ES2759850T3 - Método para determinar la vida de los componentes de un aerogenerador o similar en función de su emplazamiento - Google Patents
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Abstract
Método para determinar la vida de los componentes de un aerogenerador o similar en función de su emplazamiento,que comprende las fases de: -Obtener un modelo aeroelástico del aerogenerador de acuerdo a sus condiciones de diseño. -Obtener un modelo aeroelástico del aerogenerador real dispuesto en su lugar de emplazamiento. -Determinar las condiciones específicas del viento en el lugar de emplazamiento del aerogenerador. -Determinar las condiciones específicas de operación del aerogenerador en su lugar de emplazamiento. -Determinar las cargas de fatiga de diseño de los componentes del aerogenerador de acuerdo con unas condiciones de viento y operación dadas por normativa. -Determinar las cargas de fatiga reales de los componentes del aerogenerador de acuerdo con las condiciones específicas del viento y de operación. -Determinar la vida de cada componente del aerogenerador en su lugar de emplazamiento,reintegrando las cargas de fatiga reales hasta alcanzar las cargas de fatiga de diseño.
Description
DESCRIPCIÓN
Método para determinar la vida de los componentes de un aerogenerador o similar en función de su emplazamiento
Sector de la técnica
La presente invención está relacionada con la determinación de la vida de los diferentes componentes que forman un aerogenerador, proponiendo un método que permite determinar la vida de cada componente del aerogenerador teniendo en cuenta las condiciones específicas de viento del emplazamiento en donde se disponga el aerogenerador, y de las condiciones operativas especificas del aerogenerador en dicho emplazamiento. La invención también es aplicable a hidrogeneradores, turbinas subacuáticas, o similares, en donde en lugar del viento que incide sobre el aerogenerador se considera el fluido incidente sobre el hidrogenerador, esto es, las corrientes de agua del emplazamiento.
Estado de la técnica
En la última década se ha producido un incremento de la potencia eólica instalada, ya que las evidentes ventajas medioambientales que proporciona la energía eólica motivaron que los gobiernos, e iniciativas privadas, apoyaran financieramente la construcción de nuevos parques eólicos. Estas condiciones financieras favorables, junto con el aumento de la demanda energética, motivaron que la tecnología madurase y se multiplicaran el número de aerogeneradores instalados.
Sin embargo, en los últimos años la falta de actividad económica y comercial ha provocado un descenso en la demanda de energía, reduciendo la necesidad de instalar más potencia; por otro lado, la crisis financiera global ha reducido radicalmente las subvenciones a la energía eólica, lo que ha paralizado la construcción de nuevos parques eólicos. Todo ello ha provocado que los inversores en energía eólica focalicen sus esfuerzos en mantener la seguridad en los parques eólicos ya instalados, tratando de mejorar la rentabilidad de las inversiones ya existentes, por lo cual han decidido extender el tiempo durante el que los aerogeneradores de los parques eólicos se encuentran en servicio.
Los aerogeneradores se diseñan en base a unas clases de viento estándar reguladas por normativa, como por ejemplo la normativa IEC 61400 (International Electrotechnical Comission), o GL Germanischer Lloyd, o DIBt. Así, a la hora de diseñarse los aerogeneradores, no se diseñan de forma específica para cada emplazamiento, sino que se diseñan bajo esas condiciones genéricas de clases de viento, y luego para cada emplazamiento se escogen los aerogeneradores cuyas clases de viento de diseño mejor cubran las condiciones de viento que se dan en el emplazamiento.
Estas clases de viento dadas por normativa suelen ser muy conservadoras en relación a las condiciones de viento reales que se dan en el emplazamiento en donde se ubican los aerogeneradores. Por normativa los aerogeneradores se diseñan para durar un plazo de 20 años durante el cual se deben comportar conforme a las especificaciones técnicas para las cuales fueron diseñados, sin que se produzcan fallos significativos.
Por ello, esa vida de diseño de 20 años de los aerogeneradores puede variar de un emplazamiento a otro y por norma general puede ser extendida, es decir, la vida real del aerogenerador suele ser superior a la vida para la cual fue diseñado. Esto es debido a que las condiciones de viento reales del emplazamiento suelen ser más benignas que las indicadas por normativa, con lo que las cargas a las que está realmente sometido el aerogenerador suelen ser inferiores a las cargas respecto a las que fue diseñado.
