Energía Eólica: cargas dinámicas sobre la turbina y ... · Por la rotación del aspa por el...
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Herman Snel
ECN Wind Energy
Energía Eólica: cargas dinámicas sobre la turbina y dinámica de la
estructura
Cuernavaca, Agosto 24 2005
Contenido
• Origen de las cargas dinámicas• Estimación del orden de magnitud de las cargas• Origen y frecuencias de las fluctuaciones• Dinámica del sistema y de los componentes• Programas de computo para predicción de las cargas• Análisis de fatiga• Análisis de extremas
Origen de cargas (fuerzas, momentos)
• Cargas resultan de la interacción aerodinámica del viento con el aspa, de la gravedad y de efectos inerciales
• El viento es turbulento: promedio + fluctuación
• Al rotar, el aspa pasa de menor a mayor altitud, con (en promedio) menor y mayor velocidad del viento
• Las cargas son fluctuantes: promedio + fluctuación
V(t) = Vmean,10 + v’,
mean
vv V
Idtv σσ =
′= ∫ ,
600
600
0
2
Dinámica
Fuerza aerodinámica depende del tiempo:•Viento turbulento•Perfil del viento•Acciones de control•vibraciones
Vibraciones del sistema: aspas, torre, etc (distribución de masa y rigidez) influyen sobre las fuerzasaerodinámicas (amortiguación?)
Acciones de control:Angulo de paso del aspaTorque del generador
Velocidad rotacional Ω
Clases de cargas• Clasificación de cargas según dirección: ‘flap’ y ‘in-plane’• Fuerzas momentos de flexión y torques:
)(
:3 0
3 0
0
iondesalineaclateralFuerza
drfaxialFuerza
TorquePotencia
rdrfTorque
rdrfM
aspas
R
ax
aspas
R
ip
R
axflap
∑ ∫
∑ ∫
∫
Ω×=
=
=
WΩ
Velocidad del viento
fax
fip
Modelo sencillo de interacción aerodinámica
A1 A4
Superficie de corriente
U1 = Vw U4
AR
U2=U3=Ud
FaxA1
Secciones: 1 2 3 4
U1
U4=Vw(1-2a)Ud=Vw(1-a)
a es el ‘factor de inducción’
ú
Coeficientes no-dimensionales
• Coeficiente de potencia Cp• Coeficiente de torque: CQ• Coeficiente de fuerza axial CT o CD-ax
aCaa
AVFC
CR
VCRAV
TorqueC
aaAV
TorqueC
P
Rw
axT
PwP
RwQ
RwP
−=−≈=
=Ω
==
−≈Ω×=
1)1(4
)1(4
22
1
22
1
23
21
ρ
λρ
ρ
Curva de potencia, y coeficiente de potencia, Dewind D8, 2MW
Estimación del Orden de Magnitud de las cargas
• Estimar CP de la curva de potencia. Aumentar el valor de un 10% a un 15% para contabilizar pérdidas (de conversión aerodinámica, mecánica y eléctrica)
Ejemplo: DEwind D8 (2MW)AR: π 402 = 5026.5 m2
CP,max= 0.47 para Vw =7.5 m/sCp,aero = 0.55 a = 0.30CQ = 0.55/8 = 0.07CT = 0.85
Fuerzas y momentos 7.5 m/sFuerza Axial
Cada aspa 50 kNMflap en base del aspa: (2/3)*40*Faspa=1300 kNm
---------------------------------------------------------------------Mip en base del aspa: Torque Q/3
Momento de flexión (aero)en el plano: 170 kNm
Parte fluctuante por el peso del aspa: 6.2(toneladas)*9.8 (m/s2)*10 (m): 600 kNm (!!!)
kN1505.5026*)5.7(*613.0*85.0 2221
, ≈== RaxDax AVCD ρ
kNm5004050625.7613.0 2 ≈××××= QCQ
Fuerzas y momentos at 11 m/s Cp equivalente aprox 0.46, etc, a aprox 0.18, CD,ax aprox 0.6
kN2245.5026*)11(*613.0*6.0 2221
, === RaxDax AVCD ρ Cada aspa: 75 kN. Mflap approx (2/3)*R*75 = 2000 kNm Mip: Torque/3 = Q/3 Q aprox 850 kNm (λ aprox 7) Cada aspa: 285 kNm
Sistema dinámico
• frecuencias de excitación
• frecuencias y modos vibracionales naturales del sistema: componentes (aspas, eje, torre) interactúan.
• en primera aproximación, analicemos frecuencias de componentes: aspas y torre
• frequencias principales de excitación y lasnaturales no deben coincidir ni acercarse !
Excitación principal por turbulencia
Por la rotación del aspa por el campo de viento, las frecuenciasde excitación son modificadas a nP, P siendo la frequenciade rotación (rotating sampling, mostreo en rotación).
