre el suelo. En el caso de las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños, el modelo del perfil normal del viento viene dado por la ley exponencial:

α)/()( hubhub zzVzV = (6) Se debe asumir que el exponente α de la ley exponencial es 0,2. El perfil supuesto del viento se utiliza para definir el cizallamiento promedio vertical del viento a través del área barrida por el rotor. 6.3.2.3 Modelo de turbulencia normal (NTM - Normal Turbulance Model) El modelo de turbulencia normal debe incluir un cizallamiento del viento como el descrito en NWP. La expresión “turbulencia del viento” indica variaciones estocásticas en la velocidad del viento con respecto al promedio de 10 min. El modelo de turbulencia debe incluir los efectos de la velocidad variable del viento, la dirección variable y el muestreo rotacional. Para las clases de aerogeneradores pequeños normalizados, las densidades espectrales exponenciales del campo del vector de velocidad del viento aleatoria, se use o no explícitamente en el modelo, debe cumplir los siguientes requisitos: a) El valor característico de la desviación estándar del componente de velocidad

longitudinal del viento debe estar dada por2):

)1/()15(151 ++= aaVI hubσ (7)

Los valores para I15 se presentan en la Tabla 1. Los valores característicos para la desviación estándar, σ1, y la intensidad de la turbulencia, σ1 / Vhub, se muestran en la Figura 3.

2) Para hacer los cálculos de los casos de carga además de aquellos que se especifican en la Tabla 4, puede

ser conveniente usar diferentes valores de percentil. Tales valores de percentil se deben determinar adicionando un valor a la ecuación 7 dada por:

151 )1(2 Ix −=Δσ

Donde x se determina a partir de la función de distribución de probabilidad normal. Por ejemplo, x = 1,64 para un valor de percentil de 95.


21

0403020100

1

2

3

4

5

6

Velocidad del viento V m/shub

Des

viac

ión

está

ndar

σ m

/s1

400 %

3020100

5 %

10 %

15 %

20 %

25 %

30 %

35 %

40 %

45 %


Des

viac

ión

está

ndar

σ /V

%

hub

1

Figura 3. Turbulencia característica del viento

b) Hacia el extremo de alta frecuencia del subrango de inercia, la densidad espectral

exponencial del componente longitudinal de la turbulencia, S1(ƒ), debe aproximarse de manera asintótica a la forma:

3/53/2

12

11 )/()(05,0)( −−∧= fVfS hubσ (8)

El parámetro escalar de turbulencia, Λ1, debe estar dado por:

⎢⎣

⎡≥

<=∧

mzparam

mzparaz

hub

hubhub

3021

307,01 (9)

En el Anexo C se suministra especificaciones para modelos de turbulencia estocásticos que cumplen estos requisitos. En el Anexo D se presenta un modelo determinístico simplificado que se basa en una descripción estocástica de la turbulencia. Este modelo determinístico se puede usar cuando se puede demostrar que la respuesta de la pala de la turbina a la velocidad del viento muestreada rotativamente se amortigua con suficiencia. En el Anexo D también se suministra guía para esta validación. 6.3.3 Condiciones extremas del viento 6.3.3.1 Generalidades Las condiciones extremas del viento se usan para determinar las cargas extremas del viento sobre el aerogenerador pequeño. Estas condiciones incluyen las velocidades pico del viento debido a tormentas y cambios rápidos en la velocidad y dirección del viento. Estas condiciones extremas incluyen los efectos potenciales de la turbulencia del viento de modo que sólo es necesario considerar los efectos determinísticos en los cálculos de diseño. 6.3.3.2 Modelo de velocidad extrema del viento (EWM – Extreme Wind Speed Model) La velocidad extrema del viento, Ve50, con un periodo de recurrencia de 50 años, y la velocidad extrema del viento, Ve1, con un periodo de recurrencia de 1 año, deben basarse en la velocidad de referencia del viento, Vref. Para diseños de aerogeneradores en las clases normalizadas, Ve50 y Ve1 se deben calcular con las siguientes ecuaciones:


22

11,050 )/(4,1)( hubref zzVzVe = (10)

501 75,0 eVVe = (11)

en donde

zhub es la altura del buje.

Se deben asumir desviaciones a corto plazo con respecto a la dirección media del viento de ± 15º. 6.3.3.3 Ráfaga extrema en funcionamiento (EOG – Extreme Operating Gust) La ráfaga a la altura del buje de valor VgusN

para un periodo de recurrencia de N años debe estar dada para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños por la siguiente relación:

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∧

+

=

1

1

1,01D

VguatNσβ (12)

en donde

σ1 es la desviación estándar, según la ecuación (7);

Λ1 es el parámetro escalar de la turbulencia, conforme a la ecuación (9); D es el diámetro del rotor; β = 4,8 para N = 1; β = 6,4 para N = 50.

La velocidad del viento se debe definir por un periodo de recurrencia de N años según la ecuación:

⎪⎩

⎪⎨⎧

><

≤≤−−=

TtytparazV

TtparaTtTtsenVzVtV gustN

0)(

0))/2cos(1()/3(37,0)()(

ππ (13)

en donde

V(z) se define en la ecuación (6); T = 10,5 s para N = 1; y T = 14,0 s para N = 50.

En la Figura 4 se ilustra un ejemplo de la ráfaga extrema en funcionamiento con un periodo de recurrencia de un año y Vhub = 25 m/s.


23

151210-1-2

20

25

30

35

40

Tiempo t s432 765 1098 11

EO

G, V

eloc

idad

del

vie

nto

V

m/s

hub

Figura 4. Ejemplo de ráfaga extrema en funcionamiento (N = 1, Vhub = 25 m/s) Se seleccionaron valores de parámetros para ambos periodos de recurrencia que dieran la misma tasa de ascenso máxima. 6.3.3.4 Cambio extremo de dirección (EDC) La magnitud del cambio extremo de dirección, θe, para un periodo de recurrencia de N años debe calcularse utilizando la siguiente relación:

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∧

+

±=

1

1

1,01

arctan)(D

V

t

hub

eNσβθ (14)

en donde

θeN se limita al intervalo de ± 180°; Λ1 es el parámetro escalar de la turbulencia, conforme a la ecuación (9); D es el diámetro del rotor; β = 4,8 para N = 1; β = 6,4 para N = 50.

El cambio transitorio de la dirección extrema para un periodo de recurrencia de N años, θN(t), viene dado por:

⎪⎩

⎪⎨

⎧

>≤≤−

<=

Ttpara

TtparaTt

tpara

tN

eN

eN

´

0))/(cos1(5,0

00

)(

θπθθ (15)

en donde T = 6 s, es la duración del cambio transitorio de dirección extrema. El signo debe

seleccionarse de modo que se produzca la peor carga transitoria. Al final del cambio transitorio de dirección se supone que la dirección permanece invariable.


24

En las Figuras 5 y 6 se ilustra un ejemplo del cambio de dirección extrema con un periodo de recurrencia de 50 años y Vhub = 25 m/s.

403020100

180,0

135,0

90,0

45,0

0,0

-45,0

-90,0

-135,0

-180,0

Mag

nitu

d EC

D θ

(°

)eN


Figura 5. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento en magnitud (N = 50, D = 5 m, zhub = 20 m)

1086420

60

50

40

30

20

10

0

Tiempo s

Dire

cció

n tra

nsito

ria d

el v

ient

o EC

D θ

(t)

(°)

N

Figura 6. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento (N = 50, Vhub = 25 m/s) 6.3.3.5 Ráfaga coherente extrema (ECG - Extreme Coherent Gust) Para diseños de aerogeneradores pequeños de las clases normalizadas, se debe asumir un ráfaga coherente extrema con una magnitud de Vcg = 15 m/s. La velocidad del viento se debe definir con las siguientes relaciones:


25

⎪⎪⎩

⎪⎪⎨

⎧

≥+

≤≤−+<

=

TtparaVzV

TtparaTtVzV

tparazV

tzV

cg

cg

´)(

0))/(cos1(5,0)(

0)(

),( π (16)

en donde

T = 10 s es el tiempo de ascenso. Se debe usar el modelo de perfil de viento normal con velocidad del viento como la que se especifica en la ecuación (6). En la Figura 7 se ilustra la ráfaga coherente extrema para Vhub = 25 m/s.

14121086420-20

10

20

30

40

50

Tiempo s

Vel

ocid

ad d

el v

ient

o V

(t) m

/s

Figura 7. Ráfaga coherente extrema (Vhub = 25 m/s) (ECG)

6.3.3.6 Ráfaga coherente extrema con cambio de dirección (ECD) En este caso, se debe asumir que el ascenso de la velocidad del viento (descrita por ECG, véase Figura 7) ocurre simultáneamente con el cambio de dirección, θcg, donde θcg se define con las siguientes relaciones:

⎪⎪⎩

⎪⎪⎨

⎧

≤≤°

<°

=

´

/4720

/4180

)( refhubhub

hub

hub VVsmparaV

smVpara

Vcgθ (17)

El cambio de dirección, θcg, en función de Vhub y en función del tiempo para Vhub = 25 m/s se ilustran en las Figuras 8 y 9 respectivamente.


26

4030201000

50

100

150

200


Cam

bio

de d

irecc

ión

θ (

°)cg

Figura 8. Cambio de dirección para ECD

141210864200

5

10

15

20

25

30

35

Tiempo s

Dire

cció

n tra

nsito

ria d

el v

ient

o E

DC

θ(t)

(°)

Figura 9. Desarrollo del tiempo del cambio de dirección para Vhub = 25 m/s El cambio de dirección simultánea viene entonces dado por:

⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪

⎨

⎧

≥±

≤≤−±≤°

=

Ttpara

TtparaTt

tpara

t

cg

cg

θ

πθθ 0))/(cos1(5,0

00

)( (18)

6.4 OTRAS CONDICIONES AMBIENTALES 6.4.1 Generalidades Otras condiciones ambientales (climáticas) aparte del viento pueden afectar la integridad y la seguridad del aerogenerador, por la acción térmica, fotoquímica, corrosiva, mecánica, eléctrica u otras acciones físicas. Además, las combinaciones de los parámetros climáticos dados pueden incrementar su efecto.


27

Deben tomarse en consideración al menos las siguientes condiciones ambientales, declarándose en la documentación del diseño la acción resultante: - temperatura; - humedad; - densidad de aire; - radiación solar; - lluvia, granizo, nieve y hielo; - substancias químicamente activas; - partículas mecánicamente activas; - descargas atmosféricas; - terremotos; y - ambiente marino - corrosión. Un entorno marino requiere consideración adicional. Las condiciones climáticas para el diseño se deben definir en términos de valores representativos o por los límites de las condiciones variables. La probabilidad de la incidencia simultánea de las condiciones climáticas debe tenerse en cuenta cuando se seleccionan los valores de diseño. Las variaciones en las condiciones climáticas dentro de los límites normales que corresponden a un periodo de recurrencia de un año no deben interferir en el funcionamiento normal proyectado de un aerogenerador pequeño. Salvo que exista una correlación, se deben combinar las otras condiciones ambientales externas según el numeral 6.4.3 con las condiciones normales del viento conforme al numeral 6.3.2. 6.4.2 Otras condiciones ambientales normales Los otros valores de las condiciones ambientales normales que deben tomarse en cuenta son. - rango de temperatura ambiente de funcionamiento normal del sistema de -10° C a + 40 °C; - humedad relativa hasta un 95 %; - contenido atmosférico equivalente al de una atmósfera tierra adentro no contaminada

(véase la norma lEC 60721-2-1); - intensidad de la radiación solar de 1 000 W/m2; y - densidad de aire de 1,225 kg/m3. Cuando el diseñador especifica los parámetros de las condiciones externas adicionales, estos parámetros y sus valores deben enunciarse en la documentación del diseño y deben estar en conformidad con los requisitos de la norma lEC 60721-2-1.


28

6.4.3 Otras condiciones ambientales extremas 6.4.3.1 Generalidades Otras condiciones ambientales extremas que deben considerarse para el diseño de los aerogeneradores son la temperatura, las descargas atmosféricas, el hielo y los terremotos. 6.4.3.2 Temperatura Los valores de diseño para el rango de temperaturas extremas para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños deben ser al menos de -20 °C hasta +50 °C. 6.4.3.3 Descargas atmosféricas Las disposiciones para la protección contra las descargas atmosféricas que se exigen en el numeral 10.5 pueden considerarse como las adecuadas para aerogeneradores pequeños de las clases normalizadas. 6.4.3.4 Hielo No se dan requisitos mínimos para el hielo para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños. En caso de que el fabricante quiera incluir la carga del hielo en su estimación de la carga de diseño, se recomienda una capa con 30 mm mínimo de hielo con una densidad de 900 kg/m3 en todas las áreas expuestas. Esta carga de hielo estática se combina entonces con las cargas de arrastre en el sistema de turbina parqueado en 3 Vave. Las cargas del hielo en la estructura de soporte que incluye los alambres de retención deberían considerarse en las cargas de diseño de la estructura de soporte. 6.4.3.5 Terremotos No se dan requisitos mínimos para los terremotos para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños . 6.5 CONDICIONES DE CARGA ELÉCTRICA 6.5.1 Generalidades Las condiciones eléctricas que se deben considerar en el diseño dependen de la aplicación de la turbina. 6.5.2 Turbinas conectadas a la red de energía eléctrica 6.5.2.1 Condiciones eléctricas normales Las condiciones normales en los bornes de los aerogeneradores a considerar en el diseño se indican a continuación. Las condiciones eléctricas normales de la red se aplican cuando los parámetros siguientes están dentro de los rangos establecidos a continuación. - Tensión - valor nominal (conforme a la norma IEC 60038) ± 10 %. - Frecuencia - valor nominal ± 2 %.


29

- Desbalance de tensión: la proporción de la componente de secuencia negativa de la tensión con respecto a la componente de secuencia positiva no excederá el 2 %.

- Ciclos de autoreconexión: periodos del ciclo de autoreconexión de 0,2 s a 5,0 s para la

primera reconexión y de 10 s a 90 s para la segunda. - Interrupciones del suministro de la red: se asume que las interrupciones de suministro

de la red ocurren 20 veces por año. Una interrupción del suministro de hasta 24 h debe considerarse una condición normal.

6.5.2.2 Condiciones eléctricas extremas Es necesario considerar en el diseño por lo menos las siguientes condiciones eléctricas extremas de la red de energía en los bornes del aerogenerador: - Tensión - desviaciones con respecto al valor nominal de ±20 %. - Frecuencia - valor nominal de ±10 %. - Desbalance de tensión de 15 %. - Fallas simétricas y asimétricas. - Interrupción del suministro de la red - las interrupciones de hasta una semana se deben

considerar una condición extrema. 6.5.3 Turbinas no conectadas a la red de energía eléctrica 6.5.3.1 Turbina para carga de baterías La turbina debe tener la capacidad para funcionar en todo el rango de tensiones de la batería que se indica a continuación: - rango de tensión -15 % o +30 % de la tensión nominal (ejemplo 12 V, 24 V, 36 V, etc.), o - 5 % más allá de los ajustes superior e inferior del controlador de carga. 6.5.3.2 Red local Se espera que las turbinas conectadas a una red local, por ello no conectadas a una red eléctrica grande, encuentren variaciones grandes en la tensión y la frecuencia. El sistema de turbinas debe tener la capacidad de funcionar dentro de los siguientes límites: - tensión: desviación con respecto a los valores nominales de ±15%, y - frecuencia: nominal ±5 Hz. 7. DISEÑO ESTRUCTURAL 7.1 GENERALIDADES El diseño estructural del aerogenerador se debe basar en la verificación de la integridad estructural de los componentes en el trayecto de carga crítica desde las palas del rotor hasta la


30

cimentación. Los esfuerzos de ruptura y resistencia a la fatiga de las partes estructurales deben verificarse por cálculos y/o ensayos para demostrar la integridad estructural de un aerogenerador con el nivel de seguridad correcto. El análisis estructural debe basarse en la norma ISO 2394 o equivalente, cuando corresponda. 7.2 METODOLOGÍA DE DISEÑO Debe verificarse que no se excedan los estados límites en el diseño del aerogenerador. Existen tres maneras de determinar las cargas de diseño para la turbina: - ecuaciones de carga simplificadas (véase el numeral 7.4); - modelado aeroelástico (véase el numeral 7.5); y - ensayo de cargas mecánicas (véase el numeral 7.6). 7.3 CARGAS Y CASOS DE CARGA Se deben considerar los siguientes tipos de cargas. 7.3.1 Cargas de inercia, vibración y gravitacionales Las cargas de inercia y gravitacionales son cargas estáticas y dinámicas que actúan en el aerogenerador y resultan de la inercia, la vibración, la rotación, la gravedad y la actividad giroscópica y sísmica (o movimiento de la estructura de soporte como es el caso de los botes, etc.). Se recomienda atención especial a la excitación de las frecuencias naturales del sistema de turbinas. 7.3.2 Cargas aerodinámicas Las cargas aerodinámicas son las cargas estáticas y dinámicas que son causadas por el flujo de aire y su interacción con las partes estáticas y móviles del aerogenerador. El flujo de aire depende de la velocidad rotacional del rotor, la velocidad del viento a través del plano del rotor, la turbulencia, la densidad de aire, y de las formas aerodinámicas de los componentes del aerogenerador y sus efectos interactivos, incluyendo los efectos aeroelásticos. 7.3.3 Cargas funcionales Las cargas funcionales resultan del funcionamiento y control del aerogenerador. Estas cargas pueden ser causadas por orientación, frenado, plegado, variación del ángulo de la pala, conexión a la red, etc. 7.3.4 Otras cargas También se deben tomar en consideración todas las cargas que pueden ocurrir debido a ambientes de funcionamiento especiales que especifique el fabricante (por ejemplo cargas por ondas, cargas por estela, cargas por hielo, cargas por transporte, montaje, mantenimiento y reparación, etc.).