El documento WO2012/160370 da a conocer un método para determinar de forma aproximada la vida restante del tren de potencia de un aerogenerador, en donde mediante herramientas de simulación informáticas se determinan las cargas a las que está sometido el eje del tren de potencia del aerogenerador, y en donde para el cálculo de dichas cargas se tienen en cuenta exclusivamente clases de viento estándar dadas por normativa. Por otro lado, el documento WO2012/107051 da a conocer un método para determinar la vida restante de la fundación de un aerogenerador, identificándose las partes de la fundación que están expuestas al viento a partir de la información de la rosa de los vientos de cada aerogenerador del parque eólico, obteniéndose unas muestras de diferentes partes de la fundación en función de las direcciones de viento dadas por la rosa de los vientos, las cuales se someten a pruebas de fatiga para verificar su resistencia y por tanto estimar su duración de vida aproximada.
Aunque estos métodos permiten estimar la vida restante de algún componente del aerogenerador, no permite hacer una estimación fiable ya que no tienen en consideración todas las diferentes condiciones variables del viento, ni las condiciones operativas especificas del aerogenerador en el lugar de emplazamiento.
Por todo ello, la creciente necesidad de extender la vida de los aerogeneradores por encima de los 20 años obliga a disponer de un método que permita predecir de forma fiable la vida de diseño real de los principales componentes de los aerogeneradores, teniendo en cuenta las condiciones específicas de viento y operativas que se producen en el parque eólico en donde se instalen los aerogeneradores.
El documento US 2010/138267 se refiere a la gestión de la salud de las turbinas eólicas y describe un método de acuerdo con el preámbulo de la reivindicación independiente 1 adjunta.
El documento WO 2011/143531 se refiere a métodos y sistemas que predicen el final de la vida útil de un componente de turbina eólica.
Objeto de la invención
De acuerdo con la presente invención, se proporciona un método de acuerdo con la reivindicación independiente 1 adjunta. De acuerdo con la presente invención se propone un método para determinar la vida de los componentes de un aerogenerador o similar en función de su emplazamiento, de manera que se tienen en consideración las cargas de fatiga reales a las que van a estar sometidos los componentes del aerogenerador de acuerdo a las condiciones de viento que se dan en el emplazamiento del aerogenerador y las condiciones operativas del aerogenerador en dicho emplazamiento.
El método comprende las fases de:
Fase 1: Obtener un modelo aeroelástico del aerogenerador de acuerdo a sus condiciones de diseño;
Fase 2: Obtener un modelo aeroelástico del aerogenerador real dispuesto en su lugar de emplazamiento;
Fase 3: Determinar las condiciones específicas del viento en el lugar de emplazamiento del aerogenerador;
Fase 4: Determinar las condiciones específicas de operación del aerogenerador en su lugar de emplazamiento;
Fase 5: Determinar las cargas de fatiga de diseño de los componentes del aerogenerador modelizado en la fase 1 de acuerdo a unas condiciones de viento, y unas condiciones de operación dadas por normativa;
Fase 6: Determinar las cargas de fatiga reales de los componentes del aerogenerador modelizado en la fase 2 de acuerdo a las condiciones de viento y a las condiciones de operación determinadas en las fases 3 y 4; y
Fase 7: Determinar la vida de cada componente del aerogenerador en el lugar de emplazamiento del aerogenerador, reintegrando las cargas de fatiga reales calculadas en la fase 6 hasta alcanzar las cargas de fatiga de diseño calculadas en la fase 5.
De acuerdo con el método, en la fase 4 se determinan los grados de desalineación del aerogenerador respecto del viento incidente, se determinan el número de arranques, paradas normales y paradas de emergencia del aerogenerador, se determina el porcentaje del tiempo en que el aerogenerador está parado, y se determina el porcentaje del tiempo en que el aerogenerador está bajo acreción del hielo y/o bajo condiciones de acreción en las superficies aerodinámicas del aerogenerador debido a materiales que se encuentran en suspensión en el aire.
