tesis de mÁster -...

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TESIS DE MÁSTER

Máster

MÁSTER EN INGENIERÍA ESTRUCTURAL Y DE LA CONSTRUCCIÓN

Título

PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN ESTRUCTURAL DE TORRE

EÓLICA METÁLICA SOMETIDA A CARGAS ESTÁTICAS.

Autor/a

LEANDRO AGUAYO CALDERÓN

Tutor/a

ROLANDO CHACÓN

Departamento

INGENIERÍA DE LA CONSTRUCCIÓN

Intensificación

CONSTRUCCIÓN

Fecha

OCTUBRE DEL 2012

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AGRADECIMIENTOS

El presente trabajo es el final de una meta, la cual no se hubiese podido realizar sino

es por el apoyo y entereza de mi esposa Andrea, que siempre mantuvo su sueño y su

objetivo tan alto, que logró acogerme en él, y ahora está dando los frutos que

necesitamos los dos.

Agradezco a mi familia, a mis padres, que aún lejos, me han brindado el apoyo

incondicional en todos los sentidos. Agradezco a Dios infinitamente por todas sus

bendiciones, por cada día lleno de salud y felicidad.

Un agradecimiento especial a mis profesores, en especial al Dr. Rolando Chacón, que

supo guiarme exitosamente durante este trabajo, por su sentido de compromiso y

apoyo.

A mis compañeros y amigos, con quienes compartimos experiencias únicas durante el

curso, sin importar de donde se provenga, supimos establecer una excelente amistad;

gracias por cada palabra de ánimo y por cada momento vivido.

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RESUMEN

Titulo: Propuesta de optimización estructural de torre eólica metálica sometida a

cargas estáticas.

Autor: Leandro Aguayo Calderón

Tutor: Rolando Chacón

Palabras Claves: aerogenerador, torre metálica, buckle, riks, Abaqus, rigidizador,

imperfección, eigenvalue, Proyecto Villonaco.

El análisis estructural de una torre eólica consiste en determinar el efecto de las

acciones sobre la estructura, con objeto de efectuar las comprobaciones necesarias de

los estados límite últimos y de servicio. Este trabajo realiza el estudio mediante un

análisis no lineal, teniendo en cuenta el comportamiento no lineal del material y la no

linealidad geométrica, es decir, la consideración de las condiciones de equilibrio sobre

la estructura deformada.

Se ha tomado como referencia del análisis, una torre eólica instalada como parte del

Proyecto Villonaco, desarrollado en la provincia de Loja – Ecuador. Dicho proyecto

consta de 11 generadores de la marca Golwind y modelo GW70/1500, con capacidad

para generar 1,5MW cada uno, para un total de 16,5MW; con una velocidad

referencial de viento igual a 12m/s.

La torre eólica tiene una altura de 64,8m desde su fundación hasta el buje del rotor;

está conformada completamente de acero en tres secciones, unidas mediante bridas

empernadas. De forma troncocónica, con un diámetro base de 4,2m y 2,583m en la

parte superior; con espesor de chapa en las paredes de la torre es un rango de 38 a

10mm.

En el estudio se comprueba el comportamiento de la estructura bajo tres

combinaciones diferentes de carga; la primera toma en cuenta las cargas permanentes

y la carga de viento en condiciones normales de funcionamiento; la segunda incluye el

frenado accidental del rotor, y la tercera considera la carga de viento en condiciones

extremas. En función de ello; mediante el software ABAQUS, se inicia la verificación

mediante un análisis de buckle para definir la carga crítica de bifurcación y las

imperfecciones iniciales, las mismas que se incorporan en el análisis no lineal, tomando

en cuenta las tolerancias especificadas en el Eurocódigo 3 parte 1-6.

4

Mediante un análisis estático, considerando la no linealidad geométrica de la

estructura, se obtienen los valores tensionales y desplazamientos máximos para las

tres combinaciones de carga. Posteriormente se aplica el método riks modificado para

el análisis no lineal, donde intervienen las no linealidades, tanto geométrica como de

material, para predecir el colapso de la estructura.

Una vez estudiada la torre original, el objeto de la tesina es proponer la optimización

de la estructura, a través de la reducción de los espesores de chapa de las paredes de

la torre e incluyendo la rigidización de la estructura, mediante el uso de rigidizadores

en forma de anillo. Con esta propuesta se disminuye la masa de la torre en un 3% y se

realiza el estudio de su comportamiento procediendo de igual manera que con el

modelo original. La primera propuesta mantiene el mismo tipo de acero, un S355; pero

en la segunda se emplea un acero S460.

Se concluye que tanto el modelo original de la torre como la propuesta de

optimización utilizando el acero S460 garantiza tener un comportamiento adecuado

frente a las acciones impuestas.

En el presente estudio, se realiza también el análisis del comportamiento de la puerta

de acceso de la torre, donde se comprueba que utilizando un rigidizador de 70mm de

espesor se logra reducir las tensiones alrededor del marco de la puerta.

5

ABSTRACT

Title: Proposal for structural optimization of metal wind tower subjected to static

loads.

Author: Leandro Aguayo Calderón

Tutor: Rolando Chacón

Key words: wind turbine, metal tower, buckle, riks, Abaqus, ring stiffener, eigenvalue,

imperfection, Villonaco Project.

The structural analysis of a wind turbine tower consists of determining the effect of

the actions on the structure, in order to carry out the necessary verifications of the

ultimate and serviceability states. The study through a non-linear analysis taking into

account the non-linear behavior of the material and geometrical non-linearity, the

consideration of the conditions of equilibrium on the deformed structure.

It has been taken as a reference for the analysis, a wind turbine tower installed as part

of the Villonaco Project, developed in the province of Loja - Ecuador. The project

consists of 11 generators GW70/1500, with capacity to generate 1, 5MW each one, in

total 16,5MW; with a reference wind speed of 12 m/s.

The wind Tower has a height of 64,8m from its foundation to the hub; It consists

completely of steel into three sections, connected by bolted flanges; with a base

diameter of 4,2m and 2,583m on the top; the thickness of the sheet metal on the walls

has a range of 38 to 10mm.

The study found the behavior of the structure under three different load

combinations; the first takes into account the dead loads and load of wind in normal

operating conditions; the second includes accidental rotor braking, and the third

considered the extreme wind load. Using ABAQUS software, starts verification through

an analysis of buckle to define the critical bifurcation load and initial imperfections,

they are included in the non-linear analysis according to the tolerances specified in

Eurocode 3 part 1-6.

It continues with a static analysis, taking into account geometrical non-linearity of the

structure and gets the maximum value of the displacements and tensional values for

the three combinations of load. Subsequently applies the riks method for non-linear

analysis that includes the nonlinearity of the material and geometry, to predict the

collapse of the structure. The analysis of the behavior of the access door, where it is

checked that using a stiffener of 70mm of thickness is achieved by reducing tensions

around the door frame is also made.

6

In the present work focuses on the optimization of the original structure, through the

reduction of some thickness of sheet metal and including the stiffening of the structure

through the use of stiffeners rings. With this proposal the mass of the tower is reduced

by 3% and your check is performed proceeding in the same way as with the original

model. The first proposal maintains the same type of steel, a S355; but in the second

steel S460 is used.