31

7.3.5 Casos de cargas Para propósitos de diseño, la vida útil de un aerogenerador pequeño se puede representar por un conjunto de situaciones de diseño que cubren las condiciones más significativas que pueda experimentar el aerogenerador. Los casos de carga se deben determinar a partir de los modos de funcionamiento u otros estados de diseño, tales como la instalación específica, las condiciones de montaje o del mantenimiento, junto con las condiciones externas. Deben considerarse los casos de cargas pertinentes con una probabilidad de incidencia razonable, junto con el comportamiento del sistema de control y de protección. En términos generales, los casos de cargas de diseño utilizadas para verificar la integridad estructural de un aerogenerador deben calcularse a partir de las siguientes combinaciones: - funcionamiento de la turbina sin falla y con condiciones externas normales; - funcionamiento de la turbina sin falla y con condiciones externas extremas; - funcionamiento de la turbina con falla y con condiciones externas adecuadas; y - situaciones de diseño de transporte, la instalación y mantenimiento y condiciones

externas adecuadas. Si existe correlación significativa entre una condición externa extrema y una situación de falla, debe considerarse una combinación realista de las dos como un caso de carga de diseño. En cada situación de diseño, deberían considerarse varios casos de carga de diseño para verificar la integridad estructural de los componentes del aerogenerador. Como mínimo, deben considerarse los casos de carga de la Tabla 2 o de la Tabla 4. En estas tablas los casos de carga se especifican para cada situación de diseño por la descripción del viento, las condiciones eléctricas y otras condiciones externas. Cuando el sistema de control y protección no monitorea y limita algunos parámetros de la turbina, esto se debe considerar en los casos de carga. Ejemplos de tales parámetros son: - torsión del cable, - vibraciones, - velocidad del rotor, y - trepidación. 7.4 MODELO DE CARGA SIMPLIFICADO 7.4.1 Generalidades Para algunas configuraciones de turbina, las cargas se pueden derivar utilizando ecuaciones sencillas y conservadoras para un conjunto limitado de casos de carga. El Anexo F proporciona información general para estas ecuaciones. Si la configuración de la turbina no cumple los requisitos de configuración, no se pueden utilizar las ecuaciones sencillas, en su lugar se deben utilizar el modelado aereoelástico (véase el numeral 7.5) o las mediciones de carga (véase el numeral 7.6).


32

Las configuraciones de turbina en las que se pueden utilizar las ecuaciones sencillas deben cumplir todos los requisitos que se indican a continuación: - eje horizontal, - rotor de tipo propulsor con dos o más palas, - palas en voladizo y - buje rígido (sin articulación ni cabeceo (Teetering)). La configuración de la turbina puede utilizar un rotor a barlovento o a sotavento; puede funcionar bien sea con velocidad constante o con velocidad variable; puede tener un mecanismo de inclinación de las palas activo o pasivo, así como una inclinación fija; y se puede plegar alrededor de los ejes vertical, horizontal o intermedio o puede carecer del plegado. El modelo de cargas simplificado, tal como se describe en esta sección, utiliza parámetro de entrada que, excepto para la rata máxima de orientación, se deben determinar tal como se describe en el numeral 9.2. Estos parámetros son: - velocidad de rotación de diseño, ndesign, - velocidad del viento de diseño, Vdesign,

- par de torsión de diseño del eje, Qdesing, - rata máxima de orientación, ωyaw,max, y - velocidad de rotación máxima, nmax. Además, la relación de velocidad de diseño en punta se define así:

30design

esignddesign

hubhub

tip n

VR

VR

V

V πλωλ =⇒== (19)

30602 nn

nππω == (20)

Los casos de carga para los cálculos de carga simplificados se resumen en la Tabla 2. Los componentes de carga para los cálculos simplificados se encuentran en cada una de las secciones que discuten los casos de carga. Para cada situación de diseño, el tipo adecuado de análisis se indica con "F" y "U" en la Tabla 2. La letra F se refiere al análisis de las cargas de fatiga, que se debe utilizar en la evaluación de la resistencia a la fatiga. La letra U se refiere al análisis de las cargas de ruptura como es el caso del análisis al exceder la resistencia máxima del material, el análisis de la deflexión de la punta de la pala y el análisis de estabilidad.


33

Tabla 2. Casos de carga de diseño para el método de cálculo de carga simplificado

Situación de diseño Casos de carga Influjo de viento Tipo de

análisis Observaciones

A Operación normal F B Orientación Vhub = Vdesign U C Error de Orientación Vhub = Vdesign U

Producción de energía

D Empuje máximo Vhub = 2,5 Vave U Rotor girando, pero podría plegarse o vibrar.

E Velocidad de rotación máxima

U Producción de energía y ocurrencia de falla F Cortocircuito en la

conexión de la carga Vhub = Vdesign U Par de torsión máximo

del generador en corto circuito.

Detención o parada G Parada (frenado)

Vhub = Vdesign U

Parqueado (ralentí o parado*)

H Carga de viento parqueado

Vhub = Ve50 U

Parqueado y condiciones de falla

I Carga de viento parqueado y con máxima exposición

Vhub = Vref U La turbina está cargada con la exposición menos favorable.

Transporte, montaje, mantenimiento y reparación

J A establecer por el fabricante

U

* Véase el anexo G para aclaración de estas definiciones. Si se requiere, para la seguridad en el diseño especifico del aerogenerador, deben considerase otros casos de cargas relevantes. 7.4.2 Caso de carga A: operación normal La carga de diseño para la "operación normal" es una carga de fatiga. El caso de carga asume una carga de fatiga de rango constante para la pala y el eje, estos rangos se presentan a continuación. Los rangos se deben considerar en la evaluación de la fatiga como valores pico a pico. Los valores medios de los rangos de cargas se pueden ignorar. Cargas sobre las palas:

designncogBzB RmF ,2 2ω=Δ (21)

cogBdesign

sB gRmB

QM 2+=Δ (22)

B

QM designdesign

yBλ

=Δ (23)

Se podría considerar que la carga de fatiga en la pala ocurre en la unión entre la superficie aerodinámica y la base o en la unión entre la base y el buje, cualquiera sea la que se determine con la resistencia mínima a la ruptura. Los esfuerzos calculados son la combinación de la carga centrifuga (FzB) y los momentos de flexión (MxB y MyB).


34

Cargas sobre el eje:

RF Qdesigndesign

shaftxλ

23

=Δ − (24)

rrdesignshaftx gemQM 2+=Δ =− (25)

shaftrbrshaft FR

gLmM −Δ+=Δ x62 (26)

Donde er = 0,005R, a menos que a través de los documentos del diseño se pueda probar que un valor más bajo es razonable. La carga de fatiga en el eje del rotor se debe considerar en el eje del rotor en el primer cojinete (el que está más próximo al rotor). El rango de esfuerzo se debe calcular a partir de la combinación de la carga de empuje (Fx-shaft), el momento de torsión (Mx-shaft) y el momento de flexión (Mshaft). 7.4.3 Caso de carga B: orientación Para este caso de carga, las cargas de ruptura (fuerzas y momentos giroscópicos) se deben calcular asumiendo la velocidad máxima de orientación ωyaw,máx que ocurre con ndesign. Para un sistema de orientación pasiva, la rata máxima de orientación está dada por la siguiente ecuación:

)2(01,03 2, −−= Rw máxyaw π (27)

Para todas las turbinas con un área de barrido del rotor inferior a 2 m2, la rata máxima de orientación debe ser 3 rad/s. Para un sistema de orientación activo, la rata máxima de orientación se debe determinar mediante la medición con el viento en calma. Si se espera que la rata máxima de orientación ocurra en condiciones especiales tales como la orientación de emergencia a una rata más alta, la rata de orientación activa se debe medir bajo estas condiciones. Las cargas debidas al momento de flexión MyB en la pala y al momento de flexión del eje Mshaft se deben calcular utilizando las siguientes ecuaciones:

shaftxnByawcogrtyawByB FR

IRLmM −Δ++=9

22 ωωω (28)

Δ Fx-shaft está dado por la ecuación 24. Para el eje, las cargas dependen de la cantidad de palas. Para un rotor con dos palas:

shaftxrbrBnawshaft FR

gLmIyM −Δ++=6

4 ωω (29)


35

Para un rotor con tres o más palas:

shaftrbrBnyawshaft FR

gLmIBM −Δ++= x6ωω (30)

7.4.4 Caso de carga C: error de orientación Todas las turbinas funcionan con un cierto error de orientación. En este caso de carga, se asume que el error de orientación es de 30º. El momento de flexión en la dirección de Flap causado por el error de orientación está dado por la siguiente ecuación:

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++=

223

max11

34

1,,,81

designdesigndesignnBprojyB RCAM

λλωρ (31)

Si no se tienen datos sobre el coeficiente máximo de elevación, Cl,máx, se debe usar un valor de 2,0. 7.4.5 Caso de carga D: empuje máximo El aerogenerador puede estar expuesto a cargas de empuje alto en el rotor. La carga de empuje actúa paralela al eje del rotor y tiene un valor máximo dado por:

22125,3 RVCF aveTshaft πρ=−x (32)

Donde CT es el coeficiente de empuje, igual a 0,5. 7.4.6 Caso de carga E: velocidad rotacional máxima La carga centrífuga en la base de la pala FzB y el momento de flexión del eje Mshaft debido a la carga centrífuga y al desbalance del rotor, se deben calcular a partir de las ecuaciones que se indican a continuación. La velocidad máxima posible del rotor ωn,máx = (π/30) nmáx se debe derivar mediante mediciones tal como se describe en 9.2.4.

cognBzB RmF max2,ω= (33)

rbnrrrbrshaft LemgLmM max2,ω+= (34)

7.4.7 Caso de carga F: cortocircuito en la conexión de carga En el caso de un cortocircuito eléctrico directo en la salida del aerogenerador o de un corto interno en el generador, se crea un momento alto alrededor del eje del rotor debido al par de torsión del cortocircuito del alternador. En ausencia de algún valor que pruebe ser más exacto, se debe tomar el doble del valor Qdesign como el par de torsión del cortocircuito que actúa en el eje del generador.

designshaftx GQM =− (35)

En ausencia de algún valor que pruebe ser más exacto, G debe ser 2,0.

B

tMM shafx

xB−= (36)


36

7.4.8 Caso de carga G: Parada (frenado) En el caso de aerogeneradores con un sistema de frenado mecánico o eléctrico en la transmisión, el momento de frenado puede ser mayor que el momento máximo de propulsión. En estos casos, el momento de frenado Mbrake derivado de ensayos o cálculos, se debe usar en los cálculos de diseño del aerogenerador. Se asume que el par de torsión máximo del eje es igual al par de torsión del freno más el par de diseño (se asume así que el freno se aplica mientras el generador aún entrega el par de torsión de diseño).

designbrakeshaftx QMM +=− (37)

Mbrake se debe multiplicar por la relación de la caja multiplicadora si el freno está en el eje de alta velocidad. Se asume que la carga de la pala durante la parada se determina a través del par de torsión del eje y la masa de la pala. Entonces:

cogBshaftx

xB gRmB

MM +=

− (38)

en donde

Mx.shaft es el par de torsión del eje según se calcula en la ecuación (véase el numeral 37). Si la turbina tiene una caja multiplicadora y un freno en el eje de alta velocidad, el par de torsión del eje calculado en la ecuación (37) se debería incrementar para tener en cuenta la dinámica de la transmisión. En ausencia de algún valor que pruebe ser más exacto, el par de torsión del eje se debe multiplicar por un factor de 2. 7.4.9 Caso de carga H: carga del viento con aerogenerador parqueado En este caso de carga, el aerogenerador está parqueado de manera normal. Las cargas en las partes expuestas del aerogenerador se deben calcular asumiendo una velocidad del viento igual a Ve50 que se determinó en 6.3.3.2. Para las turbinas que estarán parqueadas, el momento de flexión en la base de la pala fuera del plano está determinado por el arrastre y entonces se define como:

RAVCM BprojedyB ,2504

1 ρ= (39)

en donde

Cd es el coeficiente de arrastre y se debe tomar como 1,5; y Aproj,B es el área planiforme de la pala.

Para las turbinas cuyo rotor gira a Ve50, se espera que en algún lugar en el rotor ocurra Cl,max en una de las palas debido a las variaciones en la dirección del viento. De este modo, el momento de flexión en la base de la pala es:

RAVCM BprojelyB ,250,max 6

1 ρ= (40))

Si no existen datos disponibles sobre Cl,max se debe utilizar un valor de 2,0.


37

Para la carga de empuje: Para un rotor parqueado la carga de empuje del eje se calcula según la ecuación 41.

projBedshaft AVCXBF 2502

1 ρ=−x (41)

Para un rotor que está girando la fuerza de empuje está dada por:

502

502,17,0 eeprojBshaft VBAF ρλ=−x (42)

en donde

λe50 es la relación de velocidad en punta a Ve50, que si no se conoce se puede estimar así:

5050 30 e

máx

VR

eπηλ = (43)

El momento máximo de flexión de la torre se debe calcular utilizando la fuerza de empuje calculada bien sea en la ecuación (41) o la (42) (dependiendo del diseño de la turbina). También se deben tener en cuenta la fuerza de arrastre o de elevación en la torre y en la góndola. La ecuación (44) se debe usar para calcular estas fuerzas. Para torres auto soportadas el momento máximo de flexión ocurrirá en la base de la torre. Para torres con retenidas, el momento máximo de flexión ocurrirá en la unión del cable de retención, más alta. La carga para cada componente está dada por:

projef AVCF 2502

1 ρ== (44)

en donde

Cf es el coeficiente de fuerza (véase Tabla 3), y Aproj es el componente de área proyectada en un plano perpendicular a la dirección del viento.

A partir de las cargas en los componentes individuales de la pala, es necesario calcular las cargas en el eje y en la torre. 7.4.10 Caso de carga I: carga del viento con aerogenerador parqueado, exposición

máxima En el caso de una falla en el mecanismo de orientación, el aerogenerador puede estar expuesto al viento que proviene de todas direcciones. De este modo, para propósitos de diseño, se deben calcular las fuerzas en las palas, la góndola, la torre y la cola (si aplica) del aerogenerador para todas las exposiciones posibles, incluyendo los vientos desde el frente, el lado, y la parte posterior del rotor. La carga en cada componente está determinada por:

projreff AVCF 2

21 ρ= (45)

en donde

Cf es el coeficiente de fuerza, que puede ser el resultado de la elevación o el arrastre, y


38

Aproj es el componente de área (en su posición menos favorable) que es adecuado para el coeficiente de fuerza. Para los cuerpos romos (o chatos) (por ejemplo las cubiertas de las góndolas y las secciones de la torre), el área debe ser el área proyectada sobre un plano perpendicular a la dirección del viento. Para las formas aerodinámicas, el área debe ser el área planiforme.

Tabla 3. Coeficientes de fuerza, Cf

Longitud característica < 0,1 m

1,3 1,3 1,5 1,5 1,5 2,0

Longitud característica > 0,1 m

0,7 1,2 1,5 1,5 1,5 2,0

7.4.11 Caso de carga J: transporte, montaje, mantenimiento y reparación El fabricante debe considerar las cargas sobre el sistema de turbinas que son causadas por el transporte, el montaje, la instalación, el mantenimiento y la reparación del sistema. Ejemplos de tales cargas son: - cargas de la gravedad sobre la turbinas durante el transporte en posición diferente a la

vertical; - cargas producidas por herramientas especiales de instalación; - cargas del viento durante la instalación; - cagas introducidas por el izamiento de la turbina en la cimentación; - cargas por la inclinación de la torre durante el izamiento; y - carga en una estructura de soporte debido a su escalada. Como ejemplo, a continuación se presenta la ecuación para calcular las cargas durante la inclinación de la torre:

ltoverhang

towertoptower gLm

mM )2

(2 += (46)

en donde

Mtower es el momento de flexión de la torre en el punto de sujeción para la elevación (Nm); mtower top es la masa combinada de la góndola y el rotor (kg); moverhang masa de la torre entre el punto de sujeción para la elevación y la punta de la torre (kg); y Llt distancia entre el punto de sujeción para la elevación y la punta de la torre (m).

La ecuación (46) se basa en las siguientes presunciones: - el factor de amplificación dinámico es 2; - el centro de gravedad de la turbina está a lo largo del eje del rotor; y


39

- el momento máximo de flexión ocurre cuando la torre está horizontal. 7.5 MODELADO AEROELÁSTICO 7.5.1 Generalidades En caso de que las cargas de diseño se determinen por modelado aeroelástico, se deben considerar los casos de carga de diseño (DLC) de esta sección. En la Tabla 4 se proporciona un grupo mínimo de casos de carga de diseño. En dicha tabla se especifican los casos de carga de diseño para cada situación de diseño describiendo el viento, las condiciones eléctricas y otras condiciones externas. En los casos de carga evaluados donde se da un rango de velocidad del viento, el caso de carga se debe evaluar en todo el rango de velocidad del viento para asegurar que se identifica la peor carga. Se deben considerar otros casos de carga pertinentes para la seguridad, si así lo requiere el diseño específico del aerogenerador. Para cada situación de diseño, el tipo adecuado de análisis se indica con "F" y "U" en la Tabla 4. La letra F se refiere al análisis de las cargas de fatiga, que se debe utilizar en la evaluación de la resistencia a la fatiga. La letra U se refiere al análisis de las cargas de ruptura como es el caso del análisis al exceder la resistencia máxima del material, el análisis de la deflexión de punta y el análisis de estabilidad. 7.5.2 Producción de energía (DLC 1.1 - 1.5) En estos casos de carga, el aerogenerador está girando y está conectado a la carga eléctrica. En la configuración asumida del aerogenerador se debe tener en cuenta el desbalance del rotor. La masa máxima y los desbalances aerodinámicos (por ejemplo el paso de la pala o las desviaciones por torsión) especificados para fabricar el rotor deben utilizarse en los cálculos del diseño. Además, las desviaciones de las situaciones de funcionamiento óptimo teórico tales como la desalineación de la orientación y los errores de seguimiento del sistema de control deben tenerse en cuenta en el análisis de las cargas funcionales. En el cálculo, se debe asumir la combinación más desfavorable de condiciones, por ejemplo el cambio de dirección con desalineación de orientación en el caso de carga de diseño (DLC) 1.4. El caso de carga de diseño 1.1 comprende los requisitos para las cargas que resultan de la turbulencia atmosférica. Los casos DLC 1.2 a 1.5 especifican casos transitorios que se han seleccionado como eventos potencialmente críticos en la vida útil de un aerogenerador.


