El diseño de una turbina eólica es el proceso de definir la forma y configuración de una turbina eólica para extraer energía del viento . [1] Una instalación consta de los sistemas necesarios para capturar la energía del viento, apuntar la turbina hacia el viento, convertir la rotación mecánica en energía eléctrica y otros sistemas para arrancar, detener y controlar la turbina.
En 1919, el físico alemán Albert Betz demostró que, para una máquina ideal hipotética de extracción de energía eólica, las leyes fundamentales de conservación de la masa y la energía no permitían captar más del 16/27 (59,3 %) de la energía cinética del viento. Este límite de la ley de Betz puede ser alcanzado por los diseños de turbinas modernas que alcanzan entre el 70 y el 80 % de este límite teórico.
Además de las palas, el diseño de un sistema completo de energía eólica también debe contemplar el eje, los controles, el generador, la estructura de soporte y la cimentación. Las turbinas también deben estar integradas en las redes eléctricas.
La forma y la dimensión de la pala están determinadas por el rendimiento aerodinámico necesario para extraer energía de manera eficiente y por la resistencia necesaria para resistir las fuerzas sobre la pala.
La aerodinámica de una turbina eólica de eje horizontal no es sencilla. El flujo de aire en las palas no es el mismo que el que sale de la turbina. La forma en que se extrae energía del aire también hace que el aire sea desviado por la turbina. La aerodinámica de la turbina eólica en la superficie del rotor presenta fenómenos que rara vez se observan en otros campos de la aerodinámica.
La velocidad de rotación debe controlarse para generar energía de manera eficiente y mantener los componentes de la turbina dentro de los límites de velocidad y par. La fuerza centrífuga sobre las palas aumenta con el cuadrado de la velocidad de rotación, lo que hace que esta estructura sea sensible al exceso de velocidad. Debido a que la potencia aumenta con el cubo de la velocidad del viento, las turbinas deben sobrevivir a cargas de viento mucho más altas (como ráfagas de viento) que las cargas a partir de las cuales generan energía.
Una turbina eólica debe producir energía en un rango de velocidades del viento. La velocidad de arranque es de alrededor de 3 a 4 m/s para la mayoría de las turbinas, y la de parada a 25 m/s. [2] Si se excede la velocidad nominal del viento, la potencia debe limitarse.
Un sistema de control implica tres elementos básicos: sensores para medir variables de proceso, actuadores para manipular la captura de energía y la carga de componentes, y algoritmos de control que aplican la información recopilada por los sensores para coordinar los actuadores. [3]
Cualquier viento que sople a una velocidad superior a la de supervivencia daña la turbina. La velocidad de supervivencia de las turbinas eólicas comerciales varía de 40 m/s (144 km/h, 89 MPH) a 72 m/s (259 km/h, 161 MPH), normalmente alrededor de 60 m/s (216 km/h, 134 MPH). Algunas turbinas pueden sobrevivir a 80 metros por segundo (290 km/h; 180 mph). [4]
El estancamiento de un perfil aerodinámico se produce cuando el aire pasa sobre él de tal manera que la generación de sustentación disminuye rápidamente. Por lo general, esto se debe a un ángulo de ataque (AOA) alto, pero también puede ser resultado de efectos dinámicos. Las palas de una turbina de paso fijo pueden diseñarse para que se detengan con vientos de alta velocidad, lo que ralentiza la rotación. [5] Este es un mecanismo simple a prueba de fallos que ayuda a prevenir daños. Sin embargo, a diferencia de los sistemas con paso controlado dinámicamente, no puede producir una potencia de salida constante en un amplio rango de velocidades del viento, lo que la hace menos adecuada para aplicaciones de redes eléctricas a gran escala . [6]
Una turbina eólica de eje horizontal (HAWT) de velocidad fija aumenta inherentemente su ángulo de ataque a mayor velocidad del viento a medida que las palas se aceleran. Por lo tanto, una estrategia natural es permitir que la pala se detenga cuando aumenta la velocidad del viento. Esta técnica se utilizó con éxito en muchas de las primeras HAWT. Sin embargo, el grado de inclinación de las palas tendía a aumentar los niveles de ruido.
Los generadores de vórtices se pueden utilizar para controlar las características de sustentación de las palas. Los generadores de vórtices se colocan en el perfil aerodinámico para mejorar la sustentación si se colocan en la superficie inferior (más plana) o para limitar la sustentación máxima si se colocan en la superficie superior (con mayor comba). [7]
El enrollado funciona disminuyendo el ángulo de ataque, lo que reduce la resistencia y la sección transversal de las palas. Un problema importante es conseguir que las palas se detengan o se enrollen con la suficiente rapidez en una ráfaga de viento. Una pala de turbina completamente enrollada, cuando está detenida, enfrenta el borde de la pala hacia el viento.
Las cargas se pueden reducir haciendo que un sistema estructural sea más blando o más flexible. [3] Esto se puede lograr con rotores a favor del viento o con palas curvas que giran naturalmente para reducir el ángulo de ataque a velocidades de viento más altas. Estos sistemas son no lineales y acoplan la estructura al campo de flujo, lo que requiere que las herramientas de diseño evolucionen para modelar estas no linealidades.
Todas las turbinas estándar se pliegan con vientos fuertes. Dado que el plegado requiere actuar contra el par de torsión de la pala, requiere algún tipo de control del ángulo de paso, que se logra con un mecanismo de giro . Este mecanismo inclina con precisión la pala mientras soporta cargas de par elevadas. Además, muchas turbinas utilizan sistemas hidráulicos. Estos sistemas suelen estar accionados por resorte, de modo que si falla la energía hidráulica, las palas se pliegan automáticamente. Otras turbinas utilizan un servomotor eléctrico para cada pala. Tienen una reserva de batería en caso de fallo de la red. Las turbinas eólicas pequeñas (de menos de 50 kW) con paso variable generalmente utilizan sistemas operados por fuerza centrífuga, ya sea por contrapesos o por diseño geométrico, y evitan los controles eléctricos o hidráulicos.
Según un informe financiado por el Centro Atkinson para un Futuro Sostenible , existen lagunas fundamentales en el control del paso de las palas, lo que limita la reducción de los costes energéticos. La reducción de la carga se centra actualmente en el control del paso de las palas en toda su longitud, ya que los motores de paso individuales son los actuadores de las turbinas comerciales. Se ha demostrado una importante mitigación de la carga en simulaciones de palas, torres y tren de transmisión. Sin embargo, se necesitan más investigaciones para aumentar la captura de energía y mitigar las cargas de fatiga.
Una técnica de control aplicada al ángulo de paso se realiza comparando la potencia de salida con el valor de potencia a la velocidad nominal del motor (referencia de potencia, referencia Ps). El control del paso se realiza con un controlador PI. Para ajustar el paso con la suficiente rapidez, el actuador utiliza la constante de tiempo Tservo, un integrador y limitadores. El ángulo de paso se mantiene de 0° a 30° con una tasa de cambio de 10°/segundo.