De esta manera se obtiene un método que permite estimar de manera eficiente el tiempo que va a durar cada componente del aerogenerador en el lugar de emplazamiento sin tener fallos significativos que obliguen a su reparación o sustitución.
Descripción de las figuras
La figura 1 muestra un modelo de viento que representa el comportamiento tridimensional del viento que incide sobre un modelo aeroelástico de un aerogenerador.
Descripción detallada de la invención
La invención propone un método para determinar la vida que van a tener los diferentes componentes de un aerogenerador, teniendo en cuenta las cargas de fatiga reales a las que van a estar sometidos dichos componentes durante su vida operativa en el emplazamiento en donde se ubique el aerogenerador, es decir, el parque eólico en donde se instale. La vida que van a tener los componentes del aerogenerador es el tiempo, generalmente estimado en años, durante el cual cada componente del aerogenerador funciona correctamente según las especificaciones técnicas para las que se diseñó y construyó, sin que se produzcan fallos significativos que obliguen a su sustitución o reparación. Por componentes del aerogenerador se entiende cualquier parte constitutiva del aerogenerador, como por ejemplo palas, rotor, buje, torre, góndola, rodamientos, etc.
El método de la invención se aplica principalmente para aerogeneradores de parques eólicos que ya se encuentran en funcionamiento, y respecto de los cuales se tienen datos reales en su lugar de emplazamiento. Así, el método propuesto para determinar la vida de los componentes de un aerogenerador en función de las condiciones del emplazamiento del aerogenerador, comprende las siguientes fases operativas:
Fase 1: Obtener un modelo aeroelástico del aerogenerador que se dispone en el lugar de emplazamiento teniendo en cuenta las condiciones bajo las que fue inicialmente diseñado, y según las cuales ha sido certificado para operar, es decir el aerogenerador se modeliza con los parámetros según los que originalmente fue diseñado;
Fase 2: Obtener un modelo aeroelástico del aerogenerador real que se dispone en el lugar de emplazamiento, de manera que en el método para determinar la vida de los componentes del aerogenerador se tienen en cuenta los efectos de diferencias de peso o diferencias geométricas entre los componentes que teóricamente forman el aerogenerador y los componentes reales del aerogenerador que se dispone en el lugar de emplazamiento;
Fase 3: Determinar las condiciones específicas del viento que se dan en el lugar de emplazamiento del aerogenerador;
Fase 4: Determinar las condiciones específicas de operación del aerogenerador en el lugar de emplazamiento;
Fase 5: Determinar las cargas de fatiga de diseño de los componentes del aerogenerador modelizado en la fase 1, para una vida estimada por normativa del aerogenerador de 20 años, y de acuerdo a unas condiciones de viento y operación estipuladas por normativa, como por ejemplo la normativa IEC 61400;
Fase 6: Determinar las cargas de fatiga reales de los componentes del aerogenerador modelizado en la fase 2, para una vida estimada por normativa del aerogenerador de 20 años, y de acuerdo a las condiciones de viento y operación determinadas en las fases 3 y 4; y
Fase 7: Determinar la vida de cada componente del aerogenerador en el lugar de emplazamiento del aerogenerador, reintegrando las cargas de fatiga reales calculadas en la fase 6 hasta que se alcancen las cargas de fatiga de diseño calculadas en la fase 5.
Normalmente los aerogeneradores se diseñan para durar 20 años bajo unas condiciones de viento y operación reguladas por normativa, que suelen ser muy conservadoras con los registros de vientos reales, de manera que las cargas de fatiga de diseño a las que se estima que van a estar sometidos los componentes del aerogenerador durante su vida de funcionamiento, suelen ser superiores a las cargas de fatiga reales a las que van a estar verdaderamente sometidos dichos componentes del aerogenerador en su lugar de emplazamiento para el mismo tiempo de operación, de manera que mediante la comparación de las cargas de fatiga de diseño con las cargas de fatiga reales, el método de la invención permite estimar de manera eficiente cuánto tiempo más puede operar cada componente del aerogenerador sin que se produzcan fallos significativos que obliguen a su sustitución, o reparación.
