eólica generación de electricidad (seguridad)

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UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA

FORMULACIÓN DE UN PROGRAMA BÁSICO DE NORMALIZACIÓN PARA APLICACIONES DE

ENERGÍAS ALTERNATIVAS Y DIFUSIÓN Documento ANC-0603-16-01

ANTEPROYECTO DE NORMA AEROGENERADORES REQUISITOS DE SEGURIDAD

Versión 01

Unión Temporal ICONTEC - AENE

Bogotá, Marzo de 2003

ANTEPROYECTO DE NORMA TÉCNICA COLOMBIANA

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AEROGENERADORES

PARTE 1: REQUISITOS DE SEGURIDAD 1. OBJETO Esta norma trata acerca de la filosofía de seguridad, aseguramiento de la calidad e integridad de ingeniería y especifica los requisitos para la seguridad de los aerogeneradores, incluyendo el diseño, instalación, mantenimiento y operación bajo condiciones ambientales específicas. Su propósito es proporcionar el nivel apropiado de protección contra daños provenientes de todos los peligros propios de estos sistemas durante su tiempo de vida planeado. Esta norma tiene que ver con todos los subsistemas de aerogeneradores tales como mecanismos de control y protección, sistemas eléctricos internos, sistemas mecánicos, estructuras de soporte y el equipo de interconexión eléctrica. Esta norma se aplica a aerogeneradores con una área de barrido igual o mayor a 40 m2. Esta norma debería emplearse en conjunto con las normas IEC/ISO apropiadas identificadas en el numeral 2. 2. REFERENCIAS NORMATIVAS Las siguientes normas contienen disposiciones que, mediante la referencia dentro de este texto, constituyen la integridad del mismo. En el momento de la publicación eran válidas las ediciones indicadas. Todas las normas están sujetas a actualización; las partes, mediante acuerdos basados en esta norma, deben investigar la posibilidad de aplicar la última versión de las normas mencionadas a continuación. IEC 60204-1:1997, Safety of Machinery. Electrical Equipment of Machines. Part 1: General Requirements IEC 60364 (All Parts), Electrical Installations of Buildings IEC 60721-2-1:1982, Classification of Environmental Conditions. Part 2: Environmental Conditions Appearing in Nature. Temperature and Humidity


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IEC 61000-3-2:1998, Electromagnetic Compatibility (EMC). Part 3-2: Limits. Limits for Harmonic Current Emissions (Equipment Input Current ≤16 A per Phase) IEC 61000-3-3:1994, Electromagnetic Compatibility (EMC). Part 3-3: Limits. Limitation of Voltage Fluctuations and Flicker in Low-Voltage Supply Systems for Equipment with Rated Current ≤16 A IEC 61000-4-2:1995, Electromagnetic Compatibility (EMC). Part 4-2: Testing and Measurement Techniques. Electrostatic Discharge Immunity Test. Basic EMC Publication IEC 61000-4-3:1995, Electromagnetic Compatibility (EMC). Part 4-3: Testing and Measurement Techniques. Radiated, Radio-Frequency, Electromagnetic Field Immunity Test. IEC 61000-4-4:1995, Electromagnetic Compatibility (EMC. Part 4-4: Testing and Measurement Techniques. Electrical fast transient/burst immunity test. Basic EMC publication IEC 61000-4-5:1995, Electromagnetic Compatibility (EMC). Part 4-5: Testing and Measurement Techniques. Surge Immunity Test. IEC 61024-1:1990, Protection of Structures Against Lightning. Part 1: General Principles IEC 61312-1:1995, Protection Against Lightning Electromagnetic Impulse. Part 1: General Principles ISO 2394:1986, General Principles on Reliability for Structures 3. TÉRMINOS Y DEFINICIONES Para el propósito de esta norma, se aplican las siguientes definiciones: 3.1 promedio anual valor promedio de un conjunto de datos medidos de tamaño y duración suficientes para servir como un estimado del valor esperado de la cantidad. El intervalo de tiempo de promediación debe ser un número entero de años a fin de nivelar los efectos no estacionarios tales como la estacionalidad. 3.2 velocidad del viento promedio anual velocidad del viento promediada de acuerdo con la definición de promedio anual. 3.3 ciclo automático de re-cierre evento con un período de tiempo, que varía desde aproximadamente 0,01 s hasta unos cuantos segundos, durante el cual el interruptor, después de una falla de la red de distribución (grid), se vuelve a cerrar automáticamente y la línea se vuelve a conectar a la red. 3.4 bloqueo (aeroturbinas) empleo de un pin mecánico u otro dispositivo (diferente al freno mecánico ordinario) para evitar el movimiento, por ejemplo del eje del rotor o el mecanismo de oscilación.


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3.5 freno (aeroturbinas) dispositivo capaz de reducir la velocidad del rotor o detener la rotación. 3.6 falla catastrófica (aeroturbinas) desintegración o colapso de un componente o estructura, que origina pérdida de función vital que deteriora la seguridad. 3.7 valor característico (de la propiedad de un material) valor con probabilidad prescrita de no lograrse en una serie de ensayo ilimitada hipotética. 3.8 terreno complejo terreno circundante que presenta diferencias significativas en la topografía y la existencia de obstáculos de terreno que pueden causar distorsión en el flujo de aire. 3.9 sistema de control (aeroturbinas) subsistema que recibe información acerca de la condición de la aeroturbina y/o su ambiente y ajusta la turbina con el propósito de mantenerla dentro de sus límites de operación. 3.10 velocidad del viento de puesta en circuito (Vin) velocidad del viento promedio más baja a la altura del cubo del rotor a la cual la aeroturbina empieza a generar potencia (véase el numeral 3.24, altura del cubo del rotor). 3.11 velocidad del viento de corte del circuito (Vout) velocidad del viento promedio más alta a la altura del cubo del rotor a la cual la aeroturbina está diseñada para generar potencia (véase el numeral 3.24, altura del cubo del rotor). 3.12 límites de diseño valores máximos o mínimos empleados en un diseño. 3.13 falla durmiente (también conocida como falla latente) falla de un componente o sistema que permanece sin detectar durante la operación normal. 3.14 a sotavento en dirección del principal vector de viento 3.15 red de energía eléctrica instalaciones, subestaciones, líneas o cables particulares para la transmisión y distribución de la electricidad NOTA Los límites de las diferentes partes de esta red se definen mediante criterios apropiados, tales como la situación geográfica, la propiedad, la tensión, etc.


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3.16 parada de emergencia (aeroturbinas) parada rápida de la aeroturbina accionada mediante un sistema de protección o mediante intervención manual. 3.17 condiciones ambientales características del ambiente (altitud, temperatura, humedad, etc.) que pueden afectar el comportamiento de los aerogeneradores. 3.18 condiciones externas (aeroturbinas) factores que afectan la operación de una aeroturbina, incluyendo el régimen de viento, las condiciones de la red eléctrica y otros factores climáticos (temperatura, nieve, hielo, etc.) 3.19 velocidad extrema del viento velocidad de viento promedio más alta, promediada sobre t s, que probablemente se experimenten dentro de un período de tiempo específico de N años ("período de recurrencia": N años) NOTA En esta norma se emplean períodos de recurrencia de N = 50 años y N =1 año e intervalos de tiempo de promediación de t = 3 s y t = 10 min. En el lenguaje popular, con frecuencia se emplea el término menos preciso "velocidad de viento de supervivencia". No obstante en esta norma, la turbina se designa empleando velocidades de viento extremas para designar casos de carga. 3.20 seguro contra fallas propiedad de diseño de un ítem que evita que sus fallas causen defectos críticos 3.21 ráfaga cambio temporal en la velocidad del viento NOTA Una ráfaga puede caracterizarse por su tiempo de subida, su magnitud y su duración. 3.22 aeroturbina de eje horizontal aeroturbina cuyo eje de rotor se encuentra substancialmente paralelo al flujo del viento. 3.23 cubo (aeroturbinas) artefacto para unir las aspas o el ensamble de aspas con el eje del rotor. 3.24 Altura del Cubo del rotor (aeroturbinas) altura del centro del área de barrido del rotor de la aeroturbina por encima de la superficie del terreno (véase el numeral 3.55, área de barrido). 3.25 marcha en vacío (aeroturbinas) condición de una aeroturbina que rota lentamente y sin producir potencia.


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3.26 sub-intervalo inercial intervalo de frecuencia del espectro de la turbulencia del viento, donde los remolinos -después de alcanzar la isotropía- se someten a sucesiva disolución con disipación de energía despreciable. NOTA En una velocidad del viento típica de 10 m/s, el sub-intervalo inercial es aproximadamente de 0,02 HZ a 2 kHz. 3.27 operación aislada operación estable y temporal de una parte discreta de un sistema de potencia después del corte de la red. 3.28 estado límite estado de una estructura y las cargas que actúan en ella, más allá de las cuales la estructura no puede satisfacer el requisito del diseño (véase la norma ISO 2394) NOTA El propósito de los cálculos de diseño (es decir, el requisito de diseño para el estado límite) es mantener la probabilidad de un estado límite que se alcanza por debajo de cierto valor prescrito para el tipo de estructura en cuestión (véase la norma ISO 2394). 3.29 ley de cortante del viento logarítmica véase perfil de viento 3.30 potencia máxima (aeroturbinas) nivel más alto de potencia eléctrica neta suministrada por una aeroturbina en operación normal. 3.31 velocidad de viento promedio promedio estadístico del valor instantáneo de la velocidad del viento promediada durante un determinado período de tiempo que puede variar desde unos cuantos segundos hasta muchos años. 3.32 nacela alojamiento que contiene el tren de mando y otros elementos en la parte superior de la torre de aeroturbina de eje horizontal. 3.33 punto de conexión de la red (aeroturbinas) terminales de cable de una única aeroturbina o, para una central eólica, el punto de conexión con el bus eléctrico del sistema de recolección de potencia en el sitio. 3.34 parada normal (aeroturbinas) parada en la cual todas las etapas están bajo el control del sistema de control. 3.35 límites de operación conjunto de condiciones definidas por el diseñador del aerogeneradores que gobiernan la activación del sistema de control y protección.


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3.36 aeroturbina parqueada dependiendo de la construcción de la aeroturbina, parqueada se refiere a la turbina que se encuentra en una condición de detención o de marcha en vacío. 3.37 sistema de recolección de potencia (aeroturbinas) sistema de conexión eléctrica que recoge la potencia de una ó más aeroturbinas. Incluye todos los equipos eléctricos conectados entre los terminales de los aerogeneradores y el punto de conexión de red. 3.38 ley de potencia para cortante del viento véase perfil de viento 3.39 salida de potencia potencia suministrada por un dispositivo en una forma específica y para un propósito específico. NOTA (Aeroturbinas). Potencia eléctrica suministrada por un aerogenerador. 3.40 sistema de protección (aeroturbina) sistema que garantiza que un aerogenerador permanezca dentro de los límites de diseño. 3.41 potencia nominal cantidad de potencia asignada, generalmente por un fabricante, para una condición de operación específica de un componente, dispositivo o equipo. NOTA (Aeroturbinas). Salida de potencia eléctrica continua máxima que un aerogenerador está diseñado para alcanzar bajo condiciones de operación normales. 3.42 velocidad de viento nominal (Vr) velocidad de viento específica a la cual se alcanza la potencia nominal de una aeroturbina. 3.43 distribución Rayleigh función de distribución de probabilidad, véase el numeral 3.66 (distribución de velocidad del viento) 3.44 velocidad del viento de referencia (Vref) parámetro básico para velocidad del viento empleada para definir clases de aerogeneradores. Otros parámetros climáticos relacionados con el diseño se derivan de la velocidad del viento de referencia y otros parámetros de clase de aerogeneradores básicos (véase el numeral 6) NOTA Una turbina diseñada para una clase de aerogenerador con una velocidad de viento de referencia Vref, está diseñada para soportar climas para los cuales la velocidad extrema del viento promedio durante 10 min con un período de recurrencia de 50 años en la altura de cubo de la turbina es inferior o igual a Vref.


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3.45 resonancia fenómeno que aparece en un sistema oscilante, en el cual el período de una oscilación forzada es muy cercano al de la oscilación libre. 3.46 velocidad de viento muestreada rotacionalmente velocidad de viento experimentada en un punto fijo del rotor de aeroturbina rotante. NOTA El espectro de turbulencia de la velocidad del viento muestreada rotacionalmente es distintivamente diferente del espectro de turbulencia normal. Mientras se realiza la rotación, el aspa corta el flujo de viento que varía en el espacio. Por consiguiente, el espectro de turbulencia resultante contendrá cantidades de tamaño medible de varianza a la frecuencia de rotación y componentes armónicas de la misma. 3.47 velocidad del rotor (aeroturbinas) velocidad rotacional de un rotor de aeroturbina alrededor de su eje 3.48 longitud de rugosidad altura extrapolada en la cual la velocidad del viento promedio se vuelve cero si se supone que el perfil de viento vertical tiene una variación logarítmica con la altura. 3.49 vida segura vida de servicio prescrita con una probabilidad declarada de falla catastrófica. 3.50 mantenimiento programado mantenimiento preventivo realizado de acuerdo con un cronograma establecido. 3.51 estado de límite de servicio estado límite que corresponde con los criterios que rigen la función relacionada con el uso normal (véase la norma ISO 2394). 3.52 detención condición de un aerogenerador que se detiene. 3.53 estructura de soporte (aeroturbinas) parte de una aeroturbina que comprende la torre y la cimentación. 3.54 velocidad del viento de supervivencia nombre popular para la máxima velocidad del viento que una construcción está diseñada para soportar. NOTA En la presente norma, no se emplea la expresión. En cambio, las condiciones de diseño se refieren a velocidad extrema del viento (véase el numeral 3.19). 3.55 área de barrido


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área proyectada perpendicular a la dirección del viento que un rotor describe durante una rotación completa. 3.56 intensidad de la turbulencia relación de la desviación estándar de la velocidad del viento con la velocidad del viento promedio, determinada a partir del mismo conjunto de muestras de datos medidos de velocidad del viento y tomada por un período de tiempo específico. 3.57 parámetro de escala de turbulencia longitud de onda donde la densidad espectral de potencia longitudinal, no dimensional, es igual a 0,05 NOTA Así, la longitud de onda se define como ,01 / fVA hub= donde 0502

101 ,/)f(sfo =σ 3.58 estado de límite último estados límite que generalmente corresponde a la máxima capacidad de transporte de carga (véase la norma ISO 2394). 3.59 mantenimiento sin programar mantenimiento realizado, no de acuerdo con un cronograma establecido sino después de recibir una indicación con respecto al estado de un ítem. 3.60 a barvolento en la dirección opuesta al principal vector del viento. 3.61 aeroturbina de eje vertical aeroturbina cuyo eje de rotor es vertical. 3.62 distribución de Weibull función de distribución de la probabilidad, véase el numeral 3.66 (distribución de velocidad del viento). 3.63 parque eólico véase el numeral 3.64 (central eólica) 3.64 central eólica grupo o grupos de aerogeneradores , comúnmente denominados como parque eólico 3.65 perfil de viento. Ley de cortante del viento expresión matemática para variación supuesta de velocidad del viento con altura por encima del suelo. NOTA Los perfiles de uso común son el perfil logarítmico (1) o el perfil de ley de potencia (2)


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)z/zln()z/zln(

x)z(V)z(Vr

r0

0= (1)

α

=

rr z

zx)z(V)z(V (2)

en donde: V(z) = es la velocidad del viento a altura z z = es la altura por encima del suelo

zr = es una altura de referencia por encima del suelo empleada para ajustar el perfil. z0 = es la longitud de rugosidad α = es el exponente de la cortante del viento (o ley de potencia) 3.66 distribución de velocidad del viento función de distribución de probabilidad, empleada para describir la distribución de las velocidades del viento durante un período extendido de tiempo. NOTALas funciones de distribución que se usan frecuentemente son las funciones Rayleigh PR (Vo) y la Weibull Pw (Vo).