Como se muestra en la figura de la derecha, el ángulo de inclinación de referencia se compara con el ángulo de inclinación real b y luego el actuador corrige la diferencia. El ángulo de inclinación de referencia, que proviene del controlador PI, pasa por un limitador. Las restricciones son importantes para mantener el ángulo de inclinación en términos reales. Limitar la tasa de cambio es especialmente importante durante fallas de la red. La importancia se debe al hecho de que el controlador decide qué tan rápido puede reducir la energía aerodinámica para evitar la aceleración durante los errores. [3]
Las grandes turbinas eólicas modernas funcionan a velocidades variables. Cuando la velocidad del viento cae por debajo de la velocidad nominal de la turbina, se utiliza el par del generador para controlar la velocidad del rotor y capturar la mayor cantidad de energía posible. La mayor cantidad de energía se captura cuando la relación de velocidad de la punta se mantiene constante en su valor óptimo (normalmente entre 6 y 7). Esto significa que la velocidad del rotor aumenta proporcionalmente a la velocidad del viento. La diferencia entre el par aerodinámico capturado por las palas y el par del generador aplicado controla la velocidad del rotor. Si el par del generador es menor, el rotor acelera, y si el par del generador es mayor, el rotor se desacelera. Por debajo de la velocidad nominal del viento, el control del par del generador está activo mientras que el paso de las palas se mantiene normalmente en el ángulo constante que captura la mayor cantidad de energía, bastante plano con respecto al viento. Por encima de la velocidad nominal del viento, el par del generador se mantiene normalmente constante mientras que el paso de las palas se ajusta en consecuencia.
Una técnica para controlar un motor síncrono de imanes permanentes es el control orientado al campo . El control orientado al campo es una estrategia de circuito cerrado compuesta por dos controladores de corriente (un circuito interno y un circuito externo en cascada) necesarios para controlar el par, y un controlador de velocidad.
En esta estrategia de control, la corriente del eje d se mantiene en cero, mientras que la corriente vectorial se alinea con el eje q para mantener el ángulo de par a 90 ° . Esta es una estrategia de control común porque solo se debe controlar la corriente Iqs. La ecuación de par del generador es una ecuación lineal que depende solo de la corriente Iqs.
Entonces, el par electromagnético para Ids = 0 (podemos lograrlo con el controlador del eje d) ahora es:
De esta forma, el sistema completo del convertidor del lado de la máquina y los lazos del controlador PI en cascada se muestra en la figura. Las entradas de control son los ciclos de trabajo m ds y m qs del convertidor regulado por PWM. Muestra el esquema de control para la turbina eólica en el lado de la máquina y, simultáneamente, cómo se pone a cero el I ds (la ecuación de par es lineal).
Las turbinas grandes suelen controlarse activamente para hacer frente a la dirección del viento medida por una veleta situada en la parte posterior de la góndola . Al minimizar el ángulo de guiñada (la desalineación entre el viento y la dirección de apuntamiento de la turbina), se maximiza la salida de potencia y se minimizan las cargas no simétricas. Sin embargo, como la dirección del viento varía, la turbina no sigue estrictamente el viento y experimenta un pequeño ángulo de guiñada en promedio. Las pérdidas de potencia de salida se pueden aproximar a una caída con ( cos (ángulo de guiñada)) 3 . Particularmente a velocidades de viento bajas a medias, la guiñada puede reducir significativamente la salida, con variaciones comunes del viento que alcanzan los 30°. A altas velocidades del viento, la dirección del viento es menos variable.
El frenado de una turbina pequeña se puede realizar volcando energía del generador en un banco de resistencias , convirtiendo la energía cinética en calor. Este método es útil si la carga cinética del generador se reduce repentinamente o es demasiado pequeña para mantener la velocidad de la turbina dentro de su límite permitido.
El frenado cíclico reduce la velocidad de las palas, lo que aumenta el efecto de pérdida y reduce la eficiencia. La rotación se puede mantener a una velocidad segura con vientos más fuertes mientras se mantiene la potencia de salida (nominal). Este método no suele aplicarse en turbinas eólicas grandes conectadas a la red eléctrica.
Un freno mecánico de tambor o de disco detiene la rotación en situaciones de emergencia, como en caso de ráfagas de viento extremas. El freno es un medio secundario para mantener la turbina en reposo para realizar tareas de mantenimiento, mientras que el sistema de bloqueo del rotor es el medio principal. Estos frenos se suelen aplicar solo después de que el enrollado de las palas y el frenado electromagnético hayan reducido la velocidad de la turbina, ya que los frenos mecánicos pueden provocar un incendio en el interior de la góndola si se utilizan a toda velocidad. La carga de la turbina aumenta si el freno se aplica a las RPM nominales .
Las turbinas eólicas se dividen en clases de tamaño. Las más pequeñas, con una potencia inferior a 10 kW, se utilizan en hogares, granjas y aplicaciones remotas, mientras que las turbinas eólicas intermedias (10-250 kW) son útiles para la energía de las aldeas, los sistemas híbridos y la energía distribuida . La turbina eólica más grande del mundo en 2021 fue la turbina V236-15.0 MW de Vestas . Las palas del nuevo diseño ofrecen la mayor área de barrido del mundo con tres palas de 115,5 metros (379 pies) que dan un diámetro de rotor de 236 metros (774 pies). Ming Yang en China ha anunciado un diseño más grande de 16 MW. [8] [9]
Para una velocidad de viento dada, la masa de la turbina es aproximadamente proporcional al cubo de la longitud de sus aspas. La potencia eólica interceptada es proporcional al cuadrado de la longitud de las aspas. [10] La longitud máxima de las aspas de una turbina está limitada por consideraciones de resistencia, rigidez y transporte.
Los costos de mano de obra y mantenimiento aumentan más lentamente que el tamaño de la turbina, por lo que, para minimizar los costos, las turbinas de los parques eólicos están limitadas básicamente por la resistencia de los materiales y los requisitos de ubicación.
Los generadores de turbinas eólicas a gran escala tienen límites de temperatura mínima de funcionamiento que se aplican en áreas con temperaturas inferiores a -20 °C (-4 °F). Las turbinas deben protegerse de la acumulación de hielo que puede hacer que las lecturas del anemómetro sean inexactas y que, en ciertos diseños de control de turbinas, puede causar altas cargas estructurales y daños. Algunos fabricantes de turbinas ofrecen paquetes de baja temperatura a un costo adicional, que incluyen calentadores internos, diferentes lubricantes y diferentes aleaciones para elementos estructurales. Si las bajas temperaturas se combinan con una condición de poco viento, la turbina requiere un suministro externo de energía, equivalente a un pequeño porcentaje de su potencia nominal, para calefacción interna. Por ejemplo, el parque eólico St. Leon en Manitoba , Canadá, tiene una potencia total de 99 MW y se estima que necesita hasta 3 MW (alrededor del 3% de la capacidad) de energía de servicio de la estación unos pocos días al año para temperaturas de hasta -30 °C (-22 °F). [ cita requerida ]
La góndola alberga la caja de cambios y el generador que conectan la torre y el rotor. Los sensores detectan la velocidad y la dirección del viento, y los motores giran la góndola hacia el viento para maximizar la producción.
