VARIACIÓN DE CARGAS EÓLICAS EN LA TORRE DE UN AEROGENERADOR DETENIDO EN BANDERA

VARIACIÓN DE CARGAS EÓLICAS EN LA TORRE DE UN AEROGENERADOR DETENIDO EN BANDERA Anabel Apcarian1, Jorge Lässig2 1y2

Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional del Comahue. Buenos Aires 1400, Neuquén, Argentina 1 [email protected]

RESUMEN La provincia de Neuquén cuenta con una de las zonas de mayor potencial eólico de la Argentina. Se proyecta construir granjas eólicas en dicha región, y se prevé que las turbinas a instalar sean de gran potencia. Dadas las características locales del viento, la estructura soporte de los aerogeneradores, deberá enfrentar condiciones extremas que se alejan de lo recomendado por los reglamentos de cálculo. Un caso particular de la matriz de cargas se presenta cuando ante una tormenta de viento, el rotor queda detenido en bandera. Para proteger la integridad de la turbina, los mecanismos de control de potencia frenan al rotor, pero no es posible determinar en qué posición quedará detenido. El objetivo de este trabajo fue estudiar el efecto de la posición del rotor, en la carga eólica, que actúa sobre la torre de un aerogenerador Multi-MW, sometido a los vientos extremos del norte neuquino. Para ello se ensayó en túnel aerodinámico un modelo de torre en escala 1:75, considerando las características eólicas de la zona. Se realizaron mediciones de presión y velocidad de viento, con el aerogenerador detenido en bandera, para dos posiciones del rotor y a dos velocidades de flujo. Los resultados sugieren la consideración de al menos dos casos de rotor en bandera en el análisis de cargas. Dado que Argentina no cuenta en su cuerpo reglamentario para estructuras civiles con normas para el cálculo de torres de aerogeneradores, este trabajo pretende realizar un aporte al tema. PALABRAS CLAVES: torres para turbinas eólicas, estructuras para aerogeneradores, ingeniería del viento.

WIND LOADS VARIATIONS ON A TOWER FOR A WIND TURBINE STANDING ON FEATHERED PITCH POSITION ABSTRACT Neuquén Province has one of the areas with greatest wind potential of Argentina. In that region, wind farms have been projected, and the installation of high power turbines is expected. Due to local wind characteristics, wind turbine support structure will meet extreme conditions that exceed by far the recommendations of the standard codes. A particular load case occurs at a wind storm. In this situation, the rotor is detained on feathered pitch position. To preserve turbine integrity, power control mechanisms slow the rotor until it stops, but it is not possible to determine its final position. The purpose of this work was to study rotor position influence in wind loads acting on a multi-MW wind turbine tower, exposed to extreme wind. To that end, wind tunnel tests were carried out on a 1:75 scale model, considering the wind characteristics of Neuquén Province. Wind pressure on the tower and wind velocity were measured, with the rotor stopped in two different ways, and at two flow velocities. The results suggest that at least two positions of the rotor shall be considered for the load analysis. Since Argentinian standards for civil structures, does not have a code for wind turbine towers design, this paper looks forward to make a contribution to the subject. KEY WORDS: wind turbine towers, wind turbine structures, wind engineering.

1. INTRODUCCIÓN En los últimos cuatro años, la industria eólica argentina ha manifestado un creciente desarrollo, a raíz de un programa nacional, mediante el cual se licitaron proyectos de granjas eólicas para la obtención de energía eléctrica [1]. Los emplazamientos de las granjas fueron determinados teniendo en cuenta potencial eólico,