[ ][ ]k

W

aveR

)C/V(exp)V(P

)V/V(exp)V(P

00

200

01

21

−−

π−−= (3)

con

=π

+Γ=

22

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kSí,C

kC

Vave (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 Weibull k = es el parámetro de forma de la función Weibull Γ = es la función gama Tanto C como k pueden evaluarse a partir de datos reales. La función Rayleigh es idéntica a la función Weibull si se selecciona k = 2, y 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 inferior a V0 . Así (P(V1) - P(V2)), si se evalúa entre los límites específicos V1 y V2, indicará la fracción de tiempo durante la cual la velocidad del viento está dentro de estos límites. La


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diferenciación de las funciones de distribución produce las correspondientes funciones de densidad de probabilidad. 3.67 cortante del viento variación de la velocidad del viento a través de un plano perpendicular con la dirección del viento. 3.68 exponente de cortante del viento también comúnmente conocida como exponente de ley de potencia, véase el numeral 3.65 (perfil de viento -ley de cortante de viento) 3.69 velocidad del viento en un punto específico en el espacio la velocidad del viento es la velocidad del movimiento de una cantidad diminuta de aire alrededor del punto específico. NOTA La velocidad del viento también es la magnitud de la intensidad de viento local (vector) (véase el numeral 3.71, intensidad del viento). 3.70 sistema generador de aeroturbina (Aerogenerador) sistema que convierte la energía cinética del viento en energía eléctrica. 3.71 intensidad del viento vector que apunta en la dirección del movimiento de una cantidad diminuta de aire alrededor del punto de consideración, siendo la magnitud del vector igual a la velocidad del movimiento de esta "parcela" de aire (es decir, la velocidad de viento local). NOTA El vector en cualquier punto es entonces la derivada de tiempo del vector de posición de la "parcela" de aire que se mueve a través del punto. 3.72 sistema eléctrico del aerogenerador todo el equipo eléctrico interno del aerogenerador, incluyendo las terminales del aerogenerador, equipo para puesta a tierra, empalme y comunicaciones. Se incluyen los conductores locales del aerogenerador que están destinados a ofrecer una red de terminación a tierra específicamente para el aerogenerador. 3.73 terminales del aerogenerador punto o puntos identificados por el proveedor del aerogenerador en el cual se puede conectar el aerogenerador al sistema de recolección de potencia. Esto incluye la conexión para los propósitos de transferencia de energía y comunicaciones. 3.74 oscilación rotación del eje del rotor alrededor de un eje vertical (sólo para aeroturbinas de eje horizontal). 3.75 desalineación por oscilación desviación horizontal del eje del rotor de la aeroturbina desde la dirección del viento.


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4. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 4.1 SÍMBOLOS Y UNIDADES a parámetro de pendiente para modelo de desviación estándar de turbulencia [-] C parámetro de escala de la función de distribución Weibull [m/s] Coh función de coherencia D diámetro del rotor [m] f frecuencia [s-1] fd valor de diseño para resistencia del material [-] fk valor característico para resistencia del material [-] Fd valor de diseño para cargas [-] Fk valor característico para cargas [-] I15 valor característico de intensidad de turbulencia de altura de cubo a una velocidad de viento

promedio durante 10 min de 15 m/s [-]

k parámetro de forma de la función de distribución Weibull [-] K función Bessel modificada [-] L parámetro de escala integral de turbulencia isotrópica [m] Le parámetro de escala de coherencia [m] Lk parámetro de escala integral de componente de velocidad [m] ni número contado de ciclos de fatiga en intervalo i de carga [-] N(.) es el número de ciclos que origina falla como una función del esfuerzo (o deformación) indicada

por el argumento (es decir, la curva S_N característica) [-]

N período de recurrencia para situaciones extremas [y] p probabilidad de supervivencia [-] PR (V0) distribución de probabilidad Rayleigh, es decir, la probabilidad de que V < V0 [-] PW (V0) distribución de probabilidad Weibull [-] r magnitud de proyección del vector de separación [m] si nivel de esfuerzo (o deformación) asociado con el número contado de ciclos en el intervalo i [-] S1 (f) función de densidad espectral de potencia [m2/s2] Sk espectro de componente de velocidad de un solo lado [m2/s2] T tiempo característico de ráfaga [s] t tiempo [s] V velocidad del viento [m/s] V(z) velocidad del viento en altura z [m/s] Vave velocidad del viento promedio anual a la altura de cubo [m/s] Vcg magnitud de ráfaga coherente extrema sobre toda la área de barrido del rotor [m/s] VeN velocidad del viento extrema esperada (promediada sobre 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 de ráfaga mayor con un período de recurrencia esperado de N años [m/s] Vhub velocidad del viento a la altura de cubo promediada durante 10 min [m/s] Vin velocidad del viento de puesta en circuito [m/s] V0 velocidad del viento límite en el modelo de distribución de velocidad del viento [m/s] Vout velocidad del viento de corte del circuito [m/s] Vr velocidad del viento nominal [m/s] Vref velocidad del viento de referencia promediada durante 10 min [m/s] V(y,z,t) componente de intensidad del viento longitudinal para describir la cortante del viento horizontal transitoria [m/s] V(z,t) componente de intensidad del viento longitudinal para describir la variación transitoria para

condiciones extremas de ráfaga y corte [m/s]

x,y,z sistema de coordenadas empleado para la descripción del campo del viento; viento a lo largo (longitudinal), viento a través (lateral) y altura, respectivamente

[m]

zhub altura del cubo de la aeroturbina [m] zr altura de referencia por encima de la tierra [m] z0 longitud de rugosidad para el perfil de viento logarítmico [m] α exponente de ley de potencia de cortante de viento [-] β parámetro para modelo de cambio extremo de dirección [-] δ coeficiente de variación [-] Γ función gama [-] γf factor de seguridad parcial para cargas [-] γm factor de seguridad parcial para materiales [-]

Continúa...


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(Final)

γn factor de seguridad parcial para consecuencias de falla [-] θ(t) componente transitoria de cambio de dirección del viento [°] θcg ángulo de máxima desviación de la dirección de la velocidad del viento promedio bajo condiciones

de ráfaga [°]

θeN cambio extremo de dirección con un período de recurrencia de N años [°] Λ1 parámetro de escala de turbulencia definido como la longitud de onda donde la densidad espectral

de potencia longitudinal, no dimensional, fS1(f)/ σ12, es igual a 0,05

[m]

σ1 desviación estándar de la velocidad del viento longitudinal a la altura de cubo [m/s] σk késima desviación estándar de la velocidad del viento del componente a la altura de cubo [m/s] 4.2 ABREVIATURAS A Anormal (para factores de seguridad parcial) a.c. Corriente alterna C Restricción de servicio d.c. Corriente directa DLC Caso de carga del diseño ECD Ráfaga coherente extrema con cambio de dirección ECG Ráfaga coherente extrema EDC Cambio de dirección del viento extremo EOG Ráfaga de operación extrema EWM Modelo de velocidad del viento extrema EWS Cortante del viento extrema F Fatiga HAWT Aeroturbina de eje horizontal N Normal y extremo (para factores de seguridad parcial) NWP Modelo de perfil de viento normal NTM Modelo de turbulencia normal S Clase especial de aerogenerador IEC T Transporte y montaje (para factores de seguridad parcial) U Último VAWT Aeroturbina de eje vertical


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SGA Sistema(s) generador(es) de aeroturbina (aerogeneradores) 5. ELEMENTOS PRINCIPALES 5.1 GENERALIDADES En los siguientes numerales se presentan los requisitos técnicos y de ingeniería para asegurar la seguridad de sistemas estructurales, mecánicos eléctricos y de control de los aerogeneradores. Esta especificación de requisitos se aplica al diseño, manufactura, instalación y mantenimiento de aerogeneradores y el proceso de gestión de la calidad asociado. Además, se deben seguir los procedimientos de seguridad que se han establecido en las diversas tecnologías que se usan en la instalación, operación y mantenimiento de aerogeneradores. 5.2 MÉTODOS DE DISEÑO Esta norma exige el uso de un modelo dinámico estructural para predecir las cargas de diseño. Este modelo debe emplearse para determinar las cargas durante un rango de velocidades de viento, empleando las condiciones de turbulencia y otras condiciones extremas de viento definidas en el numeral 6, y las situaciones de diseño definidas en el numeral 7. Se deben analizar todas las combinaciones pertinentes de condiciones externas y situaciones de diseño. Se ha definido un conjunto mínimo de dichas combinaciones como casos de carga en esta norma. Los datos obtenidos de ensayo de escala completa de un aerogenerador pueden emplearse para aumentar la confianza en los valores de diseño preestablecidos y verificar los modelos dinámicos estructurales y las situaciones de diseño. Se debe realizar la verificación de la suficiencia del diseño mediante cálculo y/o por ensayo. Si se emplean los resultados del ensayo en esta verificación, se deben mostrar las condiciones externas durante el ensayo para reflejar los valores característicos y situaciones de diseño definidos en esta norma. En la selección de las condiciones de ensayo, incluyendo las cargas de ensayo, se debe tener en cuenta los factores de seguridad pertinentes. 5.3 CLASES DE SEGURIDAD Los aerogeneradores deben estar diseñados de acuerdo con una de las siguientes dos clases de seguridad: - una clase de seguridad normal que se aplica cuando una falla causa riesgo de

lesión personal o consecuencias económicas y sociales; - una clase de seguridad especial que se aplica cuando se determinan los requisitos

de seguridad mediante regulaciones locales y/o los requisitos de seguridad se acuerdan entre el fabricante y el cliente.

En el numeral 7.6 de esta norma se especifican los factores de seguridad parcial para aerogeneradores de clase de seguridad normal. Los factores de seguridad parcial para aerogeneradores de clase de seguridad especial deben acordarse entre el fabricante y el cliente. Un aerogenerador diseñado de acuerdo con la clase de seguridad especial es una turbina clase S de aerogenerador como se define en el numeral 6.2. 5.4 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD


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El aseguramiento de la calidad debe ser una parte integral del diseño, adquisición, manufactura, instalación, operación y mantenimiento del aerogenerador y todos sus componentes. Se recomienda que el sistema de calidad cumpla con los requisitos de las publicaciones ISO pertinentes (véase la bibliografía en el Anexo D). 5.5 MARCACIÓN DE LA AEROTURBINA La siguiente información debe aparecer, como mínimo, de manera prominente y legible, en la placa de identificación de la turbina marcada indeleblemente:

- fabricante del aerogenerador y país - número serial y modelo - año de producción - potencia nominal - velocidad del viento de referencia, Vref - intervalo de velocidad del viento de operación a la altura del cubo, Vin - Vout

- intervalo de temperatura ambiente de operación - clase de aerogeneradores IEC (véase la Tabla 1) - tensión nominal en los terminales del aerogenerador - frecuencia en los terminales del aerogenerador o intervalo de frecuencia en el

caso que la variación nominal sea superior a 2 %. 6. CONDICIONES EXTERNAS 6.1 GENERALIDADES En el diseño de un aerogenerador se deben considerar las condiciones externas descritas en este numeral. Los aerogeneradores están sujetos a condiciones ambientales y eléctricas que pueden afectar su carga, durabilidad y operación. A fin de garantizar el apropiado nivel de seguridad y confiabilidad, se deben tener en cuenta los parámetros ambientales, eléctricos y de suelo en el diseño y se deben establecer en forma explícita en la documentación del diseño. Las condiciones ambientales se dividen posteriormente en condiciones de viento y otras condiciones ambientales. Las condiciones eléctricas se refieren a las condiciones de la red. Las propiedades del suelo son pertinentes para el diseño de cimentaciones de aerogeneradores. Cada tipo de condición externa se puede subdividir en una condición externa normal y una extrema. Por lo general, las condiciones externas normales tienen que ver con carga estructural a largo plazo y las condiciones de operación, mientras que las condiciones externas extremas representan las raras pero potencialmente críticas condiciones de diseño externas. Los casos de carga del diseño deben constar de una combinación de estas condiciones externas con modos operacionales de la aeroturbina.


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Las condiciones del viento son la consideración externa principal para la integridad estructural. Otras condiciones ambientales también afectan las características de diseño tales como el funcionamiento del sistema de control, durabilidad, corrosión, etc.. En los siguientes subnumerales se prescriben las condiciones normales y extremas que se deben considerar en el diseño de acuerdo con las clases de aerogeneradores. 6.2 CLASES DE AEROGENERADORES Las condiciones externas por considerar en el diseño son dependientes del sitio destinado o tipo de sitio para la instalación de un aerogenerador. Las clases de aerogeneradores se definen en términos de velocidad del viento y los parámetros de turbulencia. La intención de las clases es cubrir la mayoría de aplicaciones. Los valores de velocidad del viento y parámetros de turbulencia están destinados a representar los valores característicos de muchos sitios diferentes y no ofrecen una representación precisa de ningún sitio específico, véase el numeral 11. La meta es lograr la clasificación de aerogeneradores con robustez claramente variante gobernada por la velocidad del viento y parámetros de turbulencia. En la Tabla 1 se especifican los parámetros básicos que definen las clases de aerogeneradores. En casos donde es necesario un diseño especial (por ejemplo, condiciones de viento especiales u otras condiciones externas o una clase de seguridad especial, véase el numeral 5.3), se define una clase de aerogenerador, Clase S. El diseñador debe seleccionar los valores de diseño para el aerogenerador Clase S y se deben especificar en la documentación de diseño. Para tales diseños especiales, los valores seleccionados para las condiciones de diseño deben reflejar un ambiente más severo que el anticipado para el uso de los aerogeneradores. Las condiciones externas particulares de instalaciones mar adentro exigen diseño clase S de aerogenerador.