En las turbinas eólicas convencionales, las palas hacen girar un eje que está conectado a través de una caja de cambios al generador. La caja de cambios convierte la velocidad de giro de las palas (15 a 20 RPM para una turbina de un megavatio) en las 1.800 (750-3600) RPM que necesita el generador para generar electricidad. [11] Las cajas de cambios son uno de los componentes más caros para la instalación y el mantenimiento de las turbinas eólicas. Los analistas de GlobalData estiman que el mercado de cajas de cambios creció de 3.200 millones de dólares en 2006 a 6.900 millones de dólares en 2011. El líder del mercado de producción de cajas de cambios fue Winergy en 2011. [12] Se ha explorado el uso de cajas de cambios magnéticas como una forma de reducir los costes de mantenimiento. [13]
En el caso de las turbinas eólicas de eje horizontal de gran tamaño (HAWT), el generador [14] se monta en una góndola en la parte superior de una torre, detrás del cubo del rotor. Las turbinas eólicas más antiguas generan electricidad a través de máquinas asincrónicas conectadas directamente a la red. La caja de cambios reduce el coste y el peso del generador. Los generadores comerciales tienen un rotor que lleva un devanado de modo que se produce un campo magnético giratorio dentro de un conjunto de devanados llamado estator . Si bien el devanado giratorio consume una fracción de un porcentaje de la salida del generador, el ajuste de la corriente de campo permite un buen control sobre el voltaje de salida.
La frecuencia y el voltaje de salida variables del rotor se pueden adaptar a los valores fijos de la red utilizando múltiples tecnologías, como generadores de inducción de doble alimentación o convertidores de efecto completo, que convierten la corriente de frecuencia variable en CC y luego nuevamente en CA mediante inversores . Aunque estas alternativas requieren equipos costosos y energía de bajo costo, la turbina puede capturar una fracción significativamente mayor de la energía eólica. La mayoría son de bajo voltaje de 660 voltios, pero algunas turbinas marinas (varios MW) son de voltaje medio de 3,3 kV . [15]
En algunos casos, especialmente en alta mar, un gran transformador colector convierte la red de CA de media tensión del parque eólico en CC y transmite la energía a través de un cable de alimentación a una estación convertidora de HVDC en tierra .
Las turbinas eólicas hidráulicas realizan los ajustes de frecuencia y par de las cajas de cambios mediante un fluido hidráulico presurizado. Normalmente, la acción de la turbina presuriza el fluido con una bomba hidráulica en la góndola. Mientras tanto, los componentes en tierra pueden transformar esta presión en energía y recircular el fluido de trabajo. Normalmente, el fluido de trabajo utilizado en este tipo de transmisión hidrostática es el aceite, que sirve como lubricante, reduciendo las pérdidas por fricción en las unidades hidráulicas y permitiendo un amplio rango de temperaturas de funcionamiento. Sin embargo, actualmente se están estudiando otros conceptos que implican el uso del agua como fluido de trabajo por ser abundante y ecológico. [16]
Las turbinas hidráulicas ofrecen ventajas tanto en términos de costes de operación como de capital. Pueden utilizar unidades hidráulicas con desplazamiento variable para disponer de una transmisión continuamente variable que se adapta en tiempo real. Esto desacopla la velocidad del generador de la velocidad del rotor, evitando el estancamiento y permitiendo que la turbina funcione a una velocidad y un par óptimos. [17] Esta transmisión integrada es la forma en que estos sistemas hidráulicos evitan la necesidad de una caja de cambios convencional. Además, la conversión de potencia hidráulica en lugar de mecánica introduce un efecto de amortiguación en las fluctuaciones de rotación, lo que reduce la fatiga del tren de transmisión y mejora la integridad estructural de la turbina. Además, el uso de un fluido presurizado en lugar de componentes mecánicos permite que la conversión eléctrica se produzca en el suelo en lugar de en la góndola: esto reduce la dificultad de mantenimiento y reduce el peso y el centro de gravedad de la turbina. [18] Los estudios estiman que estos beneficios pueden dar lugar a una reducción del 3,9-18,9% en el coste normalizado de la energía para las turbinas eólicas marinas. [19]
Hace algunos años, Mitsubishi, a través de su filial Artemis, implementó el Sea Angel, una turbina eólica hidráulica única en su tipo a escala de servicios públicos. La tecnología de desplazamiento digital se sometió a pruebas en el Sea Angel, una turbina eólica de 7 MW. Este diseño es capaz de ajustar el desplazamiento de la unidad central en respuesta a velocidades erráticas del viento, manteniendo así la eficiencia óptima del sistema. [20] Sin embargo, estos sistemas son más nuevos y se encuentran en etapas más tempranas de comercialización en comparación con las cajas de cambios convencionales. [21]
Las turbinas eólicas sin engranajes (también llamadas de transmisión directa ) eliminan la caja de cambios. En su lugar, el eje del rotor está conectado directamente al generador, que gira a la misma velocidad que las palas.
Las ventajas de los generadores de accionamiento directo con imanes permanentes (PMDD) sobre los generadores con engranajes incluyen una mayor eficiencia, menos ruido, mayor vida útil, alto par a bajas RPM, posicionamiento más rápido y preciso y rigidez de la transmisión. Los generadores PMDD "eliminan el multiplicador de velocidad de los engranajes, que es susceptible a una importante carga de par por fatiga acumulada, problemas de confiabilidad relacionados y costos de mantenimiento". [22]
Para compensar la menor velocidad de rotación de un generador de accionamiento directo, se aumenta el diámetro del rotor del generador para que pueda contener más imanes para crear la frecuencia y la potencia requeridas. Las turbinas eólicas sin engranajes suelen ser más pesadas que las turbinas eólicas con engranajes. Un estudio de la UE demostró que la fiabilidad de la caja de cambios no es el principal problema de las turbinas eólicas. [ cita requerida ] La fiabilidad de las turbinas de accionamiento directo en alta mar aún no se conoce, dado el pequeño tamaño de la muestra.