40

Tabla 4. Grupo mínimo de casos de carga de diseño para modelos aeroelásticos

Situación de diseño DLC Condición del viento Otras condiciones Tipo de análisis 1.1

NTM aveout

hubin

VoV

VV

3

<<

F,U

1.2 ECD designhub VV < U

1.3 EOG50

aveout

hubin

VoV

VV

3

<<

U

1.4 ECG

ave

outhubin

Vo

VVV

3

<<

U

1) Producción de energía

1.5 ECG designhub VV < U

2.1 NWP

aveout

designhub

VoV

oVV

5,2

<

Falla del sistema de control

U

2.2 NTM

1eout

hubin

VoV

VV <<

Falla del sistema de control o de protección

F,U

2) Producción de energía más incidencia de falla

2.3 EOG1

ave

outin

V

oVV

5,2

<

Pérdida de la conexión eléctrica

U

3.1 NTM

out

hubin

V

VV <<

F 3) Parada normal

3.2 EOG1

shutdown

outhub

V

oVV

,max

=

U

4) parada de emergencia o manual

4.1 NTM La establece el fabricante

U

5.1 EWM 50ehub VV = Posibles pérdidas de la red de energía eléctrica

U 5) Parqueado (parado o ralentí)

5.2 NTM refhub VV 7,0<

F

6) Parqueado y condición de falla

6.1 EWM 1ehub VV = U

7) Transporte, montaje, mantenimiento y reparación.

7.1 La establece el fabricante U

7.5.3 Producción de energía más incidencia de falla (DLC 2.1 - 2.3) Debe asumirse que cualquier falla en los sistemas de control o de protección, o fallas internas en el sistema eléctrico, importantes para la carga del aerogenerador (tal como el cortocircuito del generador) ocurren durante la producción de energía. Para DLC 2.1, se debe analizar la incidencia de la falla en el sistema de control que se considera un evento normal. La incidencia de fallas en los sistemas eléctricos internos o de protección, que no causan una parada inmediata y por ende puede causar un daño significativo por fatiga, se deben evaluar en DLC 2.2. En el caso de carga de diseño 2.3, es necesario combinar una ráfaga extrema en funcionamiento de un año con una pérdida en la conexión eléctrica. Para turbinas controladas pasivamente, algunos ejemplos de falla del sistema de control son: - falla del sistema de plegado (por ejemplo cola bloqueada) (si no se demuestra que el

sistema de plegado es a prueba de fallas); y - falla del sistema de control de paso de la pala (si no se demuestra que el sistema de

paso de la pala es a prueba de fallas).


41

Se debe evaluar el caso de fatiga para cualquier falla individual del sistema de turbinas durante 24 h/año mínimo. 7.5.4 Parada normal (DLC 3.1 - 3.2) En este caso se incluye todos los eventos que resulten en cargas sobre un aerogenerador durante las situaciones transitorias normales desde la condición de producción de energía hasta el parado o el ralentí. El número de sucesos debe estimarse basándose en el comportamiento del sistema de control. Para turbinas controladas pasivamente puede no haber una parada automática, en estos casos, se puede ignorar el caso de carga de fatiga. Para el caso de carga 3.2, la velocidad máxima del viento es Vout o Vmáx.shutdown. 7.5.5 Parada de emergencia o manual (DLC 4.1) Deben considerarse las cargas que surjan de la parada de emergencia o manual. El fabricante debe prescribir en el manual de funcionamiento las limitaciones de la velocidad del viento para los procedimientos. En lugar de usar el valor Vout, se debe usar el valor para la velocidad del viento especificado por el fabricante. 7.5.6 Parqueado (parado o en ralentí) (DLC 5.1- 5.2) El rotor de un aerogenerador parqueado que puede estar en condición de parado o en ralentí, se debe considerar con la condición extrema de velocidad del viento. Estas condiciones pueden ser turbulentas o cuasi-estáticas con corrección para ráfagas y respuesta dinámica. Si puede ocurrir daño significativo por fatiga a algunos componentes (por ejemplo por el peso de las palas en Ralentí), también se debe tener en cuenta el número esperado de horas de tiempo de producción sin energía en cada velocidad adecuada del viento. Se deben tener en cuenta los efectos de la pérdida de la red de energía eléctrica en un aerogenerador parqueado. Si la turbina no es de conexión a la red, no es necesario considerar la pérdida de la red. Si es probable que una falla en la turbina se produzca a velocidades altas del viento, esto deberá tomarse en consideración en este caso de carga de diseño. 7.5.7 Parqueado más condiciones de falla (DLC 6.1) Las desviaciones del comportamiento normal de un aerogenerador parqueado que resultan de las fallas de energía en la red o en el aerogenerador, requieren de análisis. Cuando otra falla cualquiera distinta de la pérdida de producción de energía ocasiona desviaciones del comportamiento normal del aerogenerador en situaciones de parqueo, las posibles consecuencias deben ser objeto de un análisis. En el caso de carga de diseño 6.1, la condición de falla se debe combinar con el modelo de velocidad extrema del viento (EWM) con un periodo de recurrencia de un año. Estas condiciones deben ser turbulentas o cuasi-estáticas con corrección para la respuesta dinámica y de ráfaga. 7.5.8 Transporte, montaje, mantenimiento y reparación (DLC 7.1) El fabricante debe considerar las cargas en el sistema de turbinas causadas por el transporte, el montaje, la instalación, el mantenimiento y la reparación del sistema. Ejemplos de tales cargas son:


42

- cargas de la gravedad sobre la turbinas durante el transporte en posición diferente a la vertical;

- cargas producidas por herramientas especiales de instalación; - cargas del viento durante la instalación; - cagas introducidas por el izamiento de la turbina en la cimentación; - cargas en la inclinación de la torre durante el izamiento; y - carga en una estructura de soporte debido a su escalada. 7.5.9 Cálculos de cargas Las cargas descritas en el numeral 7.3 deben tenerse en cuenta para los casos de carga de diseño. En caso que sea pertinente, también se debe tener en cuenta lo siguiente: - las perturbaciones del campo de vientos debidas al propio aerogenerador (velocidades

inducidas por la estela, sombra de la torre, etc.); - la influencia del flujo tridimensional sobre las características aerodinámicas de las palas

(por ejemplo, la perdida de sustentación tridimensional y las pérdidas aerodinámicas de punta);

- los efectos aerodinámicos inestables; - los efectos dinámicos estructurales y el acoplamiento de los modos de vibración; - los efectos aeroelásticos; y - el comportamiento del sistema de control y de protección del aerogenerador. 7.6 MEDICIONES DE CARGA Si las cargas de diseño se derivan de mediciones de carga, estas mediciones se deberían tomar en condiciones lo más próximas posible a los casos de carga de diseño descritas en la sección 7.5. La extrapolación de las cargas medidas debe ocurrir de conformidad con la norma IEC 61400-13. Requisitos adicionales para las mediciones de carga se pueden encontrar en la sección 9.3 de IEC 61400-13. Para cualquiera de los casos de carga de diseño indicadas en 7.4 o 7. 5, se pueden usar las mediciones de carga en lugar de los cálculos, siempre que estas mediciones se tomen en condiciones similares a las que especifica el caso de carga de diseño. 7.7 CÁLCULO DE ESFUERZO Los esfuerzos se deben calcular en todos los componentes que soportan carga importante. Los esfuerzos que se calculan a partir de fuerzas y momentos individuales dentro de un caso de carga de diseño se deben combinar para obtener esfuerzos equivalentes. Los esfuerzos equivalentes resultantes se deben comparar con los valores de diseño para los esfuerzos del material.


43

En el cálculo de los esfuerzos, se deben considerar los siguientes aspectos: - variaciones de esfuerzo; - concentraciones de esfuerzo; - magnitud y dirección de las cargas resultantes; - dimensiones del componente y variaciones en el espesor del material; - rugosidad de la superficie del componente, tratamiento de la superficie; - tipo de carga (flexión, tracción, torsión, etc.); y - soldadura, fundición, maquinado, acabado final de la construcción, etc. La Tabla 5 proporciona una guía para el cálculo de los esfuerzos equivalentes a partir de los valores unidireccionales.

Tabla 5. Esfuerzos equivalentes

Base de pala circular Base de pala rectangular

Eje del rotor

Carga axial

B

zBzB A

F=σ

B

zBzB A

F=σ

shaft

shaftshaft A

F −− = x

xσ

Flexión

B

yBxBMB W

MM 22 +=σ

yB

yB

B

xBMB W

M

WM

+=x

σ shaft

shaftshaft W

M=−Mσ

Cizallamiento insignificante insignificante

shaft

shaftxshaft W

M

2−

− =Mτ

Combinado (axial + flexión)

MBzBBeq σσσ += 22 3)( shaftMshafMshafxeq tt −−− ++= τσσσ

7.8 FACTORES DE SEGURIDAD 7.8.1 Factores y requisitos del material Los factores del material que se indican en esta sección se deben aplicar a las propiedades del material estimadas con una probabilidad de 95 % y con límites de confianza del 95 %. Si las propiedades del material se derivan para otras probabilidades de supervivencia, el factor de seguridad para los materiales se debe ajustar (véase el Anexo E). Para las resistencias, éstas pueden ser tanto con base en el esfuerzo como en la deformación. Los siguientes factores se deben considerar al determinar las propiedades del material: a) materiales y configuraciones del material representativos de la estructura de escala

total; b) método de manufactura de las muestras de ensayo que son típicas de la estructura de

escala total; c) ensayos de carga estática, de fatiga, y de espectro (incluyendo los efectos de variación); d) efectos ambientales (por ejemplo corrosión, degradación ultravioleta, humedad,

temperatura, etc.); y


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e) efectos de la geometría que afecten las propiedades del material (por ejemplo la orientación del material para la inyección de palas moldeadas, acabado de las capas en los compuestos y la madera, orientación del material con respecto al fraguado de metales, etc.).

La Tabla 6 enumera los factores de seguridad parciales para los materiales que se deben utilizar para los análisis de la resistencia a la fatiga y la ruptura. Cuando los cinco factores arriba mencionados se han considerado correctamente, se pueden usar los factores mínimos de seguridad parcial para los materiales. Esta situación se denomina "caracterización total". Si las propiedades del material se basan únicamente en los ensayos de muestreo y no consideran todos los factores mencionados, se deben usar los factores máximos para el material. Esta situación se denomina "caracterización mínima". El Anexo E suministra una guía para determinar los factores adecuados dependiendo de la cantidad y el tipo de ensayo de material que se realiza.

Tabla 6. Factores de seguridad parcial para los materiales

Condición Caracterización total Caracterización mínima Resistencia a la fatiga 1,25 a) 10,0 b)

Resistencia a la ruptura 1,1 3,0 a) El factor se aplica a los rangos de esfuerzo, como se indica en la ecuación (48).

b) El factor se aplica a la resistencia a la ruptura medida del material. 7.8.2 Factor de seguridad parcial para las cargas El factor de seguridad parcial explica la incertidumbre en el proceso de estimación de la carga y por ello es diferente para cada método de determinación de carga. La Tabla 7 presenta los factores de carga que se han de usar para cada método. Se ha verificado un modelo aeroelástico con cargas medidas, por lo tanto el factor de seguridad parcial para las cargas es el más bajo para este método de determinación.

Tabla 7. Factores de seguridad parcial para las cargas

Método de determinación de carga Factor de seguridad para cargas de fatiga, γf

Factor de seguridad para cargas de ruptura, γf

Cálculo sencillo de la carga 1,0 3,0 Modelado aeroelástico con datos de diseño (r.p.m, potencia)

1,0 1,35

Mediciones de carga con extrapolación 1,0 3,0 7.9 ANÁLISIS DEL ESTADO LÍMITE 7.9.1 Análisis de la resistencia a la ruptura Para la resistencia a la ruptura, el requisito de diseño que se debe cumplir se expresa mediante la siguiente ecuación:

fm

kd

fγγ

σ ≤ (47)

en donde

ƒk es la resistencia característica del material; γm es el factor de seguridad parcial para los materiales; y γf es el factor de seguridad parcial para las cargas.


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7.9.2 Falla por fatiga El daño por fatiga proveniente de todos los casos de carga de fatiga debe ser combinado. El daño por fatiga se debe estimar utilizando un cálculo apropiado. Por ejemplo, en el caso de la regla de Miner, el estado límite se alcanza cuando el daño acumulado excede 1. De éste modo, el daño acumulado en el período de vida útil de una turbina debe ser inferior o igual a 1:

0,1(

≤= ∑i imf

i

sNn

Dañoγγ

(48)

en donde

ni es el número contado de ciclos de fatiga en el intervalo i del espectro característico de carga, incluyendo todos los casos de carga pertinentes;

si es el grado de esfuerzo (o deformación) asociado con los ciclos contados en el intervalo i,

incluyendo los efectos tanto del rango medio como del cíclico; N(.) es la cantidad de ciclos hasta la falla en función del esfuerzo (o deformación) indicado por el

argumento (es decir la curva S-N característica); y

γf, γm son el factor de seguridad adecuado para las cargas y los materiales respectivamente. En el caso de utilizar el modelo de carga simplificado (7.4), los rangos del caso de carga A se deben aplicar para la cantidad de ciclos de fatiga que se indican en la ecuación (49).

60ddesign TnB

n = (49)

en donde

Td es la vida útil de diseño de la turbina en segundos. Si no está disponible la curva S-N, se debe utilizar la ecuación (47) con la resistencia a la ruptura como la resistencia característica del material. Se deben utilizar el factor de seguridad parcial para la fatiga y la caracterización mínima de la Tabla 6 (γm = 10,0). 7.9.3 Análisis de deflexión crítica En los casos de carga de diseño se debe verificar que no se presenten deflexiones que afecten la seguridad de la turbinas. Una de las consideraciones más importantes es verificar que no haya interferencia mecánica entre la pala y la torre. Ninguna parte de la pala debe golpear a la torre bajo ninguno de los casos de carga de diseño. La deflexión extrema máxima predicha multiplicada por el factor adecuado de carga parcial no debe exceder el espacio libre sin carga entre la pala y la torre. 8. SISTEMA DE PROTECCIÓN Y PARADA 8.1 GENERALIDADES El aerogenerador debe estar diseñado de manera tal que cumpla todos los parámetros dentro de sus límites de diseño en todos los casos de carga de diseño. Esto se debe lograr a través de un sistema de protección activo y/o pasivo incluido en el diseño. En particular, deben existir medios para evitar exceder el límite de diseño de la velocidad rotacional nmáx.


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8.2 REQUISITOS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN El sistema de protección debe estar diseñado a prueba de fallas. Debe tener la capacidad de proteger al aerogenerador de cualquier falla individual o alguna falla en la fuente de energía o en cualquier componente que no sea a prueba de fallas dentro del sistema de control y protección. El ensayo y/o análisis debe verificar el comportamiento a prueba de fallas del sistema. Una falla en el control, la energía, o en el sistema de protección no debe permitir que la turbina exceda la velocidad rotacional o que pase a funcionamiento no seguro. El sistema de protección debe tener la capacidad de operar satisfactoriamente cuando la turbina está en control manual o automático. Se deben tomar medidas para evitar el ajuste accidental o no autorizado del sistema de protección. 8.3 PARADA MANUAL Para turbinas con un área de barrido superior o igual a 40 m2, debe haber un botón/interruptor de parada manual y procedimientos de parada. Este botón/interruptor debe anular al sistema de control automático y hacer que la máquina quede parqueada para todas las condiciones de funcionamiento normal. Para las turbinas con un área de barrido inferior a 40 m2, no se requiere el botón/interruptor de parada manual, pero se deben especificar procedimientos de parada. Sin embargo, se recomienda un botón/interruptor de parada manual para estas turbinas. 8.4 PARADA PARA MANTENIMIENTO El fabricante debe suministrar un método seguro para detener el aerogenerador antes de llevar a cabo inspecciones, servicio o mantenimiento. El método debe incluir la especificación del viento máximo y otras condiciones en las cuales se puede realizar el procedimiento. Esta velocidad máxima del viento no debe ser inferior a 0,5 Vave. Los movimientos del rotor y de orientación se deben llevar a un estado de parado antes de realizar el mantenimiento. El fabricante debe proporcionar procedimientos para llevar la turbina al estado de parado. El descenso de un aerogenerador pequeño en una torre que permite inclinación es un procedimiento aceptable para llevar la turbina al estado de parado. El mantenimiento para aerogeneradores pequeños en torres que permiten inclinación se puede realizar en el suelo. Si el mantenimiento se realiza en la punta de la torre, entonces debe haber medios para evitar el movimiento de orientación en el rotor antes del realizar el mantenimiento. 9. ENSAYOS 9.1 GENERALIDADES Esta sección describe los ensayos disponibles para los aerogeneradores pequeños. En el numeral 5.2 se presenta una visión general de los ensayos que son obligatorios. Los especímenes para ensayo deben ser representativos del diseño del tipo/componente de aerogenerador. Se deben utilizar instrumentos correctamente calibrados y tasas de muestreo adecuadas. Para todas las mediciones en que se requiere la velocidad del viento, la ubicación del anemómetro y el sector de medición deben estar acordes con la edición más reciente de la norma de ensayo de curva de potencia, IEC 61400-12-1.