It is concluded that the original model and the proposal of optimization using S460

steel guarantees a correct operation of the wind turbine.

7

INDICE

AGRADECIMIENTOS....................................................................................................................... 2

RESUMEN ...................................................................................................................................... 3

ABSTRACT ...................................................................................................................................... 5

INDICE ............................................................................................................................................ 7

INDICE DE FIGURAS ....................................................................................................................... 9

INDICE DE TABLAS ....................................................................................................................... 12

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 13

2. OBJETIVOS ....................................................................................................................... 15

2.1. OBJETIVO GENERAL ................................................................................................. 15

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .......................................................................................... 15

2.3. ALCANCE .................................................................................................................. 15

3. ESTADO DEL ARTE ........................................................................................................... 17

3.1. GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA .......................................................................... 17

3.2. TORRES EÓLICAS ONSHORE Y OFFSHORE ............................................................... 18

3.3. SITUACIÓN ACTUAL DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA ............................... 23

3.4. EMPRESAS LÍDERES EN LA CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE DE AEROGENRADORES. . 27

3.5. ESTRUCTURA DE UN AEROGENERADOR ................................................................. 28

4. DESCRIPCIÓN DE MODELOS DE CÁLCULO ....................................................................... 35

4.1. ANÁLISIS LINEAL ...................................................................................................... 35

4.2. ANÁLISIS NO LINEAL ................................................................................................ 36

4.3. ESTABILIDAD, ANÁLISIS DE BUCKLE Y COMPORTAMIENTO POSTCRÍTICO. ............. 40

4.4. IMPERFECCIONES Y TOLERANCIAS GEOMÉTRICAS DE ACUERDO AL EN1993-1-5 Y

EN1993-1-6. ......................................................................................................................... 43

5. DEFINICIÓN DE EMPLAZAMIENTO, GEOMETRÍA Y MATERIAL ....................................... 49

5.1. DEFINICIÓN DE EMPLAZAMIENTO .......................................................................... 49

5.2. DEFINICIÓN DE GEOMETRÍA .................................................................................... 54

5.3. DEFINICIÓN DE MATERIAL ....................................................................................... 57

6. CARGAS ACTUANTES SOBRE TORRE EÓLICA ................................................................... 59

6.1. CASOS Y TIPOS DE CARGAS QUE ACTÚAN SOBRE LA TORRE DE UN

AEROGENERADOR. .............................................................................................................. 59

6.2. DEFINICIÓN DE LAS ACCIONES SOBRE TORRES TUBULARES DE ACERO.................. 60

6.3. VELOCIDAD DEL VIENTO EN CONDICIONES NORMALES ......................................... 63

6.4. VELOCIDAD DEL VIENTO EN CONDICIONES EXTREMAS .......................................... 65

6.5. CARGAS PERMANENTES Y FRENO ACCIDENTAL. ..................................................... 66

8

7. ANÁLISIS ESTRUCTURAL .................................................................................................. 68

7.1. ANÁLISIS DE BUCKLE DE TORRE ORIGINAL. ............................................................. 68

7.2. IMPERFECCIONES INICIALES EN TORRE INICIAL ...................................................... 71

7.3. ANÁLISIS ESTÁTICO. ................................................................................................. 74

7.4. ANÁLISIS NO LINEAL DE LA ESTRUCTURA MEDIANTE EL MÉTODO RIKS................. 81

7.5. ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE LA PUERTA DE ACCESO. ............................. 87

8. PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DE DISEÑO .................................................................... 95

8.1. DISEÑO DE RIGIDIZADORES EN FORMA DE ANILLO ................................................ 95

8.2. ANÁLISIS DE BUCKLE DE TORRE OPTIMIZADA CON ACERO S355. .......................... 98

8.3. ANÁLISIS ESTÁTICO DE LA PROPUESTA DE TORRE OPTIMIZADA CON ACERO S355.

100

8.4. ANÁLISIS NO LINEAL DE LA PROPUESTA DE TORRE OPTIMIZADA CON ACERO S355.

104

8.5. ANÁLISIS DE BUCKLE DE TORRE OPTIMIZADA CON ACERO S460. ........................ 106

8.6. ANÁLISIS NO LINEAL DE LA PROPUESTA DE TORRE OPTIMIZADA CON ACERO S460.

108

9. CONCLUSIONES ............................................................................................................. 111

10. REFERENCIAS ............................................................................................................. 113

ANEXOS

9

INDICE DE FIGURAS

FIGURA 3.1. TORRES EÓLICAS ONSHORE .................................................................................. 19

FIGURA 3.2. CRECIMIENTO DEL TAMAÑO DE LOS DISEÑOS DE AEROGENERADORES COMERCIALES ......... 20

FIGURA 3.3. TORRE EÓLICA OFFSHORE. ................................................................................... 21

FIGURA 3.4. CAPACIDAD INSTALADA DE ENERGÍA EÓLICA A NIVEL MUNDIAL ................................... 24

FIGURA 3.5. PAÍSES POR CAPACIDAD INSTALADA. ...................................................................... 24

FIGURA 3.6. PAÍSES CON ENERGÍA EÓLICA OFFSHORE. ................................................................ 26

FIGURA 3.7. PARTES QUE CONFORMAN UN AEROGENERADOR. ..................................................... 28

FIGURA 3.8. MONTAJE DE TORRE TUBULAR DE ACERO. ............................................................... 30

FIGURA 3.9. PARTES DE LA GÓNDOLA O NACELLE DE UN AEROGENERADOR. .................................... 33

FIGURA 3.10. DISEÑO DE LAS PALAS DEL ROTOR. ...................................................................... 32

FIGURA 3.11. VISTA DEL DISEÑO DEL BUJE O HUB. ..................................................................... 34

FIGURA 4.1. GRÁFICA CARGA VS. DEFORMACIÓN, ANÁLISIS DE PRIMER ORDEN. ............................... 36

FIGURA 4.2. CONSIDERACIÓN DE EFECTOS DE SEGUNDO ORDEN .................................................... 37

FIGURA 4.3. GRÁFICA CARGA VS. DEFORMACIÓN, ANÁLISIS ELÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN. ............... 38

FIGURA 4.4. GRÁFICA CARGA VS. DEFORMACIÓN, ANÁLISIS ELASTO-PLÁSTICO DE PRIMER ORDEN. ....... 39

FIGURA 4.5. GRÁFICA CARGA VS. DEFORMACIÓN, ANÁLISIS ELASTO-PLÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN. .... 40

FIGURA 4.6. MÉTODO RIKS MODIFICADO, RESPUESTA ESTÁTICA INESTABLE.. ................................... 42

FIGURA 4.7. MEDICIÓN DE DIÁMETROS PARA LA EVALUACIÓN DE IMPERFECCIÓN POR REDONDEZ SEGÚN

EUROCÓDIGO 3 PARTE 1-6. ........................................................................................... 44

FIGURA 4.8. VALORES DEL PARÁMETRO URMAX SEGÚN EUROCÓDIGO 3 PARTE 1-6. ........................ 45

FIGURA 4.9. DEFINICIÓN DE EXCENTRICIDADES ACCIDENTALES SEGÚN EUROCÓDIGO 3 PARTE 1-6. ...... 45

FIGURA 4.10. VALORES DEL PARÁMETRO DE EXCENTRICIDAD ACCIDENTAL EA SEGÚN

EUROCÓDIGO3 PARTE 1-6. ............................................................................................ 46

FIGURA 4.11. PARÁMETRO DE MEDICIÓN DE IMPERFECCIÓN LOCAL (DIMPLE), EUROCÓDIGO 3 PARTE 1-6.