Tabla 1. Parámetros básicos para clases de aerogeneradores

Clase 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 A I15(-) a (-) 2 2 2 2

0,16 0,16 0,16 0,16 B I15(-) a (-) 3 3 3 3

Valores especificados por

el diseñador

en donde los valores se aplican a la altura de cubo, y A = designa la categoría para características superiores de turbulencia B = designa la categoría de características inferiores de turbulencia I15 = es el valor característico de la intensidad de turbulencia de 15 m/s, a = es el parámetro de pendiente por emplear en la ecuación (7). Además de estos parámetros básicos, se requieren varios parámetros importantes adicionales para especificar por completo las condiciones externas empleadas en el diseño de aerogeneradores. En el caso de las clases de aerogeneradores IA a IVB, posteriormente denominadas clases estándar de aerogeneradores, los valores de estos parámetros adicionales se especifican en los numerales 6.3, 6.4 y 6.5.


16

El tiempo de vida del diseño debe ser mínimo de 20 años. Para la Clase S de aerogeneradores, el fabricante debe describir en la documentación del diseño los modelos empleados y los valores de parámetros de diseño esenciales. Cuando se adoptan los modelos del numeral 6, la declaración de los valores de los parámetros será suficiente. La documentación del diseño de la clase S de aerogenerador debe contener la información definida en el Anexo A. Las abreviaturas adicionadas en paréntesis en los encabezados de subnumerales en lo que queda de este numeral se emplean para describir las condiciones del viento para los casos de carga de diseño definidos en el numeral 7.4. 6.3 CONDICIONES DEL VIENTO Los aerogeneradores deben diseñarse para soportar en forma segura las condiciones del viento definidas por la clase de aerogenerador seleccionada. Los valores de diseño de las condiciones del viento deben especificarse de forma clara en la documentación del diseño. El régimen del viento para consideraciones de carga y seguridad se divide en condiciones de viento normales que ocurren con frecuencia durante la operación normal de un aerogenerador, y las condiciones extremas de viento que se definen como las que presentan un período de recurrencia de 1 año ó de 50 años. En todos los casos se debe considerar la influencia de una inclinación de flujo promedio con respecto al plano horizontal de hasta 8°. Se puede asumir que el ángulo de inclinación del flujo es invariable con la altura. 6.3.1 Condiciones normales de viento 6.3.1.1 Distribución de la velocidad del viento La distribución de la velocidad del viento en el sitio es significativa para el diseño de aerogeneradores puesto que determina la frecuencia de ocurrencia de las condiciones de carga individuales. En el caso de las clases estándar de aerogeneradores, se debe asumir que el valor promedio de la velocidad del viento durante un período de tiempo de 10 min tiene distribución Rayleigh para los propósitos de cálculos de carga de diseño. En este caso, la distribución de probabilidad a la altura del cubo se determina mediante:

[ ]221 )V/V(exp)V(P avehubhubR π−−= (5) 6.3.1.2 El modelo de perfil de viento normal (NWP) El perfil de viento V(z) denota la velocidad de viento promedio como una función de la altura z por encima de la tierra. En el caso de las clases estándar de aerogeneradores, se debe asumir que el perfil de velocidad del viento normal se determina mediante la ley de potencia:

α= )z/z(V)z(V hubhub (6) Se debe asumir que el exponente de la ley de potencia α es 0,2.


17

Se emplea el perfil de viento asumido para definir la cortante de viento vertical promedio a través del área de barrido del rotor. 6.3.1.3 Modelo de turbulencia normal (NTM) La expresión "turbulencia del viento" denota variaciones estocásticas en la velocidad del viento del promedio durante 10 min. El modelo de turbulencia debe incluir los efectos de la variante velocidad del viento, la dirección variante y el muestreo rotacional. Para las clases de aerogeneradores estándar, las densidades espectrales de potencia del campo de vector de intensidad del viento aleatoria, sea que se use explícitamente en el modelo o no, deben satisfacer los siguientes requisitos: a) El valor característico de la desviación estándar del componente de velocidad de

viento longitudinal debe determinarse mediante1:

)1/()/15(151 ++= aaVsmI hubσ (7) En la Tabla 1 se presentan los valores para I15 y a. Los valores característicos de la desviación estándar σ1 y de la intensidad de turbulencia σ1/Vhub se muestran a continuación en la Figura 1 como una función de la velocidad del viento para los valores específicos de I15 y a. Se supone que la desviación estándar es invariable con la altura.

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,00 10 20 30 40

Velocidad del viento, V (m/s)

Des

viac

ión

está

ndar

, σ (

m/s

)1

A

B

hub

60

40

50

20

30

1

40

hub

3010

10

00

Velocidad del viento, V (m/s)20

Inte

nsid

ad d

e la

turb

ulen

cia,

σ /V

(%)

hub

A

B

Figura 1. Turbulencia característica del viento

b) Hacia el final de la frecuencia alta del sub-intervalo inercial, la densidad espectral

de potencia del componente longitudinal de la turbulencia, S1(f), debe acercarse de manera asintótica a la forma:

1 Para realizar los cálculos de casos de carga además de los especificados en la Tabla 2, puede ser apropiado emplear diferentes valores percentiles. Dichos valores percentiles deben determinarse adicionando un valor a la ecuación 7 determinado mediante:

151 21 I/)s/m)(x( −=σ∆

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


18

3532

12

11 050 //hub f)V/()(,)f(S −−Λσ= (8)


19

El parámetro de escala de turbulencia, Λ1, debe determinarse mediante:

≥<

=Λmzparammzparaz,

hub

hubhub30213070

1 (9)

En el Anexo B se presentan las especificaciones para modelos de turbulencia estocásticos que satisfacen estos requisitos. En el anexo C se presenta un modelo determinista simplificado que se basa en una descripción estocástica de la turbulencia. Este modelo determinista puede emplearse cuando se puede demostrar que la repuesta del aspa de la turbina a la velocidad del viento muestreado en forma rotacional está suficientemente bien amortiguada. En el Anexo C también se presenta orientación para esta validación. 6.3.2 Condiciones extremas de viento Las condiciones extremas de viento se emplean para determinar cargas de viento extremas en aerogeneradores. Estas condiciones incluyen velocidades pico de 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 deben considerarse los efectos deterministas en los cálculos del diseño.

6.3.2.1 Modelo de velocidad del viento extrema (EWM) La velocidad del viento extrema del año 50 Ve50 y la velocidad del viento extrema de un año Ve1 deben basarse en la velocidad del viento de referencia Vref. Para diseños de aerogeneradores en las clases estándar, Ve50 y Ve1 deben calcularse como una función de la altura z empleando las siguientes ecuaciones:

11050 401 ,

hubrefe )z/z(V,)z(V (10)

)z(V,)z(V ee 501 750= (11)

en donde zhub es la altura de cubo2 Se deben asumir desviaciones a corto plazo de la dirección del viento promedio de ± 15°. 6.3.2.2 Ráfaga operante extrema (EOG) La magnitud de ráfaga a la altura de cubo VgustN por un período de recurrencia de N años debe obtenerse para las clases de aerogeneradores estándar mediante la siguiente relación:

Λ+

σβ=

1

1

101 D(,VgustN (12)

en donde σ1 = es la desviación estándar, de acuerdo con la ecuación (7); Λ1 = es el parámetro de escala de turbulencia, de acuerdo con la ecuación (9);

2 NOTA Los códigos de ingeniería estructural local pueden prescribir una variación de la velocidad de viento o presión dinámica con altura que es ligeramente diferente de la que se origina por la relación presentada arriba.


20

D = es el diámetro de rotor; β = 4,8 para N = 1; y β = 6,4 para N = 50 La velocidad del viento se debe definir para un período de recurrencia de N años mediante la ecuación:

Ttytpara)z(V

Ttpara)T/t)(cos(T/t(senV,)z(VV gustN

)t,z( ><

≤≤ππ−=

0

023370 (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 Como ejemplo, en la Figura 2 se muestra la ráfaga de operación extrema con un período de recurrencia de un año, categoría de turbulencia A, diámetro de rotor 42 m, altura de cubo 30 m y Vhub= 25 m/s:

15

20

25

30

35

40

-2 -1 0 1 2 3 4 65 7 8 9 10 11 12

Tiempo, t (s)EOG

Vel

ocid

ad d

el v

ient

o, V

(m

/s)

hub

Figura 2. Ejemplo de ráfaga de operación extrema (N = 1, categoría A, D = 42 m, zhub = 30 m, Vhub = 25 m/s)

Los valores de parámetro para ambos períodos de recurrencia se seleccionaron para obtener la misma velocidad de subida máxima. 6.3.2.3 Cambio extremo de dirección (EDC) La magnitud de cambio extremo de dirección, θeN, para un período de recurrencia de N años debe calcularse empleando la siguiente relación:

Λ+

σβ±=θ

1

1

101 D,V

arctan)t(

hub

N (14)

en donde θeN = está limitado al intervalo ± 180°;


21

Λ1 = es el parámetro de escala de turbulencia, de acuerdo con la ecuación (9); D = es el diámetro de rotor; β = 4,8 para N = 1; y β = 6,4 para N = 50

La componente transitoria de cambio extremo de dirección para un período de recurrencia de N años, θN(t) debe obtenerse mediante:

>θ≤≤π−θ

<=θ

TtparaTtpara)T/tcos((,

tpara)t(

eN

eNN 015000

(15)

en donde T= 6 s es la duración de la componente transitoria de cambio extremo de dirección. Se debe seleccionar el signo de modo que ocurra la peor carga transitoria. Al finalizar la componente transitoria de cambio de dirección, se asume que la dirección permanece inalterada. Se asume que la velocidad del viento sigue el perfil de viento normal del numeral 6.3.1.2, el modelo de perfil de viento normal (NWP). Como ejemplo, en la Figura 3 se muestra el cambio extremo de dirección con un período de recurrencia de 50 años, categoría de turbulencia A, diámetro de rotor 42 m, altura de cubo 30 m y Vhub= 25 m/s:

100

0

40hub

3010

-100

0-200

Velocidad del viento, V (m/s)20

Cam

bio

ED

C, θ

(d

eg)

eN

Figura 3. Ejemplo de magnitud de cambio extremo de dirección (N = 50, categoría A, D = 42 m, zhub = 30 m)

5Tiempo, t (s)

0-5

10

0 10

30

20

50

40

Cam

bio

de d

irecc

ión

del v

ient

o ED

C, θ

(t) (d

eg)

N


22

Figura 4. Ejemplo de cambio extremo de dirección (N = 50, categoría A, D = 42 m, zhub = 30 m, Vhub = 25 m/s)


23

6.3.2.4 Ráfaga coherente extrema (ECG) Para diseños aerogeneradores de las clases de aerogeneradores estándar, se debe asumir una ráfaga coherente extrema con una magnitud de:

Vcg = 15 m/s

La velocidad del viento debe definirse mediante las relaciones:

>+

≤≤π−+<

=

TtparaV)zV

Ttpara)T/tcos((V,)z(Vtpara)z(V

)t,z(V

cg

cg

8

01500

(16)

en donde T= 10 s es el tiempo de subida y V(z) la velocidad del viento presentada en el numeral 6.3.1.2. Se debe emplear el modelo de perfil de viento normal de velocidad del viento como se especifica en la ecuación (6). La ráfaga extrema coherente se ilustra en la Figura 5 para Vhub = 25 m/s.

Tiempo, t (s)

12 141086420-20

10

20

30

40

50

Vel

ocid

ad d

el v

ient

o, V

(z,t)

(m/s

)

Figura 5. Ráfaga coherente extrema (Vhub = 25 m/s) (ECG)

6.3.2.5 Ráfaga coherente extrema con cambio de dirección (ECD) En este caso, se debe asumir que la subida en la velocidad del viento (descrita por ECG; véase la Figura 5) ocurre simultáneamente con el cambio de dirección θcg, donde θcg s define mediante las relaciones:

( )

≤≤°<°

=θ refhubhub

hub

hugcg VVs/mParaV

s/ms/mVPara

V 47204180

(17)

El cambio de dirección simultánea se obtiene entonces mediante:

( )( )

>θ±

≤≤π−θ±<°

=θ

TtPara

TtParaT/tcos,tPara

)t(

cg

cg 015000

en donde


24

T = 10 s es el tiempo de subida. Se debe emplear el modelo de perfil de viento normal como se especifica en la ecuación (6). En las Figuras 6 y 7 se muestra el cambio de dirección, θcg, como función de Vhub y como función del tiempo para Vhub = 25 m/s, respectivamente.

Cam

bio

de d

irecc

ión,

θ

(deg

)cg

20Velocidad del viento, V (m/s)

00

50

10 30

hub

40

150

100

200

Figura 6. El cambio de dirección para ECD

Cam

bio

de d

irecc

ión,

θ (

t) (d

eg)

Tiempo, t (s)420

25

20

15

10

5

0-2 6 8 10 12

30

Figura 7. Desarrollo del tiempo del cambio de dirección para Vhub = 25 m/s

6.3.2.6 Cortante de viento extrema (EWS) Se debe tener en cuenta la cortante de viento extrema con un periodo de recurrencia de 50 años para emplearlas siguientes dos componentes transitorias de velocidad del viento: - para cortante vertical transitoria:

><

≤≤

π−

∆βσ+

−+

=α

α

Ttytparaz

zV

TtparaT

tcosD,,Dzz

zzV

)t,z(V

hubhub

/hub

hubhub

0

021205241

11

(19)

- para cortante horizontal transitoria:


25

><

≤≤

π−

∆βσ+

+

=α

α

Ttytparaz

zV

TtparaT

tcosD,,Dy

zzV

)t,z,y(V

hubhub

/

hubhub

0

021205241

11

en donde α = 0,2; β = 6,4; T = 12 s;

Λ1 = es el parámetro de escala de turbulencia, de acuerdo con la ecuación (9);

D = es el diámetro de rotor

Velocidad del viento, V (z,t) (m/s)0 10 20 30 40

0,00,20,40,60,81,0

1,8

1,21,41,6

hub

Z/Z

Figura 8. Cortante de viento vertical extrema, perfil de viento antes de iniciar (t = 0, línea punteada) y en cortante máxima (t = 6 s, línea continua) ((N = 50, categoría de turbulencia A,

zhub = 30 m, Vhub = 25 m/s, D = 42 m)

6

Vel

ocid

ad d

el v

ient

o, V

(z,t)

-2 0 10 140

10

20

30

40

42 8 12

5

15

25

35

Tiempo, t (s)

Figura 9. Las velocidades del viento en la parte superior e inferior del rotor respectivamente ilustran el desarrollo del tiempo de la cortante del viento (suposiciones como las de la Figura 8)


26

Se debe seleccionar el signo para la componente transitoria de cortante de viento horizontal de modo que ocurra la peor carga transitoria. Las dos cortantes de viento extremas se consideran de manera independiente una de la otra y por lo tanto no se aplican de manera simultánea. Como ejemplo, en la Figura 8 se ilustra la cortante de viento vertical extrema de 50 años, la cual muestra los perfiles de viento antes del inicio del evento extremo (t = 0 s) y la cortante máxima (t = 6 s) y la Figura 9 muestra las velocidades del viento en la parte superior e inferior del rotor a fin de ilustrar el desarrollo del tiempo de la cortante. En ambas figuras, se asume la categoría de turbulencia A y Vhub = 25 m/s, zhub = 30 m, diámetro de rotor D = 42 m. 6.4 OTRAS CONDICIONES AMBIENTALES Las condiciones ambientales (climáticas) diferentes al viento pueden afectar la integridad y seguridad del aerogenerador, mediante acción térmica, fotoquímica, corrosiva, mecánica, eléctrica u otra acción física. Además, las combinaciones de parámetros climáticos presentadas pueden incrementar su efecto. Se deben tener en cuenta por lo menos las siguientes otras condiciones ambientales y la acción tomada establecida en la documentación del diseño: - temperatura

- humedad

- densidad del aire

- radiación solar

- lluvia, granizo, nieve y hielo

- sustancias químicamente activas

- partículas mecánicamente activas

- iluminación

- movimientos telúricos

- salinidad Los ambientes mar adentro requieren consideración especial adicional. Las condiciones climáticas para el diseño deben definirse en términos de valores representativos o mediante los límites de las condiciones variables. Se debe tener en cuenta la probabilidad de ocurrencia simultánea de las condiciones climáticas al seleccionar los valores del diseño. Las variaciones en las condiciones climáticas dentro de los límites normales que corresponden aun período de retorno de un año no deben interferir con la operación normal diseñada de un aerogenerador. A menos que exista correlación, se deben combinar otras condiciones ambientales extremas de acuerdo con el numeral 6.4.2 con las condiciones de viento normales de acuerdo con el numeral 6.3.1.