1

facilidad de acceso y proximidad a la red de transmisión eléctrica. Una de las granjas proyectadas se encuentra en el norte de la provincia de Neuquén [2]. Los aerogeneradores que se prevén instalar son del tipo Multi-MW, es decir de potencial nominal mayor a 1 MW. En Argentina, no hay un reglamento específico para el cálculo de aerogeneradores, y hasta ahora no existe consenso sobre la normativa a utilizar. El estándar internacional que fija los requisitos mínimos de seguridad de las turbinas eólicas es la norma IEC 61400-1. Esta norma divide al régimen viento en condiciones normales, que son las que frecuentemente ocurrirán durante el funcionamiento de la turbina de viento, y condiciones extremas [3]. La proximidad de los Andes, produce en el norte neuquino vientos muy intensos y turbulentos. Estas características locales no se ven reflejadas en la normativa [4], por lo que para lograr un diseño estructural fiable, deberán utilizarse datos obtenidos a partir de mediciones in-situ. En particular, se requiere conocer las velocidades medias y extremas de viento, y la intensidad de turbulencia. Ante un evento de viento extremo, los mecanismos de control de los aerogeneradores, actúan para disminuir la carga eólica, protegiendo de esta forma la integridad de la estructura. El sistema más utilizado en las turbinas Multi-MW permite que las palas del rotor giren alrededor de su eje longitudinal. La potencia se reduce al disminuir los ángulos de ataque, girando el borde de ataque de modo que las palas quedan paralelas al viento en la posición denominada “en bandera”. Posteriormente se aplica un segundo sistema de frenado, que puede ser mecánico, aerodinámico o eléctrico, de manera que la turbina va reduciendo su velocidad de giro, hasta que se detiene totalmente. Estos mecanismos no permiten determinar la posición final del rotor.

2. OBJETIVO El objetivo de este trabajo fue ver el efecto que tiene la posición del rotor en las cargas eólicas que actúan sobre la torre de un aerogenerador detenido en bandera. Se analizó el caso particular de una torre tubular de acero, para una turbina Multi-MW, emplazada en la región de la provincia de Neuquén donde se prevé la instalación de granjas eólicas. La investigación fue experimental, utilizando como herramienta un túnel aerodinámico en el que se simularon las condiciones del viento. Los ensayos se realizaron con un modelo de aerogenerador a escala. Se midieron presiones sobre la torre y velocidades de viento en la estela de la misma, con dos posiciones distintas del rotor, para comparar el comportamiento del flujo alrededor de la estructura en ambos casos.

3. METODOLOGÍA Túnel aerodinámico utilizado Los ensayos se realizaron en el túnel de capa límite, de circuito abierto, instalado en el Laboratorio de Capa Límite y Fluidodinámica Ambiental (LaCLyFA) del Departamento de Aeronáutica, de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de La Plata. El túnel tiene 24 m de longitud y sección transversal constante de 2,60 m x 1,80 m. Funciona por aspiración y cuenta con nueve ventiladores, cada uno de 1,25 m de diámetro y 15 HP de potencia. La velocidad máxima a la que pueden realizarse ensayos es de 15 m/s. Elección del Prototipo y Construcción del Modelo Se eligió como prototipo un aerogenerador representativo de los que se proyectan instalar en la zona, de dimensiones correspondientes a un generador de 3 MW (Fig.1). El mismo es de eje horizontal, tripala, orientado a barlovento, de torre cónica tubular. El modelo se construyó de madera, en escala 1:75 (Fig. 2).

2

Ø 90,

00m

80,00m

2,36m

4,18m

Figura 1: Dimensiones del prototipo.

Figura 2: Modelo montado en el túnel aerodinámico. Análisis dimensional y semejanza La realización de ensayos en túnel aerodinámico, requiere la semejanza de una serie de números adimensionales entre el prototipo y el modelo. Al ensayar estructuras de gran envergadura, la conservación del número de Reynolds (Re) es prácticamente imposible de lograr, ya que el Re en el prototipo supera en dos a tres veces el orden de magnitud del Re en el modelo [5]. En la práctica, para lograr la mejor aproximación, se busca trabajar con el mayor valor posible de escala de longitud y velocidad en el túnel de viento. En este caso, la mayor escala de longitud posible para las dimensiones del túnel fue de 1:75, y la velocidad del túnel de viento estuvo limitada a 15 m/s. Los estudios de prospección eólica realizados en el norte neuquino, dan por resultado para vientos extremos, una intensidad de turbulencia IT=9% y un perfil de viento prácticamente vertical. Estas condiciones se asemejan a las observadas en el túnel de viento utilizado en las pruebas, a partir de una velocidad de 10 m/s [6]. Configuración de los ensayos Se realizaron ensayos a 10 m/s y a 15 m/s y con las dos posiciones del rotor que se muestran en la figura 3.