................................................................................................................................. 48

FIGURA 4.12. TOLERANCIAS DEL PARÁMETRO SEGÚN EUROCÓDIGO 3 PARTE 1-6. ................ 48

FIGURA 5.2. MAPA DE UBICACIÓN PROYECTO EÓLICO VILLONACO ................................................ 49

FIGURA 5.2. CERRO VILLONACO ............................................................................................. 50

FIGURA 5.3. UBICACIÓN DE LAS 11 TORRES EÓLICAS DEL PROYECTO VILLONACO ............................. 50

FIGURA 5.4. CURVA DE POTENCIA AEROGENERADOR GOLDWIND GW70/1500. CALCULADA A UNA

DENSIDAD DE AIRE DE 1,225 KG/M3 Y 10% DE TURBULENCIA. .............................................. 53

FIGURA 5.5. AEROGENERADOR GOLDWIND GW 70/1500 INSTALADO EN EL PROYECTO VILLONACO

LOJA-ECUADOR. ........................................................................................................... 54

FIGURA 5.6. PLANO DE TORRE METÁLICA AEROGENERADOR GOLDWIND GW70/1500. .................. 55

FIGURA 5.7. DETALLE DE UNIONES TORRE METÁLICA AEROGENERADOR GOLDWIND GW70/1500. .. 56

FIGURA 5.8. GRÁFICA TENSIÓN VS. DEFORMACIÓN DEL ACERO S355. ........................................... 58

FIGURA 6.1. MODELO EN CANTILVER DE UNA TORRE EÓLICA TUBULAR CARGADA............................. 61

FIGURA 6.2. FUERZA) DEL VIENTO (FW(H)) SOBRE LA TORRE EN FUNCIÓN DE LA ALTURA. ................... 65

10

FIGURA 6.3. CARGAS ACTUANTES SOBRE TORRE EÓLICA EN ESTUDIO. ............................................. 67

FIGURA 7.1. CARGA AXIL Y EMPOTRAMIENTO PARA ANÁLISIS DE BUCKLE DE TORRE……………………….67

FIGURA 7.2. MALLADO DE TORRE PARA ANÁLISIS DE BUCKLE CON 14139 ELEMENTOS...................... 69

FIGURA 7.3A. TRES PRIMEROS MODOS DE PANDEO TORRE EÓLICA ORIGINAL. ................................... 70

FIGURA 7.3B. CUARTO, QUINTO Y SEXTO MODO DE PANDEO TORRE EÓLICA ORIGINAL. ...................... 70

FIGURA 7.4. MEDICIÓN DE DIÁMETROS PARA DETERMINAR TOLERANCIA DE REDONDEZ EN TORRE. ....... 72

FIGURA 7.5. EXCENTRICIDAD ACCIDENTAL TORRE EÓLICA ORIGINAL. ............................................... 73

FIGURA 7.7. MEDICIÓN DE IMPERFECCIÓN LOCAL (DIMPLE) TORRE EÓLICA ORIGINAL. ........................ 73

FIGURA 7.8. APLICACIÓN DE CARGAS COMBO 1 EN TORRE PARA ANÁLISIS ESTÁTICO. ...................... 75

FIGURA 7.9. TENSIÓN MÁXIMA DE VON MISES ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 1. ................................ 75

FIGURA 7.10A. FLECHA MÁXIMA, ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 1………………………………………………..74

FIGURA 7.10B. DESPLAZAMIENTO VERTICAL, ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 1. ................................... 76

FIGURA 7.11. GRÁFICA FUERZA VS.DESPLAZAMIENTO, ANÁLISIS ELÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN, COMBO

1. .............................................................................................................................. 77

FIGURA 7.12. TENSIÓN MÁXIMA DE VON MISES ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 2. ............................. 77

FIGURA 7.13A. DESPLAZAMIENTO EN X. ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 2………………………………………76

FIGURA 7.13B. DESPLAZAMIENTO EN Y ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 2……………………………………….76

FIGURA 7.13C. DESPLAZAMIENTO EN Z ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 2. ........................................ 78

FIGURA 7.14. GRÁFICA FUERZA VS. DESPLAZAMIENTO, ANÁLISIS ELÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN, COMBO

2. .............................................................................................................................. 78

FIGURA 7.15. TENSIÓN MÁXIMA DE VON MISES ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 3. ............................... 79

FIGURA 7.16A. DESPLAZAMIENTO EN Z ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 3………………………………………..78

FIGURA 7.16B. DESPLAZAMIENTO EN Y ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 3. ........................................... 80

FIGURA 7.17. GRÁFICA FUERZA VS. DESPLAZAMIENTO CON ANÁLISIS ESTÁTICO, COMBO 3. ............... 80

FIGURA 7.18. TENSIÓN MÁXIMA DE VON MIESES PARA EL COMBO 1, ANÁLISIS STATIC-RIKS .............. 82

FIGURA 7.19. GRÁFICA LPF VS. ARC LENGTH, ANÁLISIS DE RIKS COMBO 1 ..................................... 82

FIGURA 7.20. GRÁFICA FUERZA VS. DESPLAZAMIENTO ANÁLISIS PLÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN COMBO 1.

................................................................................................................................. 83

FIGURA 7.21. GRÁFICA FUERZA VS. DESPLAZAMIENTO, COMPARATIVA ENTRE ANÁLISIS ELÁSTICO DE

SEGUNDO ORDEN Y ANÁLISIS PLÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN. ................................................. 83



................................................................................................................................. 85



................................................................................................................................. 86

FIGURA 7.26. SECUENCIA DE FORMACIÓN DE ABOLLADURA LOCAL QUE GENERA EL COLAPSO DE LA TORRE.

................................................................................................................................. 86

FIGURA 7.27. COLAPSO DE TORRE EÓLICA POR PANDEO RESULTADO DE GRANDES CARGAS DE VIENTO. .. 87

FIGURA 7.28. CONFIGURACIÓN DE RIGIDIZADORES MÁS USUALES EN TORRES EÓLICA. ....................... 88

FIGURA 7.29. MODELO DE ANÁLISIS PARA PUERTA DE TORRE EÓLICA. ............................................ 89

FIGURA 7.30. MALLADO PARTE INFERIOR DE TORRE PARA ANÁLISIS DE PUERTA DE. ........................... 89

11

FIGURA 7.31. ANÁLISIS DE BUCKLE, PUERTA TORRE EÓLICA. ......................................................... 90

FIGURA 7.34. TENSIONES ALREDEDOR DE PUERTA CON EL 150% DE LA CARGA. ............................... 91

FIGURA 7.35. DIMENSIONES DE RIGIDIZADOR……………………………………………………………………….91

FIGURA 7.36. ENSAMBLAJE RIGIDIZADOR CON SECCIÓN 1. ........................................................... 92

FIGURA 7.37. ANÁLISIS DE BUCKLE, ESTUDIO DE PUERTA CON RIGIDIZADOR. .................................... 93

FIGURA 7.38. TENSIONES ALREDEDOR DE PUERTA CON EL 150% DE LA CARGA. ............................... 94

FIGURA 7.39. GRÁFICA COMPARATIVA FUERZA VS. DESPLAZAMIENTO PUERTA CON Y SIN RIGIDIZACIÓN.