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Los ensayos deben documentarse en un informe que contenga una descripción completa de los métodos de ensayo utilizados, las condiciones de ensayo, las especificaciones de la máquina ensayada y los resultados de ensayo. La descripción del método de ensayo debe incluir una presentación detallada de los procedimientos de medición, la instrumentación, la adquisición de los datos y el análisis de los datos. Toda desviación de los métodos descritos en ésta sección debe estar documentada. Los informes de medición deben cumplir con lo requisitos de la norma ISO/IEC 17025 y las normas pertinentes utilizadas para definir los requisitos de ensayo (por ejemplo IEC 61400-12-1 e IEC 61400-13). 9.2 ENSAYOS PARA VERIFICAR LOS DATOS DE DISEÑO 9.2.1 Generalidades Con el fin de determinar los datos que se requieren para el análisis simplificado de carga o para verificar el modelo aereoelástico, se debe llevar a cabo un ensayo para determinar los siguientes datos de diseño: - potencia de diseño, Pdesing; - velocidad rotacional de diseño, ndesign; - par de torsión de diseño del eje, Qdesign; y - velocidad rotacional máxima, nmáx. 9.2.2 Pdesing, ndesign, Vdesign y Qdesign La velocidad del viento de diseño se define como 1,4 Vave. La potencia de diseño Pdesing y la velocidad rotacional de diseño ndesign son entonces el nivel de potencia y la velocidad rotacional a la velocidad del viento. Para determinar estos parámetros, la velocidad del viento, la producción de energía y las r.p.m se deben medir con la carga eléctrica nominal. Los datos medidos se deben llevar a intervalos de velocidad del viento de 0,5 m/s. Cada intervalo de velocidad del viento desde 1 m/s por debajo de Vin hasta 2 Vave debe contener por lo menos 30 puntos de datos. Un punto de datos se basa en un promedio de un minuto de muestras registradas a una tasa de muestreo de por lo menos 0,5 Hz. El par de torsión de diseño se debe derivar a partir de Pdesing y ndesign. Se debe asumir que la eficiencia de la transmisión,η, está dada por la ecuación (50) en ausencia de algún valor que haya probado ser más preciso.

WPparan

WPparaPn

design

designdesign

000207,0

00020005000,06,0

>=

≤+= (50)

design

designdesign n

PQ

ηπ30

= (51)


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9.2.3 Rata máxima de orientación Esta rata se define como la velocidad máxima del movimiento de orientación del rotor alrededor del eje de orientación. En el caso del turbinas de plegado, ésta velocidad de orientación puede consistir en la velocidad de orientación de la estructura de la góndola y un componente de la velocidad del plegado alrededor de un eje paralelo al eje de orientación. Los valores medidos no se pueden usar en los cálculos simples de la carga. En su lugar, se deben utilizar los valores dados por la ecuación 27. Si el fabricante quiere medir la rata de orientación para la validación del modelo, se recomienda tener en cuenta las siguientes consideraciones: - la rata de orientación está influenciada significativamente por las condiciones externas; - podría ser necesaria la interpolación o la extrapolación para derivar la rata máxima de

orientación; y - determinar las ratas de orientación a partir de las posiciones de orientación puede

originar resultados ambiguos. 9.2.4 Velocidad rotacional máxima La velocidad del rotor se debe medir en la condición de la turbina con mayor probabilidad de proporcionar la velocidad más alta del rotor (por ejemplo en la pérdida de carga o ráfaga del viento) a velocidad del viento entre 10 m/s y 20 m/s. Se requieren por lo menos dos horas de datos de las cuales 30 minutos como mínimo deben estar por debajo de 15 m/s y 30 minutos deben estar por encima de 15 m/s. A partir de estos datos, la velocidad máxima del rotor se debe determinar mediante interpolación o extrapolación para Vref, teniendo en cuenta todos los cambios visibles de la pendiente. 9.3 ENSAYO TÉCNICO DE CARGA El propósito de las mediciones de la carga puede ser doble: validar los cálculos del diseño o determinar las carga de diseño. El programa de medición de la carga debe basarse y consistir en la medición de los casos de carga tan cerca como sea posible a los casos de carga de diseño que se definen en el numeral 7.5. Los casos de carga de medición deben incluir todas las condiciones de funcionamiento normal y crítico, y también las condiciones de falla, el desempeño del frenado y el comportamiento de la orientación. El ensayo debe ser suficiente para caracterizar el comportamiento operativo típico a través de todo el rango de velocidad del viento de diseño. Se debe recolectar una cantidad estadísticamente significativa de datos para las velocidades del viento pertinentes que permitan la extrapolación. Los datos medidos deben incluir por lo menos las cargas, los parámetros meteorológicos y los datos funcionales del aerogenerador. Las cargas en los puntos críticos de la estructura se deben medir. Estas cargas pueden incluir los momentos de flexión de la base de la pala, las cargas en el eje y las cargas que actúan en la estructura de soporte. Los parámetros meteorológicos deben incluir la velocidad del viento a la altura del buje y la dirección del viento. También se deben medir los datos funcionales pertinentes del aerogenerador, incluyendo la velocidad del rotor, la energía eléctrica, la posición de orientación y el estado de la turbinas. En caso en que las mediciones de carga se lleven acabo para validar las cargas de diseño, los datos se deben analizar de manera tal que sea posible la comparación válida con las cargas calculadas. Como mínimo, se deben evaluar los valores medio, mínimo y máximo así como la


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desviación estándar de los datos de carga adecuados, y se deben incluir en los rangos registrados de la velocidad del viento y de turbulencia. Los datos correspondientes deben incluirse en el informe de ensayo. En la norma IEC 61400-13 se puede encontrar una guía para los procedimientos de ensayo y para la evaluación de los ensayos. 9.4 ENSAYO DE DURACIÓN 9.4.1 Generalidades El propósito del ensayo de duración es investigar: - la integridad estructural y la degradación del material (corrosión, grietas, deformaciones); - la calidad de la protección ambiental del aerogenerador; y - el comportamiento dinámico de la turbinas. Durante el ensayo de duración, se deben implementar los procedimientos de ensayo para determinar si la turbina de ensayo cumple a cabalidad los criterios de ensayo que se indican a continuación y cuándo lo hace. El aerogenerador aprobará el ensayo de duración cuando haya logrado: - un funcionamiento confiable durante el periodo de ensayo; - por lo menos 6 meses de funcionamiento; - por lo menos 2 500 h de producción de energía con vientos de cualquier velocidad; - por lo menos 250 h de producción de energía con vientos de 1,2 Vave y mayores; y - por lo menos 25 h de producción de energía con vientos de 1,8 Vave y mayores. La velocidad del viento es el promedio de las muestras de velocidad del viento tomadas durante 10 min con una tasa de muestreo de por lo menos 0,5 Hz. La densidad promedio de la turbulencia a 15 m/s y la velocidad del viento instantánea más alta durante el ensayo se deben indicar en el informe. La producción de energía significa que la turbina produce energía positiva medida mediante el transductor de energía en el punto de conexión con la carga eléctrica. El comportamiento de la turbina durante el ensayo de duración se debe asemejar al uso normal de la turbina lo máximo que sea posible, por ejemplo se deberían cambiar los niveles de tensión de la batería para reflejar la carga y la descarga normal del banco de baterías para los sistemas para carga de baterías. Es común que los fabricantes de turbinas pequeñas ofrezcan la misma turbina en una variedad de configuraciones de torres. En esta situación no se requiere ensayo de duración para cada torre si se puede demostrar adecuadamente, mediante cálculo y ensayo a corto plazo, que el comportamiento dinámico y estático de una torre alterna no hace que se excedan los límites de diseño del sistema.


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9.4.2 Funcionamiento confiable 9.4.2.1 Generalidades El funcionamiento confiable implica: - una fracción de tiempo operativo de por lo menos 90 %; - ausencia de falla importante de la turbina o en los componentes en el aerogenerador; - ausencia de desgaste, corrosión o daño significativo de los componentes de la turbina; y - ausencia de degradación significativa de la energía producida en velocidades del viento

comparables. Si la turbina tiene una alteración cualquiera durante el ensayo que sea diferente a realizar el mantenimiento programado o las inspecciones, la organización que realiza el ensayo determinará si tal alteración ha producido una falla importante o un cambio significativo del diseño. El concepto de la organización que realiza el ensayo se debe indicar en el informe de ensayo. Una falla principal del sistema del aerogenerador incluye cualquier falla de los componentes del sistema que afecte la seguridad y el funcionamiento de la turbina incluyendo las palas, el controlador de carga, el alternador, los cojinetes de orientación o el inversor. El desgaste significativo es cualquier desgaste que, extrapolado a la vida útil de la turbina, produciría una pérdida inaceptable de resistencia mecánica, de tolerancias o de distancias de seguridad. El desgaste, la corrosión y el daño en los componentes se deben evaluar mediante la realización de una inspección detallada del sistema de turbinas al final del ensayo. 9.4.2.2 Fracción de tiempo operativo Para los propósitos de este ensayo, la fracción del tiempo operativo se define como la medida de desempeño dada por la relación entre el tiempo durante el cual el aerogenerador muestra su comportamiento normal de diseño y el tiempo de ensayo en cualquier periodo de evaluación expresado como porcentaje. Un comportamiento normal de diseño incluye lo siguiente (según corresponda): - una turbina que produce energía; - arranque y parada automáticos debido a la transición de la velocidad del viento desde

un arranque por viento bajo hasta un corte por viento alto; - estado de parqueo o ralentí en velocidades del viento inferiores a Vin o superiores a Vout;

y - tiempo prolongado entre una parada normal (que no es causada por una falla) y un

reinicio de la turbina (por ejemplo un ciclo de enfriamiento de los frenos, retracción de los frenos aerodinámicos en la punta de la pala).

La fracción del tiempo operativo, O, está dada por la siguiente ecuación:

%100xEUT

EUNT

TTTTTTT

O−−

−−−=


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en donde

TT es el periodo total de tiempo en consideración; TN es el tiempo durante el cual se sabe que la turbina no está en operación; TU es el tiempo durante el cual el estado de la turbina es desconocido; y TE es el tiempo que se excluye en el análisis.

Observe que ni el tiempo durante el cual se desconoce el estado de la turbina ni el tiempo que se excluye del análisis cuentan en contra o a favor de la fracción de tiempo operativo. Se deben considerar las siguientes condiciones como falla de la turbina y deben ser parte de TN: - toda condición de falla de la turbina indicada por el controlador de la turbina que evite

que ésta funcione; - toda parada automática de la turbina mediante su controlador debido a una falla

indicada; - selección manual del modo pausa, detención o de prueba que evite que la turbina

funcione normalmente, para propósitos de mantenimiento rutinario o por una condición de falla percibida;

- inspecciones de la turbinas realizadas según las recomendaciones del fabricante; y - tiempo muerto debido al desentorchamiento del cable de bajada (cable de conexión

eléctrica). Se deben considerar las siguientes condiciones como el tiempo durante cual se desconoce el estado de la turbina (TU en la ecuación que se indica arriba): - falla o mantenimiento del sistema de adquisición de datos del instituto que realiza el

ensayo; y - registros perdidos o no resueltos de la condición de la turbina. Las siguientes condiciones se deben excluir del periodo de tiempo de ensayo y deben ser parte de TE: - inspecciones de la turbina realizadas como parte de este ensayo que no son

recomendadas por el fabricante (por ejemplo la inspección del sistema de adquisición de datos);

- selección manual del modo de pausa, detención o de prueba que evita que la turbina

funcione normalmente, para cualquier propósito diferente del mantenimiento rutinario o por una condición de falla percibida;

- falla de la red, del sistema de batería, del inversor o de cualquier componente externo al

sistema de turbinas que se somete a ensayo (véase a continuación). Si estos componentes se consideran como parte del sistema, este tiempo se debe contar como de TN; y


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- producción reducida de energía o falta de producción debido a que el sistema de control de la turbina está detectando condiciones externas que están fuera de las condiciones externas de diseño.

Si se presenta una falla de la turbina durante una de las situaciones anteriormente mencionadas, causada durante las condiciones externas normales, este tiempo se debe contar como de TN. El informe del ensayo de duración debe establecer con claridad cuáles componentes se consideraron parte del sistema de turbinas y cuáles componentes se consideraron externos a la turbina. Esta declaración debe considerar: - la interfaz mecánica entre la turbina y el suelo; - la interfaz eléctrica entre la turbina y la carga; y - la interfaz de control entre la turbina y los dispositivos de control local y/o remoto. En los casos en que puedan existir condiciones que no son atribuibles claramente a una falla de la turbina o a una condición externa, el plan de ensayo debe definir a qué categoría se van a atribuir tales condiciones. Ejemplos de dichas condiciones son: - activación involuntaria de los frenos de la punta de la pala o del plegado; y - confusión del controlador debido a transitorios de tensión. El informe de ensayo debe describir la instrumentación y las disposiciones para el registro de los datos que se permiten para determinar y registrar el estado funcional de la turbina en todo momento durante el ensayo de duración. 9.4.2.3 Degradación de la producción de energía Para verificar cualquier degradación oculta en la producción de energía de la turbina, el siguiente procedimiento es parte del ensayo de duración. Para cada mes en el ensayo de duración, los niveles de energía deben estar agrupados en intervalos para la velocidad del viento. Para cada velocidad del viento se debe hacer una gráfica con los niveles de energía en intervalos en función del tiempo. Si existe una tendencia visible, entonces se debe realizar la investigación para determinar la causa. Para los sistemas para carga de baterías, se recomienda trazar los puntos con estado comparable de carga. Únicamente los puntos de datos que se consideran de funcionamiento normal se deben utilizar en este análisis. 9.4.3 Comportamiento dinámico Se debe evaluar el comportamiento dinámico de la turbina para verificar que el sistema no muestre una vibración excesiva. El comportamiento dinámico de la turbina se debe observar en todas las condiciones de funcionamiento (por ejemplo con carga, sin carga, plegado) para vientos que van desde la velocidad de arranque del viento hasta 20 m/s. Como mínimo, la turbina se debe observar durante cinco minutos en velocidades del viento próximas a 5, 10, 15 y 20 m/s y durante un total mínimo de una hora. Se recomienda atención especial a las vibraciones y resonancias de la torre, al ruido de la turbinas, al movimiento de la cola y al comportamiento de orientación. Es conveniente anotar las observaciones en el libro de registro y reportarlas en el informe de ensayo. También se permite la evaluación mediante instrumentación.


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9.5 ENSAYO DE LOS COMPONENTES MECÁNICOS 9.5.1 Generalidades Para todas las turbinas se requiere de un ensayo de pala estática. Para todos los otros componentes que soportan carga, en el caso en que no se hayan realizado cálculos de un componente, ese componente se debe someter a un ensayo. En general, se debe aplicar la combinación más desfavorable de cargas de diseño incluyendo los factores de seguridad para dicho componente. No debe ocurrir ningún daño que pueda interferir con el funcionamiento seguro de la turbinas (por ejemplo pérdida significativa de la rigidez, deformación plástica, pandeo o agrietamiento). En el caso de los componentes adquiridos, debe ser suficiente mostrar que las cargas de diseño están dentro de las especificaciones del componente. 9.5.2 Ensayo de la pala La carga aplicada para el ensayo de pala estática debe ser la combinación más desfavorable del momento de flexión en la dirección de Flap (perpendicular al plano del rotor) y de la fuerza centrífuga. La pala se debe ensayar incluyendo la conexión de la pala al buje. No debe ocurrir ningún daño con la carga de ensayo hasta la carga máxima de funcionamiento, según lo predicho por el modelado o las mediciones, incluyendo los factores de seguridad. Se recomienda realizar el ensayo de la pala hasta producir falla para determinar el margen de resistencia entre la carga de diseño y la carga real de falla de la pala. Si se lleva a cabo el ensayo de fatiga de la pala, dicho ensayo debe cumplir los requisitos de la norma IEC 61400-23. 9.5.3 Ensayo del buje Si se lleva a cabo un ensayo del buje, dicho buje se debe ensayar estadísticamente mediante la simulación de la fuerza centrífuga y de la flexión en dirección de flap en todos los puntos de conexión de las palas. El ensayo del buje debe incluir la conexión del buje al eje. No debe ocurrir daño con la carga de ensayo de diseño (incluyendo los factores de seguridad) basada en la carga máxima calculada. 9.5.4 Ensayo de la estructura de la góndola Si se lleva a cabo un ensayo de la estructura de la góndola, dicha estructura se debe ensayar estadísticamente sometiéndola a un momento de flexión en inclinación del eje, a la fuerza axial del rotor y a su propio peso. No se debe presentar daño con la carga de ensayo de diseño (incluyendo los factores de seguridad) basada en la carga máxima calculada. 9.5.5 Ensayo del mecanismo de orientación Si se lleva a cabo éste tipo de ensayo, el mecanismo de orientación se debe ensayar mediante la aplicación de las cargas que se describen para el ensayo de la estructura de la góndola. Se debe demostrar que el mecanismo de orientación aún funciona correctamente. 9.5.6 Ensayo de la caja multiplicadora El ensayo de la caja multiplicadora no se requiere, pero se recomienda realizar un ensayo de acuerdo con la norma AGMA/AWEA 921-A97.