3

De las combinaciones de velocidades y posiciones del rotor, se determinaron cuatro configuraciones de ensayo que se describen en la tabla 1, para su identificación en los artículos siguientes.

POSICIÓN B

POSICIÓN A

Figura 3: Posiciones del rotor en las que se realizaron las mediciones. Tabla 1: Configuraciones de los ensayos. Configuración Nº 1 2 3 4

U0 [m/s] 10 10 15 15

Posición del rotor A B A B

Ensayo para el análisis del coeficiente de presión (Cp) El objetivo del ensayo fue calcular el Cp en varios puntos de la torre y ver su variación con la posición del rotor, y con la velocidad del viento. Para ello se colocaron 8 tomas de presión en la mitad de la altura de la torre, como se indica en la figura 4. El diámetro de la torre a esa altura es de 0,053 m. Se conectaron las tomas de presión a un micromanómetro ALNOR EBT 721 y se realizaron mediciones para todas las configuraciones de la tabla 1. Con las presiones obtenidas, se calculó el Cp en cada punto de medición, de acuerdo a la fórmula:

Cp =

p − p0 1 ρ 0U 0 2 2

donde: p = presión estática del fluido en el punto en el que el coeficiente de presión es evaluado. p0 = presión del flujo libre. ρ0=densidad del fluido en el flujo. U0 = velocidad de flujo libre del fluido. La velocidad del viento en el túnel se midió con un micromanómetro TESTO 512.

4

(1)

VISTA EN PLANTA DE LAS TOMAS DE PRESIÓN 8

7 6 5

θ= 2 5,

L

D

4

71°

3 2

L/2

1 UBICACIÓN EN ALTURA DE LAS TOMAS DE PRESIÓN

U 0

Figura 4: Ubicación de las tomas de presión. Ensayo para el análisis de la estela El objetivo del ensayo fue estudiar las variaciones de velocidad y de intensidad de turbulencia en la estela de la torre, producidas al modificar la posición del rotor. Para ello se midió la velocidad instantánea del flujo en tres puntos detrás de la torre, indicados en la figura 5. La distancia del plano de medición a la torre, fue de un diámetro. Para la adquisición de datos se utilizó un anemómetro de hilo caliente a temperatura constante Dantec Streamline, con una punta doble. La frecuencia de adquisición de datos fue de 2000 Hz y se aplicó un filtro paso bajo de 1000 Hz. Se analizó sólo la componente longitudinal del flujo, por ser la más significativa, dado que los valores de velocidad en la dirección transversal fueron muy bajos. Con los datos obtenidos se calculó la velocidad media (um) y la intensidad de turbulencia (IT) en cada punto, de acuerdo a las fórmulas (2) y (3) respectivamente. El procedimiento se repitió para cada una de las configuraciones de la tabla 1.

um =

∑u

i

n

(2)

donde: ui = velocidad instántea de la componente longitudinal del flujo. n = cantidad de mediciones = 8.192

IT =

σ um

donde: σ = desvío estándar de la componente longitudinal de viento um = velocidad media

5

(3)

D= diámetro medio de la torre 1 D = 0,044 m 3 D = 0,132 m 6 D = 0,264 m C

h=0,55 m

A B

1D 3D 6D

Figura 5: Puntos de la estela donde se midió la velocidad del viento.