................................................................................................................................. 94

FIGURA 8.1. MODELO DE RIGIDIZADOR EN FORMA DE ANILLO PARA TORRE EÓLICA. ........................... 96

FIGURA 8.2. ANÁLISIS DE BUCKLE PROPUESTA DE TORRE RIGIDIZADA, CON ACERO S355. ................... 98

FIGURA 8.3. IMPERFECCIONES TIPO DIMPLE, MODO DE PANDEO 3 Y 4, PROPUESTA DE TORRE OPTIMIIZADA

CON ACERO S355. ........................................................................................................ 99

FIGURA 8.4. TENSIONES DE VON MISES, ANÁLISIS ESTÁTICO EN PROPUESTA DE TORRE OPTIMIZADA CON

ACERO S355, COMBO 1. ............................................................................................. 100

FIGURA 8.6. TENSIÓN MÁXIMA DE VON MISES ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 2, PROPUESTA DE

OPTIMIZACIÓN CON ACERO S355................................................................................... 101

FIGURA 8.8. TENSIÓN MÁXIMA DE VON MISES ANÁLISIS ESTÁTICO COMBO 3, PROPUESTA DE

OPTIMIZACIÓN ........................................................................................................... 102

FIGURA 8.9. TENSIÓN MÁXIMA DE VON MIESES PARA EL COMBO 1, ANÁLISIS STATIC-RIKS PROPUESTA DE

OPTIMIZACIÓN CON RIGIDIZACIÓN CON ACERO S355. ....................................................... 104

FIGURA 8.10. TENSIÓN CIRCUNFERENCIAL MÁXIMA PARA EL COMBO 1, ANÁLISIS STATIC-RIKS ........ 105

FIGURA 8.11. GRÁFICA FUERZA VS. DESPLAZAMIENTO, ANÁLISIS PLÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN TANTO

PARA MODELO ORIGINAL COMO PARA MODELO PROPUESTO DE OPTIMIZACIÓN CON ACERO S355.

............................................................................................................................... 106

FIGURA 8.12. ANÁLISIS DE BUCKLE PROPUESTA DE TORRE RIGIDIZADA CON ACERO S460, PRIMER MODO

DE PANDEO................................................................................................................ 107

FIGURA 8.13. IMPERFECCIÓN INICIAL PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN TORRE CON ACERO S460. ......... 107

FIGURA 8.15. TENSIÓN MÁXIMA DE VON MIESES PARA EL COMBO 1, ANÁLISIS STATIC-RIKS PROPUESTA

DE OPTIMIZACIÓN CON RIGIDIZACIÓN Y ACERO S460. ....................................................... 108

FIGURA 8.16. TENSIÓN CIRCUNFERENCIAL MÁXIMA PARA EL COMBO 1, ANÁLISIS STATIC-RIKS PROPUESTA

DE OPTIMIZACIÓN CON RIGIDIZACIÓN Y ACERO S460. ....................................................... 109

FIGURA 8.17. GRÁFICA FUERZA VS. DESPLAZAMIENTO, ANÁLISIS PLÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN TANTO

PARA MODELO ORIGINAL COMO PARA MODELO PROPUESTO DE OPTIMIZACIÓN. ....................... 109

12

INDICE DE TABLAS

TABLA 3.1. LOS 10 MAYORES FABRICANTES DE TURBINAS DE VIENTO POR CUOTA DE MERCADO ANUAL Y

CAPACIDAD INSTALADA EN 2011. .................................................................................... 27

TABLA 5.1. ESPECIFICACIONES DE AEROGENERADOR GOLDWIND GW 70/1500 PARA EL PROYECTO

VILLONACO LOJA-ECUADOR............................................................................................ 52

TABLA 5.2. PESO Y DIMENSIONES DE COMPONENTES DEL AEROGENERADOR GW 70/1500. ............. 53

TABLA 5.3. PESO Y DIMENSIONES DE TORRE METÁLICA GW 70/1500. ........................................ 54

TABLA 5.4. PROPIEDADES MECÁNICAS DEL ACERO ESTRUCTURAL ................................................ 57

TABLA 5.5. LÍMITE ELÁSTICO FY MÍNIMO EN FUNCIÓN DEL ESPESOR DE LA CHAPA Y EL GRADO DEL ACERO.

................................................................................................................................. 57

TABLA 5.6. ESFUERZO DE TRACCIÓN FU EN FUNCIÓN DEL ESPESOR DE LA CHAPA Y EL GRADO DEL ACERO.

................................................................................................................................. 57

TABLA 5.7. PROPIEDADES PLÁSTICAS DEL ACERO S355 ............................................................... 58

TABLA 6.1. COEFICIENTE DE FRICCIÓN PARA DIFERENTES TIPOS DE TERRENO. ................................... 63

TABLA 7.2. FUERZAS Y MOMENTOS PARA ANÁLISIS DE PUERTA DE TORRE EÓLICA. ............................ 88

TABLA 8.1. DIMENSIONES DE ANILLOS RIGIDIZADORES PROPUESTOS. ............................................. 98

TABLA 8.2. TENSIONES MÁXIMAS QUE SE GENERAN EN TORRE ORIGINAL Y TORRE OPTIMIZADA. ......... 103

TABLA 8.3. DESPLAZAMIENTOS MÁXIMOS QUE SE GENERAN EN TORRE ORIGINAL Y TORRE OPTIMIZADA.

............................................................................................................................... 103

TABLA 8.4. CUADRO COMPARATIVO DE LOS TRES MODELOS DE TORRE ANALIZADOS. ....................... 110

13

1. INTRODUCCIÓN

El desarrollo de aerogeneradores, cada vez más eficientes, se ha convertido en la

forma de energía renovable con más rápido crecimiento en todo el mundo, siendo

pioneros Alemania, España, Estados Unidos, India y Dinamarca como países

generadores y ahora se suma China con las dos empresas que se encuentran en la

actualidad entre los líderes en el mercado de aerogeneradores.

El año 2011 el sector tuvo un crecimiento del 21% según el Consejo de Energía Eólica

Mundial GWEC (por sus siglas en inglés). En Europa, este mercado resistió a la crisis,

con un 10,5% en su capacidad de generación de energía. Atendiendo a estos datos, la

Asociación Europea de Energía Eólica EWEA (por sus siglas en inglés), afirma que

durante el pasado año en Europa se ha instalado más potencia renovable que en

cualquier otro anterior.

Pero los ojos de la industria eólica se han posado en Sudamérica, pues es uno de los

sectores que muestra mayor dinamismo desde el año 2009. Hasta este año, los 769

MW de potencia instalada en la región representan menos del 0,5% global. Pero si las

proyecciones de crecimiento que tiene la Asociación Latinoamericana de Energía Eólica

(LAWEA, por sus siglas en inglés), en el 2009 se sumaron más de 1.200 MW y otros

1.000 MW en 2010. Considerando que las inversiones en la industria eólica están torno

de los US$ 2 millones por cada MW construido, la inversión totalizaría unos US$ 2.400

millones.