Los expertos de la Universidad Técnica de Dinamarca estiman que un generador con engranajes e imanes permanentes puede requerir 25 kg/MW del elemento de tierras raras neodimio , mientras que uno sin engranajes puede utilizar 250 kg/MW. [23]
En diciembre de 2011, el Departamento de Energía de los EE. UU. anunció una escasez crítica de elementos de tierras raras como el neodimio. [24] China produce más del 95% [24] : 9 de elementos de tierras raras, mientras que Hitachi posee más de 600 patentes que cubren imanes de neodimio . [24] : 56 Las turbinas de transmisión directa requieren 600 kg de material de imán permanente por megavatio, lo que se traduce en varios cientos de kilogramos de contenido de tierras raras por megavatio, [24] : 20 ya que se estima que el contenido de neodimio es el 31% del peso del imán. Los sistemas de transmisión híbridos (intermedios entre la transmisión directa y los engranajes tradicionales) utilizan significativamente menos materiales de tierras raras. Si bien las turbinas eólicas de imanes permanentes solo representan alrededor del 5% del mercado fuera de China, su participación de mercado dentro de China se estima en el 25% o más. [24] : 20 En 2011, se estimó que la demanda de neodimio en turbinas eólicas era 1/5 de la de los vehículos eléctricos. [24] : 91
La relación entre la velocidad de las palas y la velocidad del viento se denomina relación de velocidad de punta . Las turbinas eólicas de 3 palas de alta eficiencia tienen relaciones de velocidad de punta/velocidad del viento de 6 a 7. Las turbinas eólicas giran a velocidades variables (una consecuencia de su diseño de generador). El uso de aluminio y materiales compuestos ha contribuido a una baja inercia rotacional , lo que significa que las turbinas eólicas más nuevas pueden acelerar rápidamente si los vientos aumentan, manteniendo la relación de velocidad de punta más cercana a la constante. El funcionamiento más cercano a su relación de velocidad de punta óptima durante ráfagas de viento enérgicas permite que las turbinas eólicas mejoren la captura de energía de ráfagas repentinas.
El ruido aumenta con la velocidad de la punta. Aumentar la velocidad de la punta sin aumentar el ruido reduciría el par en la caja de cambios y el generador, lo que reduciría las cargas estructurales y, por lo tanto, los costos. [3] La reducción del ruido está relacionada con la aerodinámica detallada de las palas, especialmente con factores que reducen el estancamiento abrupto. La incapacidad de predecir el estancamiento restringe el uso de una aerodinámica agresiva. [3] Algunas palas (principalmente en Enercon ) tienen un winglet para aumentar el rendimiento y reducir el ruido. [25]
Una pala puede tener una relación sustentación-resistencia de 120, [26] en comparación con 70 para un planeador y 15 para un avión de pasajeros. [27]
En diseños simples, las palas están atornilladas directamente al buje y no pueden cabecear, lo que provoca pérdida aerodinámica por encima de ciertas velocidades del viento. En diseños más sofisticados, están atornilladas al cojinete de paso , que ajusta su ángulo de ataque con la ayuda de un sistema de paso de acuerdo con la velocidad del viento. [28] El control del paso se realiza mediante sistemas hidráulicos o eléctricos ( batería o ultracondensador ). [29] El cojinete de paso está atornillado al buje. El buje está fijado al eje del rotor, que impulsa el generador directamente o a través de una caja de cambios.
El número de palas se selecciona teniendo en cuenta la eficiencia aerodinámica, los costos de los componentes y la confiabilidad del sistema. Las emisiones de ruido se ven afectadas por la ubicación de las palas a barlovento o a sotavento de la torre y la velocidad del rotor. Dado que las emisiones de ruido de los bordes de salida y las puntas de las palas varían según la quinta potencia de la velocidad de la pala, un pequeño aumento en la velocidad de las puntas aumenta drásticamente el ruido.
Las turbinas eólicas utilizan casi universalmente dos o tres palas. Sin embargo, las patentes presentan diseños con palas adicionales, como el sistema de palas de rotor de unidades múltiples de Chan Shin. [30] La eficiencia aerodinámica aumenta con el número de palas, pero con un rendimiento decreciente. Aumentar de una a dos produce un aumento del seis por ciento, mientras que pasar de dos a tres produce un tres por ciento adicional. [31] Aumentar aún más el número de palas produce mejoras mínimas y sacrifica demasiado en rigidez de las palas, ya que estas se vuelven más delgadas. [ cita requerida ]
En teoría, un número infinito de palas de ancho cero es lo más eficiente, operando con un valor alto de la relación de velocidad de la punta, pero esto no es práctico. [32]
Los costos de los componentes afectados por el número de aspas son principalmente para los materiales y la fabricación del rotor de la turbina y el tren de transmisión. [33] En general, cuanto menor sea el número de aspas, menores serán los costos de materiales y fabricación. Además, menos aspas permiten una mayor velocidad de rotación. Los requisitos de rigidez de las aspas para evitar la interferencia de la torre limitan el grosor de las aspas, pero solo cuando las aspas están a barlovento de la torre; la deflexión en una máquina a favor del viento aumenta la distancia libre a la torre. Menos aspas con velocidades de rotación más altas reducen el par máximo en el tren de transmisión, lo que resulta en menores costos de la caja de cambios y del generador.
La confiabilidad del sistema se ve afectada por el número de palas, principalmente a través de la carga dinámica del rotor en el tren de transmisión y los sistemas de torre. Al alinear la turbina eólica a los cambios en la dirección del viento (guiñada), cada pala experimenta una carga cíclica en su extremo de la raíz dependiendo de la posición de la pala. Sin embargo, estas cargas cíclicas cuando se combinan en el eje del tren de transmisión se equilibran simétricamente para tres palas, lo que produce un funcionamiento más suave durante la guiñada. Las turbinas de una o dos palas pueden utilizar un cubo oscilante pivotante para eliminar casi por completo las cargas cíclicas en el eje de transmisión y el sistema durante la guiñada. En 2012, se probó una turbina china de dos palas de 3,6 MW en Dinamarca. [34]
La estética es un factor que hace que el rotor de tres palas sea más agradable a la vista que un rotor de una o dos palas. [ cita requerida ]
En general, los materiales deben cumplir los siguientes criterios:
Los metales no son recomendables debido a su vulnerabilidad a la fatiga. Las cerámicas tienen una baja tenacidad a la fractura, lo que provoca un fallo prematuro de la hoja. Los polímeros tradicionales no son lo suficientemente rígidos como para ser útiles, y la madera tiene problemas de repetibilidad, especialmente si se considera la longitud de la hoja. Eso deja a los compuestos reforzados con fibra, que tienen una alta resistencia y rigidez y una baja densidad. [ cita requerida ]
En los primeros molinos de viento se utilizaban aspas de madera y lona debido a su bajo precio, disponibilidad y facilidad de fabricación. Se pueden fabricar aspas más pequeñas a partir de metales ligeros como el aluminio . Sin embargo, estos materiales requieren un mantenimiento frecuente. La construcción con madera y lona limita la forma del perfil aerodinámico a una placa plana, que tiene una relación relativamente alta entre la resistencia y la fuerza capturada (baja eficiencia aerodinámica) en comparación con los perfiles aerodinámicos sólidos. La construcción de diseños de perfiles aerodinámicos sólidos requiere materiales inflexibles como metales o compuestos . Algunas aspas incorporan pararrayos.