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9.6 SEGURIDAD Y FUNCIÓN El propósito de los ensayos de seguridad y función es verificar que la turbina que se ensaya presente el comportamiento predicho en el diseño y que las disposiciones relacionadas con la seguridad del personal están implementadas de forma correcta. Los ensayos de seguridad y función deben incluir las funciones críticas de los sistemas de control y protección que requieren verificación de ensayo, como se describe en la documentación del diseño. Estas funciones críticas deben incluir: - control de potencia y velocidad; - control del sistema de orientación (alineación del viento); - pérdida de carga; - protección contra el exceso de velocidad en la velocidad del viento de diseño o por

encima; y - arranque y parada en velocidades del viento superiores a la del diseño. Otros elementos que se podrían aplicar son: - protección contra la vibración excesiva; - protección contra la tensión más alta o más baja en la batería; - parada de emergencia durante el funcionamiento normal; - torsión del cable; y - protección contra operación en red aislada (para aerogeneradores conectados a la red). También se deben someter a ensayo todas las funciones del sistema de protección adicionales que se pueden activar por una falla en el componente o por otros eventos críticos o condiciones funcionales críticas. Este ensayo puede incluir la simulación de la condición funcional o del evento crítico. Por ejemplo, los aerogeneradores con cables de bajada diseñados para desconectarse automáticamente cuando se presenta torsión excesiva del cable deben demostrar que funcionan correctamente. 9.7 ENSAYO AMBIENTAL Si la turbina está diseñada para condiciones externas que no son condiciones externas normales, (como se indica en la sección 6), la turbina se debe someter a ensayos que simulen dichas condiciones. Estos ensayos se realizan de preferencia en la turbina completa. Si esto no es factible, los ensayos deben realizarse en todas las partes del sistema que estén afectadas por la condición externa.


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9.8 ELÉCTRICO Todos los subsistemas eléctricos críticos de seguridad (por ejemplo generadores, panel de control, motores, transformadores, GFCI, calentadores) de un aerogenerador se deben evaluar y someter a ensayo según las normas IEC y las nacionales correspondientes. Por ejemplo, para generadores, el ensayo se debería realizar de conformidad con las NTC 2805 (IEC 60034-1), NTC 3477 (IEC 60034-2), NTC-IEC 34-5 (IEC 60034-5) y NTC 1545 (IEC 60034-8). 10. SISTEMA ELÉCTRICO 10.1 GENERALIDADES El sistema eléctrico de un aerogenerador y todos los componentes eléctricos usados en él como controladores, generadores o similares, deben cumplir con las secciones 4 a 15 de la norma IEC 60204-1, las normas nacionales correspondientes y los códigos locales. Cuando el aerogenerador está conectado a una red de energía de equipos eléctricos, se debe aplicar el numeral 10.7.3. Todo componente eléctrico debe poder soportar todas las condiciones ambientales de diseño (véase el numeral 6.4), así como los esfuerzos mecánicos, químicos y térmicos a los cuales se puede ver sometido el componente durante el funcionamiento. Todo componente eléctrico seleccionado con base en sus características de potencia debe ser adecuado para el trabajo que se requiere en el equipo, teniendo en cuenta los casos de carga de diseño que incluyen las condiciones de falla. Sin embargo, si un componente eléctrico, por su diseño, no tiene las propiedades correspondientes a su uso final, se puede usar en la condición en la que proporcione protección adicional adecuada como parte del sistema eléctrico completo del aerogenerador. Todos los circuitos del sistema de protección de la turbina que posiblemente se vean afectados por descargas atmosféricas y otras condiciones de sobretensión transitoria deben estar protegidos según la IEC 61643-1. Todos los dispositivos de protección de picos de tensión usados en el aerogenerador deben cumplir lo indicado en la IEC 61643-1. 10.2 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN El sistema eléctrico de un aerogenerador debe incluir dispositivos apropiados que aseguren la protección contra el mal funcionamiento, ya sea del aerogenerador o del sistema eléctrico externo que pueda conducir a un estado o condición de inseguridad. Esto se debe hacer de conformidad con la IEC 60204-1, numerales 7.1 a 7.5 y 7.8. Ejemplos de tales dispositivos son fusibles para protección de sobrecorriente, resistencias térmicas para temperatura, etc. 10.3 DISPOSITIVOS DE DESCONEXIÓN Debe ser posible la desconexión del sistema eléctrico de un aerogenerador de todas las fuentes eléctricas de energía, según se requiera para el mantenimiento o el ensayo. Los dispositivos de semiconductores no deben utilizarse solos como dispositivos de desconexión. Cuando son necesarios los sistemas de iluminación u otros sistemas eléctricos para la seguridad durante el mantenimiento, deben proveerse circuitos auxiliares con sus propios dispositivos de desconexión, de modo que estos circuitos puedan permanecer energizados mientras que los demás circuitos estén sin energía.


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10.4 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA El diseño de un aerogenerador debe incluir un sistema local de electrodos de puesta a tierra para cumplir con los requisitos de la norma lEC 60364-5-54 y de los códigos eléctricos locales. La instalación, disposición y selección del equipo de puesta a tierra (electrodos de tierra, conductores de tierra, barrajes y bornes principales) deben concordar con la aplicación del aerogenerador para la protección contra descargas atmosféricas. El rango de condiciones del suelo para que el sistema de electrodos de tierra sea el adecuado debe indicarse en la documentación de instalación, junto con las recomendaciones necesarias si se encuentran otras condiciones del suelo. 10.5 PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Indicaciones para la protección contra descargas atmosféricas de un aerogenerador se pueden encontrar en la norma lEC 61400-24. No es necesario extender las medidas protectoras a las palas. Se pueden encontrar indicaciones adicionales para la protección contra descargas atmosféricas de un aerogenerador en el documento IEA “Prácticas recomendadas para el ensayo de aerogeneradores, 9. Protección contra descargas atmosféricas para las instalaciones de aerogeneradores”. 10.6 CONDUCTORES Y CABLES ELÉCTRICOS Los conductores de un aerogenerador deben tener los valores nominales para la aplicación particular con respecto a la temperatura, la tensión, la corriente, las condiciones ambientales y la exposición a degradantes (aceite, exposición ultravioleta) según la norma IEC 60204-1, Sección 13. Se deben tomar en consideración los esfuerzos mecánicos, incluyendo aquellos causados por la torsión, a los cuales pueden estar sujetos los conductores durante la instalación y el funcionamiento. Los conductores se deben instalar de acuerdo con la norma EC 60204-1, Sección 14. Cuando existe una probabilidad de que los roedores u otros animales dañen los cables, deben utilizarse cables o conductores blindados. Los cables subterráneos deben enterrarse a una profundidad apropiada para evitar que puedan ser dañados por los vehículos de servicio o el equipamiento del parque. Los cables subterráneos deben estar marcados con cubiertas de cables o con cinta de marcar adecuada. Los límites de la protección deben estar diseñados de manera tal que todo exceso de tensión transferido al componente eléctrico no exceda los límites establecidos por los niveles de aislamiento del componente. 10.7 CARGAS ELÉCTRICAS 10.7.1 Generalidades Las cargas eléctricas que se tratan en las Secciones 10.7.2 a 10.7.5 son cargas adecuadas para los sistemas de aerogeneradores. 10.7.2 Carga de baterías Un aerogenerador previsto para ser utilizado como un dispositivo para cargar baterías debe estar diseñado para cargar la batería con la corriente y la tensión adecuada para el tipo recomendado en el manual de funcionamiento. Otras consideraciones son:


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- temperatura de la batería; - expansión de la batería; y - calibre del conductor y valores nominales del aislamiento. El circuito que realiza la carga debe tener la capacidad para soportar la tensión máxima durante una pérdida de carga o cuando las baterías están totalmente cargadas y la tensión se transfiere a otro uso. 10.7.3 Red de energía eléctrica (sistemas conectados a la red principal) 10.7.3.1 Generalidades Un aerogenerador previsto para ser conectado a una red de energía eléctrica debe cumplir con los requisitos indicados en las secciones 10.7.3.2 a 10.7.3.3 y las normas de interconexión pertinentes. 10.7.3.2 Autoexcitación - pérdida de la conexión a la red Cualquier sistema eléctrico que pueda por sí mismo autoexcitar el aerogenerador debe desconectarse y permanecer desconectado de forma segura en el caso de pérdida de energía de la red. Si un banco de condensadores se conecta en paralelo con un aerogenerador conectado a la red (por ejemplo, para la corrección del factor de potencia), se requiere de un interruptor apto para desconectar el banco de condensadores siempre que exista una pérdida de energía de la red, para evitar la autoexcitación del generador eléctrico del aerogenerador. De forma alternativa, si los condensadores son aptos, es suficiente mostrar que éstos no pueden causar autoexcitación. Se debe disponer de medios para descargar los condensadores en el evento de que el banco de condensadores no se pueda desconectar. 10.7.3.3 Armónicos y equipo de condicionamiento de potencia Los componentes del condicionamiento de potencia, tales como inversores, controladores eléctricos de potencia, y compensadores estáticos VAR, se deben diseñar de manera tal que los armónicos de la corriente de línea y la distorsión de la forma de onda de la tensión no interfieran con el relé de protección de la red eléctrica. Específicamente, para aerogeneradores conectados a la red, los armónicos de la corriente generados por el aerogenerador deben ser tales que la distorsión global de la forma de onda de tensión en el punto de conexión a la red no exceda el límite superior aceptable para la red eléctrica. 10.7.4 Conexión directa a motores eléctricos (por ejemplo para bombeo de agua) Los aerogeneradores que están conectados directamente a los motores pueden variar en tensión, corriente y frecuencia. El aerogenerador debe demostrar que funciona con seguridad en todo el rango de funcionamiento. (Ensayo de duración u otro ensayo o análisis podrían ser parte de las especificaciones de compra). 10.7.5 Carga resistiva directa (por ejemplo para calefacción) Los aerogeneradores que están conectados directamente a cargas resistivas pueden variar en tensión, corriente y frecuencia. El aerogenerador debe demostrar que funciona con seguridad


58

en todo el rango de funcionamiento. (Ensayo de duración u otro ensayo o análisis podrían ser parte de las especificaciones de compra). Un aerogenerador destinado para la conexión a una carga resistiva, por ejemplo a un calentador, debe tener conductores que sean óptimos para la corriente, la tensión y las temperaturas involucradas. 11. ESTRUCTURA DE SOPORTE 11.1 GENERALIDADES La estructura de soporte es un componente crítico para un aerogenerador. La estructura de soporte lleva las cargas provenientes de la turbina. Si el área del rotor es mayor a 2 m2, entonces la estructura de soporte se debe incluir como parte del sistema del aerogenerador. Las estructuras de soporte también deben cumplir los códigos y reglamentos locales. Se recomienda que cualquier aerogenerador y torre que no se puedan descender con seguridad hasta el suelo para su mantenimiento deberían tener un sistema que detenga las caídas al ascender, descender y trabajar en la punta de la torre. 11.2 REQUISITOS DINÁMICOS Las resonancias de la estructura de soporte del aerogenerador pueden ser un aspecto crítico del diseño y por ello se recomienda tenerlas en cuenta para evitar el funcionamiento continuo con frecuencias de resonancia del sistema de turbinas que ocasionan vibraciones excesivas. Esto es particularmente importante si la estructura de soporte es una edificación habitada. 11.3 FACTORES AMBIENTALES El sistema de soporte del aerogenerador debería tener la capacidad de soportar todas las condiciones externas que se indica en la sección 6. Se recomienda consideración particular a la instalación, el funcionamiento y el mantenimiento del aerogenerador en condiciones ambientales extremas. El fabricante debe identificar las condiciones ambientales de diseño para el aerogenerador en los manuales de instalación y funcionamiento y en la documentación del diseño. 11.4 CONEXIÓN A TIERRA La estructura de soporte del aerogenerador (incluyendo los cables de retención) debe estar conectada a tierra de manera correcta para reducir el daño debido a las descargas atmosféricas. 11.5 CIMENTACIÓN Para turbinas con un área de rotor mayor a 2 m2, el fabricante debe especificar los requisitos de la cimentación incluyendo la distribución, la ubicación de los cables de retención con recomendaciones para la ubicación de la retención máxima y mínima, y requisitos para la instalación de los cables de retención según corresponda. También debe suministrar dibujos detallados de un sistema de cimentación de muestra y de las condiciones adecuadas del suelo, según corresponda, así como las cargas de diseño para la cimentación.


59

11.6 CARGAS DE DISEÑO DE ACCESO A LA TURBINA Se deben tener en cuenta las cargas de diseño que se producen por el mantenimiento normal de la turbina, incluyendo la escalada, la elevación y el descenso de la torre. Estas cargas deben ser consistentes con los procedimientos de acceso a la turbina que se especifican en los manuales correspondientes. 12. REQUISITOS DE DOCUMENTACIÓN 12.1 GENERALIDADES Esta sección suministra los requisitos para los manuales de producto de los aerogeneradores. Estos manuales deben proporcionar una descripción clara del montaje, la instalación, el funcionamiento y los requisitos de levantamiento para el equipo del aerogenerador. La documentación también debe brindar información específica para los requisitos de mantenimiento del aerogenerador. La información se debe suministrar en uno o más manuales para el instalador, el propietario y el personal de servicio. Toda la documentación debe informar al usuario que el contenido incluye instrucciones importantes de seguridad y que los documentos se deberían conservar. La documentación debe hacer referencia al modelo, el serial, y el número de revisión de la turbina. La documentación debe estar disponible para el usuario y estar escrita en lenguaje que se pueda leer y entender. Debe estar en el idioma original y en español. 12.2 INSTALACIÓN 12.2.1 Generalidades El fabricante de los aerogeneradores debe suministrar dibujos, procedimientos, especificaciones, instrucciones y listas de embalaje para el montaje, la instalación, el funcionamiento y el levantamiento del aerogenerador. La documentación debe contener detalles de todas las cargas, pesos, herramientas de elevación y procedimientos necesarios para la manipulación e instalación seguras del aerogenerador. Si el fabricante requiere que el aerogenerador se instale por parte de personal entrenado, una declaración para tal efecto debe aparecer en la cubierta del manual de instalación: "ÚNICAMENTE PARA SER INSTALADO POR PERSONAL ENTRENADO ". Se deben incluir los requisitos para las grúas, los malacates y el equipo de elevación, incluyendo eslingas, ganchos y otros aparatos que se requieran para la elevación segura. Los puntos específicos de elevación deben estar marcados con claridad en el manual y en el componente. Se debe hacer referencia a todas las herramientas especiales, guías y accesorios así como otros dispositivos que se requieren para una instalación segura. Los requisitos para el condicionamiento previo al servicio y la lubricación correcta de todos los componentes se deben indicar con claridad en la documentación. En esta sección del manual se debe incluir un diagrama del cableado de la interconexión eléctrica con rótulos internacionales para los bornes de la máquina eléctrica con suficiente información para seleccionar los calibres correctos del conductor, si el propietario/instalador debe suministrar el cable. Un diagrama del cableado del sistema se debe suministrar bien sea en el manual de instalación o en la sección de servicio.


60

12.2.2 Estructura de soporte Para turbinas con área de barrido inferior o igual a 2 m2, el fabricante debe suministrar toda la información que el usuario necesite para seleccionar una estructura de soporte apta para el funcionamiento seguro de la turbina. Esto debe incluir los siguientes aspectos pero no limitarse a ellos: - detalles de la conexión mecánica entre turbina y torre; - detalles de la conexión eléctrica entre turbina y torre; - espacio libre mínimo entre la pala y la torre; - deflexión máxima permitida en la punta de la torre; y - cargas máximas en la punta de la torre. Para turbinas con área de barrido superior a 2 m2, se recomienda que la información indicada anteriormente sea suministrada. Para estas turbinas se debe brindar la información que se exige en el numeral 11.5. 12.3 FUNCIONAMIENTO Los documentos de funcionamiento deben incluir los procedimientos específicos para el arranque y la detención del aerogenerador en condiciones normales de funcionamiento. El manual debe incluir todos los ajustes adecuados del controlador como por ejemplo los puntos de ajuste del control de la parada de emergencia. El documento de funcionamiento también debe incluir una descripción del sistema global para el funcionamiento normal y para las aplicaciones previstas. El fabricante debe suministrar un procedimiento escrito para la parada manual que incluya una especificación del límite de la velocidad del viento y otras condiciones en las cuales el procedimiento se puede llevar a cabo de manera segura. También se debe suministrar la información de contacto para el mantenimiento no programado y el servicio al cliente. 12.4 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE RUTINA 12.4.1 Generalidades El fabricante debe proporcionar documentación para la inspección y el mantenimiento del aerogenerador. Esta documentación debe proveer una descripción clara de la inspección, el procedimiento de parada, y los requisitos de mantenimiento de rutina para el equipo del aerogenerador. Si el fabricante requiere que el mantenimiento del aerogenerador sea realizado por personal entrenado, una declaración para tal efecto debe aparecer en la cubierta del manual de instalación: "EL MANTENIMIENTO Y LAS REPARACIONES ÚNICAMENTE LAS DEBE REALIZAR PERSONAL ENTRENADO". 12.4.2 Procedimientos de seguridad El documento de mantenimiento debe incluir los procedimientos específicos para la parada, incluyendo pero no limitándose a las instrucciones sobre:


61

- desenganchar la carga y/o las fuentes de energía (véase el numeral 10 .3); - detener y asegurar el rotor; - detener y asegurar el mecanismo de orientación; - detener y asegurar el sistema del plegado, si corresponde. Si el aerogenerador está conectado al servicio de la red principal, entonces se debe suministrar un procedimiento para desconectar la turbina de la red principal. El fabricante debe suministrar recomendaciones de seguridad para escalar las torres, incluyendo equipo y procedimientos de escalada adecuados, según corresponda. 12.4.3 Inspecciones de rutina El fabricante debe proporcionar un intervalo para la inspección de rutina del aerogenerador que incluya la torre, la transmisión, el controlador y el rotor. El fabricante debe documentar los componentes que se deben inspeccionar, los cuales incluyen pero no se limitan a los siguientes: - palas del rotor; - cables de bajada desgastados o torcidos; - tensión de los alambres de retención; - fugas de lubricación; y - sujetadores. El fabricante debe suministrar una lista del equipo y las mediciones necesarias para garantizar el funcionamiento correcto y su verificación. También debe indicar todos los valores de los rangos de funcionamiento normal que son críticos para la seguridad del aerogenerador. (Esto podría incluir la tensión de la batería, la tasa de flujo de la bomba de agua, la tensión del inversor, la corriente y la frecuencia, etc.) El fabricante debe recomendar que se conserve un libro de registro para cada aerogenerador. Los datos que se deberían incluir en dicho libro son fecha, hora y personal que realiza la inspección, cualquier evento importante y toda acción correctiva que se haya tomado, así como la información adicional registrada. 12.4.4 Mantenimiento El fabricante debe proporcionar un intervalo para el mantenimiento de rutina del aerogenerador. El mantenimiento de rutina se define como cualquier servicio o reparación que el fabricante considere necesario después de un período de tiempo con el fin de mantener el funcionamiento seguro del aerogenerador. El mantenimiento de rutina puede incluir los siguientes aspectos sin limitarse a ellos: - lubricación; - ensayo periódico del sistema de parada de emergencia/exceso de velocidad; - ajuste/reemplazo del sistema de frenado; y


62

- reemplazo de los cojinetes, escobillas/anillos colectores. Si el fabricante requiere que el aerogenerador se detenga antes del mantenimiento de rutina, una declaración para éste efecto se debe suministrar en la documentación. "PRECAUCIÓN - ANTES DE REALIZAR EL MANTENIMIENTO DE RUTINA, SIGA EL PROCEDIMIENTO PARA LA PARADA CORRECTA DEL AEROGENERADOR". El fabricante debe recomendar que todo el mantenimiento y reparación se registre en el libro de registros al cual se hace referencia en el numeral 12.4.3. 12.4.5 Solución de problemas El fabricante debe suministrar una lista de elementos para la solución de problemas que se pueda verificar antes de llamar al personal de servicio. Los elementos de la lista deben ser tales que se pueda verificar por parte de un operario entrenado pero que no requieran equipo de prueba especializado ni personal de servicio capacitado. 12.4.6 Seguridad del personal En los manuales de instalación, funcionamiento y mantenimiento el fabricante debe suministrar toda la información necesaria sobre la seguridad del personal. Tal información puede incluir temas tales como: procedimientos de escalada, escaleras, puntos de anclaje y el uso de equipo de seguridad para el personal. El fabricante también debe especificar cualquier límite de la velocidad del viento para escalar y/o descender de la torre. 13. RÓTULOS DEL AEROGENERADOR Como mínimo, la siguiente información se debe presentar de manera prominente y legible en la placa de identificación rotulada deforma indeleble en la turbina: - fabricante del aerogenerador y país; - modelo y número de serie, número de revisión; - fecha de producción; - tensión y corriente máximas en los bornes del sistema de turbinas; y - frecuencia en los bornes del sistema de turbinas cuando están conectados a la red principal. La información adicional puede incluir: - masa de la punta de la torre; - velocidad de supervivencia del viento; - clase de aerogenerador; - área de barrido; - potencia de diseño; y - longitud de la pala.


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ANEXO A (Informativo)

CERTIFICACIÓN TIPO DE LOS AEROGENERADORES PEQUEÑOS A.1 GENERALIDADES La norma IEC WT01 describe el proceso de certificación para turbinas grandes y aerogeneradores pequeños. Sin embargo, la edición de la norma IEC 61400-2 entra en conflicto con algunos requisitos de IEC WT01, primera edición de 2001. Este anexo contiene recomendaciones del comité para los fabricantes y los organismos de certificación sobre la forma en que esta norma se adapta a la certificación tipo de los aerogeneradores pequeños. En la norma IEC WT01, se presentan (véase la Figura A.1) los bloques de construcción de la certificación tipo. Para turbinas pequeñas, estos módulos son los mismos. En las siguientes secciones se describen los contenidos del módulo para la evaluación del diseño y el módulo para la evaluación tipo para aerogeneradores pequeños. El contenido de los otros tres módulos son los mismos que se describen en la norma IEC WT01.

Evaluacióndel diseño

Ensayotipo

Evaluación dela fabricación

Evaluación deldiseño de lacimentación(opcional)

Medicionescaracterísticas

del tipo(opcional)

Informe dela evaluación

final

Certificadotipo

Figura A.1. Módulos de la certificación tipo (según las normas IEC WT01 e IEC 61400-2)


64

A.2 EVALUACIÓN DEL DISEÑO La norma IEC WT01 describe diez elementos dentro del módulo de evaluación del diseño. Esta norma indica que únicamente se requieren tres de los diez elementos para los aerogeneradores pequeños. Sin embargo recomendamos adicionar dos elementos nuevos a los diez elementos para un total de doce para las turbinas pequeñas. Los elementos adicionales son el ensayo para los datos del diseño y el ensayo de pala estática. En la Figura A.2 se presentan todos los 12 elementos. El ensayo de pala estática, el ensayo para los datos del diseño y el ensayo de los componentes se pueden realizar en las instalaciones del fabricante.

Evaluación delsistema de control

y protección

Evaluación de losrequisitos deldiseño de lacimentación

Evaluación delensayo para losdatos del diseño

Evaluación delcontrol del diseño

Evaluación de lascargas y los

casos de carga

Evaluación del plande fabricación

Evaluación detodos los

componentes

Evaluación del plande instalaciones

Evaluación delensayo de

pala estática

Evaluación del plande mantenimiento

Evaluación delensayo de

componentes

Evaluación de laseguridad del

personal

a)

Declaración deconformidad de la

evaluacióndel diseño

Componentes estructurales, mecánicos y eléctricosa)

Figura A.2. Elementos de la evaluación del diseño (recomendados por la IEC 61400-2)


65

A.3 ENSAYO TIPO El ensayo tipo de una turbina pequeña consta de cuatro elementos: ensayo de seguridad y función, mediciones del desempeño de la potencia, ensayo de duración y otros ensayos (EMC, ambiental, etc.). Todos los elementos se presentan en la Figura A.3. La diferencia en comparación con las turbinas grandes es el reemplazo de las mediciones de carga y el ensayo de fatiga de la pala por el ensayo de duración. Todos los ensayos dentro del módulo del ensayo tipo deben ser realizados por un laboratorio de ensayo acreditado, o el organismo de certificación debe verificar que la parte que realiza el ensayo cumple como mínimo con los criterios de las normas ISO/IEC 17020 o ISO/IEC 17025, según corresponda.

Ensayos deseguridady función

Mediciones deldesempeño de

la potencia

Ensayo deduración

Otros ensayos(EMC,

ambiental)

Declaración deconformidad del

ensayo tipo

Figura A.3. Elementos del ensayo tipo (según las normas IEC WT01 e IEC 61400-2)


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ANEXO B (Normativo)

PARÁMETROS DE DISEÑO PARA DESCRIBIR AEROGENERADORES DE CLASES Para las turbinas clase S de los aerogeneradores, en la documentación del diseño se debe suministrar la siguiente información: - Parámetros de la máquina

- Potencia nominal [W] - Rango de velocidad del viento en funcionamiento a la altura del buje [m/s] - Vida útil de diseño [años]

- Condiciones del viento

- Intensidad característica de la turbulencia en función de la velocidad media del viento.

- Velocidad del viento promedio anual [m/s] - Flujo promedio inclinado [º] - Distribución de la velocidad del viento (Weilbull, Rayleigh, medida, otra) - Modelo y parámetros de turbulencia. - Velocidad extrema del viento a la altura del buje Ve1 y Ve50 [m/s] - Modelo y parámetros de ráfaga extrema para intervalos de recurrencia de

uno y 50 años. - Modelo y parámetros de cambio extremo de dirección para

intervalos de recurrencia de uno y 50 años. - Modelo y parámetros de ráfaga coherente extrema.

- Ráfaga coherente extrema con modelo y parámetros del cambio de dirección.

- Condiciones de la red eléctrica:

- Rango y tensión de suministro normal [V] - Rango y frecuencia de suministro normal [Hz] - Desbalance de tensión [V] - Duración máxima de la interrupción de la red de energía eléctrica [días] - Cantidad de interrupciones de la red eléctrica [1/año]


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- Ciclos de autoreconexión (descripción)

- Comportamiento durante las fallas externas simétricas y asimétricas (descripción - Otras condiciones ambientales (cuando se toma en consideración):

- Condiciones de diseño en caso de aerogeneradores marinos (profundidad del agua, condiciones de las olas, etcétera.)

- Rango de temperatura normal y extrema [º C] - Humedad relativa del aire [%] - Densidad del aire [kg/m3] - Radiación solar [W/m2] - Lluvia, granizo, nieve y hielo - Sustancias químicamente activas - Partículas mecánicamente activas - Descripción del sistema de protección contra descargas atmosféricas - Modelo y parámetros de terremoto - Salinidad [g/m3]


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ANEXO C (Informativo)

MODELOS DE TURBULENCIA ESTOCÁSTICA .1 GENERALIDADES Los siguientes modelos de turbulencia estocástica se pueden usar para los cálculos de la carga de diseño. Estos modelos satisfacen los requisitos que se indican en el numeral 6.3.2. Se asume que las fluctuaciones de la velocidad turbulenta constituyen un campo de vector aleatorio cuyos componentes tienen estadísticas Gausianas media-cero. Las densidades espectrales exponenciales que describen los componentes se presentan en términos de modelo de coherencia exponencial y espectral de Kaimal o mediante el modelo isotrópico de Von Karman. Modelo espectral de Kaimal Las densidades espectrales exponenciales del componente se dan en una forma no dimensional mediante la ecuación:

3/52 )/61(

/4)(

hubk

hubk

k

k

VLf

VLfffS

+=

σ (C.1)

en donde

ƒ es la frecuencia en Hertz; k es el índice que se refiere a la dirección del componente de velocidad (es decir, 1 = longitudinal, 2

= lateral, y 3 = vertical); Sk es el espectro del componente de velocidad de un solo lado; σk es la desviación estándar del componente de la velocidad (véase ecuación (C.2)); Lk es el parámetro escalar integral del componente de la velocidad.

Y con

∫∞

=

0

2 )( dffSkkσ (C.2)

Los parámetros espectrales de turbulencia se presentan en la Tabla C.1.

Tabla C.1. Parámetros espectrales de turbulencia para el modelo de Kaimal

Índice del componente de velocidad (k) 1 2 3

Desviación estándar σk σ1 0,8 σ1 0,5 σ1 Escala integral, Lk 8,1 Λ1 2,7 Λ1 0,66 Λ1

en donde

σ1 y Λ1 son la desviación estándar y los parámetros escalares de la turbulencia respectivamente, que se especifican en esta norma.


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C.2 MODELO DE COHERENCIA EXPONENCIAL El siguiente modelo de coherencia exponencial se puede utilizar junto con el modelo de autoespectro de Kaimal para explicar la estructura de correlación espacial del componente longitudinal de la velocidad:

( )( ) ⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +−=

5,022 )/12,0(/.8,8exp),( chub LrVrfrrCoh (C.3)

en donde

Coh(r,f) es la función de coherencia definida por la magnitud compleja de la densidad espectral cruzada de los componentes longitudinales de la velocidad del viento en dos puntos espacialmente separados divididos por la función de autoespectro;

r es la magnitud de la proyección del vector de separación entre los dos puntos sobre un plano

normal a la dirección promedio del viento; ƒ es la frecuencia en Hertz; y Lc = 3,5 Λ1 es el parámetro escalar de coherencia.

C.3 MODELO DE TURBULENCIA ISOTRÓPICA DE VON KARMAN El espectro del componente longitudinal de la velocidad está dado en este caso por la ecuación no dimensional:

6/5221

1

))/(.711(

/4)(

hubk

hub

VLf

VLfffS

+=

σ (C.4)

en donde

ƒ es la frecuencia en Hertz; y L = 3,5 Λ1 es el parámetro escalar integral isotrópico; y σ1 es la desviación estándar longitudinal a la altura del buje.

Los espectros lateral y vertical son iguales y están dados en forma no dimensional por:

6/112

2

23

322

2

))/(.711(

)/(.1891./2

)()(

hub

hubhub

VLf

VLfVLf

ffSffS

+

+==

σσ (C.5)

en donde

L es el mismo parámetro escalar isotrópico usado en la ecuación (C.4); y σ2 = σ3 = σ1 son los componentes de la desviación estándar de la velocidad del viento.

La coherencia está dada por

))(5,0)(()6/5(

2),( 6/1

6/116/5

6/56/1

xKxxKxfrCoh −Γ

= (c.6)

en donde

x es 2π((ƒ⋅r/Vhub)2 + (0,12 r/L)2)0,5;

r es la separación entre los puntos fijos;


70

L es la escala integral de la turbulencia isotrópica; Γ(.) es la función gamma; y K(.)(.) es la función de Bessel modificada, de orden fraccional.

La ecuación (C.6) se puede aproximar mediante el modelo exponencial que se presenta en la ecuación (C.3), reemplazando Lc por el parámetro escalar isotrópico L.


71

ANEXO D (Informativo)

DESCRIPCIÓN DETERMINÍSTICA DE LA TURBULENCIA Si los modos de aerogeneradores, y en particular los modos de vibración del rotor, están amortiguados de manera suficiente se puede usar el siguiente modelo determinístico para la turbulencia en condiciones de viento normal. La suficiencia de la amortiguación se puede verificar utilizando un modelo estocástico simple para la velocidad del viento cuyas muestras se han tomado de forma rotacional. En este modelo de verificación simple, un incremento independiente aleatorio no correlacionado de forma secuencial con una desviación estándar del 5% de la media se adiciona a la velocidad media del viento para cada pala, en cada fase de tiempo en un modelo de simulación dinámica del aerogenerador. Se asume que cada pala está totalmente sumergida en su respectivo campo de velocidad instantánea por lo tanto se analizan entonces el registro histórico de las variables de la pala, simulado de la deflexión de punta y el momento de flexión de la base (en dirección del borde de fuga (flap) y del borde de ataque). Este análisis consiste en determinar la relación entre las amplitudes armónicas mayores y la amplitud fundamental en la frecuencia rotacional. Si esta relación es inferior a 1,5, entonces se puede utilizar el siguiente modelo determinístico: Componente longitudinal de la velocidad:

)))2(4/1(2(

)))2(4/1(2(

)2()(),,(

322

322

111

tfsentfsenzA

tfsentfsenyA

tfsenAzVtzyv

ππππ

π

++

+++=

(D.1)

en donde

(y, z) son las coordenadas lateral y vertical de los puntos sobre la superficie de barrido del rotor del aerogenerador con origen en el centro del rotor.

Componente lateral de la velocidad:

)))2(4/1(2()( 5432 tfsentfsenAtv ππ += (D.2)

Se puede asumir que el componente lateral de la velocidad es uniforme en toda el área de barrido del rotor. Para el modelo previo de velocidad del viento, los parámetros de amplitud y frecuencia están dados por las siguientes relaciones: Parámetros de amplitud: A1 = 2,0 σ1 A2 = A1 / D A3 = 0,8 A1 Parámetros de frecuencia: ƒ1 = 0,0194 Vhub / Λ1


72

ƒ2 = 4,0 ƒ1

ƒ3 = ƒ1 / 10,0 ƒ4 = 0,6 ƒ1 ƒ5 = ƒ4 / 10,0 en donde

σ1 es la desviación estándar de la velocidad del viento a la altura del buje; Λ1 es el parámetro escalar de turbulencia; Vhub es la velocidad del viento promedio durante 10 minutos a la altura del buje; y D es el diámetro del rotor de la turbina.

Observe que los componentes lateral y longitudinal unidos de la velocidad definen la velocidad del viento instantánea a la altura del buje y la dirección utilizando las siguientes relaciones:

),0,0()(

arctan)(

)))(()),0,0((()(

1

2

5,022

21

tvtv

t

tvtvtV

hub

hub

=

+=

θ

(D.3)


73

ANEXO E (Informativo)

FACTORES DE SEGURIDAD PARCIAL PARA LOS MATERIALES E.1 GENERALIDADES Este anexo suministra directrices para la selección de los factores de seguridad parcial para la fatiga de los materiales cuando no están disponibles los resultados de ensayos exhaustivos del material. E.2 SÍMBOLOS F factor que tiene en cuenta los efectos geométricos en [-]

el material compuesto N ciclos hasta producir la falla por fatiga con un nivel de esfuerzo [-]

determinado P probabilidad de supervivencia [-] R relación entre el esfuerzo mínimo y el esfuerzo máximo en un [-]

ciclo de fatiga S esfuerzo [MPa] Vf fracción del volumen de la fibra [-] γm factor de seguridad parcial para los materiales [-] δ Coeficiente de variación [-] E.3 VALOR CARACTERÍSTICO FRENTE A LOS VALORES DE DISEÑO - Valor característico. Propiedades mecánicas de los materiales o los elementos que

tiene un nivel especificado de probabilidad estadística y de confianza asociados a ellos; se utilizan para el diseño de una parte o una estructura. En esta norma, los factores de seguridad para los materiales se basan en una probabilidad de 95 % de que el material exceda el valor característico con límites de confianza de 95 %.

- Valor de diseño. Valor utilizado en el análisis de los diseños que justifica los criterios

utilizados para el diseño de una parte determinada, los métodos de análisis utilizados y el valor característico para el material empleado.

El factor de seguridad parcial para los materiales se define como:

km

d ffγ1

=

en donde

ƒd es el valor de diseño para el material;


74

γm es el factor de seguridad parcial para los materiales; y ƒk es el valor característico de la propiedad del material.