Ya entrando en un marco más específico, esta tesina hace referencia a la producción

de energía eólica en Ecuador, y enfocándose en uno de los proyectos más destacados

en la historia del país, como lo es el Proyecto Eólico Villonaco, ubicado en la Provincia

de Loja, con una capacidad de generación de 16,5MW, donde se instalaron 11

generadores, cada uno de 1,5MW.

Cabe recalcar que no es el único proyecto desarrollado en Ecuador, ya que en el

Archipiélago de Galápagos fueron instalados 2,5 MW en el año 2008. También está en

estudios de factibilidad otros dos proyectos como son: El parque eólico Minas de

Huascachaca (30 MW) que estará ubicado a 84 kilómetros al oeste de la ciudad de

Cuenca y el siguiente es el proyecto García Moreno (15MW), en la provincia norteña

del Carchi, frontera con Colombia.

Dentro del aspecto dela análisis estructural, esta tesina se enfoca precisamente en las

torres eólica del Proyecto Villonaco, las cuales son fabricadas de acero y de forma

tubular troncocónica ya que la tendencia actual es instalar generadores con mayor

capacidad en cotas más altas, y así, obtener un mayor rendimiento.

14

Los aerogeneradores instalados en instalados en el proyecto en mención son de marca

Golwind que es una empresa China, que actualmente ocupa el tercer lugar dentro del

mercado mundial de aerogeneradores. El modelo instalado en el proyecto es el

GW70/1500 (GW = Gold Wind; Diámetro de rotor = 70m; Capacidad de

Generación = 1500 Watts), donde la torre con una altura de 62,8m está formada de

tres secciones de diámetros y espesores variables.

El estudio que se realizará en esta tesina, será analizar el comportamiento lineal y no

lineal de la estructura según la norma vigente del Eurocódigo 3; utilizando el Método

de Elementos Finitos con elementos tipo lámina a través del Software Abaqus.

El comportamiento estructural de la torre, se verá influenciado por las diversas

acciones estáticas que sobre ella actúan, considerando de manera especial las fuerzas

que ejerce el viento tanto en condiciones normales como extremas, y adicionalmente

se considera el frenado accidental del rotor.

Una vez que se analiza la torre eólica original, se presenta como objeto de

fundamental de la tesina, una propuesta de optimización del diseño de la torre,

disminuyendo el espesor de la chapa y tomando en cuenta la rigidización de la

estructura, con la hipótesis de disminuir el peso de la misma y comprobar su

comportamiento.

15

2. OBJETIVOS

2.1. OBJETIVO GENERAL

El objetivo de este estudio es proponer un diseño optimizado de una de las torres

metálicas tubulares instaladas en el Proyecto Eólico Villonaco, sometida a cargas

estáticas; tomando en cuenta los efectos de la no linealidad geométrica y la no

linealidad del material de acuerdo a la norma vigente en el Eurocódigo 3, mediante el

método de elementos finitos, a través del software Abaqus Simulia.

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar el comportamiento estructural de la torre eólica GW70/1500 instalada

en el Proyecto Villonaco, ante cargas estáticas, utilizando el software Abaqus

Simulia.

Estudio de la estructura mediante un análisis de Buckle.

Realizar un análisis elástico de segundo orden, tomando en cuenta la no

linealidad geométrica y el comportamiento lineal del material.

Realizar un análisis plástico de segundo orden tomando en cuenta la no

linealidad geométrica y la no linealidad del material.

Disminuir el espesor de la chapa que conforma las paredes de la torre con el fin

de reducir el peso de la estructura y añadir rigidización.

Estudiar el comportamiento de la estructura optimizada y comparar con la

estructura original.

2.3. ALCANCE

El alcance de este proyecto es exponer las distintas opciones de torres eólicas

metálicas que se presentan en el mercado, que dependen en gran medida de la

demanda de energía y de las condiciones de viento en las zonas donde éstas serán

construidas.

Se presenta un breve repaso de la actualidad de este tipo de generación de energía

renovable, y su proyección en el futuro. Los fabricantes más importantes a nivel

mundial, y las innovaciones que se plantean.

El estudio se enfoca en analizar el comportamiento de la estructura frente a cargas

estáticas, considerando la no lineal de la estructura tubular de acero que conforma la

torre de los aerogeneradores instalados en el Proyecto Eólico Villonaco y se desea

proponer un diseño optimizado de la estructura disminuyendo el espesor de la chapa

16

de acero de la torre e incluyendo rigidización. Todo este análisis se realiza a través del

modelamiento computacional mediante el uso de software especializado como es el

Abaqus Simulia.

17

3. ESTADO DEL ARTE

En el presente capitulo se presentará la información teórica referente a la generación

de energía eólica, los tipos de torres eólicas que se emplean en la actualidad, los

sectores de mayor aplicación, las empresas que las producen, su producción, montaje,

y demás aspectos relevantes que debemos tomar en cuenta para un correcto diseño y

posterior construcción de estas estructuras.

3.1. GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA

La energía eólica es una de las fuentes de energía renovable más utilizadas en la

actualidad. Se la obtiene de la transformación de la energía cinética contenida en el

viento, en energía utilizable.

Se sabe que el viento se produce por diferencias de temperatura entre distintas masas

de aire en la atmósfera terrestre, la que es calentada por el sol, y es por ello, que se

considera al viento como una forma indirecta de energía solar.

Aproximadamente el 2% de la energía que llega del sol se transforma en energía

cinética de los vientos atmosféricos. El 35% de esta energía se disipa en la capa

atmosférica a tan solo un kilómetro por encima del suelo. Del resto se estima que por

su aleatoriedad y dispersión solo podría ser utilizada 1/13 parte, cantidad que sería

suficiente para abastecer 10 veces el consumo de energía primaria mundial del año

2002 (10.000 Millones de toneladas equivalentes de petróleo, Mtep), de ahí su enorme

potencial e interés.1

La masa de aire en movimiento es energía cinética, la cual puede ser transformada en

energía eléctrica. Al chocar el viento sobre las palas de la aerotubina se produce un

trabajo mecánico de rotación; debido a este trabajo se mueve un generador y éste

produce electricidad.

La cantidad de energía que contiene el viento antes de chocar con las palas del rotor,

depende de tres parámetros: la velocidad del viento incidente, la densidad del aire y el

área barrida por el rotor.

Dentro del diseño de la torre metálica que soporta al generador y al rotor es muy

importante tomar en cuenta todas las variantes que se pueden producir en estos tres

factores; por ejemplo, se de debe considerar que la energía cinética del viento

aumenta proporcionalmente al cubo de la velocidad a la que se mueve.

1 (Manuales de Energía Renovable 3, Energía Eólica, IDAE Instituto para la Diversificación y Ahorro de

Energía, pp. 26-32, España, 2006)

18

En lo que se refiere a la densidad del aire, la energía contenida en el viento aumenta

de forma proporcional a la masa por unidad de volumen de aire, que en condiciones

normales es de 1,225 kg/m³. Por lo tanto cuando el aire se enfría, su peso aumenta ya

que es más denso, y transfiere más energía al aerogenerador. Por el contrario, cuando

el aire se calienta o cuando se el aerogenerador están a un mayor altitud, será menor

la energía cinética que llegue a la turbina.