Un modelo aeroelástico, como el obtenido en las fases 1 y 2, es una representación virtual de un aerogenerador basado en un conjunto de datos numéricos que resumen las propiedades geométricas, aerodinámicas, másicas, elásticas y funcionales de cada uno de los componentes del aerogenerador. El modelo aeroelástico se compone de:
Un modelo geométrico: Conjunto de datos numéricos que representan las geometrías de los componentes del aerogenerador;
Un modelo aerodinámico: Conjunto de datos numéricos que representan la forma de interacción entre la geometría externa del aerogenerador y el viento incidente;
Un modelo másico: Conjunto de datos numéricos que representan la masa y el centro de gravedad de cada uno de los componentes del aerogenerador;
Un modelo elástico: Conjunto de datos numéricos que representan la rigidez de los componentes del aerogenerador teniendo en cuenta la dirección del viento que incide sobre ellos; y
Un modelo funcional: Conjunto de datos numéricos que representan las diferentes condiciones de operación de cada uno de los componentes del aerogenerador.
Un modelo aeroelástico de un aerogenerador se obtiene mediante la introducción del conjunto de datos numéricos que resumen sus propiedades en un programa específico, como por ejemplo Bladed, Flex-5, FOCUS, PHATAS, FAST. Mediante ese programa específico se realizan una multitud de simulaciones del comportamiento del aerogenerador en función de unos modelos de viento incidente, y mediante diferentes métodos matemáticos se obtienen unos resultados de los valores de las cargas a las que están sometidos los distintos componentes del aerogenerador.
Los datos numéricos necesarios para obtener el modelo aeroelástico del aerogenerador de las Fases 1 y 2, que resume las propiedades del aerogenerador, se obtienen mediante acceso físico al propio aerogenerador que se encuentra instalado en el parque eólico, mediante información de catálogos de especificaciones técnicas de los componentes del aerogenerador, mediante datos de propiedades de material accesibles en bases de datos públicas de suministrados de materias primas, etc. La información de la geometría externa del aerogenerador se obtiene escaneando el aerogenerador desde varias posiciones mediante laser, o mediante otras técnicas de fotogrametría.
El modelizado aeroelástico del aerogenerador de la fase 1 y la fase 2 es similar, únicamente cambian las masas, los centros de gravedad, las geometrías y las tolerancias de los componentes certificados del aerogenerador idealmente diseñado y los componentes del aerogenerador realmente suministrados. Estas diferencias de masas, centros de gravedad, geometrías y tolerancias de los componentes certificados respecto a los componentes realmente suministrados tienen un efecto considerable a la hora de determinar la vida de los componentes.
En la fase 3 del método se determinan las condiciones específicas de viento que se dan en el lugar de emplazamiento del aerogenerador, las cuales se utilizan para obtener unos modelos de viento que, junto a las condiciones específicas de operación del aerogenerador que se obtienen en la fase 4, se emplean en la posterior fase 6 del método para determinar las cargas de fatiga reales a las que están realmente sometidos los componentes del aerogenerador en el lugar de emplazamiento.
Los modelos de viento son un conjunto de datos numéricos que representan virtualmente el comportamiento tridimensional del viento. Como se observa en la figura 1 un modelo de viento representa en un volumen fijado (V), una pluralidad de nodos (n), en donde cada nodo (n) del volumen (V) se identifica con un vector tridimensional (v). Un modelo de viento incorpora la siguiente información:
- Velocidad media del modelo de viento: Es la velocidad media de una línea de corriente tomada como representativa dentro del volumen (V) del modelo de viento. Se emplea la que pasa por el centro del rotor del aerogenerador.
- Intensidad de turbulencia: Es una magnitud adimensional que mide el rango de variación del módulo de viento para una determinada línea de corriente en un viento turbulento, donde la velocidad varía de forma aleatoria. - Wind Shear o cizalladura del viento: Es el perfil del viento, similar al perfil de cizalladura de una capa límite de aire sobre una superficie.
- Inflow: Es el ángulo de inclinación del viento.