Para establecer un valor característico, la Figura E.1 ilustra las distribuciones adecuadas que se deberían utilizar. La mayoría de los diseñadores están familiarizados con la distribución normal o la curva en campana. La experiencia ha demostrado, sin embargo que un mejor ajuste para las combinaciones es la distribución de Weibull (véase Figura E.1).

Medio

Distribución normalDistribución

de Weibull

Resistencia

Porc

enta

je d

e es

pecí

men

es

Figura E.1. Distribución normal y de Weibull La distribución normal es simétrica, lo que significa que para cada muestra débil hay una muestra fuerte correspondiente. Sin embargo, la distribución de Weibull se inclina hacia un lado. En el caso que se presenta, esto implica que para cualquier conjunto de ensayos, habrá más muestras débiles que muestras fuertes. Si se inclina hacia la derecha, ello significa que hay más muestras fuertes en la población que muestras débiles. Para metales y otros materiales homogéneos, las curvas de distribución que mejor se ajustan son la típicamente normal o logarítmica-normal. Para materiales compuestos, con frecuencia la distribución de Weibull es adecuada. Ello es particularmente cierto para las propiedades de resistencia determinadas por las fibras, en donde la curva se inclina hacia la derecha, indicando que hay más muestras fuertes que débiles. Para los factores del material que se indican en esta norma se basan en la presunción de que las propiedades del material están basadas en una probabilidad de 95 % con límites de confianza de 95 %. Si las propiedades características del material se derivan para otras probabilidades de supervivencia p (pero con límites de confianza de 95 %) y o coeficiente de variación, δ, de 10% o superiores, los factores pertinentes del material se deben multiplicar con los factores que se indican en la Tabla E.1. Estos factores se basan en una distribución normal.


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Tabla E.1. Factores para diferentes probabilidades y variabilidades de supervivencia

ρ δ =10 % δ = 15 % δ = 20 % δ = 25 % δ = 30 % 99 0,93 0,95 0,97 1,02 1,06 98 0,96 0,99 1,03 1,09 1,15 95 1,00 1,05 1,11 1,2 1,3 90 1,04 1,11 1,20 1,32 1,45 80 1,08 1,18 1,31 1,47 1,65

E.4 FACTORES Y REQUISITOS DEL MATERIAL E.4.1 Generalidades Cinco factores principales influyen en la fatiga y la resistencia a la ruptura de un material. El ensayo del material debería incluir estos efectos. Ellos son: a) materiales y configuraciones del material representativos de la estructura de escala

total; b) método de manufactura de las muestras de ensayo que son típicas de la estructura de

escala total; c) ensayos de carga de espectro y de fatiga; d) efectos ambientales; y e) efectos de la geometría que afecten las propiedades del material (por ejemplo la

orientación del material para la inyección de palas moldeadas, acabado de las capas en los compuestos y la madera, orientación del material con respecto al fraguado de metales, etc.).

Los mejores datos de ensayo se derivan de ensayos de escala total que incluye los elementos a) hasta e) indicados anteriormente. Se recomienda utilizar suficientes muestras de ensayo para obtener resultados con probabilidad de 95 % y límites de confianza de 95 %. Observe también que estos efectos no incluyen los factores de concentración de esfuerzo convencional. Estos factores se consideran durante el análisis del esfuerzo, no en la caracterización del material. Si la base de datos del material no incluye todos los factores de a) hasta e), entonces los factores de seguridad parcial se deben ajustar de acuerdo a ello. Se pueden estimar factores separados para cada uno de los cinco efectos. Estos factores son multiplicativos para todas las condiciones que se aplican. El valor característico del material se divide por el factor resultante. Por ejemplo, si el valor característico no incluye los efectos ambientales o los efectos de fatiga, se debe aplicar el siguiente factor de seguridad adicional al valor característico. Factor de seguridad (efectos ambientales) x factor de seguridad (fatiga) x factor de seguridad nominal = factor de seguridad corregido. Si los criterios a) hasta e) no se cumplen para la base de datos de los materiales, la directrices de este anexo se aplican como factores de seguridad del material para el diseño del aerogenerador.


76

E.4.2 Compuestos Factor de seguridad de materiales compuestos -fibra de vidrio, γm = 7,4 Factor de seguridad de materiales compuestos -fibra de carbono, γm = 3,7 Estos son los factores del material tal como se describen en la referencia E.1 e incluyen la conversión de resistencia máxima a la tracción en resistencia a la fatiga. Estos son los factores totales que se aplican a la resistencia estática máxima del material para explicar los efectos de la fatiga, el ambiente, la confiabilidad, el tamaño, etc. Pueden ser necesarios los factores adicionales para los efectos de la geometría ya que ellos se aplican a las propiedades locales del material tal como se discute en la sección E.5. Los factores de geometría se pueden determinar de manera empírica o a través de análisis. Es conveniente incluir la concentración de esfuerzo en el análisis del esfuerzo. Estos factores no se incluyen aquí. Se observa que los factores indicados anteriormente no son demasiado conservadores. Estos factores son consistentes con la referencia E.4. Los datos típicos se presentan en las Figuras E.2 a E.4. En particular, observe que la pendiente de la curva S-N de la Figura E.4 es aproximadamente la mitad de la curva en la Figura E.2. Esta es una de las fuentes del factor de seguridad más bajo del material para compuestos de fibra de carbono en comparación con los compuestos de fibra de vidrio.

1071061051041031021011000,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

Ciclos de falla

Esf

uerz

o m

áxim

o no

rmal

izad

o S

/So

R = 0,5R = 0,1

R = 0,1 R = 0,5

Figura E.2. Diagrama típico S-N para fatiga de compuestos de fibra de vidrio (Figura 41 de la referencia E.2)


77

20 °C seco

20 °C húmedo

50 °C seco

50 °C húmedo

1071061051041031021011000

100

200

300

400

500

600

700

Ciclos de falla

Esf

uerz

o co

mpr

esiv

o m

áxim

o ab

solu

to M

Pa

20 °C húmedo20 °C seco 50 °C húmedo50 °C seco

Figura E.3. Efectos ambientales típicos sobre compuestos de fibra de vidrio

(Figura 25 de la referencia E.2)

100 101 102 103 104 105 106 107 1080

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

Ciclos de falla

Def

orm

ació

n ab

solu

ta m

áxim

a %

R = 10R = 0,1

b = 0,038

b = 0,054

Figura E.4. Diagrama de deformación por fatiga para compuestos de fibra de carbono/éster de vinilo, de gran

arrastre unidireccional a 0º, R = 0,1 y 10 (Figura 107 de la referencia E.2) E.4.3 Metales Resistencia a la fatiga

Factor de fatiga del material - acero = 1,9 - véase referencia E.3.

Factor de fatiga del material - aluminio = 3,5 - véase referencia E.3. De nuevo, estos factores convierten la resistencia máxima a la tracción en resistencia a la fatiga. Las curvas típicas se ilustran en la Figura E.5. Se pueden utilizar curvas similares para otras aleaciones o metales como el titanio.


78

104 105 106 107 108 1095 5 5 5 510

20

30

40

50

60

70

80

100

200

300

400

500

Esf

uerz

o M

N/m

²

Ciclos

Esf

uerz

o ks

i

Acero A-T-1

Acero B-1 020

C-Aleación de aluminio 2 024-T4

D-Aleación de magnesio

Todos los datos tomadosde ensayos de haz giratoriaen espécimenes pulidos

σED

σEC

σEB

σEA

Figura E.5. Curvas S-N para fatiga de materiales típicos Efectos ambientales. Si no se han llevado a cabo ensayos de esfuerzo de agrietamiento por corrosión, se aplican los siguientes factores ambientales del material - véase referencia E.4.

Factor de seguridad ambiental del material - acero = 1,3

Factor de seguridad ambiental del material - aluminio = 1,3 Factor de seguridad ambiental del material - titanio = 4,2

E.4.4 Madera

Factor de seguridad de fatiga del material - madera blanda = 3,4 - véase referencia E.5.

Factor de seguridad ambiental del material - madera blanda = 1,6 - véase referencia E.6.

Si el diseño no incluye el análisis ni el ensayo de detalles tales como escalones, uniones, cambios de geometría, etc., se debe aplicar un factor adicional de 2,8 para explicar los efectos de la geometría - véase referencia E.7. Datos de soporte adicional se proporcionan a continuación en las Figuras E.6 a E.10.


79

97531-10

10

20

30

40

50

60

70

Am

plitu

d de

esf

uerz

o M

Pa

Logaritmo (N)

+++++

+

+++++

+++

+

Líneas de fatiga para abedul con juntas

Línea de regresión Amplitud de esfuerzo totalmente invertida

Figura E.6. Datos de duración hasta la fatiga de madera blanda con juntas - véase referencia E.5.

7654321-1 8

10

20

30

40

50

60

0

Esf

uerz

o co

mpr

esiv

o pi

co M

Pa

Logaritmo (ciclos)

+

+ ++

+

++

+++++++

+++++

++ ++

+ ++ +

R = -1

R = -2

R = -10

R = 10

0

Figura E.7. Curva típica S-N para madera - véase referencia [E.5]


80

2420161280

30

60

90

Contenido de humedad %

Esf

uerz

o co

mpr

esiv

o m

áxim

o M

Pa

Figura E.8. Efecto del contenido de humedad en la resistencia a la comprensión de la medera, paralela al grano (Figura 4-13 en la referencia E.6)

150

120

90

60

30

0 0

5,5

11,0

16,5

22,0

15 20 251050 30Contenido de humedad %

Prop

ieda

d M

Pa

A

B

C

DE

Pro

pied

ad (x

10³ l

bf/in

²)

A. Tensión paralela al grano B. Flexión C. Comprensión paralela al grano D. Comprensión perpendicular al grano E. Tensión perpendicular al grano

Figura E.9. Efecto del contenido de humedad en las propiedades de resistencia de la madera (Figura 4-11 en la referencia E.6)


81

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

00 10 20 30 40 50 60 70

Ángulo de la direción de la fibra (°)

Frac

ción

de

la p

ropi

edad

par

alel

a a

ladi

recc

ión

de la

fibr

a N

/P

n = 2,5

2,0

1,52,5

2,01,52,52,01,5

0,20

0,100,05

Q/P =

NOTA Q/P es la relación de la propiedad mecánica a través del grano (P); n es una constante que se determina de manera empírica.

Figura E.10. Efecto del ángulo del grano en la propiedad mecánica de madera clara de acuerdo con la

fórmula de Tipo Hankinson (Figura 4.4 en la referencia E.6)

E.5 EFECTOS DE LA GEOMETRÍA La evaluación del diseño estructural asume que el fabricante ha explicado de forma correcta los efectos de la geometría en cuanto a su relación con la fractura y la fatiga. Para concentraciones de esfuerzo típico de materiales homogéneos, se puede utilizar cualquier libro sobre diseño de máquinas, por ejemplo la referencia E.7. Para compuestos, la Tabla E.2 (tomada de la referencia E.2) se puede utilizar para determinar la influencia de la geometría en la durabilidad de una estructura compuesta. En la Tabla E.2, F es el factor de seguridad del material adicional, que se debe aplicar para ajustar los efectos de la geometría, si ellos no han sido tratados en los literales a) hasta e) de la sección E.4.1.


82

Tabla E.2. Discontinuidades geométricas

Detalle bosquejo F Muestra sencilla (material recto)

1,0

Refuerzo adherido (viga - alma)

1,2

discontinuidad transversal, parche a 90º

1,0

VF < 0,4

1,2

Interior sencillo acabado de capa a 0º

VF < 0,4 --

VF < 0,4

1,6

Interior doble acabado de capa a 0º

VF < 0,4

1,0

Contenido superior de fibras en un sitio

V = 47 %F

V = 34 %F

1,4

Depresión de la superficie (Vf aumentada, reducción del espesor en 25%)

V = 52 %

V = 36 %

F

F

r = 6 mm

2,5


83

E.6 REFERENCIAS

[E.1] ECN-C--96-033, Verification of Design Loads for Small Wind Turbines, F.J.L. Van Mulle et. al. Table 2.6 Safety Factors in IEC 1400-2 and Danish Code.

[E.2] Mandell, J.F., Samborsky, D.D., and Cairns, D.S., Fatigue of Composite Materials and

Substructures for Wind Turbine Blades, SAND REPORT, SAND2002-0771, Unlimited Release, Sandia National Laboratories, March 2002.

[E.3] Higdon, Ohlsen, Stiles, Weese, and Riley, Mechanics of Materials, 3rd Edition, John

Wiley and Sons, Inc., New York, New York, 1976, pp. 572, 674-675. [E.4] Hertzberg, Richard W., Deformation and Fracture Mechanics of Engineering Materials,

Fourth Edition, John Wiley and Sons, Inc, New York, New York, 1996, pp. 508-509. [E.5] Boerstra, G.K., Zwart, G.G.M., Proposa/, Design Envelope Wood Epoxy Laminate as a

Completion of NEN 6096, Paragraph 4.3.5.4, WindMaster Nederland, 1992, p. 11. [E.6] Forest Products Laboratory, 1999, Wood Handbook--Wood as an Engineering

Material. Gen. Tech. Rep. FPL-GTR-113, Madison, Wl: U.S. Department of Agriculture, Forest Service, Forest Products Laboratory, "Chapter 4 Material properties of Wood".

[E.7] Norton, Robert L., Machine Design - An Integrated Approach, Prentice-Hall, Upper Saddle River, New Jersey, 1996, Appendix E - Stress concentration factors, pp. 1005 - 1012


84

ANEXO F (Informativo)

DESARROLLO DE LAS ECUACIONES DE DISEÑO SENCILLO

F.1 Símbolos utilizados en el anexo F A área de barrido del rotor [m2] Aproj área componente proyectada sobre un plano perpendicular

a la dirección del viento [m2] B cantidad de palas [-] c cuerda de la pala [m] Cd coeficiente de arrastre [-] Cf coeficiente de fuerza [-] Cl coeficiente de elevación [-] Cp coeficiente de potencia [-] Ct coeficiente de empuje [-] D diámetro del rotor [m] er distancia desde el centro de gravedad del rotor hasta el eje de rotación [m] F fuerza [N] FzB fuerza en la dirección z sobre la pala en su base [N] Fw-shaft carga axial en el eje [N] g aceleración debida a la gravedad: 9,81 [m/s2] G multiplicador para el cortocircuito del generador [-] lB momento de inercia de la pala [kg⋅m2] Lrt distancia entre el centro del rotor y el eje de orientación [m] Lrb distancia entre el centro del rotor y el primer cojinete [m] mB masa de la pala [kg] mr masa del rotor que equivale a la masa de las palas más la masa

del buje [kg]


85

MxB, MyB momentos de flexión de la base de la pala [Nm] Mbrake par de torsión en el eje de baja velocidad producido por el freno [Nm] Mx-shaft momento de torsión en el eje del rotor en el primer cojinete [Nm] Mshaft momento de flexión en el eje en el primer cojinete [Nm] n velocidad del rotor [r.p.m] P potencia eléctrica [W] Pr potencia del rotor [W] Q par de torsión del rotor [Nm] r coordenada radial [m] R radio del rotor [m] Rcog distancia radial entre el centro de gravedad de una pala y el

centro del rotor [m] V velocidad del viento [m/s] Vave velocidad del viento promedio anual a la altura del buje [m/s] Vdesign velocidad del viento de diseño definida como 1,4 Vave [m/s] VeN velocidad extrema esperada del viento (promediada en 3 s), con un

intervalo de tiempo de recurrencia de N años. Ve1 y Ve50 para 1 año y 50 años respectivamente [m/s]

Vhub velocidad del viento a la altura del buje promediada durante 10 min [m/s] Vtip velocidad en la punta de la pala [m/s] W velocidad relativa del viento [m/s] Δ rango [-] Υ ángulo de orientación [-] η eficiencia de los componentes entre la salida eléctrica y el rotor (por lo general el generador, la caja multiplicadora y el sistema de

conversión) [-] λ relación de la velocidad de punta [-] λε50 relación de la velocidad de punta en Ve50 [-] ρ densidad del aire, se asume aquí como 1,225 [kg/m3]


86

ψ ángulo de azimut del rotor (0º está la pala verticalmente hacia arriba) [º] ωn velocidad de rotación del rotor [rad/s] ωyaw rata de orientación [rad/s] Subíndices: Ave promedio B pala design parámetro de entrada para las ecuaciones simplificadas de diseño H helicóptero hub altura del buje max máximo proj proyectada r rotor shaft eje F.2 GENERALIDADES Este anexo suministra información general para las ecuaciones de diseño simple en ésta norma. El proporcionar información general y derivación de las ecuaciones sirve para varios propósitos: - Crear un mejor entendimiento de las ecuaciones de diseño simple. - Aclarar el tipo de física que se incluye en las ecuaciones y la que no se incluye (por

ejemplo, trepidación, refuerzo). - Se espera que al proporcionar las bases de la ecuación los fabricantes con conceptos

especiales tendrán la capacidad de regresar a los fundamentos de éstas y derivar ecuaciones que se apliquen más a sus diseños.

En general, las siguientes relaciones son válidas:

30602 nn

nππω == (F.1)

en donde

n es la velocidad rotacional del rotor (r.p.m); ωn es la velocidad rotacional del rotor (rad/s).

30n

VR

VR

V

V

hubhub

h

hub

tip πωλ === (F.2)


87

en donde

λ es la relación de velocidad de punta (-); Vtip es la velocidad de punta de la pala (m/s); Vhub es la velocidad del viento a la altura del buje (m/s); R es el radio del rotor.

nPP

Qnn ηπηωω

30Pr=== (F.3)

en donde

Q es el par de torsión del rotor; Pr es la potencia del rotor; P es la potencia eléctrica.