El aumento de la longitud de las palas ha hecho que la generación de energía pase de ser de un solo megavatio a más de 10 megavatios. Una superficie mayor aumenta efectivamente la relación velocidad de la punta a una velocidad del viento dada, lo que aumenta su extracción de energía. [36] Se puede utilizar software como HyperSizer (desarrollado originalmente para el diseño de naves espaciales) para mejorar el diseño de las palas. [37] [38]
En 2015, los diámetros de los rotores de las palas de las turbinas eólicas terrestres alcanzaron los 130 metros, [39] mientras que el diámetro de las turbinas marinas alcanzó los 170 metros. [40] En 2001, se estimó que se utilizaron 50 millones de kilogramos de laminado de fibra de vidrio en palas de turbinas eólicas. [41]
Un objetivo importante es controlar el peso de las palas. Dado que la masa de las palas se escala como el cubo del radio de la turbina, la carga gravitacional restringe los sistemas con palas más grandes. [42] Las cargas gravitacionales incluyen cargas axiales y de tracción/compresión (parte superior/inferior de la rotación), así como flexión (posiciones laterales). La magnitud de estas cargas fluctúa cíclicamente y los momentos de borde (ver a continuación) se invierten cada 180° de rotación. Las velocidades típicas del rotor y la vida útil de diseño son ~10 y 20 años, respectivamente, con el número de revoluciones de vida útil del orden de 10^8. Teniendo en cuenta el viento, se espera que las palas de turbina pasen por ~10^9 ciclos de carga.
El viento es otra fuente de carga para las palas del rotor. La sustentación provoca una flexión en la dirección plana (fuera del plano del rotor), mientras que el flujo de aire alrededor de las palas provoca una flexión en el sentido de los cantos (en el plano del rotor). La flexión de los flaps implica tensión en el lado de presión (contra el viento) y compresión en el lado de succión (a favor del viento). La flexión en el sentido de los cantos implica tensión en el borde de ataque y compresión en el borde de salida.
Las cargas de viento son cíclicas debido a la variabilidad natural de la velocidad del viento y la cizalladura del viento (velocidades más altas en la parte superior de la rotación).
El fallo en la carga última de las palas del rotor de una turbina eólica expuestas a la carga del viento y la gravedad es un modo de fallo que debe tenerse en cuenta cuando se diseñan las palas del rotor. La velocidad del viento que provoca la flexión de las palas del rotor presenta una variabilidad natural, al igual que la respuesta de tensión en las palas del rotor. Además, la resistencia de las palas del rotor, en términos de su resistencia a la tracción, presenta una variabilidad natural. [43] Dado el creciente tamaño de las turbinas eólicas de producción, los fallos de las palas son cada vez más relevantes a la hora de evaluar los riesgos de seguridad pública de las turbinas eólicas. El fallo más común es la pérdida de una pala o parte de ella. [44] Esto debe tenerse en cuenta en el diseño.
En vista de estos modos de falla y de los sistemas de cuchillas cada vez más grandes, los investigadores buscan materiales rentables con relaciones resistencia-masa más altas. [35]
La mayoría de las palas de turbinas eólicas comercializadas están hechas de polímeros reforzados con fibra (PRF), que son compuestos que consisten en una matriz de polímero y fibras. Las fibras largas proporcionan rigidez y resistencia longitudinales, y la matriz proporciona tenacidad a la fractura, resistencia a la delaminación, resistencia fuera del plano y rigidez. [35] Los índices de materiales basados en la maximización de la eficiencia energética, alta tenacidad a la fractura, resistencia a la fatiga y estabilidad térmica son más altos para los plásticos reforzados con fibra de vidrio y carbono (PRFV y PRFC). [45]
En las palas de turbinas se utilizan matrices como termoestables o termoplásticos ; a partir de 2017, los termoestables son más comunes. [46] Estos permiten que las fibras se unan y agreguen tenacidad. Los termoestables representan el 80% del mercado [ ¿cuándo? ] , ya que tienen una viscosidad más baja y también permiten el curado a baja temperatura, ambas características que contribuyen a la facilidad de procesamiento durante la fabricación. Los termoplásticos ofrecen reciclabilidad que los termoestables no tienen, sin embargo, su temperatura de procesamiento y viscosidad son mucho más altas, lo que limita el tamaño y la consistencia del producto, que son importantes para las palas grandes. La tenacidad a la fractura es mayor para los termoplásticos, pero el comportamiento a la fatiga es peor. [47]
La fabricación de palas en el rango de 40 a 50 metros implica técnicas de fabricación de compuestos de fibra de vidrio probadas. Fabricantes como Nordex SE y GE Wind utilizan un proceso de infusión. Otros fabricantes varían esta técnica, algunos incluyendo carbono y madera con fibra de vidrio en una matriz de epoxi . Otras opciones incluyen fibra de vidrio preimpregnada ("prepreg") y moldeo por transferencia de resina asistido por vacío. Cada una de estas opciones utiliza un compuesto de polímero reforzado con fibra de vidrio construido con diferente complejidad. Quizás el mayor problema con los sistemas húmedos de molde abierto son las emisiones asociadas con los compuestos orgánicos volátiles ("VOC") liberados. Los materiales preimpregnados y las técnicas de infusión de resina contienen todos los VOC, sin embargo, estos procesos contenidos tienen sus desafíos, porque la producción de laminados gruesos necesarios para los componentes estructurales se vuelve más difícil. En particular, la permeabilidad de la resina de la preforma dicta el espesor máximo del laminado; también se requiere sangrado para eliminar los huecos y garantizar una distribución adecuada de la resina. [41] Una solución para la distribución de resina es utilizar fibra de vidrio parcialmente impregnada. Durante la evacuación, la tela seca proporciona un camino para el flujo de aire y, una vez que se aplican calor y presión, la resina puede fluir hacia la región seca, dando como resultado una estructura laminada impregnada uniformemente. [41]
Los compuestos a base de resina epoxi tienen ventajas ambientales, de producción y de costo sobre otros sistemas de resina. Los epoxis también permiten ciclos de curado más cortos, mayor durabilidad y mejor acabado de la superficie. Las operaciones de preimpregnación reducen aún más el tiempo de procesamiento en comparación con los sistemas de laminado en húmedo. A medida que las palas de turbina superaron los 60 metros, las técnicas de infusión se hicieron más frecuentes, porque los tiempos de inyección del moldeo por transferencia de resina tradicionales son demasiado largos en comparación con el tiempo de preparación de la resina, lo que limita el espesor del laminado. La inyección fuerza la resina a través de una pila de capas más gruesa, depositando así la resina en la estructura del laminado antes de que se produzca la gelificación. Se han desarrollado resinas epoxi especializadas para personalizar la vida útil y la viscosidad. [49]