NB: la excitación por gravedad en el aspa es de 1P
Espectro de la Turbulencia
)V/ L6f+(1V/ L4f =
)((f)fS
5/3hubk
hubk2
k
k
σ
Espectro de Kaimal: (la norma también acepta el espectro de von Karman)
Basado en estas dos funciones de la frecuencia, se determina un campo de viento en el tiempo, con diferencias estocásticas de fases entre frecuencias
Programa SWIFT (Stochastic Wind by Inverse Fourier Transform)
]))L(0,12r/ + )V[-8,8((fr/ = f)Coh(r, 5 . 02c
2hubexp
Junto con una función de coherencia espacial
Frequencias naturales de las aspas
• Primer modo (frecuencia menor) en dirección de ‘flap’, normal al plano de rotación. Valores típicos: 2.5 P o 3.5 P
• Segundo modo in-plane: Valores típicos: 4.5 P o 5.5 P• Diseño mas flexible disminuye momento de flexión en flap,
tanto el valor medio como las fluctuaciones. Pero mayor deflexión, mayor peligro de choque con la torre
Faero
Fcentrigul
eje
aspa
Frecuencias naturales de la torre
Principales excitaciones de la torre: 1P (desbalance) y 3P (paso de aspas, para una turbina de tres aspas)
1. Torre muy flexible: frecuencia natural < 1P2. Torre flexible: frecuencia natural entre 1P y 3 P3. Torre rígida: frecuencia natural > 3P
Mas usado: #2 (optimación economica)
Análisis y diseño por programas de simulación, por ejemplo ECN-PHATAS
1. Generador de campo de viento estocástico prescribiendo el nivel de turbulencia y la coherencia
2. Cálculo de fuerzas aerodinámicas sobre las aspas, incluyendodeformaciones y vibraciones (aerodinámica no-estacionaria)
3. Cálculo de deformaciones dinámicas de la estructura (aspas, torre, eje, etc) utilizando distribuciones dadas de masa y de rigidez (integración numéricade las ecuaciones de movimiento)
4. Determinación de las acciones del sistema de control, utilizando los algoritmos de control (aceleraciones y velocidades del ángulo de paso, torque eléctrico en el eje, movimientos de alineación, etc)
5. Iteraciones entre 2 ,3 y 4 hasta que haya equilibrio entre fuerzas y aceleraciones.
6. Evaluación de la deformación, y momentos de flexión, para cada instantede tiempo (∆t aprox 0.01* periodo de revolución)
Capacidades estructurales de PHATASGrados de libertad:• Deformación tri-dimensional (flexión en 2 direcciones y
torsión) de los aspas por integración directa numérica (escemaimplícito)
• Torsión y flexión del tren de potencia• Alineación activa o pasiva• Flexión y torsión de la torre mediante un método de modos• Interface entre torre y barquilla (fuerzas, deformaciones,
aceleraciones)• Sistema de control completo (ángulo de paso, ángulo de
alineación, torque del generador eléctrico)• Completamente no-lineal, incluyendo fuerzas de Coriolis !
PHATASEjemplo
Ejemplo del análisis de frecuencia de las cargas en un aspa (FFT)
Frecuencias naturales nunca deben coincidir con nP (1P = 0.5 Hz, 30 rpm)
Análisis de Fatiga
∑ ≤=i ifnm
i ,)sN(
n 01Damageγγγ
La norma IEC 61400-1 prescribe la determinación de cargas en funcióndel tiempo por un gran número de ‘escenarios de carga’ (load cases) incluyendo su frecuencia de ocurrencia en la vida de la turbina
Se hace un conteo ‘rainflow’ distribuyendo las fluctuaciones de tensiónen ‘bines’ de amplitud
Se determina el daño por bin y se suma por los bines
N = número de fluctuaciones hasta fallar
Incluye factores de seguridad γ prescritos, para materiales, cargas y consecuencias de las fallas
Ejemplo de espectro de cargas para análisis de fatiga
Turbine: S-N flat moment pitch bearing(non-pitching)
0.0E+05.0E+51.0E+61.5E+62.0E+62.5E+63.0E+63.5E+64.0E+64.5E+65.0E+6
1.E+00 1.E+02 1.E+04 1.E+06 1.E+08 1.E+10
# full cycles
[Nm]
Espectro acumulativo de carga para un rodamientoAmplitud de fluctuación contra número de ciclos
Cargas extremas de todos los DLC’s
Extreme values bending moment at yaw bearing
0.0E+00
5.0E+05
1.0E+06
1.5E+06
2.0E+06
2.5E+06
3.0E+06
3.5E+06
4.0E+06
4.5E+06
lc-51
lc-52
lc-53
lc-54
lc-55
lc-56
lc-57
lc-58_hor_pos
lc-58_hor_neg
lc-58_vert
lc-59_hor_pos
lc-59_hor_neg
lc-59_vert
lc-60
lc-61
lc-62
lc-63
lc-64
lc-65_y_0
lc-65_y+20
lc-65_y+340
lc-66
lc-67
lc-68
lc-69
lc-74
lc-75
lc-76
lc-77
lc-78_y_0
lc-78_y+20
lc-78_y+45
lc-78_y+60
lc-78_y+340
lc-78_y+315
lc-78_y+300
lc-81
lc-82
lc-83
lc-84
lc-85
lc-86
lc-87
lc-88
# load case
[Nm]
Valores extremos frecuentemente ocurren con condiciones externas extremas
MUCHASGRACIAS
PREGUNTAS?