Además, se definen algunas entradas de diseño para usar en ésta norma: Vdesign Es la velocidad del viento de diseño definida como 1,4 Vave. Vave depende de la clase de aerogenerador. Pdesign y ndesing son la potencia y la velocidad rotacional del rotor respectivamente en Vdesign Caso de carga A: funcionamiento normal El caso de carga A es un caso de carga de fatiga con un rango constante. La idea básica detrás de los rangos es que los ciclos de velocidad de la turbina entre 0,5 y 1,5 "son nominales". Puesto que "nominales" es un término con muchos significados diferentes, el término "diseño" se introduce en su lugar. Este término se definió anteriormente. El rango de velocidad, al variar n desde 0,5 ndesing hasta 1,5 ndesing da el siguiente rango en Fz (este asume una velocidad del rotor variable).

desing,230

230

5,0

30

5,1 222

ncogBdesign

cogBdesign

cogBdesign

cogBzB Rmn

Rmn

Rmn

RmF ωπππ

=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=Δ (F.4)

en donde

mB es la masa de la pala; Rcog es la distancia entre el centro de gravedad de la pala y el centro del rotor; ndesing es la velocidad de diseño del rotor definida como velocidad del rotor en Vdesign.

Para el momento de flexión en dirección del borde de ataque, el rango del momento en dirección de este borde consta de un término debido a las variaciones en el par de torsión (desde 1,5 Qdesign hasta 0,5 Qdesign igualmente dividido entre la cantidad de palas B) y un término debido al momento del peso de la pala.

cogBdesign

xB gRmB

QM 2+=Δ (F.5)


88

La derivación del momento del borde de fuga (flap) es ligeramente más complicada.

222

21

21

RVCAVCF hubThubTaxial πρρ == (F.6)

233

21

21

RVCAVCP hubphubpr πρρ == (F.7)

en donde

ρ es la densidad del aire, se asume aquí igual a 1,225 (kg/m3); A es el área de barrido del rotor (m2); R es el radio del rotor (m); Pr es la potencia del rotor (W).

Asumiendo que CT es 3/2 de Cp (referencia F.1, Capítulo 3) y combinando las ecuaciones F.6 y F.7 tenemos:

hub

raxial V

PF

21

= (F.8)

Introduciendo Vhub tomado de la ecuación (F.2) y Pr de la ecuación (F.3) tenemos:

RQnQ

nRP

nRF raxial

λππλ

πλ

23

3030

2330

23

=== (F.9)

Asumiendo que esta carga se aplica a 2/3 R, y dividiendo por el número de palas obtenemos:

BQ

MyBλ

= (F.10)

Aquí se asume que el ángulo de cono es suficientemente pequeño para ignorar los componentes centrífugos. El rango del momento del borde de ataque se determina asumiendo que Q varía desde 0,5 hasta 1,5 Qdesign.

B

QM designdesign

yBλ

=Δ (F.11)

La carga axial en el eje es igual a la carga axial del rotor tal como lo indica la ecuación F.9.

R

QF designdesign

shaftxλ

23

=Δ − (F.12)

El rango del par de torsión del eje consta de un término de par de torsión más un término de excentricidad. El término de excentricidad asume que el centro de masa del rotor está desviado del eje en 0,005 R (a menos que estén disponibles datos mejores), lo que produce un rango de par de torsión de la gravedad.

rrdesignshaftx egmQM 2+=Δ − (F.13)


89

La flexión del eje se asume como máxima en el primer cojinete. La flexión del eje, la masa del rotor y la excentricidad de la carga axial (causada por el cizallamiento del viento) se deberían tomar en consideración. Asumiendo que esta excentricidad es R/6, lo cual fue decidido por el grupo de trabajo original de la IEC 61400-2, se obtiene como resultado el siguiente rango:

shaftxrbrshaft FR

gLmM −Δ+=Δ6

2 (F.14)

en donde

Lrb es la distancia entre el plano del rotor y el primer cojinete; mr es la masa del rotor (palas, buje, etc.).

Caso de carga B: orientación En este caso de carga la turbina se está orientando con ωyaw,max y el rotor está girando con ωn,

design. Se asume que el momento de flexión en la dirección del borde de fuga (flap) consta de tres términos: fuerza centrífuga, giroscópica y excentricidad de la carga axial. La fuerza centrífuga sobre la pala debida a la rata de orientación, multiplicada por la distancia entre la base de la pala y el centro de masa de la pala es igual a:

cogrtyawBlcentrifugayB RLmM 2,max, ω= (F.15)

en donde

Lrt es la distancia entre el centro de la base de la pala y el eje de orientación (m). Momento giroscópico La derivación de la fuerza giroscópica sobre una pala debida a la rata de orientación y la velocidad rotacional se indica en la ecuación (F.16). En la página 238 de la referencia F.1 se suministra una derivación ligeramente más elaborada.

∫ Ψ==R

nByawyawngyroscopicyB IdrrmrM

0

2 cos2)(cos2, ωωψωω (F.16)

Con un máximo para ψ = 0. El último término explica la desviación de la fuerza axial que se debe al cizallamiento del viento o al flujo inclinado. La fórmula total para el momento de flexión en la dirección del borde de fuga (flap) para el caso en que el rotor está girando a ndesign y el rotor se mueve con ωyaw,máx con respecto a la torre, es entonces:

shaftxdesignnByawcogrtyawByB FR

IRLmM −Δ++=9

,,2. maxmax2 ωωω (F.17)

Para el eje la ecuación se deriva como se indica a continuación.


90

Cargas giroscópicas: Para una máquina con dos palas, la inercia del rotor alrededor del eje de orientación depende del ángulo de azimut, los textos avanzados sobre dinámica de los cuerpos rígidos proporcionan la ecuación para el momento máximo:

Bdesignnyawshaft IBM ,.2 max ωω= (F.18) Para un rotor con tres o más palas, la variación de azimut de la inercia es lo suficientemente pequeña como para ser ignorada. Se aplica entonces la siguiente ecuación:

Bdesignnyawshaft IBM ,.max ωω= (F.19)

Al adicionar las cargas de la masa y la excentricidad de la carga axial obtenemos: Para rotores con dos palas:

shaftrbrBdesignnyawshaft FR

gLmIM −Δ++= x6,.4 max ωω (F.20)

Para rotores con tres o más palas:

shaftrbrBdesignnyawshaft FR

gLmIBM −Δ++= x6,.max ωω (F.21)

en donde

Lrb es la distancia entre el centro del rotor y el primer cojinete (m). Caso de carga C: error de orientación Una turbina con orientación fija funcionará con un error de orientación la mayor parte del tiempo. Puede ocurrir una carga extrema si el rotor tiene un error de orientación y el viento instantáneo pone toda la pala en el ángulo de ataque para la elevación máxima. El siguiente análisis es una representación simplificada de esta condición. La velocidad relativa del viento en un radio de la pala, r, es aproximadamente:

ψγω cossenVrW hubn += (F.22)

Aquí se ignora el componente normal del viento relativo, el cual es por lo general pequeño en comparación con el componente tangencial. El momento en el borde de fuga (flap) de la base de la pala es aproximadamente:

∫ +=R

hubnaveyB drsenVrrCcM

0

2,max1 )cos(

21 ψγωρ (F.23)

Este momento de avance de la pala será máximo para ψ = 0.


91

Al integrar esta expresión tenemos:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ ++= γγϖωρ 222324,max1 2

132

41

21

senVRsenVRRCcM hubhubnnaveyB (F.24)

Para un error de orientación de 30º esto se convierte, después de algunos ajustes en:

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++=

22,

3,max1,

13

41

81

designdesigndesignnBAprojyB RCM

λλωρ (F.25)

Caso de carga D: empuje máximo La ecuación para este caso de carga no necesita mucha explicación. Este es un coeficiente de fuerza simple combinado con una precisión dinámica:

22)5,2(21

RVCF aveTshaftx πρ=− (F.26)

en donde

CT es el coeficiente de empuje, igual a 0,5. La ecuación se ajustó utilizando las cargas de empuje predichas mediante los modelos aereoelásticos. La combinación de 2,5 Vave y CT de 0,5 proporciona resultados comparables a aquellos modelos. Caso de carga E: velocidad rotacional máxima Se asume que este caso de carga esta dominada por el valor máximo de r.p.m. Para la carga de la pala únicamente se considera la fuerza centrífuga.

cogmáxnBcogBzB Rmn

RmF 2,

2max

30ωπ

=⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛= (F.27)

Para el eje, únicamente se considera el momento de flexión del eje, se asume que el rotor tiene un desbalance con el centro de masa del rotor a una distancia er desde el centro del eje. No se asume ninguna orientación.

rbmáxnrrbrimbalancermassrshaft LermgLmMMM 2,ω+=+= −− (F.28)

Caso de carga F: corto en la conexión de la carga Este caso de carga asume un par de torsión alto de cortocircuito en el generador. Las constantes se han seleccionado después de consultar a expertos en éste campo y consultar normas tales como NEN6096/2 y Germanischer Lloyd Blue Book. El par de torsión de diseño se multiplica por el siguiente valor G, a menos que se conozcan


92

números más precisos para el generador.

Generador G multiplicador Sincrónico o asincrónico 2 Generador de imán permanente

2

Por ello:

designshaftx QXGM =− (F.29)

cogBdesign

Bx gRmB

QXGM +=, (F.30)

Caso de carga G: Parada Se asume que el par de torsión máximo del eje es igual al par de torsión del freno (en el caso en que el freno esté presente) más el par de torsión del generador nominal (se asume así que el freno se aplica mientras el generador aún entrega el par de torsión nominal).

designbrakeshaftx QMM +=− (F.31)

en donde

Mbrake es el par de torsión del freno en el eje de baja velocidad. Se asume que la carga de la pala durante la parada es la determinada por el par de torsión del eje y la masa de la pala, siendo así:

cogBshaftx

Bx gRmB

MM += −

, (F.32)

Cuando la turbina tiene una caja multiplicadora y un freno de eje de alta velocidad, el par de torsión del eje calculado en la ecuación (F.31) se debería incrementar para explicar la dinámica de la transmisión. En ausencia de cualquier otro valor que haya probado ser más exacto, el par de torsión del eje se debe multiplicar por un factor de amplificación dinámico de dos. Caso de carga H: viento de supervivencia Este caso de carga consiste realmente en dos conjuntos de ecuaciones de los cuales uno se utiliza dependiendo del diseño de la turbina. Un conjunto es para turbinas que estarán parqueadas en presencia de vientos altos, como la mayoría de turbinas controladas activamente. El otro conjunto es para turbinas cuyos rotores estarán girando, como la mayoría de turbinas controladas pasivamente (tal como el plegado). Rotores parqueados: Para las turbinas que estarán parqueadas, el momento de flexión de la base de la pala fuera del plano está dominado por el arrastre y entonces se define como:

RAVCM BprojedyB 21

21

,2

50ρ= (F.33)

en donde

Cd es el coeficiente de arrastre y se debe tomar como 1,5;


93

Aproj,B es el área planiforme de la pala. La ecuación (F.33) asume que el arrastre de la pala tiene sus centro de presión en la mitad de su envergadura, lo cual para la mayoría de las palas es conservador. También asume que el área planiforme de la pala es completamente perpendicular al viento. Para un rotor parqueado la carga de arrastre del eje se calcula según la ecuación (F.34).

Bprojed AVCxBshaftFx ,21 2

50ρ=− (F.34)

Esto es sencillamente el empuje sumado de todas las palas. Una pala con su cuerda totalmente paralela a la dirección del viento (en bandera) estará sometida principalmente a fuerzas de elevación más que a fuerzas de empuje. Las variaciones en la dirección del viento pondrán la pala en ángulos de ataque de elevación alta. En este caso, la fuerza esta determinada por el coeficiente de elevación máximo y no por el coeficiente de arrastre máximo. Dado que estos dos valores son de magnitud comparable, estas ecuaciones sencillas también se aplican al rotor en bandera. Rotores que giran Para las turbinas cuyos rotores giran a Ve50, se espera que, en algún lugar del rotor, se produzca Cl,máx en una de las palas debido a las variaciones en la dirección del viento. De este modo, el momento de flexión de la base de la pala es:

RAVCrdrCVRr

CM Bprojee

R

yB ,250,max1

250

0

,max1 61

21 ρρ ≈= ∫ (F.35)

Aquí se asume una distribución de elevación triangular en la cual Cl,max está en la punta y cero en la base. Además se asume una cuerda constante. Si no se tienen datos disponibles precisos sobre Cl,max se debe utilizar un valor de 2,0. Para un rotor que gira, el cálculo de la fuerza de empuje se basa en la teoría del helicóptero. El coeficiente de empuje del helicóptero se basa en la velocidad punta más que en la velocidad del viento.

22,)( RR

TC

nHT

ωπρ= (F.36)

La referencia F.2 muestra que el coeficiente máximo de empuje para un rotor de helicóptero es aproximadamente:

17,0max, =σHTC (F.37)

Donde σ es la solidez del rotor, σ = Bcave/πR y cave es la cuerda promedio de la pala. Este valor ocurre en una relación avanzada V /ωnR (el inverso de la relación de la velocidad de punta) igual a cero. En una relación avanzada de 0,5, el coeficiente de empuje se reduce aproximadamente 0,06 para nivel de vuelo, pero el valor permanece próximo a 0,17 para eventos transitorios. Por esta razón, se usa un valor constante de 0,17 independiente de relación de avance.


94

La conversión del coeficiente de empuje de helicóptero en coeficiente del aerogenerador da como resultado:

2,2 λHTT CC = (F.38)

Combinando las ecuaciones (F.37) y (F.38) tenemos:

234,0 σλ=TC (F.39)

Utilizando la ecuación (F.39) y la forma de ecuación (F.26) tenemos:

AVF eeshaftx250

2550 2

134,0 ρσλ=− (F.40)

en donde

σ es la solidez del rotor (B Aproj, B / A); λe50 es la relación de la velocidad de punta a Ve50, la cual si no se conoce se puede estimar a través de:

50

max50 30 e

e VRn πλ = (F.41)

Reuniendo los términos en la ecuación (F.40) tenemos:

250

250,17,0 eeBprojshaft VBAF ρλ= (F.42)

Para ambos casos, parqueado y girando, para el cálculo de las cargas de la torre, la fuerza de empuje se debe combinar con la de arrastre en la torre y la góndola. Ese arrastre se puede entonces estimar para cada componente utilizando la ecuación (F.43).

projef AVCF 2502

1 ρ= (F.43)

en donde

Cf es el coeficiente de fuerza; Aproj es el área proyectada del componente en consideración sobre un plano perpendicular a la

dirección del viento. Caso de carga I: exposición máxima En este caso de carga, se asume que la turbina está completamente estacionaría. Con base en la forma y las dimensiones del componente, se deben tener en cuenta las fuerzas de elevación y/o arrastre. La ecuación básica es la siguiente:

projef AVCF 212

1 ρ= (F.44)

en donde

Ve1 es la velocidad del viento extrema en un año.


95

Se deben calcular las cargas para todos los componentes expuestos al viento. Se deben calcular los esfuerzos resultantes en todo el aerogenerador. F.3 Referencias [F.1] Burton, T., Sharpe, D, Jenkins, N, and Bossanyi, E., Wind Energy Handbook, John Wiley

and Sons, 2001. [F.2] Prouty, R. W., Helicopter Performance, Stability and Control, PWS Publishers, 1986.


96

ANEXO G (Informativo)

Tabla aclaratoria de definiciones del numeral 3

Término Condición Causa

Parada normal (normal Shutdown)

Secuencia de paro automática sin alarmas ni disparos por protecciones

Bajos o altos vientos Cambio de generador (en caso de doble generadores)

Parqueado (Parking) Estado después de una parada normal, sin bloqueo

Parada normal

Parado (Standstill) Sin movimiento, con o sin bloqueo

Disparos (alarmas o protecciones)Intervención del operador

Ralenti (Idling) Marcha en vació sin producción de energía

Bajos vientos Mantenimiento (lubricación, etc)

Detención o parada (Shutdown) Secuencia de paro (normal o por alarmas o protecciones)

Cualquier causa que la induzca

Parada de emergencia (Emegency Shutdown)

Secuencia de paro rápida por alarmas o protecciones

Disparos Intervención manual

Aerogenerador parqueado (Parked Wind Turbina)

Aerogenerador parado o en Ralenti en condiciones operativas

Bajos o altos vientos Disparos intervenciones


97

BIBLIOGRAFÍA

Este anexo contiene varias referencias a fuentes de información que podrían ser de utilidad en la aplicación de esta norma. IEC WT01:2001, IEC System for Conformity Testing and Certification of Wind Turbine Generator Systems - Rules and Procedures. IEC 61400-24:2002, Wind Turbine Generator Systems - Part 24: Lightning Protection.(GTC 139) ISO/IEC 17020:1998, General Criteria for the Operation of Various Types of Bodies Performing Inspection. ISO 9001:2000, Quality Systems - Model for Quality Assurance in Design, Development, Production, Installation and Servicing. ISO 9002:1994, Quality Systems - Model for Quality Assurance in Production, Installation and Servicing. ISO 9003:1994, Quality Systems - Model for Quality Assurance in Final Inspection and Test. ECN-C-96-033, Verification of design Loads for Small Wind Turbines, F.J.L. Van Mulle et al. AIAA 2003-1048, Investigation of the IEC safety Standard for Small Wind Turbine Design Through Modelling and Testing, Jason Jonkman et al. AGMA/AWEA 921-A97: Recommended Practices for Design and Specification of Gearboxes for Wind Turbine Generator Systems. Expert Group Study on Recommended Practices for Wind Turbine Testing, 9. Lightning Protection for Wind Turbine Installations, IEA, 1997.


98

DOCUMENTO DE REFERENCIA INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. Wind Turbines - Part 2: Design Requirements for Small Wind Turbines. Geneva, Switzerland. 2006, 179 p, il. (IEC 61400-2).

Norma colombiana aerogeneradores 50566772-NTC5725

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