27

6.4.1 Otras condiciones ambientales normales Los otros valores de condición ambiental normal que se deben tener en cuenta son:

- intervalo de temperatura ambiente de operación de sistema normal de -10° C a +40° C

- humedad relativa de hasta 95 % - contenido atmosférico equivalente al de una atmósfera tierra adentro no

contaminada (véase la norma IEC 60721-2-1) - intensidad de radiación solar de 1 000 W/m2 - densidad del aire de 1,225 kg/m3

Cuando el diseñador especifica parámetros de condición externa adicionales, se deben establecer estos parámetros y sus valores en la documentación del diseño y deben ser de conformidad con los requisitos de la norma IEC 60721-2-1. 6.4.2 Otras condiciones ambientales extremas Otras condiciones ambientales extremas que se deben considerar para el diseño de aerogeneradores son la temperatura, rayos, hielo y movimientos telúricos. 6.4.2.1 Temperatura Los valores de diseño para el intervalo de temperatura extrema deben ser de mínimo -20 ° C a +50 °C para las clases de aerogeneradores estándar. 6.4.2.2 Rayos Las disposiciones de protección contra rayos requeridas en el numeral 10.6 pueden considerarse como adecuadas para aeroturbinas en las clases de aerogeneradores estándar. 6.4.2.3 Hielo Para las clases estándar de aerogeneradores no se presentan requisitos mínimos para hielo. 6.4.2.4 Movimientos telúricos Para las clases estándar de aerogeneradores no se presentan requisitos mínimos para movimientos telúricos. 6.5 CONDICIONES DE RED DE ENERGÍA ELÉCTRICA A continuación se enuncian las condiciones normales en las terminales del aerogenerador por considerar en el diseño. Las condiciones de red de energía eléctrica normales se aplican cuando los siguientes parámetros encajan dentro de los intervalos establecidos a continuación.


28

- Tensión Valor nominal ± 10 %

- Frecuencia Valor nominal ± 2%

- Desequilibrio de tensión La relación del componente de secuencia negativa de tensión con el componente de secuencia positiva no debe exceder el 2 %.

- Interrupciones del servicio Se debe asumir que ocurran interrupciones del servicio de la red eléctrica 20 veces por año. La duración de interrupción máxima para la cual la turbina debe diseñarse debe ser de mínimo una semana. 7. DISEÑO ESTRUCTURAL 7.1 GENERALIDADES El diseño estructural de aeroturbina se debe basar en la verificación de la integridad estructural de los componentes de transporte de carga. La resistencia última y la fatiga de los miembros estructurales debe verificarse mediante cálculos y/o ensayos para demostrar la integridad estructural de un aerogenerador con el nivel de seguridad apropiado. El análisis estructural debe basarse en la norma ISO 2394. Se debe cerciorarse de un nivel de seguridad aceptable y verificarlo mediante cálculos y/o ensayos para demostrar que la carga de diseño no excede la resistencia de diseño pertinente. Se deben realizar cálculos empleando métodos apropiados. Deben presentarse descripciones de los métodos de cálculo en la documentación del diseño. Las descripciones deben incluir evidencia de la validez de los métodos de cálculo o referencias para estudios de verificación adecuados. El nivel de carga en cualquier ensayo debe reflejar los factores de seguridad en el correspondiente cálculo. 7.2 METODOLOGÍA DE DISEÑO Se debe verificar que no se excedan los estados límite para el diseño de aeroturbina. También se pueden emplear el ensayo modelo y los ensayos prototipo como substituto para el cálculo a fin de verificar el diseño estructural, como se especifica en la norma ISO 23943.

3 La norma ISO 2394 define los estados límite último y de servicio de la siguiente manera: Estado de una estructura y las cargas que actúan en ella, más allá del cual la estructura no satisface el requisito de diseño. El propósito de los cálculos de diseño es mantener la probabilidad de un estado límite que se alcanza por debajo de un cierto valor prescrito para el tipo de estructura en cuestión.

Por ejemplo, Estados límite últimos corresponde a:

• pérdida de equilibrio de la estructura, o de una parte de la estructura, considerada como un cuerpo rígido (por ejemplo, volcamiento)


29

7.3 CARGAS Las cargas descritas en los numerales 7.3.1 a 7.3.4 deben considerarse para los cálculos del diseño. 7.3.1 Cargas inercial y gravitacional Las cargas inercial y gravitacional son cargas estáticas y dinámicas que actúan sobre los aerogeneradores originadas por vibración, rotación, gravedad y actividad sísmica. 7.3.2 Cargas aerodinámicas Las cargas aerodinámicas son cargas estáticas y dinámicas causadas por el flujo del aire y su interacción con las partes estacionarias y móviles de los aerogeneradores. El flujo de aire es dependiente de la velocidad rotacional del rotor, la velocidad del viento promedio a través del plano del rotor, la turbulencia, la densidad del aire y las formas aerodinámicas de los componentes de aeroturbina y sus efectos interactivos, incluyendo los efectos aeroelásticos. 7.3.3 Cargas operacionales Las cargas operacionales son causadas por la operación y control de los aerogeneradores y se identifican en varias categorías. Estas son el control de la velocidad del rotor tal como control de torque montando aspas u otros dispositivos aerodinámicos. Incluyen las cargas transitoria y de freno mecánico de tren de mando, causadas por la detención y arranque del rotor, la conexión y desconexión del generador y cargas oscilantes. 7.3.4 Otras cargas Otras cargas tales como cargas ondulatorias, cargas de impacto, cargas de hielo, etc. pueden ocurrir y deben incluirse cuando se apropiado; véase el numeral 11. 7.4 SITUACIONES Y CASOS DE CARGA DE DISEÑO Este sub-numeral describe la construcción de casos de carga de diseño de aerogeneradores y especifica un número mínimo por considerar. Para propósitos de diseño, la vida de un aerogenerador puede estar representada por un conjunto de situaciones de diseño que comprenden las condiciones más significativas que el aerogenerador puede experimentar.

• ruptura de secciones críticas de la estructura causada por exceder la resistencia última (en algunos casos reducida por carga repetida) o la deformación última del material

• transformación de la estructura en un mecanismo (colapso), pérdida de la estabilidad (alabeo, etc.) Por ejemplo, los Estados límite de servicio corresponden a:

• deformaciones que afectan el uso eficiente o la apariencia de elementos estructurales o no estructurales • vibraciones excesivas que producen molestia o afectan elementos no estructurales o equipos

(especialmente si ocurre resonancia) • daño local (incluyendo agrietamiento) que reduce la durabilidad de una estructura o afecta la eficiencia o

apariencia de elementos estructurales o no estructurales para controlar los estados límite de servicio mediante el diseño, con frecuencia es necesario emplear una o más restricciones que describan deformaciones, aceleraciones, anchos de grieta, etc. , aceptables.


30

Los casos de carga deben determinarse a partir de la combinación de modos específicos de ensamble, montaje, mantenimiento y operación o situaciones de diseño con las condiciones externas. Se deben considerar todos los casos de carga pertinentes con una probabilidad razonable de ocurrencia, junto con el comportamiento del sistema de control y protección. Por lo general, los casos de carga de diseño empleados para determinar la integridad estructural de un aerogenerador pueden calcularse a partir de las siguientes combinaciones:

- situaciones de diseño normales y condiciones externas normales

- situaciones de diseño normales y condiciones externas extremas

- situaciones de diseño por defecto y condiciones externas apropiadas

- situaciones de diseño de transporte, instalación y mantenimiento y las condiciones externas apropiadas.

Si existe cualquier correlación entre una condición externa extrema y una situación por defecto, una combinación realista de las dos se debe considerar como un caso de carga de diseño. Dentro de cada situación de diseño, se deben considerar varios casos de carga de diseño a fin de verificar la integridad estructural de los componentes de un aerogenerador. Como mínimo, se deben considerar los casos de carga de diseño en la tabla 2. En dicha tabla se especifican los casos de carga de diseño para cada situación de diseño mediante la descripción de las condiciones de viento, eléctricas y otras condiciones externas. Se deben considerar otros casos de carga de diseño pertinentes para la seguridad, si lo requiere el diseño de un aerogenerador específico. Para cada situación de diseño, se establece el tipo apropiado de análisis mediante "F" y "U" en la Tabla 2. F se refiere al análisis de cargas de fatiga, por emplear en la evaluación de resistencia a la fatiga. U se refiere al análisis de cargas últimas tal como el análisis de exceso de la resistencia máxima del material, análisis de deflexión periférica y análisis de estabilidad. Las situaciones de diseño indicadas con U se clasifican como normales (N), anormales (A), o de transporte y montaje (T). Se espera que las situaciones de diseño normales ocurran con frecuencia dentro de la vida útil de una turbina. La turbina se debe encontraren un estado normal o puede haber experimentado defectos o anormalidades menores. Existe menos probabilidad de que ocurran situaciones de diseño anormales y por lo general corresponden a situaciones de diseño con defectos más severos como defectos del sistema de protección. El tipo de situación de diseño, N, A ó T determina el factor de seguridad parcial γf por aplicar a las cargas últimas. En las Tablas 3 y 4 del numeral 7.6 se presentan estos factores. Cuando se indica un intervalo de velocidad del viento en la Tabla 2, se deben considerar las velocidades del viento conducentes a la condición más adversa para el diseño del aerogenerador. El rango puede dividirse en un número de intervalos; en cada uno de ellos debe distribuirse una fracción adecuada de la vida del aerogenerador. En la definición de los casos de carga de diseño, se hace referencia a las condiciones del viento descritas en el numeral 6.


31

Tabla 2. Casos de carga de diseño

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

Factores de seguridad

parcial 1.1 NTM Vhub = Vr o Vout U N 1.2 NTM Vin< Vhub< Vout F * 1.3 ECD Vhub = Vr U N 1.4 NEP Vhub = Vr o Vout Defecto eléctrico externo U N 1.5 EOG1 Vhub = Vr o Vout Pérdida de conexión

eléctrica U N

1.6 EOG50 Vhub = Vr o Vout U N 1.7 EWS Vhub = Vr o Vout U N 1.8 EDC50 Vhub = Vr o Vout U N

1) Producción de potencia

1.9 ECG Vhub = Vr U N 2.1 NWP Vhub = Vr o Vout Defecto del sistema de

control U N

2.2 NWP Vhub = Vr o Vout Defecto eléctrico interno precedente o del sistema de protección

U A

2) Producción de potencia más ocurrencia de defecto

2.3 NTM Vin< Vhub< Vout Defecto del sistema de control o protección

F *

3.1 NWP Vin< Vhub< Vout F * 3.2 EOG1 Vhub = Vin, Vr o Vout U N

3) Arranque

3.3 EDC1 Vhub = Vin, Vr o Vout U N 4.1 NWP Vin < Vhub <Vout F * 4) Parada normal 4.2 EOG1 Vhub= Vr o Vout U N

5) Parada de emergencia

5.1 NWP Vhub= Vr o Vout U N

6.1 EWM Vhub= Ve50 Posible pérdida de red de potencia eléctrica

U N 6) Parqueado (detención o marcha en vacío) 6.2 NTM Vhub< 0,7Vref F * 7) Condiciones parqueada y de defecto

7.1 EWM Vhub= Ve1 U A

8) Transporte, ensamble, mantenimiento y reparación

8.1 Establecido por el fabricante

U T

A continuación véanse las abreviaturas. * Si no se define velocidad del viento de corte del circuito (Vout), se debería emplear el valor de Vref DLC Caso de carga del diseño ECD Ráfaga coherente extrema con cambio de dirección (véase el numeral 6.3.2.5) ECG Ráfaga coherente extrema (véase el numeral 6.3.2.4) EDC Cambio extremo de dirección (véase el numeral 6.3.2.3) EOG Ráfaga operante extrema (véase el numeral 6.3.2.2) EWM Modelo de velocidad del viento extrema (véase el numeral 6.3.2.1) EWS Cortante del viento extrema (véase el numeral 6.3.2.6) Número en superíndice Período de recurrencia en años NTM Modelo de turbulencia normal (véase el numeral 6.3.1.3)


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NWP Modelo de perfil de viento normal (véase el numeral 6.3.1.2) F Fatiga U Último N Normal y extremo A Anormal T Transporte y montaje * Factor de seguridad parcial por fatiga (véase el numeral 7.6.3) 7.4.1 Producción de potencia (DLC 1.1 - 1.9) En esta situación de diseño, se encuentra en funcionamiento un aerogenerador conectado a la carga eléctrica. En la supuesta configuración de aerogeneradores se debe tener en cuenta el desequilibrio del rotor. Los desequilibrios aerodinámicos y de masa máximos (por ejemplo, inclinación del aspa y desviaciones de torsión) especificados para la manufactura del rotor se deben emplear en los cálculos de diseño. Además, las desviaciones de situaciones operantes óptimas teóricas tales como la desalineación por oscilación y los errores de rastreo del sistema de control deben tenerse en cuenta en los análisis de cargas operacionales. Se debe asumir la peor combinación de condiciones en el cálculo, por ejemplo cambio de dirección con desalineación por oscilación característica (DLC 1.8) o ráfaga con pérdida de conexión eléctrica (DLC 1.5). Los casos de carga de diseño (DLC) 1.1 y 1.2 incorporan los requisitos para cargas que se originan por la turbulencia atmosférica. Los DLC 1-3 y 1.6 - 1.9 especifican los casos transitorios que se han seleccionado como eventos potencialmente críticos en la vida de un aerogenerador. En el DLC 1.4 y 1.5 se consideran los eventos transicionales debidos a defectos externos y pérdida de carga eléctrica. 7.4.2 Producción de potencia más ocurrencia de defecto (DLC 2.1 - 2.3) Se debe asumir que cualquier defecto en los sistemas de control o protección, o defecto interno en el sistema eléctrico, importante para la carga de aerogeneradores (tal como el corto circuito del generador), ocurre durante la producción de potencia. Para DLC 2.1, se debe analizar la ocurrencia de un defecto en el sistema de control que se considere como evento normal. Para DLC 2.2, se debe analizar la ocurrencia de defectos en el sistema de protección o el sistema eléctrico interno que se consideren como eventos raros. Si un defecto no causa una parada inmediata y la carga consecuente puede conllevar a daño importante por fatiga, se debe evaluar la probable duración de esta situación en DLC 2.3. 7.4.3 Arranque (DLC 3.1 - 3.3) Esta situación de diseño incluye todos los eventos que se originan en cargas sobre un aerogenerador durante las componentes transitorias desde cualquier situación de detención o marcha en vacío hasta la producción de potencia.