En lo que respecta al área barrida, cuanto más aire en movimiento sea capaz de

capturar un aerogenerador más energía cinética encontrará. En el caso de un rotor de

una turbina de 1MW de potencia nominal, el rotor puede tener un diámetro de unos

54 metros, así que barrerá una superficie de unos 2.300m2.

Cabe recalcar que no toda la energía cinética del viento puede ser recogida por las

palas del aerogenerador, teóricamente el 59% de la energía del viento es la que puede

obtenerse y ser transformarse en energía eléctrica, a más de que se debe tomar en

cuenta las pérdidas durante la transformación dentro del generador. Hoy en día, un

aerogenerador aprovecha cerca del 40% de la energía almacenada en el viento.

3.2. TORRES EÓLICAS ONSHORE Y OFFSHORE

Las torres eólicas pueden ser clasificadas, según el lugar donde son instalados, en

onshore (ubicados en tierra firme) y offshore (ubicados en mar abierto).

3.2.1. TORRES EÓLICAS ONSHORE

La energía eólica onshore corresponde a sistemas ubicados físicamente en tierra firme,

por lo general, en zonas costeras o de alta incidencia de vientos superficiales.

(Figura 3.1)

La potencia máxima de generación de un aerogenerador puede llegar a 7,5 MW 2 por

lo que su principal aplicación es la conexión a alguna red eléctrica. Sin embargo,

pueden funcionar en sistemas aislados de la red.

2 (Aerogeneradores ENERCON, Tecnología de fabricación montaje y mantenimiento, Alemania 2010)

19

Figura 3.1. Torres Eólicas Onshore.3

Los principales requerimientos de esta tecnología, tienen que ver con la disponibilidad

de grandes áreas donde exista suficiente viento, preferentemente, con velocidad

mayor a 12 m/s. Al día de hoy, las potencias generadas por este tipo de

aerogeneradores están entre 2 y 7 MW pero se plantea que lleguen a los 10 MW en

esta nueva década4.

Las principales barreras que deben sobrepasar estas tecnologías tienen que ver

primordialmente con los costos de inversión, la inestabilidad del viento, y las

limitaciones de acceso a la red.

Por lo general las turbinas de aerogeneradores onshore son de eje horizontal y con

tres palas con un diámetro de área barrida que ha ido evolucionando desde los 20m de

diámetro en la década de los 80, pasando por los 50m en los años 90 y en la actualidad

llegan a los 130m. (Figura 3.2)


4 (Wind Energy The Facts, www.wind-energy-the-facts.org)

20

Figura 3.2. Crecimiento del tamaño de los diseños de aerogeneradores comerciales5

La energía eólica onshore representa más del 10% de la electricidad consumida en

algunas regiones de Dinamarca, España, Alemania o Suecia. Su crecimiento durante la

última década ha sido muy importante debido a las grandes ventajas que ésta presenta

en comparación con la energía eólica offshore:

Estas son:

Cimentaciones más económicas.

Integración más barata con la red eléctrica.

Instalación más barata y de fácil acceso durante la fase de construcción.

Es más económica y fácil el acceso a la operación y mantenimiento.

3.2.2. TORRES EÓLICAS OFFSHORE

Las tecnologías offshore de generación de energía eléctrica a partir del viento son

aquellas que se encuentran ubicadas físicamente mar adentro, ancladas al fondo

marino. En general los aerogeneradores offshore, son capaces de producir 50% más de

energía que sus pares en tierra pudiendo obtener en la actualidad hasta 10 MW por

generador.

5 (Wind Energy The Facts, www.wind-energy-the-facts.org)

21

Aunque este mercado es en la actualidad sustancialmente menor que el de tierra, sin

embargo, su desarrollo y promoción forma parte fundamental de múltiples políticas

energéticas nacionales, y las expectativas son muy alentadoras.

El mercado eólico marino se caracteriza por proyectos que son significativamente

mayores y más arriesgados que la mayoría de los proyectos terrestres, y parece

probable que diferentes organizaciones desarrollarán y construirán estos proyectos. Se

han desarrollado buques y tecnología específica para la instalación de los

aerogeneradores, y los medios para acceder a estos parques eólicos marinos, viéndose

como el coste, la disponibilidad y la seguridad influyen de forma decisiva. (Figura 3.3).

Figura 3.3. Torre Eólica Offshore.6

Los parques eólicos offshore prometen convertirse en una importante fuente de

energía actualmente y más aún en futuro próximo. Se espera que a finales de esta

década, se instalen parques eólicos con una capacidad total de miles de megavatios en

los mares europeos. Esto será equivalente a la energía producida por las tradicionales

centrales de carbón.

Actualmente el planeamiento de la construcción de estos parques eólicos avanzan a

gran escala en las aguas de países como: Suecia, Dinamarca, Alemania, Holanda,

Bélgica, Reino Unido e Irlanda.

Uno de los primeros parques que se construyó es en Horns Rev, frente a Dinamarca,

en la parte danesa de la costa del mar Báltico.

6 (RWE Innogy, www.rwe.com)

22

Como se explica en el apartado anterior, los aerogeneradores onshore han crecido

enormemente en la última década hasta el punto de genera más del 10% de la

electricidad en algunas regiones (tales como Dinamarca, Schleswig-Holstein, en

Alemania y la isla de Gotland en Suecia). Sin embargo, esta expansión no ha sido sin

problemas y la resistencia a la evolución del parque eólico experimentado en Gran

Bretaña desde mediados de los noventa ahora está presente en otros países en menor

o mayor medida.7

Una solución, para evitar conflictos de uso de la tierra y reducir el ruido y el impacto

visual, es mover los aerogeneradores costa afuera, es decir, en el mar; con algunas

ventajas como las siguientes:

Disponibilidad de grandes superficies continuas, adecuados para grandes

proyectos.

Mayores velocidades del viento, que generalmente aumentan con la distancia

desde la orilla (Gran Bretaña es una excepción a esto, ya que según el factor de

velocidad del viento, estas costas tienen mejores recursos de viento donde las

turbinas también son más visibles).

Hay menos turbulencias, lo que permite que las turbinas puedan capturar una

energía más eficaz y reducir la fatiga en la turbina.

Menor efecto de cizalladura del viento, permitiendo el uso de torres más

cortas.

Pero contra esto la desventaja más importante es la inversión de capital adicional

debida a los siguientes factores:

Los cimientos marinos son más caros.

La conexión con la red eléctrica es más cara, y en algunos casos un necesario

aumento de la capacidad de cuadrículas costeras débiles.

Los costos de construcción aumentan debido a los complicados procedimientos

de instalación y al acceso restringido durante la construcción por las

condiciones meteorológicas.

El acceso limitado durante la operación y mantenimiento, da como resultado

una pena adicional de reducción de la disponibilidad de turbina.

Sin embargo el costo de las turbinas eólicas está reduciendo, y se espera que continúe

haciéndolo durante esta década y una vez que se tenga suficiente experiencia en la

construcción de proyectos costa afuera, y la industria de la construcción

probablemente obtenga ganancias de estas tecnologías.