4. RESULTADOS Los valores de Cp obtenidos se indican en la tabla 2 y se grafican en función del ángulo θ en la figura 6 para las cuatro configuraciones del ensayo. En la tabla 3 se presentan los resultados obtenidos a partir de las mediciones de velocidad de viento en la estela, para los tres puntos indicados en la figura 5. Tabla 2: Cp obtenido. Toma N° θ [º] 1 2 3 4 5 6 7 8

0 25,71 51,43 77,14 102,9 128,6 154,3 180

Configuración 1 Configuración 2 Configuración 3 Configuración 4 Presión [Pa] Cp Presión [Pa] Cp Presión [Pa] Cp Presión [Pa] Cp 65,0 0,93 53,90 0,77 154 1,11 119 0,86 24,4 0,35 29,50 0,42 57,8 0,42 68,2 0,49 -53,9 -0,77 -33,30 -0,48 -109 -0,78 -103 -0,74 -68,5 -0,98 -60,70 -0,87 -147 -1,06 -182 -1,31 -61,7 -0,88 -66,00 -0,95 -124 -0,89 -168 -1,21 -64,0 -0,92 -61,40 -0,88 -125 -0,90 -142 -1,02 -64,8 -0,93 -60,80 -0,87 -129 -0,93 -146 -1,05 -66,3 -0,95 -58,80 -0,84 -128 -0,92 -149 -1,07

6

Distribución del Coeficiente de Presión en el Perímetro de la Sección Transversal Cp 1,50 CONFIGURACIÓN 1 CONFIGURACIÓN 2 1,00 CONFIGURACIÓN 3 CONFIGURACIÓN 4 0,50

0,00 0,0°

25,7°

51,4°

77,2°

102,9°

128,6°

154,3°

180,0°

θ

-0,50

-1,00

-1,50

Figura 6: Distribución del Cp en el perímetro de la sección transversal. Tabla 3: Resultados obtenidos de las mediciones de viento en la estela

Configuración 1 2 3 4

Punto

Velocidad Media

Intensidad de Turbulencia

[m/s]

[%]

A

B

C

A

B

C

11,94 11,39 19,38 18,76

10,09 10,09 15,94 16,36

10,42 10,30 16,10 16,46

5,62 4,57 7,14 5,37

18,84 12,03 16,30 12,50

8,84 7,97 10,53 7,94

5. ANÁLISIS DE RESULTADOS Para las dos posiciones del rotor, en todos los puntos, el Cp sobre la torre aumenta (con su signo) con la velocidad del flujo. En todos los casos el cambio de signo de la presión se produce entre 25,7º y 51,43º. Las variaciones estudiadas de velocidad y de posición del rotor, no producen cambios en el signo del Cp. Sin embargo, la variación en la intensidad de la presión, modifica el área a barlovento sometida a presión positiva, como se estima gráficamente en la figura 7. El Cp positivo máximo se produce en el punto 1 y el máximo Cp negativo varía según el caso. Este último se registra en el punto 4 (77,1º) con la posición A, en las dos velocidades. Para la posición B, varía con la velocidad. A 10 m/s la succión es máxima en el punto 5 (102,8º) y a 15 m/s en el punto 4 (77,1º). De los 4 casos analizados, se obtiene mayor Cp positivo en la posición A para 15 m/s y mayor Cp negativo en la posición B a la misma velocidad.

7

Configuración 1

Configuración 2 Esc: Presión:

50 Pa 1

Cp: ° 38

° 33

Ref: succión presión

U 0

Configuración 3

U 0

Configuración 4 Esc: Presión:

50 Pa

Cp:

1

° 37

° 33

Ref: succión presión

U 0

U 0

Figura 7: Distribución de presiones en la sección transversal (estimación gráfica) ഥ y 3D ഥ y aumenta entre 3D ഥ y 6D ഥ. En todas las configuraciones, la velocidad media disminuye entre 1D La rotación de las palas de la posición A a la B, produce para la mayoría de los casos un incremento en la velocidad media en todos los puntos. La excepción es para el punto B cuando la velocidad del flujo incidente es de 10 m/s. En este caso, la velocidad permanece constante. ഥ y 3D ഥy La intensidad de turbulencia varía en forma inversa a la velocidad media, es decir, aumenta entre 1D ഥ ഥ disminuye entre 3D y 6D. Al girar el rotor de la posición A a la B, la IT disminuye.