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7.4.4 Parada normal (DLC 4.1 - 4.2) Esta situación de diseño incluye todos los eventos que se originan en cargas sobre un aerogenerador durante situaciones transitorias normales desde una situación de producción de potencia hasta una condición de detención o marcha en vacío. 7.4.5 Parada de emergencia (DLC 5.1) Se deben considerar las cargas que surgen de paradas de emergencia. 7.4.6 Parqueo (detención o marcha en vacío) (DLC 6.1 - 6.2) Con la condición de velocidad de viento extrema se debe considerar el rotor de una aeroturbina parqueada que puede estar en condición de detención o marcha en vacío. Si puede ocurrir daño por fatiga importante en algunos componentes (por ejemplo, por el peso de aspas en marcha en vacío), también se debe considerar el número esperado de horas de tiempo de producción de no-potencia en cada velocidad del viento apropiada. Se deben tener en cuenta los efectos de la pérdida de la red de energía eléctrica en una aeroturbina parqueada. 7.4.7 Condiciones de parqueo más defecto (DLC 7.1) Las desviaciones del comportamiento normal de un aerogenerador parqueado, resultantes por defectos en la red eléctrica o en el aerogenerador deben requerir análisis. Si cualquier defecto diferente a una pérdida de red de energía eléctrica produce desviaciones del comportamiento normal de los aerogeneradores en las situaciones parqueadas, las posibles consecuencias deben ser objeto de análisis. La condición de defecto debe combinarse con el modelo de velocidad de viento extrema (EWM) y un período de recurrencia de un año. 7.4.8 Transporte, ensamble, mantenimiento y reparación (DLC 8.1) El fabricante debe establecer todas las condiciones de viento y situaciones de diseño presuntas para transporte, ensamble, mantenimiento y reparación de un aerogenerador. Se deben considerar las condiciones de viento máximas permitidas en el diseño si pueden producir carga significativa en el aerogenerador. 7.5 CÁLCULOS DE CARGA Se deben tener en cuenta las cargas como las descritas en los numerales 7.3.1 a 7.3.4 para cada caso de carga de diseño. Cuando sea pertinente, se deben temer en cuenta los siguientes aspectos:

- perturbaciones de campo de viento debidas a aerogeneradores en sí (velocidades inducidas por perturbación aerodinámica, pantalla de la torre, etc.)

- la influencia de flujo tridimensional en las características aerodinámicas del aspa

(por ejemplo, entrada en pérdida tridimensional y pérdida periférica aerodinámica (en los extremos del ala)

- efectos aerodinámicos inestables - dinámica estructural y acople de modos vibracionales - efectos aeroelásticos


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- el comportamiento del sistema de control y protección de los aerogeneradores

7.6 ANÁLISIS DE ESTADO LÍMITE ÚLTIMO 7.6.1 Método Los factores de seguridad parcial son dependientes de las incertidumbres y variabilidades en cargas y materiales, las incertidumbres en los métodos de análisis y la importancia de componentes estructurales con respecto a las consecuencias de la falla. 7.6.1.1 Factores de seguridad parcial A fin de garantizar los valores de diseño seguro para cargas y materiales, las incertidumbres y variabilidades en cargas y materiales están comprendidas en los factores de seguridad parcial para cargas y materiales definidos en (21) y (22).

kfd FF γ= (21) en donde Fd es el valor de diseño para la carga γf es el factor de seguridad parcial para la carga; y Fk es el valor característico para la carga. En esta norma, el término alternativo "valor representativo" se

emplea en algunos casos, donde un valor característico no se evalúa fácilmente en forma estadística.

km

d ffγ

= 1 (22)

en donde

fd es el valor de diseño para el material γm es el factor de seguridad parcial para el material; y fk es el valor característico de la propiedad del material.

Los factores de seguridad parcial para cargas empleadas en esta norma tienen como intención tener en cuenta:

- la posibilidad de desviaciones desfavorables de la carga del valor característico

- incertidumbres en el modelo de carga Los factores de seguridad parcial para materiales empleados en esta norma tienen como intención tener en cuenta:

- la posibilidad de desviaciones desfavorables de la resistencia del material del valor característico

- posible evaluación imprecisa de la resistencia de secciones o capacidad de carga

de las partes de la estructura - incertidumbres en los parámetros geométricos


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- incertidumbres en la relación entre las propiedades del material en la estructura y aquellas medidas por ensayos en probetas de control, es decir, incertidumbre en la conversión.

Algunas veces se explican estas diferentes incertidumbres por medio de factores de seguridad parcial individuales, pero en esta norma como en la mayoría, los factores relacionados con la carga se combinan en un factor γf y los factores relacionados con el material en un factor γm. Se presentan las consecuencias del factor de falla γn,, para distinguir entre: Componente Clase 1: empleado para componentes estructurales "seguros contra fallas" cuya falla no origine falla de una parte importante de un aerogenerador Componente Clase 2: empleado para componentes estructurales "no seguros contra fallas" cuyas fallas conducen rápidamente a la falla de una parte principal de un aerogenerador. Para el análisis de estado límite último de los aerogeneradores, se debe realizar los siguientes cuatro tipos de análisis cuando sea pertinente:

- análisis de resistencia última (véase el numeral 7.6.2)

- análisis de falla por fatiga (véase el numeral 7.6.3)

- análisis de estabilidad ( alabeo, etc.) (véase el numeral 7.6.4)

- análisis de deflexión crítica (interferencia mecánica entre aspa y torre, etc.) (véase el numeral 7.6.5).

La ecuación general para no exceder el estado límite último es:

)f(R)F(S ddn ≤×γ (23) Cada tipo de análisis requiere una formulación diferente de las funciones de carga y resistencia, S y R, y tiene diferentes fuentes de incertidumbres por medio del uso de factores de seguridad. 7.6.1.2 Aplicación de códigos reconocidos de material Al determinar la integridad estructural de los elementos de un aerogenerador, se pueden emplear códigos de diseño nacionales o internacionales para el material pertinente. Se debe tener especial cuidado cuando se emplean factores de seguridad parcial de códigos de diseño nacionales o internacionales junto con factores de seguridad parcial de esta norma. Se debe garantizar que el nivel de seguridad resultante no sea menor que el nivel de seguridad esperado de esta norma. Diferentes códigos subdividen los factores de seguridad parcial para materiales γm en varios factores de materiales dando cuenta de tipos separados de incertidumbre, por ejemplo variabilidad inherente de la resistencia del material, grado de control de producción o método de producción. Los factores de materiales presentados en esta norma corresponden a los así llamados "factores generales de seguridad parcial para materiales" dando cuenta de la variabilidad inherente de los parámetros de resistencia. Si el código presenta factores de seguridad parcial o emplea factores de reducción en los valores característicos para dar cuenta de otras incertidumbres, éstos también deben tenerse en cuenta.


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Los códigos individuales pueden seleccionar diferentes factorizaciones de factores de seguridad parcial en la carga y partes del material de verificación del diseño. La división de factores aquí esperada es la definida en la norma ISO 2394. Si la división de factores en el código de elección se desvía de la presentada en dicha norma, se deben tener en cuenta los ajustes necesarios en el código de elección en la verificación de acuerdo con la presente norma. 7.6.2 Análisis de resistencia última Por lo general, la resistencia R corresponde a los valores de diseño máximos permisibles de la resistencia del material, por ende R(fd) = fd, mientras que la función S para análisis de resistencia última se define, usualmente, como el valor más alto de respuesta estructural en términos de esfuerzo. Para múltiples cargas simultáneas, la ecuación se convierte entonces en:

knm

knfn,...,Kf f)FF(S ×γ×γ

≤γγ 111 (24)

7.6.2.1 Factores de seguridad parcial para cargas Cuando las cargas de diversas fuentes se pueden evaluar por separado, los factores de carga deben tener los valores especificados en la Tabla 3 como mínimo.

Tabla 3. Factores de seguridad parcial para cargas γγγγf

Cargas desfavorables Cargas favorables Tipo de situación de diseño (véase la tabla 2)

Fuente de carga

Normal y extrema Anormal Transporte y montaje

Todas las situaciones de

diseño Aerodinámica Operacional Gravedad Otra de inercia

1,35 1,35

1,1/1,35*

1,25

1,1 1,1 1,1 1,1

1,5 1,5 1,25 1,3

0,9 0,9 0,9 0,9

* En el evento de las masas que no se determina por pesaje En muchos casos, en especial cuando las cargas variantes originan efectos de carga dinámica, las cargas de diversas fuentes no pueden evaluarse por separado. En estos casos, los factores de seguridad parcial para cargas γγγγf deben tomarse como los factores más altos de seguridad parcial para las cargas de la tabla 3 para la situación de diseño pertinente. De manera alternativa, se puede realizar el cálculo de esfuerzos y resultantes de esfuerzo con la carga combinada correspondiente a los valores representativos o característicos. La variación sistemática de parámetros inciertos de las ecuaciones gobernantes debe hacerse de forma tal que se mantenga el nivel de seguridad implícitamente definido por los factores de seguridad parcial para las cargas de la tabla 3. 7.6.2.2 Factores de seguridad parcial para materiales cuando no se cuenta con códigos de diseño reconocidos Se debe determinar los factores de seguridad parcial para materiales en relación con la suficiencia de los datos disponibles de ensayo de propiedades del material. El valor de los factores generales de seguridad parcial para materiales que representan la variabilidad inherente del parámetro de resistencia no debe ser menor que 1,1 cuando se aplica a propiedades de material características de probabilidad de supervivencia p del 95 % con límite de confianza del 95 %. Si las propiedades características del material se derivan de otras probabilidades de supervivencia p (pero con límite de confianza del 95 %) y/o coeficientes de variación, δ, de 10 % o mayores, el factor general pertinente debe tomarse de la tabla 4. A fin de derivar los factores


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globales de seguridad parcial para materiales desde este factor general, es necesario dar cuenta de los efectos de escala, la degradación de tolerancias debida a acciones externas, es decir, radiación ultravioleta, humedad y defectos que normalmente se detectarían.

Tabla 4. Factores generales de seguridad parcial para materiales, en cuanto a la variabilidad inherente

p% δδδδ= 10% δδδδ= 15% δδδδ= 20% δδδδ= 25% δδδδ= 30%

99 % 1,02 1,05 1,07 1,12 1,17 98 % 1,06 1,09 1,13 1,20 1,27 95 % 1,10 1,16 1,22 1,32 1,43 90 % 1,14 1,22 1,32 1,45 1,60 80% 1,19 1,30 1,44 1,62 1,82

Factores de seguridad parcial para consecuencias de falla: Componentes clase 1: γγγγn = 1,0 Componentes clase 2: γγγγn = 1,0 7.6.2.3 Factores de seguridad parcial para materiales cuando se cuenta con códigos de diseño reconocidos Los factores de seguridad parcial combinados para cargas, materiales y las consecuencias de falla, γγγγf , γγγγm y γγγγn, no deben ser menores a los especificados en los numerales 7.6.2.1 y 7.6.2.2. Cuando no se especifican la probabilidad de supervivencia p y el coeficiente δδδδ para el material, se pueden asumir los valores p= 95% y δδδδ= 10%. 7.6.3 Falla por fatiga El daño por fatiga se debe calcular empleando un cálculo adecuado de daño por fatiga. Por ejemplo, en el caso de la regla de Miner, el estado límite se alcanza cuando el daño acumulado excede 1. De manera que el daño acumulado dentro de la vida útil de una turbina debe ser menor o igual a 1:

∑ ≤γγγ

=i ifnm

i ,)s(N

nDaño 01 (25)

en donde ni = es el número contado de ciclos de fatiga en el intervalo i del espectro de carga

característico, incluyendo todos los casos de carga pertinentes si = s el nivel de esfuerzo (o deformación) asociado con los ciclos contados en el intervalo i,

incluyendo los efectos del rango promedio y del rango cíclico N(.) = es el número de ciclos para que ocurra falla como una función del esfuerzo (o deformación)

indicado por el argumento (es decir, la curva S-N característica); y γγγγm,γγγγn,γγγγf son los factores de seguridad parcial apropiados para materiales, consecuencias dela falla y cargas, respectivamente. 7.6.3.1 Factor de seguridad parcial para cargas


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El factor de seguridad parcial para cargas γγγγf debe ser 1,0 para todas las situaciones de diseño normales y anormales.