7 (OWE Offshore Windenergy Europe, www.offshorewindenergy.org, 2008)

23

La aplicación de energía eólica onshore, se ha convertido en un recurso

económicamente competitivo a un precio estable, en comparación con la generación

de energía convencional, especialmente cuando los beneficios ambientales se

contabilizan. Es ahí en donde la energía eólica offshore también será competitiva,

especialmente en esta década.

Otros acontecimientos que dan ventajas a esta tendencia, es el diseño de turbinas

optimizados para el entorno offshore, de mayor tamaño (quizá hasta 10 MW y

diámetro de rotor de 125m) y con mayor confiabilidad incorporada. Es por ello que

empresa como ENERCON hayan construido el aerogenerador más grande del mundo el

ENERCON E 126, que tiene 138m de altura y 126m entre aspas, de 18cm de espesor y

un diseño que mejora la resistencia al aire. El aerogenerador E-126 tiene una

capacidad de 7MW y 20.000.000kWh por año, que equivaldrían a unos 5.000 hogares;

la velocidad de giro del rotor es de 5-13rpm.

Esta tecnología, da a lugar que el pasado 18 de junio, ENERCON y el operador

WindVision inauguraron oficialmente el parque eólico de Estinnes en la región de

Valonia, Bélgica. Once aerogeneradores ENERCON E-126 con una potencia nominal de

6 y 7,5 megavatios (MW) producirán, en lo sucesivo, un rendimiento energético anual

pronosticado de 187 gigavatios por hora (GWh). Alrededor de 50.000 hogares podrán

consumir energía limpia generada por este parque eólico. Esto convierte al proyecto

en el más importante de su categoría a nivel mundial.8

3.3. SITUACIÓN ACTUAL DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA

Según datos de WWEA (Wold Wind Energy Assosciation) en el año 2010, la capacidad

instalada de energía eólica en todo el mundo se ha elevado considerablemente

llegando a los 196630 MW, luego de 159050MW en 2009, 120903MW en 2008, y

93930MW en 2007. (Figura 3.4).

La inversión en nuevas instalaciones tuvo un descenso en muchas partes del mundo.

Por primera vez en más de dos décadas, el mercado para nuevas turbinas fue más

pequeño que el año anterior, llegando a 37642MW, luego de 38312MW en 2009.9

China representó más de la mitad del mercado eólico en 2010. Sin tomar en cuenta a

China, el mercado mundial se redujo un tercio con un decrecimiento desde 24512MW

hasta 18714MW.


9 (Reporte Anual de la Energía en el Mmundo 2010, WWEA World Wind Energy Association, 10a

Conferencia Mundial sobre Energía Eólica y Exhibición de Energías Renovables, pp. 6-21, Egipto 2011)

24

Figura 3.4. Capacidad Instalada de Energía Eólica a Nivel Mundial10

Durante estos últimos años son nueve países los vistos como los principales mercados

con nuevas instalaciones en un rango entre 0,5 y 1,5 GW: Alemania, España, India,

Reino Unido, Francia, Italia, Canadá, Suecia y el nuevo país en la lista, Rumania.

También a finales de la década pasada, se pudo evidenciar una fuerte disminución en

las nuevas instalaciones tuvo lugar en EE.UU. cuya cuota en nuevas instalaciones

eólicas descendió al 14,9 % (5,6 GW), después de 25,9 % o 9,9 GW en el año 2009.

Sin embargo, los primeros cinco países (EE.UU., China, Alemania, España y la India)

representaron 74,2 % de la capacidad eólica en todo el mundo durante el 2010, mucho

más que el 72,9 % en el año 2009. Los EE.UU. y China en conjunto representaron

43,2 % de la capacidad eólica mundial frente al 38,4 % en 2009. (Figura 3.5).

Figura 3.5. Países por Capacidad Instalada.11

10

(Reporte Anual de la Energía en el Mmundo 2010, WWEA World Wind Energy Association, 10a Conferencia Mundial sobre Energía Eólica y Exhibición de Energías Renovables, pp. 6-21, Egipto 2011)

25

Todos los aerogeneradores instalados a nivel mundial al final del año 2010 contribuyen

con 430000000 MW/hora al suministro eléctrico mundial, lo que representa el 2,5% de

la demanda mundial.

Esa cantidad de energía es mayor que la demanda energética del Reino Unido, un país

industrializado con más de 60 millones de habitantes, y la sexta economía más grande

del mundo.

En algunos países y regiones, la energía eólica se ha convertido en una de las

principales fuentes de generación eléctrica y en términos de contribución de la energía

eólica, Dinamarca es el líder mundial.

Los países con la contribución más alta son:

Dinamarca: : 21 %

Portugal: 18 %

España: 16 %

Alemania: 9 %

En lo que se refiere a Energía Eólica Offshore, la contribución de la energía en la

capacidad total instalada a nivel mundial subió desde 1,2 % en 2009 hasta 1,6 % en

2010. La contribución en la capacidad instalada durante 2010 llego al 3,1%.12

(Figura 3.6).

El Reino Unido contabilizo más de la mitad de la capacidad instalada durante el 2010,

un total de 653 MW. Con este fuerte crecimiento, el Reino Unido se estableció como el

mercado más grande de aerogeneradores offshore, con una capacidad total offshore

de 1’351 MW.

En el Reino Unido, la energía eólica offshore representa el 26% de la capacidad eólica

total y el 59% de la capacidad añadida en 2010. Por su parte, Dinamarca es el segundo

país en energía eólica offshore con una capacidad actual offshore de 854 MW, un 22,9

% de la capacidad eólica total. Las turbinas de energía eólica offshore representan el

62 % de la capacidad añadida en Dinamarca en 2010.

11

(Reporte Anual de la Energía en el Mmundo 2010, WWEA World Wind Energy Association, 10a Conferencia Mundial sobre Energía Eólica y Exhibición de Energías Renovables, pp. 6-21, Egipto 2011) 12


26

Figura 3.6. Países con Energía Eólica Offshore.13

En un punto de vista continental, el avance más dinámico de la industria eólica se llevó

a cabo en Asia. En este sentido, el enfoque del sector eólico mundial se alejó tanto de

Europa como de Norteamérica. Asia se convirtió en el nuevo líder continental,

representando el 54,6 % de los nuevos aerogeneradores instalados (40,4 % en 2009,

31,5 % en 2008).

Hace cinco años, Europa dominaba el mercado mundial de aerogeneradores con 70,7

% de la nueva capacidad instalada cayendo hasta la posición 3 en 2009. En el 2010, el

continente volvió a la segunda posición con 27 % de los nuevos aerogeneradores

instalados (009: 27,3 %; 2008: 32,8 %), nuevamente por encima de Norte América,

cuya cuota se redujo de 28,4 % en 2009 al 16,7 % en 2010.14

Europa representa en la actualidad menos de la mitad de la capacidad total instalada:

En los últimos años, la cuota europea ha ido decreciendo constantemente por debajo

del 65,5 % (2006) al 43,7 % en 2010. En un pronóstico hasta el año 2015, se espera un

crecimiento notable sobre todo en China, India, Europa y América del Norte.

Se esperan también, altas tasas de crecimiento en varios países de América Latina, así

como nuevos mercados en Europa del este y Asia.