Los datos de las condiciones específicas del viento que se dan en el lugar de emplazamiento del aerogenerador, en base a las cuales se obtienen diversos modelos de viento que se emplean para realizar varias simulaciones y calcular las cargas de fatiga reales de los componentes del aerogenerador, se obtienen del parque eólico en donde se encuentra operando el aerogenerador.
Estos datos de las condiciones específicas del viento que se dan en el lugar de emplazamiento del aerogenerador, se obtienen mediante las muestras tomadas durante al menos un año de un mástil meteorológico ubicado en el lugar de emplazamiento, así como de datos extraídos de la base de datos del propio parque eólico. Estos datos también se pueden obtener al menos parcialmente de análisis de Micrositing, o análisis de evaluación de recurso eólico, los cuales son informes ya procesados sobre los datos obtenidos de los mástiles antes de que se instale el parque eólico.
Así, en esta fase 3 del método se determinan los valores de velocidad del viento que se dan en el lugar de emplazamiento del aerogenerador, desde 0 m/s hasta el valor máximo de velocidad de viento (Vref) que se puede dar en el lugar de emplazamiento. Los valores de velocidad del viento se recogen en una distribución de Weibull, en donde se distribuye la probabilidad de ocurrencia del viento a lo largo de un año, de manera que mediante esta distribución probabilística se determina el peso específico que debe tener cada velocidad de viento a la hora de calcular las cargas de fatiga reales de la Fase 6.
Por otro lado, también se determinan las direcciones principales del viento que inciden sobre el aerogenerador teniendo en cuenta la arquitectura del parque eólico. Así, las direcciones principales del viento determinadas son las direcciones dominantes del viento dadas por la Rosa de los Vientos del parque eólico en donde se emplaza el aerogenerador, las direcciones del viento en las que el aerogenerador está en estela respecto de otro, u otros, aerogeneradores del parque eólico, y las direcciones del viento que se encuentran influidas por la topografía del emplazamiento del aerogenerador. Para cada una de esas direcciones principales del viento se determina su intensidad de turbulencia, cizalladura (Wind Shear) y ángulo de inclinación (Inflow).
Por otro lado, puesto que la energía cinética del viento depende de la densidad del aire, en esta fase 3 también se determina la densidad de aire en el lugar de emplazamiento, dividiéndose el año de muestreo en dos periodos, un periodo de baja densidad del aire, coincidente con la época de verano, y un periodo de alta densidad del aire, coincidente con la época de invierno. Así se obtiene una distribución probabilística de la densidad del aire que se tiene en consideración para el cálculo de las cargas de fatiga reales en el lugar de emplazamiento, dado el efecto directamente proporcional de la densidad del aire en la vida de los componentes del aerogenerador.
De esta manera, para cada valor de velocidad de viento, para cada dirección principal de viento y para cada densidad del aire (baja o alta densidad del aire) se obtiene un respectivo modelo de viento, los cuales están respectivamente identificados con su intensidad de turbulencia de viento, cizalladura de viento (Wind Shear) y ángulo de inclinación de viento. (Inflow). Normalmente los valores de velocidad de viento se toman en intervalos de 2 m/s, esto es 2 m/s, 4 m/s, 6 m/s,, hasta el valor máximo de velocidad de viento (Vref).
Para realizar el cálculo de las cargas de fatiga reales a las que están realmente sometidos los componentes del aerogenerador, aparte de las condiciones específicas del viento determinadas en la fase 3 y en base a las cuales se obtienen los modelos de viento, también se tienen en consideración las condiciones específicas de operación del aerogenerador.
Los datos de las condiciones específicas de operación del aerogenerador en el lugar de emplazamiento de la fase 4, se obtienen igualmente mediante las muestras tomadas durante al menos un año de un mástil meteorológico ubicado en el lugar de emplazamiento del aerogenerador, así como de datos extraídos de la base de datos del propio parque eólico. Estas condiciones específicas de operación son empleadas posteriormente en la fase 6 del método para determinar las cargas de fatigas reales de los componentes del aerogenerador.
Así, en esta fase 4 del método se determinan los grados de desalineación del aerogenerador, respecto del viento incidente, ocurridos a lo largo de un año, para lo cual se determina la población estadística y la distribución probabilística de los grados de desalineaciones del aerogenerador respecto del viento incidente.