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7.6.3.2 Factores de seguridad parcial para materiales donde no se cuenta con códigos reconocidos

El factor de seguridad parcial para materiales γγγγm debe ser 1,1, siempre y cuando la curva S-N se base en probabilidades de supervivencia de no menos del 95% con límites de confianza del 95% y un coeficiente de variación del 10%. Si las propiedades de material características se derivan de otras probabilidades de supervivencia p y otros coeficientes de variación δ se debe tomar el factor general de seguridad pertinente para materiales de la tabla 4. Las resistencias a la fatiga deben derivarse de un número estadísticamente importante de ensayos y la derivación de valores característicos debe representar los efectos de escala, tolerancias, degradación debida a acciones externas, tales como radiación ultravioleta y defectos que normalmente no se detectarían. Factores de seguridad parcial para consecuencias de una falla Componentes clase 1: γγγγn = 1,0 Componentes clase 2: γγγγn = 1,15 7.6.3.3 Factores de material parciales cuando se cuenta con códigos de diseño

reconocidos Los factores de seguridad parciales combinados para cargas, materiales y consecuencias de falla no deben ser menores que los especificados en el numeral 7.6.3.1 y 7.6.3.2 Cuando la probabilidad de supervivencia p y el coeficiente δ no se especifican para la propiedad del material, se pueden asumir valores p = 95 % y δ = 10 %. 7.6.4 Estabilidad En un componente bajo carga característica es posible que no ocurra ningún retorcimiento o alabeo. Bajo carga de diseño, sólo las partes transportadoras de carga o componentes "seguros de no-falla" no deben sufrir retorcimiento o alabeo. Para todos los demás componentes puede ocurrir alabeo elástico bajo esta carga. Se debe seleccionar un valor mínimo para el factor de seguridad parcial para cargas γγγγf de acuerdo con el numeral 7.6.2.1 para tratar con incertidumbres en cargas extremas. 7.6.5 Análisis de deflexión crítica Se debe verificar que no ocurran deflexiones que afecten la seguridad del aerogenerador en las condiciones de diseño detalladas en la tabla 2. Una de las consideraciones más importantes es verificar que no pueda ocurrir interferencia mecánica entre el aspa y la torre. Se debe determinar la máxima deflexión elástica en la dirección desfavorable para los casos de carga detallados en la Tabla 2 y multiplicarse por el factor de seguridad parcial combinado para cargas, material y consecuencias de la falla. Factor de seguridad parcial para cargas Se deben seleccionar los factores de seguridad parcial para cargas γγγγf de la tabla 3. Factor de seguridad parcial para materiales


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El factor de seguridad parcial para materiales γγγγm debe seleccionarse de acuerdo con el numeral 7.6.2. Se debe prestar especial atención a las incertidumbres geométricas y la exactitud del método de cálculo de deflexión. Factor de seguridad parcial para consecuencias de falla Componentes clase 1: γγγγn = 1,0 Componentes clase 2: γγγγn = 1,0 La deflexión elástica debe adicionarse entonces a la posición sin deflexión en la dirección más desfavorable y compararse la posición resultante con el requisito para no-interferencia. 7.6.6 Factores de seguridad parcial especiales Se pueden emplear factores de seguridad parcial inferiores para cargas cuando las magnitudes de cargas se han establecido por medición o por análisis confirmado mediante medición en un grado de confianza superior al normal. Se deben establecer los valores de todos los factores de seguridad parcial en la documentación del diseño. 8. SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCIÓN 8.1 GENERALIDADES La operación y seguridad del aerogenerador deben estar gobernadas por un sistema de control y protección que cumpla con los requisitos de este numeral. La intervención manual o automática no debe comprometer la función del sistema de protección. Cualquier dispositivo que permita la intervención manual debe ser claramente visible e identificable mediante rotulado adecuado cuando sea necesario. Los ajustes del sistema de control y protección deben protegerse contra interferencia no autorizada. Cualquier única falla en las partes sensibles o de activación del sistema de control no debe conducir a un mal funcionamiento del sistema de protección. 8.2 CONTROL DE LA AEROTURBINA El sistema de control de un aerogenerador debe controlar la operación con medios activos o pasivos y mantener los parámetros operantes dentro de sus límites normales. Cuando se puede ejercer selección del modo de control, por ejemplo para mantenimiento, el control de cada modo debe tomar precedencia sobre todos los demás controles, con excepción del botón de parada de emergencia. La selección del modo debe estar gobernada por un selector que puede bloquearse en cada posición correspondiente a un modo único. Cuando algunas funciones se controlan numéricamente, se debe contar con códigos de acceso para seleccionar adecuadamente la función. El sistema de control puede gobernar funciones o parámetros tales como: - limitación de la potencia


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- velocidad del rotor - conexión de la carga eléctrica - procedimientos de arranque y parada - parada cuando hay pérdida de red eléctrica o carga eléctrica - límites de torsión de cable - alineación con respecto al viento.

8.3 PROTECCIÓN DE LA AEROTURBINA El sistema de protección debe activarse cuando, como consecuencia de falla del sistema de control o de los efectos de una falla interna o externa o de un evento peligroso, un aerogenerador no se mantiene dentro de sus límites de operación normal. El sistema de protección debe mantener entonces el aerogenerador en una condición segura. Los niveles de activación para el sistema de protección deben establecerse de manera tal que no se excedan los límites de diseño. El sistema de protección debe activarse en casos tales como:

- sobre-velocidad - sobre-carga del generador o defecto - vibración excesiva - falla para producir parada luego de pérdida de red, desconexión de la red o

pérdida de carga - torcimiento de cable anormal (debido a rotación de nacela por oscilación)

El sistema de protección debe diseñarse para operación segura contra fallas. En general, el sistema de protección debe ser capaz de proteger un aerogenerador de cualquier falla única o defecto en una fuente de potencia o en cualquier componente de vida no segura dentro del sistema de protección. Si dos o más fallas son interdependientes o tienen causa común, deben tratarse como una falla única. A todos los componentes no redundantes del sistema de protección se les debe analizar las cargas últimas y de falla por fatiga y resistencia última y deben cumplir con los requisitos del numeral 8.4. 8.4 REQUISITOS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCIÓN El sistema de protección debe incluir uno ó más sistemas (mecánico, eléctrico o aerodinámico) capaces de llevar el rotor a descanso o a un estado de marcha en vacío a partir de cualquier condición operante. Por lo menos uno de estos debe actuar en el eje de baja velocidad o en el rotor de un aerogenerador. Se debe contar con medios para llevar el rotor a una parada completa a partir de un estado de marcha en vacío peligroso en cualquier velocidad del viento


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menor a Ve1. El desacople de cualquier botón de parada de emergencia luego de su uso debe requerir una acción apropiada. El desacople no debe causar reinicio, sino sólo permitir el reinicio. Se deben tomar medidas para reducir el riesgo de fallas durmientes. Los componentes y sistemas de vida no segura deben fallar en una condición segura, o debe monitorearse en forma automática su condición. En cualquier caso su falla debe causar la parada de la máquina. Los componentes diseñados de vida segura deben inspeccionarse en intervalos adecuados. Se debe tener un botón de parada de emergencia, que tome precedencia sobre el sistema de control automático y cause una parada de máquina, en cada sitio de trabajo importante. En casos de conflicto, la función de protección debe predominar sobre la función de control. No debe ser posible el reinicio automático de una aeroturbina cuando la parada se originó por una falla interna o desconexión que resulte crítica para la seguridad de la turbina. 9. SISTEMAS MECÁNICOS 9.1 GENERALIDADES Los "sistemas mecánicos" de un aerogenerador pueden incluir

- elementos del tren de mando tales como cajas de engranajes, ejes y acoples

- itemes auxiliares tales como frenos, controles de declive del aspa, accionadores oscilantes.

Los itemes auxiliares pueden accionarse por medios eléctricos, hidráulicos o neumáticos. 9.2 ERRORES DE AJUSTE Debe resultar imposible que se cometan errores al ajustar o reajustar algunas partes que pudieran ser fuente de riesgo gracias al diseño de tales partes o, si no se logra esto, mediante información presentada en las partes mismas y/o alojamientos. Se debe presentar la misma información en las partes móviles y/o sus alojamientos cuando se debe conocer la dirección del movimiento para evitar riesgos. Cualquier información adicional que puede ser necesaria debe presentarse en las instrucciones del operador y manuales de mantenimiento. Cuando una conexión defectuosa puede ser fuente de riesgo, deben resultar imposibles las conexiones incorrectas gracias al diseño, o si no se logra esto, se deben tomar precauciones para evitar la conexión defectuosa mediante información en los tubos, mangueras y/o bloques conectores. 9.3 SISTEMAS HIDRÁULICOS O NEUMÁTICOS Cuando los itemes auxiliares se alimentan mediante energía hidráulica o neumática los sistemas deben estar diseñados, construidos y equipados de manera tal que eviten todo riesgo potencial asociado con estos tipos de energía. En el diseño se deben incluir los medios de aislamiento o descarga de energía acumulada.


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Todos los tubos y/o mangueras que transporten aceite hidráulico o aire comprimido y sus accesorios deben estar diseñados para soportar esfuerzos internos y externos previstos o estar protegidos contra ellos. Se deben tomar precauciones para minimizar el riesgo de lesión como consecuencia de ruptura. 10. SISTEMA ELÉCTRICO 10.1 GENERALIDADES El "sistema eléctrico" de una instalación de un aerogenerador (múltiple) comprende todos los equipos eléctricos instalados en cada aerogenerador individual hasta las terminales del aerogenerador inclusive; y en adelante se denomina como el "sistema eléctrico del aerogenerador". En esta norma no se trata el sistema de recolección de potencia. 10.2 REQUISITOS GENERALES PARA EL SISTEMA ELÉCTRICO DE AEROGENERADORES Todos los componentes y sistemas eléctricos deben cumplir con los requisitos de la norma IEC 60204-1. El diseño de un sistema eléctrico de un aerogenerador debe garantizar riesgos mínimos para la gente y el ganado lo mismo que daño potencial al aerogenerador y al sistema eléctrico durante la operación y mantenimiento de los aerogeneradores bajo todas las condiciones externas normales y extremas definidas en el numeral 6. Los sistemas eléctricos de los aerogeneradores, incluyendo todos los equipos y componentes eléctricos deben cumplir con las normas IEC pertinentes. Específicamente, el diseño de un sistema eléctrico de un aerogenerador debe cumplir con los requisitos de la norma IEC 60634. Para aerogeneradores que contienen circuitos alimentados a tensiones nominales mayores de 1 000 V a.c. ó 1 500 V d.c., el fabricante debe establecer la norma de diseño usada. El diseño del sistema eléctrico debe tener en cuenta la naturaleza fluctuante de la generación de potencia de aeroturbinas. Un sistema eléctrico de un aerogenerador debe cumplir con normas IEC pertinentes a la compatibilidad electromagnética, incluyendo las normas IEC 61000-3-2, IEC 61000-3-3, IEC 61000-4-2, IEC 61000-4-3, IEC 61000-4-4, IEC 61000-4-5. 10.3 DISPOSITIVOS PROTECTORES Los sistemas eléctricos de aerogeneradores deben, además de cumplir con los requisitos de la norma IEC 60364, incluir dispositivos adecuados que garanticen la protección contra el mal funcionamiento tanto del aerogenerador como del sistema eléctrico externo que pueda conllevar a una condición o estado inseguro. 10.4 DISPOSITIVOS DE DESCONEXIÓN Debe ser posible desconectar el sistema eléctrico del aerogenerador de todas las fuentes eléctricas de energía según se requiera para mantenimiento o ensayo. No se deben emplear dispositivos de semiconductor solos como dispositivos de desconexión.


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Cuando son necesarios sistemas de iluminación u otros sistemas eléctricos por razones de seguridad durante el mantenimiento, se deben tener circuitos auxiliares con sus propios dispositivos de desconexión, de forma tal que tales circuitos puedan permanecer energizados mientras que se des-energizan otros circuitos.


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10.5 SISTEMA DE TIERRA El diseño de un aerogenerador debe incluir un sistema local de electrodo de puesta a tierra con el fin de cumplir con los requisitos de la norma IEC 60364 (para la correcta operación de la instalación eléctrica) y la norma IEC 61024-1 (para protección contra rayos). En la documentación del diseño, se debe establecer la gama de condiciones del suelo para las cuales el sistema de electrodo de puesta a tierra es adecuado, junto con las recomendaciones en caso de que se encuentren otras condiciones de suelo. La elección e instalación del equipo de arreglos para puesta a tierra (electrodos de puesta a tierra, conductores para puesta a tierra, terminales y barras principales de puesta a tierra) debe hacerse de acuerdo con la norma IEC 60364-5-54. Cualquier sistema eléctrico operante por encima de 1 000 V a.c. ó 1 500 V d.c. deben poder aterrizarse para mantenimiento. 10.6 PROTECCIÓN CONTRA LOS RAYOS La protección contra rayos de los aerogeneradores debe diseñarse de acuerdo con la norma IEC 61024-1. No es necesario que las medidas de protección se extiendan a todas las partes de aerogeneradores, siempre que no se comprometa la seguridad. 10.7 CABLES ELÉCTRICOS Cuando existe probabilidad de roedores u otros animales que dañen los cables, se deben emplear cables blindados o conduits. Los cables subterráneos se deben enterrar a una profundidad adecuada de modo que no se dañen por el paso de vehículos de servicio o equipo de granja. Los cables subterráneos deben, si no están protegidos mediante un conduit o ducto, estar rotulados por cubiertas de cable o cinta de marcación adecuada. 10.8 AUTO-EXCITACIÓN Cualquier sistema eléctrico que pueda auto-excitar el aerogenerador debe desconectarse y permanecer desconectado en forma segura en el evento de pérdida de potencia de la red. Si se conecta una batería de condensadores en paralelo con un aerogenerador conectado a red (es decir, para corrección del factor de potencia), se requiere un interruptor adecuado para desconectar la batería de condensadores siempre que exista pérdida de potencia de red, a fin de evitar la auto-excitación del generador eléctrico del aerogenerador. De manera alternativa, si se adaptan condensadores, debe resultar suficiente demostrar que los condensadores no pueden causar auto-excitación. 10.9 PROTECCIÓN CONTRA LA SOBRE-TENSIÓN La protección contra la sobre-tensión debe diseñarse de acuerdo con los requisitos de la norma IEC 61312-1. Se deben diseñar los límites de la protección de modo que cualquier sobre-tensión transferida al equipo eléctrico no exceda los límites establecidos por los niveles de aislamiento del equipo. 10.10 COMPONENTES ARMÓNICAS Y EQUIPO DE ACONDICIONAMIENTO DE POTENCIA


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Los equipos de acondicionamiento de potencia, tales como los inversores, controladores electrónicos de potencia, y los compensadores de VAR estáticos, deben diseñarse de modo que las corrientes de línea armónica y la distorsión de la forma de onda de la tensión no interfieran con la instalación de relés protectores de la red eléctrica. De manera específica, para aerogeneradores conectados a la red, las componentes armónicas de tensión generadas por el aerogenerador deben ser tales que la distorsión de forma de onda de tensión general en el punto de conexión de la red no exceda el límite superior aceptable para la red eléctrica. 11. EVALUACIÓN DE CONDICIONES EXTERNAS 11.1 GENERALIDADES Los aerogeneradores están sujetos a condiciones ambientales y eléctricas que pueden afectar su carga, durabilidad y operación. Además de las condiciones ambientales, se deben tener en cuenta las propiedades del suelo en el sitio donde se localiza el aerogenerador. Se deben evaluar las propiedades ambientales, eléctricas y del suelo, las cuales deben ser más benignas que las asumidas para el diseño de un aerogenerador. Si las condiciones del sitio son más severas que las presuntas, se debe demostrar la integridad técnica. Todos los sitios mar adentro deben requerir turbinas clase S de aerogeneradores. 11.2 EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DEL VIENTO Como requisito mínimo, se deben evaluar las condiciones del viento de acuerdo con los parámetros básicos enunciados a continuación en términos de cuáles clases de aerogeneradores se definen. velocidad del viento de referencia: Vref velocidad del viento promedio anual: Vave intensidad de la turbulencia en Vhub= 15 m/s /15

Cuando /15 es el valor característico de la intensidad de turbulencia a la altura del cubo a una velocidad de viento promedio durante 10 min de 15 m/s. El valor característico se calcula adicionando la desviación estándar medida de la intensidad de la turbulencia al valor promedio medido o calculado. Las condiciones del viento deben evaluarse a partir de mediciones de monitoreo realizadas en el sitio, registros a largo plazo o a partir de códigos o normas locales. Cuando resulte apropiado, se deben correlacionar las condiciones del sitio con datos a largo plazo de estaciones meteorológicas locales. El período de monitoreo debe ser suficiente para obtener un mínimo de seis meses de datos confiables. Cuando las variaciones estacionales contribuyen significativamente a las condiciones del viento, el período de monitoreo debe incluir estos efectos. Se debe determinar el valor /15 empleando técnicas estadísticas apropiadas aplicadas a datos medidos obtenidos a velocidades del viento superiores a 10 m/s4. Cuando efectos topográficos u

4 Obsérvese, por ejemplo, que cuando existen tendencias de baja frecuencia en datos de velocidad del viento, se debe tener precaución al evaluar la intensidad de la turbulencia y otros parámetros.