6. CONCLUSIONES La posición del rotor modifica la distribución de presiones en el perímetro de la torre. El porcentaje de variación en cada punto de la sección transversal, depende de su posición relativa al flujo incidente. Se infiere que la presencia de una pala frente a la torre, aumenta el área a barlovento sometida a presión positiva, si bien su intensidad es menor. De los casos analizados, la presión máxima positiva y la negativa, se producen con distinta posición del rotor. La variación de la posición del rotor produce cambios en la velocidad del viento y en la intensidad de turbulencia en la estela de la torre. Futuras investigaciones deben incluir un análisis espectral de las mediciones de velocidades, a fin de identificar las estructuras turbulentas presentes y su variación con la posición del rotor.

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Los resultados de los ensayos sugieren que en el dimensionado de la torre deben tomarse al menos dos estados de carga, considerando las dos posiciones de rotor estudiadas, ya que las demás posiciones están comprendidas entre las mismas. El comportamiento de las torres de aerogeneradores sometidos a los vientos extremos de la provincia de Neuquén, es un campo abierto a la investigación. Este trabajo constituye un aporte más al tema. RECONOCIMIENTOS Los autores desean agradecer al director del Laboratorio de Capa Límite y Fluidodinámica Ambiental de la Universidad Nacional de La Plata, Dr. Julio Marañón Di Leo, al Dr. Sebastián Delnero, al Ing. Víctor Manuel Padilla y al Sr. Nehuén Savloff, quienes hicieron posible la realización de los ensayos. REFERENCIAS 1. SECRETARÍA DE ENERGÍA DE ARGENTINA. Programa Genren. [En línea] 2009, Buenos Aires, [ref. de 23 de marzo de 2012.] Disponible en Web: http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=3065. 2. ENTE PROVINCIAL DE ENERGÍA DEL NEUQUÉN. “Prefactibilidad Técnica y Prediseño de Parque Eólico en Auquinco”, Neuquén, 2010. 3. IEC. Wind turbine generator systems. Part 1: Safety requirements. IEC Standard 61400-1. Génova, 2005. 4. LÄSSIG, Jorge Luis; PALESE, Claudia; APCARIAN, Anabel. “Vientos Extremos en la Provincia de Neuquén”. Meteorológica, 2011, vol. 36, núm. 2, pp. 83-93. 5. CROCHAN, L. y DERICKSON, R. (2011). “A physical modeler’s view of Computational Wind Engineering”. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 2011, núm.99, pp. 139–153. 6. COLMAN LERNER, J. L. et al. “Sobre el Túnel de Circuito Abierto del Laboratorio de Capa Límite y Fluidodinámica Ambiental, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de La Plata”. En actas de II Congreso Latinoamericano de Ingeniería del Viento, 2012. SOBRE LOS AUTORES Ambos autores se desempeñan como docentes e investigadores en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional del Comahue y son miembros de la Asociación Latinoamericana de Ingeniería del Viento y de la Comisión Permanente de Acción del Viento sobre las Construcciones de INTI-CIRSOC. El Sr. Jorge Lässig es Doctor en Ciencias de la Atmósfera, Ingeniero Aeronáutico y Profesor Titular en el área Mecánica de los Fluidos. La Sra. Anabel Apcarian es Ingeniera Civil, Profesora Adjunta en el área Estabilidad Básica y Resistencia de Materiales, y se encuentra realizando el Doctorado en Ingeniería de la Universidad Nacional de La Plata, dirigida por el Dr. Lässig.

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