Los aerogeneradores se orientan girando la góndola de forma que el rotor está direccionado ortogonalmente al viento incidente. Debido a la variabilidad del viento y a las tolerancias de la sensórica del aerogenerador, esta alineación nunca es perfecta. En los cálculos de cargas de fatiga de diseño en condiciones de operación dadas por normativa, se simulan las cargas asumiendo generalmente desalineaciones de /-10° con el viento incidente, o de /-8°. El método propuesto por la invención tiene en cuenta los grados de desalineación reales del aerogenerador para hacer el cálculo de las cargas de fatiga reales, dado el efecto negativo que tienen las desalineaciones en la vida de los componentes del aerogenerador.
En esta fase 4 también se determinan los momentos transitorios que pueden afectar a la vida de los componentes del aerogenerador, así se determinan el número de arranques, paradas normales y paradas de emergencia del aerogenerador. Las paradas de emergencia son especialmente relevantes, al ser más agresivas que las paradas normales del aerogenerador, ya que el aerogenerador se detiene de una forma mucho más rápida y sus componentes deben soportar cargas mayores y disipar energía en mucho menos tiempo, lo cual repercute en mayor medida en la vida de los componentes del aerogenerador.
Por otro lado, también se determina el porcentaje anual de tiempo en el que el aerogenerador se encuentra parado, lo cual es directamente proporcional al lugar de emplazamiento del aerogenerador y se debe principalmente a que no se dan las condiciones de viento necesarias para que el aerogenerador pueda producir energía, bien porque la velocidad del viento es insuficiente, o bien porque es excesiva. Este dato es importante, ya que la vida de los componentes del aerogenerador está afectada por los periodos de no funcionamiento. En general la vida aumenta para periodos de no funcionamiento a velocidades de viento bajas, y la vida puede ser reducida si son grandes periodos de viento a velocidades altas.
Por último, también se determina el porcentaje anual de tiempo en que el aerogenerador se encuentra bajo acreción del hielo, y/o bajo condiciones de acreción en las superficies aerodinámicas del aerogenerador por materiales que se encuentran en suspensión en el aire, así se determina el sobrepeso al que están sometidos los elementos del rotor giratorio del aerogenerador, principalmente las palas debido al hielo, y se determina la condición de rugosidad superficial de las palas debido a materiales en suspensión que se encuentran en el aire como polvo, insectos, u otros materiales que se depositan sobre la superficie de las palas del aerogenerador cambiando las propiedades y/o geometrías de su perfil aerodinámico.
Las condiciones específicas de operación del aerogenerador en el lugar de emplazamiento, se determinan para un horizonte temporal de un año y se toman en consideración asignándolas un peso probabilístico en las simulaciones del comportamiento del aerogenerador que se realizan para el cálculo de las cargas de fatiga reales de la fase 6, en función de los modelos de viento incidentes obtenidos en la fase 3.
En las fases 5 y 6 del método se determinan las cargas de fatiga a las que están sometidas los componentes del aerogenerador a lo largo de una vida estimada de duración de 20 años, determinándose concretamente en la fase 5 las cargas de fatiga de diseño de cada componente del aerogenerador, de acuerdo a unas condiciones de viento y operación dadas por normativa, y en la fase 6 se determinan las cargas de fatiga reales de cada componente del aerogenerador, de acuerdo a las condiciones de viento y operación determinadas en las fases 3 y 4.
El cálculo de cargas de fatiga es un conjunto de cálculos que se realizan para simular el comportamiento del aerogenerador respecto del viento incidente, para lo cual se introducen en un programa específico de cálculo de cargas (como por ejemplo Bladed, Flex-5, FOCUS, PHATAS, FAST) el modelo aeroelástico del aerogenerador a analizar, los modelos de viento que simulan el comportamiento del viento que va pasando sobre el aerogenerador, y los parámetros de autogobierno del aerogenerador en función del régimen de viento.