Los largueros portantes reforzados con fibra de carbono pueden reducir el peso y aumentar la rigidez. Se estima que el uso de fibras de carbono en álabes de turbinas de 60 metros reduce la masa total de los álabes en un 38% y disminuye el costo en un 14% en comparación con el uso de 100% de fibra de vidrio. Las fibras de carbono tienen el beneficio adicional de reducir el espesor de las secciones laminadas de fibra de vidrio, lo que aborda aún más los problemas asociados con la humectación de resina de secciones de capas gruesas. Las turbinas eólicas se benefician de la tendencia de disminución de los costos de la fibra de carbono. [41]
Aunque las fibras de vidrio y carbono tienen muchas cualidades óptimas, sus desventajas incluyen el hecho de que la alta fracción de relleno (10-70 % en peso) provoca una mayor densidad, así como defectos microscópicos y huecos que pueden provocar una falla prematura. [35]
Los nanotubos de carbono (CNT) pueden reforzar los nanocompositos basados en polímeros. Los CNT se pueden cultivar o depositar sobre las fibras o añadir a resinas poliméricas como matriz para estructuras de FRP. El uso de CNT a escala nanométrica como relleno en lugar del relleno a escala microscópica tradicional (como fibras de vidrio o carbono) da como resultado nanocompositos de CNT/polímero, cuyas propiedades se pueden modificar significativamente con contenidos bajos de relleno (normalmente < 5 % en peso). Tienen baja densidad y mejoran el módulo elástico, la resistencia y la tenacidad a la fractura de la matriz polimérica. La adición de CNT a la matriz también reduce la propagación de grietas interlaminares. [35]
En 2020, la investigación sobre una fibra de carbono de bajo costo (LCCF, por sus siglas en inglés) en el Laboratorio Nacional de Oak Ridge ganó atención porque puede mitigar el daño estructural causado por los rayos. [50] En las turbinas eólicas de fibra de vidrio, la protección contra rayos (LSP, por sus siglas en inglés) generalmente se agrega en la parte superior, pero esto es efectivamente un peso muerto en términos de contribución estructural. El uso de fibra de carbono conductora puede evitar agregar este peso adicional.
Algunos compuestos poliméricos presentan propiedades de autocuración. [51] Dado que las aspas de la turbina forman grietas por fatiga debido a tensiones cíclicas repetitivas, los polímeros autorreparadores son atractivos para esta aplicación, porque pueden mejorar la confiabilidad y amortiguar varios defectos como la delaminación. La incrustación de cables de cobre recubiertos de cera de parafina en un polímero reforzado con fibra crea una red de tubos. Usando un catalizador, estos tubos y diciclopentadieno (DCPD) reaccionan para formar un polímero termoendurecible, que repara las grietas a medida que se forman en el material. A partir de 2019, este enfoque aún no es comercial.
Es posible mejorar aún más el uso de nanofibras de carbono (CNF) en los revestimientos de las palas. Un problema importante en los entornos desérticos es la erosión de los bordes de ataque de las palas por el viento cargado de arena, que aumenta la rugosidad y reduce el rendimiento aerodinámico. La resistencia a la erosión de partículas de los polímeros reforzados con fibra es deficiente en comparación con los materiales metálicos y los elastómeros. La sustitución de la fibra de vidrio por CNF en la superficie compuesta mejora en gran medida la resistencia a la erosión. Las CNF proporcionan una buena conductividad eléctrica (importante para los rayos), una alta relación de amortiguación y una buena resistencia al impacto por fricción. [52] [53]
En el caso de las turbinas eólicas, especialmente las que se encuentran en alta mar o en entornos húmedos, también se produce erosión de la superficie de base. Por ejemplo, en climas fríos, el hielo puede acumularse en las palas y aumentar la rugosidad. A altas velocidades, este mismo impacto erosivo puede producirse por el agua de lluvia. Un revestimiento útil debe tener buena adherencia, tolerancia a la temperatura, tolerancia a la intemperie (para resistir la erosión de la sal, la lluvia, la arena, etc.), resistencia mecánica, tolerancia a la luz ultravioleta y tener propiedades antihielo y retardantes de llama. Además de esto, el revestimiento debe ser barato y respetuoso con el medio ambiente. [54]
Las superficies superhidrofóbicas (SHS) hacen que las gotas de agua se acumulen y se deslicen por las palas. [55] Las SHS evitan la formación de hielo, hasta -25 C, ya que modifican el proceso de formación de hielo. [56] En concreto, se forman pequeñas islas de hielo en las SHS, a diferencia de un frente de hielo grande. Además, debido a la menor área superficial de la superficie hidrofóbica, las fuerzas aerodinámicas sobre la pala permiten que estas islas se deslicen por la pala, manteniendo la aerodinámica adecuada. Las SHS se pueden combinar con elementos calefactores para evitar aún más la formación de hielo.
Los daños causados por rayos a lo largo de una vida útil de 25 años [57] van desde quemaduras superficiales y agrietamiento del material laminado hasta rupturas en la pala o separación total de los adhesivos que mantienen unida la pala. [57] Es más común observar rayos en las puntas de las palas, especialmente en clima lluvioso debido al cableado de cobre incrustado. [58] La contramedida más común, especialmente en materiales de palas no conductores como GFRP y CFRP, es agregar "pararrayos", que son cables metálicos que conectan a tierra la pala, saltando las palas y la caja de cambios por completo. [58]
Las palas de las turbinas eólicas suelen requerir reparación después de 2 a 5 años. Las causas más comunes de daños en las palas son defectos de fabricación, transporte, ensamblaje, instalación, rayos, desgaste ambiental, ciclos térmicos , erosión del borde de ataque o fatiga . Debido al material compuesto de las palas y su función, las técnicas de reparación que se encuentran en las aplicaciones aeroespaciales a menudo se aplican o proporcionan una base para reparaciones básicas. [59]
Dependiendo de la naturaleza del daño, el enfoque de las reparaciones de las palas puede variar. La reparación y protección de la erosión incluye recubrimientos, cintas o escudos. Las reparaciones estructurales requieren la unión o fijación de material nuevo al área dañada. [60] Las grietas y delaminaciones de la matriz no estructural requieren rellenos y sellados o inyecciones de resina. Si se ignoran, las grietas o delaminaciones menores pueden propagarse y crear daño estructural.
Se han identificado cuatro zonas con sus respectivas necesidades de reparación:
Tras las últimas décadas de rápida expansión de la energía eólica en todo el mundo, las turbinas eólicas están envejeciendo. Este envejecimiento conlleva costos de operación y mantenimiento (O&M), que aumentan a medida que las turbinas se acercan al final de su vida útil. Si los daños en las palas no se detectan a tiempo, la producción de energía y la vida útil de las palas disminuyen. [61] Se estima que entre el 20 y el 25 % del costo nivelado total por kWh producido se debe únicamente a la operación y el mantenimiento de las palas.
El Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC) predijo que la energía eólica suministrará el 28,5% de la energía mundial para 2030. [62] Esto requiere una flota más nueva y más grande de turbinas más eficientes y el correspondiente desmantelamiento de las más antiguas. Según un estudio de la Asociación Europea de Energía Eólica , en 2010 se consumieron entre 110 y 140 kilotoneladas de materiales compuestos para fabricar palas. [63] La mayor parte del material de las palas termina como residuo y requiere reciclaje. A partir de 2020, la mayoría de las palas al final de su uso se almacenan o se envían a vertederos en lugar de reciclarse. [64] Por lo general, los polímeros reforzados con fibra de vidrio (PRFV) comprenden alrededor del 70% del material laminado de la pala. Los PRFV no son combustibles y, por lo tanto, dificultan la incineración de materiales combustibles. [65] Por lo tanto, los métodos de reciclaje convencionales son inadecuados. Dependiendo de si se van a recuperar fibras individuales, el reciclaje de PRFV puede implicar:
En 2020, la empresa emergente Global Fiberglass Solutions afirmó que tenía un método para procesar hojas de aspas y convertirlas en pellets y tableros de fibra para su uso en suelos y paredes. La empresa comenzó a producir muestras en una planta de Sweetwater (Texas). [69]
Las velocidades del viento aumentan a mayores altitudes debido a la resistencia aerodinámica de la superficie (por superficies terrestres o acuáticas) y la viscosidad del aire. La variación de la velocidad con la altitud, llamada cizalladura del viento , es más drástica cerca de la superficie. Normalmente, la variación sigue la ley de potencia del perfil del viento , que predice que la velocidad del viento aumenta proporcionalmente a la raíz séptima de la altitud. Duplicar la altitud de una turbina, entonces, aumenta las velocidades del viento esperadas en un 10% y la potencia esperada en un 34%. Para evitar el pandeo , duplicar la altura de la torre generalmente requiere duplicar el diámetro de la torre, lo que aumenta la cantidad de material en un factor de al menos cuatro.
Durante la noche, o cuando la atmósfera se estabiliza, la velocidad del viento cerca del suelo suele disminuir, mientras que a la altura del eje de la turbina no disminuye tanto o incluso puede aumentar. Como resultado, la velocidad del viento es mayor y una turbina producirá más energía de la esperada según la ley de potencia 1/7: duplicar la altitud puede aumentar la velocidad del viento entre un 20% y un 60%. Una atmósfera estable es causada por el enfriamiento radiativo de la superficie y es común en un clima templado: generalmente ocurre cuando hay un cielo (parcialmente) despejado por la noche. Cuando el viento (a gran altitud) es fuerte (una velocidad del viento a 10 metros superior a aproximadamente 6 a 7 m/s), la atmósfera estable se altera debido a la turbulencia por fricción y la atmósfera se vuelve neutra. Una atmósfera diurna es neutra (sin radiación neta; generalmente con vientos fuertes y nubosidad densa) o inestable (aire ascendente debido al calentamiento del suelo, por el sol). La ley de potencia 1/7 es una buena aproximación del perfil del viento. Se estimó que Indiana tenía una capacidad eólica de 30.000 MW, pero al aumentar la altura esperada de la turbina de 50 m a 70 m, la capacidad eólica aumentó a 40.000 MW, y podría duplicarse a 100 m. [70]
En el caso de las HAWT, las alturas de las torres, que son aproximadamente dos o tres veces la longitud de las palas, equilibran los costos de material de la torre frente a una mejor utilización de los componentes activos más costosos.
Las restricciones viales dificultan el transporte de torres con un diámetro de más de 4,3 m. Los análisis suecos mostraron que la punta del ala inferior debe estar al menos 30 m por encima de las copas de los árboles. [71] Una turbina de 3 MW puede aumentar la producción de 5.000 MWh a 7.700 MWh por año al elevarse de 80 a 125 metros. [72] Un perfil de torre hecho de carcasas conectadas en lugar de cilindros puede tener un diámetro mayor y aún así ser transportable. Det Norske Veritas certificó una torre prototipo de 100 m con carcasas de "tablón" de 18 mm atornilladas con TC en el centro de pruebas de turbinas eólicas Høvsøre en Dinamarca , con una góndola Siemens . Los elementos de la carcasa se pueden enviar en contenedores de envío estándar de 12 m . [71] [73] [74]
En 2003, las instalaciones típicas de turbinas eólicas modernas utilizaban torres de 65 metros (213 pies). La altura suele estar limitada por la disponibilidad de grúas . Esto dio lugar a propuestas de "turbinas eólicas parcialmente autoerigibles" que, para una determinada grúa disponible, permiten torres más altas que ubican una turbina en vientos más fuertes y constantes, y "turbinas eólicas autoerigibles" que podrían instalarse sin grúas. [75] [76] [77] [78]
En la actualidad, la mayoría de las turbinas eólicas están soportadas por torres de acero tubulares cónicas. Estas torres representan entre el 30% y el 65% del peso de la turbina y, por lo tanto, representan un gran porcentaje de los costos de transporte. El uso de materiales de torre más livianos podría reducir el costo general de transporte y construcción, siempre que se mantenga la estabilidad. [79] El acero S500 de mayor calidad cuesta entre un 20% y un 25% más que el acero S335 ( acero estructural estándar ), pero requiere un 30% menos de material debido a su mayor resistencia. Por lo tanto, reemplazar las torres de las turbinas eólicas con acero S500 ofrece ahorros en peso y costo. [80]
Otra desventaja de las torres cónicas de acero es que cumplen con los requisitos de las turbinas eólicas de más de 90 metros de altura. El hormigón de alto rendimiento puede aumentar la altura de la torre y aumentar su vida útil. Un híbrido de hormigón pretensado y acero mejora el rendimiento en comparación con el acero tubular estándar en alturas de torre de 120 metros. [81] El hormigón también permite ensamblar pequeñas secciones prefabricadas en el lugar. [82] Una desventaja de las torres de hormigón es el mayor CO
2emisiones durante la producción de hormigón. Sin embargo, el impacto ambiental general debería ser positivo si las torres de hormigón pueden duplicar la vida útil de las turbinas eólicas. [83]
La madera es otra alternativa: en Alemania funciona una torre de 100 metros que sostiene una turbina de 1,5 MW. La torre de madera comparte los mismos beneficios de transporte que la torre de carcasa de acero segmentada, pero sin el acero. [84] [85] En Suecia, en 2023, empezó a funcionar una turbina de 2 MW sobre una torre de madera . [86]
Otro método consiste en formar la torre en el lugar mediante soldadura en espiral de chapa de acero laminada. De esta manera se pueden formar torres de cualquier altura y diámetro, eliminando las restricciones impuestas por los requisitos de transporte. Se puede construir una fábrica en un mes. El desarrollador afirma que se ahorra un 80% de mano de obra en comparación con los métodos convencionales. [87]
Hasta la década de 1970, las turbinas eólicas conectadas a la red eran de velocidad fija. En 2003, casi todas las turbinas eólicas conectadas a la red funcionaban a velocidad constante (generadores síncronos) o con un pequeño porcentaje de la velocidad constante (generadores de inducción). [88] [89] A partir de 2011, muchas turbinas utilizaban generadores de inducción de velocidad fija (FSIG). [90] Para entonces, la mayoría de las turbinas recién conectadas eran de velocidad variable . [90]
Los primeros sistemas de control se diseñaron para la extracción de potencia máxima, también llamada seguimiento del punto de máxima potencia : intentaban extraer la máxima potencia de una turbina eólica determinada en las condiciones de viento actuales. [ cita requerida ] Los sistemas más recientes extraen deliberadamente menos que la potencia máxima en la mayoría de las circunstancias, con el fin de proporcionar otros beneficios, que incluyen:
El generador produce corriente alterna (CA). El método más común en las grandes turbinas modernas es utilizar un generador de inducción doblemente alimentado conectado directamente a la red. Algunas turbinas accionan un convertidor CA/CA , que convierte la CA en corriente continua (CC) con un rectificador y luego vuelve a CA con un inversor , para que coincida con la frecuencia y la fase de la red.
