Energía Eólica: cargas dinámicas sobre la turbina y dinámica de la estructura. Herman Snel ECN Wind Energy

Transcripción

1 Energía Eólica: cargas dinámicas sobre la turbina y dinámica de la estructura Herman Snel ECN Wind Energy Cuernavaca, Agosto 4 005

2 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

3 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 V(t) = V mean,10 + v, 600 v dt σ v = 0, I = 600 σv V mean 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

4 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 fuerzas aerodinámicas (amortiguación?) Acciones de control: Angulo de paso del aspa Torque del generador Velocidad rotacional Ω

5 Clases de cargas Clasificación de cargas según dirección: flap y in-plane Fuerzas momentos de flexión y torques: M flap = Torque R 0 = f ax rdr R 3aspas 0 f ip rdr W Ω Velocidad del viento Potencia = Torque Ω Fuerza axial : R 3aspas 0 f ax dr f ax f ip Fuerza lateral ( desalineacion)

6 Modelo sencillo de interacción aerodinámica A R Superficie de corriente U 1 = V U =U 3 =U d w U 4 A 1 A 4 F ax ú Secciones: U 1 a es el factor de inducción U d =V w (1-a) U 4 =V w (1-a)

7 Coeficientes no-dimensionales Coeficiente de potencia C p Coeficiente de torque: C Q Coeficiente de fuerza axial C T o C D-ax a C a a A V F C C R V C R A V Torque C a a A V Torque C P R w ax T P w P R w Q R w P = = = Ω = = Ω = 1 ) (1 4 ) ( ρ λ ρ ρ

8 Curva de potencia, y coeficiente de potencia, Dewind D8, MW

9 Estimación del Orden de Magnitud de las cargas Estimar C P 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 (MW) A R : π 40 = m C P,max = 0.47 para V w =7.5 m/s C p,aero = 0.55 a = 0.30 C Q = 0.55/8 = 0.07 C T = 0.85

10 Fuerza Axial D ax Fuerzas y momentos 7.5 m/s = CD ax R 1, ρv A = 0.85* 0.613*(7.5) * kn Cada aspa 50 kn M flap en base del aspa: (/3)*40*F aspa =1300 knm M ip en base del aspa: Torque Q/3 Q = C Q knm Momento de flexión (aero)en el plano: 170 knm Parte fluctuante por el peso del aspa: 6.(toneladas)*9.8 (m/s )*10 (m): 600 knm (!!!)

11 Fuerzas y momentos at 11 m/s C p equivalente aprox 0.46, etc, a aprox 0.18, C D,ax aprox Dax = CD, ax ρ V AR = 0.6*0.613*(11) *506.5 = Cada aspa: 75 kn. 4 kn M flap approx (/3)*R*75 = 000 knm M ip : Torque/3 = Q/3 Q aprox 850 knm (λ aprox 7) Cada aspa: 85 knm

12 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 las naturales no deben coincidir ni acercarse!

13 Excitación principal por turbulencia Por la rotación del aspa por el campo de viento, las frecuencias de excitación son modificadas a np, P siendo la frequencia de rotación (rotating sampling, mostreo en rotación). NB: la excitación por gravedad en el aspa es de 1P

14 Espectro de la Turbulencia Espectro de Kaimal: (la norma también acepta el espectro de von Karman) fs k (f) 4f = ( σ k ) (1+6f L L k k / V / V hub hub Junto con una función de coherencia espacial ) 5/3 Coh(r,f)= exp[-8,8((fr/v hub ) +(0,1r/ L c ) ) 0.5 ] 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)

15 Frequencias naturales de las aspas Primer modo (frecuencia menor) en dirección de flap, normal al plano de rotación. Valores típicos:.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 F centrigul aspa F aero eje

16 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 < 1P. Torre flexible: frecuencia natural entre 1P y 3 P 3. Torre rígida: frecuencia natural > 3P Mas usado: # (optimación economica)

17 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. Cálculo de fuerzas aerodinámicas sobre las aspas, incluyendo deformaciones 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 numérica de 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,3 y 4 hasta que haya equilibrio entre fuerzas y aceleraciones. 6. Evaluación de la deformación, y momentos de flexión, para cada instante de tiempo ( t aprox 0.01* periodo de revolución)

18 Capacidades estructurales de PHATAS Grados de libertad: Deformación tri-dimensional (flexión en direcciones y torsión) de los aspas por integración directa numérica (escema implícito) 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!

19 PHATAS Ejemplo

20 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)

21 Análisis de Fatiga La norma IEC prescribe la determinación de cargas en función del 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 tensión en 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 Damage n = i 1, 0 N( γ γ γ s ) i m n f i

22 Ejemplo de espectro de cargas para análisis de fatiga [Nm] 5.0E+6 4.5E+6 4.0E+6 3.5E+6 3.0E+6.5E+6.0E+6 1.5E+6 1.0E+6 5.0E+5 0.0E+0 Turbine: S-N flat moment pitch bearing (non-pitching) 1.E+00 1.E+0 1.E+04 1.E+06 1.E+08 1.E+10 Espectro acumulativo de carga para un rodamiento Amplitud de fluctuación contra número de ciclos # full cycles

23 Cargas extremas de todos los DLC s Valores extremos frecuentemente ocurren con condiciones externas extremas [Nm] Extreme values bending moment at yaw bearing 4.5E E E E+06.5E+06.0E E E E E+00 lclc- lc- lc- lc- lc- lc- lc _h or_ po s lc- 58 _h lc- 58 _v or_ ert ne g lc- 59 _h or_ po s lc- 59 _h lc- 59 _v or_ ert ne g lc- lc- lc- lc- lc- lc _y _0 lc- 65 _y + 0 lclc- lc- lc- lc- lc- lc- lc- lc _y lc- 78 _y _0 lc- 78 _y + 0 lc- 78 _y +4 5 lc- 78 _y +6 0 lc- 78 _y _y lc _y lc- 78 lc- lc- lc- lc- lc- lc- lc- lc # load case

24 MUCHAS GRACIAS PREGUNTAS?