En la figura 1 se muestra esquemáticamente una simulación llevada a cabo para analizar las cargas de fatiga a las que está sometido el aerogenerador respecto de un viento incidente, así un modelo de viento (M.V) se hace incidir sobre un modelo aeroelástico del aerogenerador (M.A) que presenta sobre su superficie múltiples nodos (p), de
manera que para cada instante de la simulación en el que el modelo de viento (M.V) va incidiendo sobre el modelo aeroelástico del aerogenerador (M.A), se registra en cada nodo (p) del modelo aeroelástico del aerogenerador (M.A) un respectivo vector de cargas definido por tres vectores de fuerza y tres vectores de momentos.
Para cada simulación realizada se tiene una evolución temporal de las magnitudes (tres vectores de fuerza y tres vectores de momentos) de cada uno de los vectores de cargas de los nodos (p) del modelo aeroelástico del aerogenerador (M.A). Mediante algoritmos de “Rainflow counting” se procesa la evolución temporal de las magnitudes de cada uno de los vectores de cargas, y los resultados de la simulación se resumen en unas matrices comúnmente llamadas matrices de Markov. Por último, todas las matrices de Markov obtenidas de todas las simulaciones que representan las cargas de fatiga a las que está sometido el aerogenerador a lo largo del año, se resumen en una matriz ponderada de Markov, en la cual se asigna un peso probabilístico a cada simulación. La matriz ponderada de Markov resume todo el espectro de fatiga anual de cada uno de los componentes del aerogenerador, obteniéndose de esa matriz ponderada de Markov las cargas de fatiga de cada componente del aerogenerador. La metodología para el cálculo de cargas es convencional y no se describe en mayor detalle ya que no es objeto de la invención.
Con todo ello así, en la fase 5 del método se determinan unos valores de las cargas de fatiga de diseño a las que están sometidos anualmente los componentes del aerogenerador modelizado en la fase 1 de acuerdo con unas condiciones de viento y operación reguladas por normativa. Los resultados de estas cargas de fatiga de diseño anuales se integran a 20 años, de acuerdo con la duración de vida de un aerogenerador estimada por normativa. Esto constituye el conjunto de requerimientos a fatiga para lo que los componentes del aerogenerador están diseñados. Las cargas de fatiga de diseño pueden ser obtenidas a través de la propia matriz ponderada de Markov o a través de cualquier subproducto matemático derivado de la matriz ponderada de Markov.
Por otro lado, en la fase 6 del método se determinan unos valores de las cargas de fatiga reales a las que están sometidos anualmente los componentes del aerogenerador modelizado en la fase 2 de acuerdo con las condiciones de viento y operación determinadas en las fases 3 y 4.
Así se tienen una pluralidad de modelos de viento que son función de las condiciones específicas del viento en el lugar de emplazamiento del aerogenerador determinadas en la fase 3, en donde se tiene un modelo de viento para cada velocidad del viento, para cada dirección principal del viento y para cada valor de densidad del aire. Mediante estos modelos de viento se realizan una multitud de simulaciones, en donde en cada simulación se obtiene la evolución temporal de las magnitudes (tres vectores de fuerza y tres vectores de momentos) de cada uno de los vectores de cargas en los nodos (p) del modelo aeroelástico del aerogenerador (M.A), y los resultados de cada simulación se resumen en unas matrices de Markov.
Las matrices de Markov de cada simulación se agrupan en una matriz ponderada de Markov, en donde a cada simulación se le asigna un peso probabilístico especifico en la matriz ponderada de Markov, para que las simulaciones se aproximen en la medida de lo posible a las condiciones reales de viento y operación que se dan en el lugar de emplazamiento del aerogenerador. Así, el peso específico que debe tener cada simulación en la matriz ponderada de Markov, se determina en función de la distribución de Weibull que recoge la ocurrencia de probabilidad de velocidades de viento a lo largo de un año. Asimismo, el peso específico que debe tener cada simulación se determina en función de las condiciones de operación del aerogenerador determinadas en la fase 4, de modo que se tienen en cuenta los grados de desalineación del aerogenerador respecto del viento incidente, el número de arranques, paradas y paradas de emergencia del aerogenerador, el porcentaje del tiempo en que el aerogenerador está parado, y el porcentaje del tiempo en que el aerogenerador está bajo acreción del hielo.