Una técnica útil para conectar un PMSG a la red es mediante un convertidor back-to-back. Los esquemas de control pueden lograr un factor de potencia unitario en la conexión a la red. De esa manera, la turbina eólica no consume potencia reactiva, que es el problema más común con las turbinas que utilizan máquinas de inducción. Esto conduce a un sistema de energía más estable. Además, con diferentes esquemas de control, una turbina PMSG puede proporcionar o consumir potencia reactiva. Por lo tanto, puede funcionar como un banco de condensadores / inductores dinámicos para ayudar a la estabilidad de la red.
El diagrama muestra el esquema de control para un factor de potencia unitario:
La regulación de potencia reactiva consiste en un controlador PI para lograr un funcionamiento con factor de potencia unitario (es decir, Q grid = 0). I dN debe regularse para llegar a cero en estado estable (I dNref = 0).
El sistema completo del convertidor del lado de la red y los bucles del controlador PI en cascada se muestra en la figura.
A medida que el uso de turbinas eólicas ha aumentado, también lo han hecho las empresas que ayudan en la planificación y construcción de turbinas eólicas. La mayoría de las veces, las piezas de las turbinas se envían por mar o ferrocarril, y luego por camión hasta el lugar de instalación. Debido al enorme tamaño de los componentes involucrados, las empresas generalmente necesitan obtener permisos de transporte y asegurarse de que la ruta de transporte elegida esté libre de obstáculos potenciales, como pasos elevados, puentes y carreteras estrechas. Los grupos conocidos como "equipos de reconocimiento" explorarán el camino con hasta un año de anticipación para identificar caminos problemáticos, talar árboles y reubicar postes de servicios públicos. Las palas de las turbinas siguen aumentando de tamaño, lo que a veces requiere planes logísticos completamente nuevos, ya que las rutas utilizadas anteriormente pueden no permitir una pala más grande. Los vehículos especializados conocidos como remolques Schnabel están diseñados a medida para cargar y transportar secciones de turbinas: las secciones de la torre se pueden cargar sin una grúa y la parte trasera del remolque es dirigible, lo que permite una maniobra más fácil. Los conductores deben recibir una capacitación especial. [96]
Las turbinas eólicas, por su naturaleza, son estructuras muy altas y esbeltas [97] , y esto puede causar una serie de problemas cuando se considera el diseño estructural de las cimentaciones . Las cimentaciones de una estructura de ingeniería convencional están diseñadas principalmente para transferir la carga vertical (peso muerto) al suelo, lo que generalmente permite utilizar una disposición comparativamente poco sofisticada. Sin embargo, en el caso de las turbinas eólicas, la fuerza de la interacción del viento con el rotor en la parte superior de la torre crea una fuerte tendencia a volcar la turbina eólica. Este régimen de carga hace que se apliquen grandes cargas de momento a las cimentaciones de una turbina eólica. Como resultado, se debe prestar mucha atención al diseñar las zapatas para garantizar que la cimentación resista esta tendencia a volcarse [98] .
Una de las cimentaciones más comunes para las turbinas eólicas marinas es el monopilote , un único pilote tubular de acero de gran diámetro (de 4 a 6 metros) hincado en el lecho marino a una profundidad de 5 a 6 veces el diámetro del pilote. La cohesión del suelo y la fricción entre el pilote y el suelo proporcionan el soporte estructural necesario para la turbina eólica. [99]
En las turbinas terrestres, el tipo de cimentación más común es la cimentación por gravedad, en la que se utiliza una gran masa de hormigón distribuida sobre una gran superficie para resistir las cargas de la turbina. El tamaño y el tipo de turbina eólica, las condiciones del viento y las condiciones del suelo en el lugar son factores determinantes en el diseño de la cimentación. [100] Los pilotes pretensados o los anclajes de roca son diseños de cimentación alternativos que utilizan mucho menos hormigón y acero. [101]
Una turbina eólica es un sistema complejo e integrado. Los elementos estructurales constituyen la mayor parte del peso y el costo. Todas las partes de la estructura deben ser económicas, livianas, duraderas y fabricables, y deben soportar cargas variables y condiciones ambientales. Los sistemas de turbinas con menos fallas [104] requieren menos mantenimiento, son más livianos y duran más, lo que reduce los costos.
Las partes principales de una turbina se dividen en: torre 22%, palas 18%, caja de cambios 14%, generador 8%. [105] [106]
Las especificaciones de diseño de las turbinas contienen una curva de potencia y una garantía de disponibilidad . La evaluación del recurso eólico permite calcular la viabilidad comercial. [1] El rango típico de temperatura de funcionamiento es de -20 a 40 °C (-4 a 104 °F). En áreas con clima extremo (como Mongolia Interior o Rajastán ) se requieren versiones específicas para el clima.
Las turbinas eólicas pueden diseñarse y validarse de acuerdo con las normas IEC 61400. [107]
RDS-PP (Sistema de Designación de Referencia para Plantas Eléctricas) es un sistema estandarizado que se utiliza en todo el mundo para crear una jerarquía estructurada de componentes de turbinas eólicas. Esto facilita el mantenimiento de las turbinas y los costos de operación, y se utiliza durante todas las etapas de creación de una turbina. [108]
{{cite journal}}: CS1 maint: varios nombres: lista de autores ( enlace )Se estima que casi el 30% de todas las turbinas eólicas del mundo están instaladas con sistemas de ultracondensadores.
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