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otros efectos locales pueden influir en la intensidad de la turbulencia, entonces se deben representar estos efectos en los datos. Las características del anemómetro, la tasa de muestreo y el tiempo de promediación empleado para obtener datos medidos pueden influir en la evaluación de la intensidad de la turbulencia. Estos efectos deben considerarse al predecir la intensidad de la turbulencia a partir de datos medidos. Para terrenos complejos, se deben evaluar las condiciones del viento a partir de mediciones realizadas en el sitio. Además, se debe dar consideración al efecto de la topografía en la velocidad del viento, perfil del viento, intensidad de la turbulencia e inclinación del flujo en cada ubicación de turbina. Se debe considerar los efectos de perturbación aerodinámica provenientes de máquinas vecinas para aerogeneradores operantes en parques eólicos 11.3 EVALUACIÓN DE OTRAS CONDICIONES AMBIENTALES Se deben evaluar las siguientes condiciones ambientales para compararlas con las suposiciones hechas en cuanto al diseño del aerogenerador:

• intervalos de temperatura normal y extrema

• formación de hielo

• humedad

• radiación solar

• sustancias químicamente activas

• movimientos telúricos

• salinidad 11.4 EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DE RED ELÉCTRICA Se deben evaluar las condiciones eléctricas en la interconexión entre un aerogenerador y la red eléctrica existente en un sitio propuesto a fin de garantizar la compatibilidad con el aerogenerador y, cuando sea apropiado, cualquier equipo eléctrico entre el aerogenerador y la red eléctrica existente. Estas deben incluir las siguientes, sin limitarse a ellas:

- tensión e intervalo de suministro normal

- frecuencia e intervalo de suministro normal

- desequilibrio de tensión

- defectos simétricos y asimétricos - número de interrupciones del servicio de la red eléctrica - ciclos de auto -re-cierre


48

- impedancia de cortocircuito en las terminales de la aeroturbina - distorsión de la tensión armónica ambiente

11.5 EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DEL SUELO Se deben evaluar las propiedades del suelo en el sitio propuesto mediante investigación y con referencia a códigos de construcción locales disponibles. 12. ENSAMBLE, INSTALACIÓN Y MONTAJE 12.1 GENERALIDADES El fabricante de un aerogenerador debe ofrecer un manual que describa en forma clara los requisitos de instalación para el equipo de aerogeneración. La instalación de un AEROGENERADOR debe realizarla personal con formación o instrucción en estas actividades. El sitio de una instalación de aerogenerador debe prepararse, mantenerse, operarse y administrarse de modo que se pueda realizar el trabajo de manera segura y eficiente. Para esto se deberían incluir procedimientos encaminados a evitar el acceso no autorizado, cuando resulte apropiado. El operador debería identificar y examinar riesgos existentes y potenciales. Se deben preparar listas de verificación de actividades planeadas y se deberían mantener cuadernos de registro de trabajo completado y resultados del mismo. Cuando resulte apropiado, el personal de instalación debería usar protección aprobada para ojos, pies, audición y cabeza. Todo el personal que tenga que subir a las torres o trabajar por encima del nivel de la tierra o el agua, debería recibir capacitación en dicho trabajo y debe emplear cinturones de seguridad, accesorios de seguridad para escalar u otros dispositivos de seguridad aprobados. Cuando resulte apropiado, se debería emplear un flotador cerca del agua. Todo el equipo debe mantenerse bien reparado y debe ser conveniente para la tarea para la cual está destinado. Las grúas, montacargas y equipo de izamiento, incluyendo todos los cabestros, ganchos y otros aparatos deben ser adecuados para el izamiento seguro. Se debe dar especial consideración a la instalación de aerogeneradores bajo condiciones inusuales, tales como granizo, rayos, vientos fuertes, movimientos telúricos, formación de hielo, etc. En el caso de las torres que se sostienen sin una nacela, se deben tomar medidas apropiadas para evitar velocidades de viento críticas para vibraciones transversales generadas en el vértice. En el manual de instalación se deben incluir las velocidades del viento críticas y medidas de precaución. 12.2 PLANEACIÓN Se debe planear el ensamble, montaje e instalación de aerogeneradores y equipo asociado a fin de que el trabajo se realice de manera segura y de acuerdo con las regulaciones locales y nacionales. La planeación debe incluir, cuando sea apropiado, consideración de los siguientes aspectos:

- reglas para la ejecución segura de trabajo de excavación


49

- dibujos detallados y especificaciones del plan de trabajo e inspección

- reglas para el adecuado manejo de itemes empotrados, tales como

cimentaciones, pernos, armaduras y acero de refuerzo - reglas para composición, entrega, muestreo, fundido, acabado del concreto y

ubicación de conduits

- reglas de seguridad para dinamitado - procedimientos para instalación de torres y otras armaduras - procedimientos para aseguramiento de la calidad

12.3 CONDICIONES DE INSTALACIÓN Durante la instalación de un aerogenerador se debe mantener el sitio en tal estado que no ponga en riesgo la seguridad. 12.4 ACCESO AL SITIO El acceso al sitio debe ser seguro y se debe tener en cuenta lo siguiente:

- barreras y rutas de viaje - tráfico - superficie de la carretera - ancho de la carretera - margen de seguridad - capacidad de soporte de peso para el acceso - movimiento de equipos en el sitio

12.5 CONDICIONES AMBIENTALES Durante la instalación, se deben observar los límites ambientales especificados por el fabricante. Se deberían considerar itemes tales como los siguientes:

- velocidad del viento

- nieve y hielo

- temperatura ambiente

- arena arrastrada por el viento

- rayos

- visibilidad


50

- lluvia


51

12.6 DOCUMENTACIÓN El fabricante del aerogenerador debe proporcionar planos, especificaciones e instrucciones para procedimientos de ensamble, instalación y montaje del aerogenerador. También debe entregar detalles de todas las cargas, pesos, puntos de izamiento y herramientas especiales y procedimientos necesarios para la manipulación e instalación del aerogenerador. 12.7 RECEPCIÓN, MANIPULACIÓN Y ALMACENAMIENTO La manipulación y transporte del equipo generador de aeroturbinas durante la instalación debe realizarse con equipo de conveniencia confirmada para la tarea y de acuerdo con la práctica recomendada por el fabricante. Con frecuencia, los aerogeneradores se instalan en terreno montuoso. Por lo tanto el equipo pesado debe ponerse en tierra de manera que no pueda desarreglarse. Se prefiere un área de tamaño adecuado, de configuración uniforme para todas las operaciones de manipulación y ensamble. Cuando no se puede contar con esta, se debe bloquear de forma segura todo el equipo pesado en posición estable. Cuando existe riesgo de movimiento y daño originado por el viento, las aspas, nacelas, otras partes aerodinámicas y huacales livianos deben asegurarse con cuerdas y estacas o armaduras aterrizadas. 12.8 FUNDACIÓN/ SISTEMAS DE ARMADURA Cuando el fabricante lo especifique, para la instalación o ensamble seguros, se deben emplear herramientas especiales, soportes y accesorios y otros aparatos. 12.9 ENSAMBLE DE AEROGENERADORES Los aerogeneradores deben ensamblarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Se debe realizar inspección para confirmar la adecuada lubricación y acondicionamiento pre- servicio de todos los componentes. 12.10 MONTAJE DE AEROGENERADORES El montaje del aerogenerador debe realizarlo personal con formación e instrucción en prácticas de montaje seguros. No se debe energizar ninguna parte del sistema eléctrico de un aerogenerador durante el montaje a menos que sea necesario para propósitos de montaje. En este caso, la energización de dicho equipo debe realizarse de acuerdo con un procedimiento por escrito que entregue el proveedor del aerogenerador. Se deben asegurar todos los elementos donde el movimiento (rotación o translación) puede originar riesgo potencial para que no haya movimiento no intencional durante el proceso de montaje. 12.11 ELEMENTOS DE SUJECIÓN Y SUJETADORES Se deben instalar elementos de sujeción roscados y otros dispositivos de sujeción de acuerdo con las instrucciones de torque u otras recomendadas por el fabricante del aerogenerador. Se


52

deben verificar los elementos de sujeción identificados como críticos y se deben obtener y emplear procedimientos para confirmar los requisitos de torque de instalación y otros. En especial, se debe realizar inspección para confirmar los siguientes aspectos:

- ensamble apropiado y conexión de retenedores, cables, tensores, gin poles y otros aparatos y dispositivos

- fijación adecuada de dispositivos de izamiento requeridos para el montaje seguro.

12.12 GRÚAS, MONTACARGAS Y EQUIPO DE IZAMIENTO Las grúas, montacargas y equipo de izamiento, incluyendo todas las eslingas de azar, ganchos y otros aparatos requeridos para el montaje seguro, deben ser adecuados para izamiento seguro y ubicación final de las cargas. Las instrucciones del fabricante y documentación con respecto al montaje y manipulación deberían proporcionar información en cargas esperadas y puntos de izamiento seguros para componentes y/o ensambles. Todo el equipo elevador de carga, eslingas y ganchos deben ensayarse y certificarse en cuanto a carga segura. 13. PUESTA EN MARCHA, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 13.1 GENERALIDADES Los procedimientos de puesta en marcha, operación, inspección y mantenimiento deben planearse teniendo en mente la seguridad del personal y deben especificarse en el manual del aerogenerador. El diseño debe incorporar disposiciones para el acceso seguro con fines de inspección y mantenimiento de todos los componentes. Los requisitos del numeral 10 también comprenden equipos de medición eléctricos temporalmente instalados en la aeroturbina para el propósito de mediciones. Cuando resulte apropiado, el personal de operación y mantenimiento debe usar protección aprobada para ojos, pies, audición y cabeza. Todo el personal que tenga que subir a las torres o trabajar por encima del nivel de la tierra o el agua, debe recibir capacitación en dicho trabajo y debe emplear cinturones de seguridad, accesorios de seguridad para escalar u otros dispositivos de seguridad aprobados. Cuando resulte apropiado, se debería emplear un flotador cerca del agua. 13.2 PUESTA EN MARCHA La puesta en marcha se debe realizar de acuerdo con las instrucciones recomendadas del fabricante. 13.2.1 Energización Las instrucciones del fabricante deben incluir un procedimiento para la energización inicial del sistema eléctrico del aerogenerador. 13.2.2 Ensayos de puesta en marcha


53

Los aerogeneradores deben ensayarse después de la instalación para confirmar la operación adecuada, segura y funcional de todos los dispositivos, controles y aparatos y el ensayo debe llevarse a cabo de acuerdo con los procedimientos recomendados del fabricante. El ensayo debe incluir los siguientes aspectos, aunque no se debe limitar a estos:

- arranque seguro - parada segura - parada de emergencia segura - parada segura a partir de sobre-velocidad o simulación representativa de la

misma; - ensayo de funcionamiento del sistema de protección

13.2.3 Registros Se deben mantener registros apropiados que describan el ensayo, puesta en marcha, parámetros de control y resultados. 13.2.4 Actividades post- puesta en marcha Al completar la instalación y luego de la operación durante el período de marcha recomendado por el fabricante, se deben completar las acciones específicas que puede requerir el fabricante. Entre estas se pueden incluir (aunque no son todas) la pre-carga de elementos de sujeción, el cambio de fluidos de lubricación, verificación del establecimiento (setting) y operación adecuados de otros componentes y el ajuste apropiado de los parámetros de control. El sitio del aerogenerador debería restaurarse a fin de eliminar riesgos y prevenir la erosión. 13.3 OPERACIONES La operación del aerogenerador debe realizarse por personal adecuadamente capacitado o instruido en esta actividad. Debe ser posible la operación normal del aerogenerador por personal operante a nivel de la tierra. Se debe contar con un sobrecontrol manual, local identificado en el sistema de control remoto/automático. 13.3.1 Manual de operaciones El fabricante del aerogenerador debe suministrar un manual de instrucciones de operación, que debe incrementarse con información sobre condiciones locales especiales en el momento de la puesta en marcha, según resulte apropiado. El manual debería incluir:

- descripciones y límites de operación segura del sistema

- procedimientos de arranque y parada

- lista de acción de alarma

- plan de procedimientos de emergencia


54

El manual debe estar disponible para el personal de operación y mantenimiento y debe estar redactado en un lenguaje que pueda leer y entender el operador.