De esta manera, de la matriz ponderada de Markov se obtienen las cargas de fatiga reales de cada componente del aerogenerador a lo largo de un año. Las cargas de fatiga reales pueden ser obtenidas a través de la propia matriz ponderada de Markov o a través de cualquier subproducto matemático derivado de la matriz ponderada de Markov. Al igual que en la fase 5 los resultados de estas cargas de fatiga reales anuales se integran a 20 años de acuerdo a la duración de vida estimada por normativa de un aerogenerador.
Los valores de las cargas de fatiga reales suelen ser menores que los valores de las cargas de fatiga de diseño, de manera que se reintegran los valores de las cargas de fatiga reales a 21 años, 22 años, 23 años y así sucesivamente hasta que se alcanzan los valores de las cargas de fatiga de diseño para cada componente. De esta manera se determina cuanto tiempo tarda realmente cada componente del aerogenerador en alcanzar la condición de consumo de vida para la cual fue diseñado, teniendo en cuenta las condiciones de viento y de operación del emplazamiento especifico en donde se instala el aerogenerador.
Aunque la explicación de la invención se ha descrito para la determinación la vida de los componentes de un aerogenerador, también resulta aplicable para la determinación de la vida de los componentes de un hidrogenerador, turbinas subacuáticas o similar, para lo cual se tiene en consideración el fluido incidente sobre el hidrogenerador, esto es las corrientes de agua del emplazamiento en donde se dispone el hidrogenerador.
Claims (4)
1. - Método para determinar la vida de los componentes de un aerogenerador o similar en función de su emplazamiento, comprendido por las siguientes fases:
Fase 1: Obtener un modelo aeroelástico (M.A) del aerogenerador de acuerdo a sus condiciones de diseño.
Fase 2: Obtener un modelo aeroelástico del aerogenerador real dispuesto en su lugar de emplazamiento.
Fase 3: Determinar las condiciones específicas del viento en el lugar de emplazamiento del aerogenerador.
Fase 4: Determinar las condiciones específicas de operación del aerogenerador en su lugar de emplazamiento.
Fase 5: Determinar las cargas de fatiga de diseño de los componentes del aerogenerador modelizado en la fase 1 de acuerdo a unas condiciones de viento, y unas condiciones de operación dadas por normativa.
Fase 6: Determinar las cargas de fatiga reales de los componentes del aerogenerador modelizado en la fase 2 de acuerdo a las condiciones de viento y a las condiciones de operación determinadas en las fases 3 y 4; y
Fase 7: Determinar la vida de cada componente del aerogenerador en el lugar de emplazamiento del aerogenerador, reintegrando las cargas de fatiga reales calculadas en la fase 6 hasta alcanzar las cargas de fatiga de diseño calculadas en la fase 5;
caracterizado por que en la fase 4 se determinan los grados de desalineación del aerogenerador respecto del viento incidente, se determinan el número de arranques, paradas normales y paradas de emergencia del aerogenerador, se determina el porcentaje del tiempo en que el aerogenerador está parado, y se determina el porcentaje del tiempo en que el aerogenerador está bajo acreción del hielo y/o bajo condiciones de acreción en las superficies aerodinámicas del aerogenerador debido a materiales que se encuentran en suspensión en el aire.
2. - Método, según la primera reivindicación, en donde en la fase 3 se determinan los valores de velocidad del viento en el lugar de emplazamiento del aerogenerador; se determinan las direcciones principales del viento que inciden sobre el aerogenerador, y se determina la densidad del aire en el lugar de emplazamiento.
3. - Método, según la segunda reivindicación, en donde las direcciones principales del viento, que inciden sobre el aerogenerador son las direcciones dominantes del viento dadas por la rosa de los vientos, las direcciones del viento en las que el aerogenerador se encuentra en estela respecto de otro aerogenerador, y las direcciones del viento influenciadas por la topografía del emplazamiento.
4. - Método, según las reivindicaciones primera y segunda, en donde para cada valor de velocidad de viento, para cada dirección principal de viento, y para cada densidad de aire determinados en la fase 3, se obtiene un respectivo modelo de viento (M.V) que incorpora información relativa a la intensidad de turbulencia del viento, cizalladura del viento y ángulo de inclinación del viento.
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