55

13.3.2 Registro de operaciones y mantenimiento Se deben mantener registros de operaciones y mantenimiento, los cuales deberían incluir lo siguiente:

- identificación de la aeroturbina - energía producida - horas operantes - horas de parada - fecha y hora de falla reportada - fecha y hora de mantenimiento o reparación - naturaleza del defecto o mantenimiento - acción tomada - partes cambiadas

13.3.3 Parada automática sin programar Después de cualquier parada automática sin programar causada por un defecto o mal funcionamiento, a menos que se especifique de otra manera en el manual de operaciones o instrucciones, el operador debe investigar la causa antes de reiniciar el aerogenerador. Se deberían registrar todas las paradas automáticas sin programar. Los eventos externos detectados como defectos sin ser críticos para la seguridad futura del aerogenerador, tales como la pérdida y rehabilitación de la carga eléctrica, pueden permitir el retorno automático a la operación normal después de completar el ciclo de parada. 13.3.4 Disminución de la confiabilidad Se debe emprender acciones para eliminar la causa de fondo de cualquier indicación o advertencia de anormalidad o disminución de la confiabilidad. 13.3.5 Plan de procedimientos de trabajo Un aerogenerador debe operarse de acuerdo con procedimientos escritos. El plan debe incorporar procedimientos de trabajo seguros e incluir los siguientes elementos:

- manual de operaciones del fabricante - operación de los sistemas eléctricos - coordinación de operación y mantenimiento - procedimientos para aislamiento de servicios auxiliares


56

- procedimientos de escalamiento de torres - procedimientos de manipulación de equipos - actividad durante condiciones climáticas desfavorables - procedimientos de comunicaciones y planes de emergencia

13.3.6 PLAN DE PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA Se deben identificar las probables situaciones de emergencia y las acciones requeridas del personal de operación prescrito. Cuando exista incendio o riesgo evidente de daño estructural en la aeroturbina o sus componentes, nadie debería acercarse al AEROGENERADOR a menos que se evalúe específicamente el riesgo. Al preparar el plan de procedimientos de emergencia, se debe tener en cuenta que es posible que se incremente el riesgo de daño estructural por situaciones tales como las siguientes:

- sobre-velocidad - condiciones de congelamiento - tormentas eléctricas - movimientos telúricos - alambres de retención quebrados o sueltos - falla del freno - desequilibrio del rotor - elementos de sujeción sueltos - defectos de lubricación - tempestades de arena - incendio, inundación - fallas de otros componentes

13.4 INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO 13.4.1 GENERALIDADES La inspección y mantenimiento de un aerogenerador debe realizarse por personal con la debida formación o instrucción en esta actividad, en los intervalos especificados y en conformidad con las instrucciones del manual de mantenimiento del aerogenerador.


57

Se deben fijar dispositivos de seguridad para proteger al personal de contacto accidental con componentes móviles, a menos que se prevea acceso frecuente donde éstos se puedan mover. Los dispositivos de seguridad deben ser:

- de construcción robusta - difíciles de desviar - cuando sea posible, permitir que se realice el trabajo de mantenimiento esencial

sin desmontarlos. Se debe hacer arreglos en el diseño para el uso de equipo de diagnostico con el fin de encontrar defectos. 13.4.2 Requisitos de diseño Con el propósito de garantizar la seguridad del personal de inspección y mantenimiento, el diseño debe incorporar:

- rutas de acceso y sitios de trabajo seguros para inspección y mantenimiento de rutina

- medios adecuados para proteger el personal de contacto accidental con

componentes que giren o partes móviles - arreglos para asegurar cuerdas de seguridad y cinturones de seguridad u otros

dispositivos de protección aprobados al escalar o trabajar por encima del nivel de la tierra

- arreglos para bloquear la rotación del rotor y el mecanismo oscilante u otro

movimiento mecánico durante el mantenimiento lo mismo que disposiciones para un desbloqueo seguro

- señales de advertencia para conductores bajo tensión; - dispositivos adecuados para la descarga de electricidad acumulada - adecuada protección contra incendios para el personal - ruta alternativa de escape de la nacela

En los procedimientos de mantenimiento se debe exigir cubrimiento de seguridad para el personal que ingresa a cualquier espacio de trabajo confinado, tal como el interior de un cubo o aspa, que garantice que se percate de inmediato de su situación y permita su rescate en cualquier situación de emergencia. 13.4.3 MANUAL DE MANTENIMIENTO Cada aerogenerador tiene un manual de mantenimiento que como mínimo consta de los requisitos de mantenimiento y procedimientos de emergencia especificados por el fabricante del aerogenerador. El manual debería también prever el mantenimiento sin programar.


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El manual de mantenimiento debe identificar las partes sujetas a desgaste e indicar criterios para su cambio. En el manual también se deberían incluir los siguientes temas:

- descripción de los subsistemas del aerogenerador y su operación - programación de lubricación prescribiendo frecuencia de lubricación y tipos de

lubricantes o cualquier otro fluido especial - procedimiento para volver a poner en marcha - períodos y procedimientos de inspección de mantenimiento - intervalo de mantenimiento prescrito - procedimientos para verificación funcional de subsistemas de protección - diagrama completo de alambrado e interconexión - inspección de cable de retención y programación de re-tensionamiento , lo mismo

que programación de inspección de pernos y pre-carga, incluyendo cargas de tensión y torque

- procedimientos de diagnóstico y guía caza-fallas - lista de partes de repuesto recomendadas - conjunto de planos de instalación y ensamble en el campo - lista de herramientas


59

ANEXO A (Normativo)

PARÁMETROS DE DISEÑO PARA DESCRIBIR AEROGENERADORES CLASE S

Para turbinas de aerogeneradores clase S, se debe presentar la siguiente información en la documentación de diseño: Parámetros de la máquina Potencia nominal [kW] Rango de velocidad del viento operante a la altura de cubo Vin - Vout [m/s] Tiempo de vida del diseño [año] Condiciones del viento Intensidad de turbulencia característica como función de la velocidad promedio del viento Velocidad del viento promedio anual [m/s] Flujo inclinado promedio [grados] Distribución de velocidad del viento (Weibull, Rayleigh, medida, otra) Modelo de perfil del viento y parámetros Modelo de turbulencia y parámetros Velocidades del viento extremas a la altura del cubo Ve1 y Ve50 [m/s] Modelo de ráfaga extrema y parámetros para intervalos de recurrencia de 1 a 50 años Modelo de cambio extremo de dirección y parámetros para intervalos de recurrencia de 1 a 50 años Modelo de ráfaga coherente extrema y parámetros Ráfaga coherente extrema con modelo de cambio de dirección y parámetros Modelo de cortante del viento extrema y parámetros Condiciones de la red eléctrica Rango y tensión de suministro normal [V] Rango y frecuencia de suministro normal [Hz] Desequilibrio de tensión [V] Duración máxima de interrupciones del servicio de red eléctrica [días] Número de interrupciones del servicio de la red eléctrica [1/año] Ciclos de auto re-cierre (descripción) Comportamiento durante fallas externas simétricas y asimétricas (descripción) Otras condiciones ambientales (cuando se tienen en cuenta): Condiciones de diseño en caso de aerogeneradores mar adentro (profundidad del agua, condiciones de oleaje, etc.) Rangos de temperatura normal y extrema [° C] Humedad relativa del aire [%] Densidad del aire [kg/m3] Radiación solar [W/m2] Lluvia, granizo, nieve y formación de hielo Sustancias químicamente activas Partículas activas mecánicamente Descripción del sistema de protección contra rayos Modelo y parámetros para movimientos telúricos Salinidad [g/m3]


60


61

ANEXO B (Normativo)

MODELOS DE TURBULENCIA ESTOCÁSTICA

Se pueden emplear los siguientes modelos de turbulencia estocástica para cálculos de carga de diseño. Estos satisfacen los requisitos presentados en el numeral 6.3.1. Se asume que las fluctuaciones de velocidad turbulentas son un campo de vector aleatorio cuyos componentes tienen estadística de Gauss de promedio cero. Las densidades espectrales de potencia que describen los componentes se presentan en términos del modelo de coherencia exponencial y espectral de Kaimal o mediante el modelo isotrópico de Von Karman. Modelo espectral de Kaimal Las densidades espectrales de potencia del componente se obtienen en forma no-dimensional mediante la ecuación:

352 61

4/

hubk

hubk

k

k

)V/fL(

V/fL)f(fS

+=

σ (B1)

en donde f 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 de componente de velocidad unilateral

σk es la desviación estándar del componente de velocidad (véase ecuación B-2)

Lk es el parámetro de escala integral del componente de velocidad

y con

∫α

=σ0

2 df)f(Skk (B2)

En la siguiente tabla se presentan los parámetros espectrales de turbulencia

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

Índice de componente de velocidad (k) 1 2 3

Desviación estándar σk σ1 0,8σ1 0,5σ1 Escala integral, Lk 8,1Λ1 2,7Λ1 0,66Λ1 en donde σ1 y Λ1 son la desviación estándar y parámetros de escala de turbulencia, respectivamente, que se especifican en la presente norma.


62

Modelo de coherencia exponencial Se puede emplear el siguiente modelo de coherencia exponencial en conjunto con el modelo de autoespectro de Kaimal para dar cuenta de la estructura de la correlación espacial del componente de velocidad longitudinal:

[ ]5022 12088 ,chub ))L/r,()V/rf((,exp)f,r(coh +×−= (B3)

en donde Coh (r,f) es la función de coherencia definida por la magnitud compleja de la densidad transversal-

espectral de los componentes longitudinales de velocidad del viento en dos puntos separados espacialmente divididos por la función de auto-espectro

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

plano normal en relación con la dirección de viento promedio

f es la frecuencia en Hertz

LC = 3,5 Λ1 es el parámetro de escala de coherencia Modelo de turbulencia isotrópica de Von Karman El espectro del componente de velocidad longitudinal se obtiene en este caso mediante la ecuación no dimensional :

65221

1

711

4/

hub

hub

))V/fL((

V/fL)f(fS

+=

σ (B-4)

en donde

f es la frecuencia en Hertz L = 3,5 Λ1 es el parámetro de escala integral isotrópica σ1 es la desviación estándar longitudinal a la altura del cubo

Los espectros lateral y vertical son iguales y se obtienen en forma no-dimensional mediante:

6112

2

23

322

2

711

18912

/hub

hubhub

))V/fL((

)V/fL(V/fL

)f(fS)f(fS+

+×=

σ=

σ (B-5)

en donde L es el mismo parámetro de escala isotropico usado en (B-4) N1 son los componentes de desviación estándar de la velocidad del viento La coherencia esta dada por

))x(Kx,)x(Kx()/(

)f,r(Coh //

//

/

61611

6565

6150

652 −

Γ= (B-6)

x es 2π ((f x r/Vhub)2 + (0,12 r/L)2)0,5


63

r es la separación entre los puntos fijos L es la escala integral de turbulencia isotrópica Γ (.) es la función gama K(.) (.) es la función Bessel modificada, de orden fraccional

La Ecuación (B-6) puede aproximarse mediante el modelo exponencial en la ecuación (B-3), con Lc remplazado por el parámetro de escala isotrópica L.


64

ANEXO C (Normativo)

DESCRIPCIÓN DE TURBULENCIA DETERMINISTA

Si los modos de aeroturbina y específicamente los modos de rotor para vibración están suficientemente amortiguados, se puede emplear el siguiente modelo determinista para la turbulencia en condiciones normales de viento. Se debe verificar la suficiencia de la amortiguación empleando un modelo estocástico sencillo para la intensidad del viento muestreada rotacionalmente. En este modelo sencillo de verificación, se adiciona un incremento independiente aleatorio no correlacionado de manera secuencial con una desviación estándar del 5% del promedio a la velocidad promedio del viento para cada aspa en cada etapa de tiempo en un modelo de simulación dinámica de la aeroturbina. Se supone que cada aspa está sumergida completamente en su respectivo campo de intensidad instantánea. Entonces se analizan las historias de tiempo de las variables de respuesta simulada de aspa de deflexión de punta y momento de flexión del rotor (de aleteo y de filo). Este análisis consiste en determinar la relación de las amplitudes de componente armónica mayores con la amplitud fundamental en la frecuencia rotacional. Si estas relaciones son menores que 1,5, entonces se puede emplear el siguiente modelo determinista: Componente de intensidad longitudinal:

[ ]( )( )[ ]( )tfcos/tfzsenA

)tf(sen/tfysenA)tf(SenA)z(V)t,z,y(V

322

322

111

24122412

2

π+π+π+π+

π+= (C-1)

donde (y,z) son las coordenadas lateral y vertical de puntos en la superficie de barrido del rotor de la aeroturbina con origen en el centro del rotor. Componente de intensidad lateral:

( )( )( )tsen fsen/tfA)t(V 5432 2412 π+π= (C-2) Se puede asumir que el componente de intensidad lateral es uniforme sobre el área de barrido del rotor. Para el anterior modelo de intensidad del viento, los parámetros de amplitud y frecuencia se obtienen mediante las siguientes relaciones: Parámetros de amplitud:

13

12

11

80

02

A,AD/AA

,A

==

σ=

Parámetros de frecuencia:


65

01060

0100401940

45

14

13

12

11

,/fff,f

,/fff,f

/V,f hub

====

Λ=

en donde

σ1 es la desviación estándar de la velocidad del viento en la altura del cubo Λ es el parámetro de escala de turbulencia Vhub es la velocidad del viento a la altura de cubo, promediada en diez minutos D es el diámetro del rotor de la turbina

Obsérvese, que los componentes de velocidad lateral y longitudinal en conjunto definen la dirección y la velocidad del viento a la altura del cubo instantánea empleando las relaciones:

( )( ) ( )( ))t,,(V

)t(Varctan)t(

)t(Vt,,V)t(V

hub

,hub

00

00

1

2

5022

21

=θ

+= (C-3)


66

ANEXO D (Informativo)

BIBLIOGRAFÍA

Las siguientes normas pueden ser pertinentes en el diseño de aeroturbinas: IEC 60034, Rotating Electrical Machines IEC 60038:1983, IEC Standard Voltages IEC 60146, Semiconductor Convertors IEC 60173:1964, Colours of the Cores of Flexible Cables and Cords IEC 60227, Polyvinyl Chioride Insulated Cables of Rated Voltages up to and Including 450/750 V IEC 60245, Rubber Insulated Cables ~ Rated Voltages up to and Including 450/750 V IEC 60269, Low-Voltage Fuses IEC 60287, Electric cables - Calculation of the Continuous Current Rating (100 % Load Factor) IEC 60439, Low-Voltage Switchgear and Controlgear Assemblies IEC 60446:1989, ldentification of Conductors by Colours or Numerals 1 EC 60529:1989, Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code) 1 EC 60617, Graphical Symbols for Diagrams IEC 60755:1983, General Requirements for Residual Current-Operated Protective Devices IEC 60898:1995, Electrical Accessories - Circuit-Breakers for Overcurrent Protection for Household and Similar Installations ISO 4354:1997, Wind Actions on Structures ISO 8930:1987, General Principles on Reliability for Structures - List of Equivalent Terms ISO 9001:2000, Quality Management Systems. Requirements.


67

DOCUMENTO DE REFERENCIA INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMISIÓN. Wind Turbine Generator Systems - Part 1: Safety Requirements. Geneve: IEC, 1999, 57p. (IEC 61400-1)

eólica generación de electricidad (seguridad)

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