En un mediano plazo, se proyectan grandes inversiones en algunos de los países

africanos, no solo en el norte de África, sino también en el sur de África.

Por lo cual, en el 2015, es posible llegar a una capacidad global de 600.000MW. A

finales del año 2020, por lo menos 1.500.000MW pueden ser instalados a nivel

mundial.

13

(Reporte Anual de la Energía en el Mmundo 2010, WWEA World Wind Energy Association, 10a Conferencia Mundial sobre Energía Eólica y Exhibición de Energías Renovables, pp. 6-21, Egipto 2011) 14


27

3.4. EMPRESAS LÍDERES EN LA CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE DE

AEROGENRADORES.

La fabricación de aerogeneradores se realiza en centros especializados por tipo de

trabajo y por componentes específicos como bujes, palas, torres y sistemas de control.

El fabricante del aerogenerador suele encargarse del montaje y la puesta en

funcionamiento de las máquinas, así como de su mantenimiento durante los dos

primeros años, que corresponde con el periodo de garantía. No obstante, puede

ocurrir que éste se amplíe hasta los cinco u ocho años.

España cuenta con una sólida industria de fabricación de aerogeneradores formada

por seis compañías: Acciona Wind Power, Alstom Wind, Eólica del Zenete (Eozen),

Gamesa, Made Tecnologías Renovables, y MTorresque. Gamesa es la corporación que

tiene un mayor número de centros productivos, en total 27. De ellos, 21 están

ubicados en España y el resto en el exterior (China, India y EEUU).15

A nivel mundial, son varias empresas las que poseen el mercado de construcción de

aerogeneradores. En la actualidad son todavía las empresas europeas las que dominan

el mercado, debido al alto crecimiento de la generación de energía eólica en estos

países, seguido de los fabricantes chinos y norteamericanos posteriormente. Se

presenta a continuación se presenta una tabla con las 10 empresas más importantes

en la actualidad. (Tabla 3.1).

Ref. Empresa

Participación

en el

Mercado

MW

producidos País

1 Vestas 12,70% 51217 MW Dinamarca

2 Sinovel 9,0% 3700 MW China

3 Goldwind 8,7% 3600 MW China

4 Gamesa 8,0% 3308 MW España

5 Enercon 7,8% 3293 MW Alemania

6 GE Energy 7,7% 3170 MW EEUU

7 Suzlon Group 7,6% 3116 MW India

8 Guodian United Power 7,4% 3042 MW China

9 Siemens 6,3% 2591 MW Dinamarca / Alemania

10 Mingyang 3,6% 1500 MW China

Tabla 3.1. Los 10 mayores fabricantes de turbinas de viento por cuota de mercado anual y

capacidad instalada en 2011.16

15

(Energía Eólica Evolución y Perspectivas, Mercedes Teruel Moreno, Fundación Cajamar, pp. 36-39, España 2010) 16

(IHS Emerging Energy Research, Global Wind Turbine Markets and Strategies: 2011-2025, Agosto 2011, www.emerging-energy.com )

28

3.5. ESTRUCTURA DE UN AEROGENERADOR

Dentro del análisis estructural de una torre eólica, primero debemos entender las

partes que lo conforman, y en función del objetivo de este trabajo; el estudio del

comportamiento de la torre tubular metálica del aerogenerador, únicamente nos

enfocaremos en las partes globales del mismo, sin entrar en detalle a las piezas

internas.

Por lo tanto, las partes que conforman de manera global el aerogenerador se

presentan en la siguiente figura (Figura 3.7).

1 Cimentaciones.

2 Torre.

3 Góndola o Nacelle.

4 Palas del Rotor.

5 Hub.

Figura 3.7. Partes que conforman un aerogenerador.

3.5.1. CIMENTACIONES

En el presente trabajo únicamente analizaremos el comportamiento de la torre como

tal, por lo que no se tratará en detalle el diseño de la cimentación del aerogenerador.

Por lo tanto se establece que la única labor la cimentación es garantizar la estabilidad

del aerogenerador a lo largo de su vida de servicio. Esto se realiza mediante la

transferencia y difusión de las cargas que actúan sobre la base del suelo.

La fuerza vertical que actúa sobre la cimentación es principalmente la carga de muerta

de la torre, la góndola y las palas del rotor, pero el viento también llega a generar

fuerzas verticales, por lo cual las cargas más importantes sobre la cimentación se

originan por acción del viento, ya que debido a la gran altura de la torre, una fuerza

29

horizontal del viento induce un momento flector considerablemente grande en la

cimentación.

Los aerogeneradores onshore normalmente están apoyados sobre una cimentación de

losa o una cimentación de pilotes. Las condiciones del suelo en el sitio específico

normalmente determinan si se elige una cimentación de losa o una cimentación de

pilotes.

Una cimentación de losa es normalmente utilizada cuando el suelo superior es lo

suficientemente fuerte como para soportar la cargas de la turbina eólica, mientras una

cimentación de pilotes es compatible cuando el suelo superior es de una calidad más

suave y las cargas deben ser trasladados a grandes profundidades donde los suelos

más fuertes están presentes para absorber dichas cargas.

3.5.2. TORRE

La torre de un aerogenerador, está diseñada para soportar la góndola y el rotor con

sus palas y para proporcionar la elevación o altura necesaria para que el rotor con sus

palas pueda capturar la mayor energía posible del viento. Ante ello, las torres llegan a

medir entre 50 a 100 m. de altura (Figura 3.8).

Las torres para grandes aerogeneradores están normalmente hechas de acero, pero a

veces se utilizan torres de hormigón. Hoy en día, la mayoría torres son tubulares, y son

éstas las que analizaremos en el presente trabajo; sin embargo, las torres de celosía

también están en uso. También se tienen las Torres Mástiles, que se utilizan para

turbinas de viento relativamente pequeñas.

Las torres tubulares de acero son cónicas, es decir, sus diámetros aumentan hacia la

base, aumentando su fuerza hacia la base de la torre, porque aquí es donde la

respuesta de carga debido a la acción del viento es mayor. Dado que el espesor de

chapa se reduce cuando aumenta el diámetro, la forma cónica permite ahorro en el

consumo de materiales. Hoy en día, el diámetro de la base de una torre tubular con

100 m. de altura, para una turbina eólica con 100 m. de diámetro de barrido del rotor

es aproximadamente 4,3 m.

Debido a las grandes dimensiones que se manejan, el transporte y el montaje de las

torres juegan un papel muy importante durante la construcción del aerogenerador.

Por ello, la torre se prefabrica en secciones, las mismas que se unen mediante

soldadura, formando los tramos necesarios según la altura de la torre; para luego ser

transportadas y posteriormente montadas en obra.

30

Figura 3.8. Montaje de Torre Tubular de acero.17

A continuación se detalla gráficamente el proceso de manufactura y montaje de una

torre metálica facilitada por le empresa Gamesa, que es uno de los principales

fabricantes mundiales de aerogeneradores y líder en España en el sector de

fabricación, venta e instalación de turbinas eólicas.18

17

(Mabey Bridge delivers wind turbine towers to the Marr wind farm in South Yorkshire, www.mabeygroup.co.uk) 18

(Proceso de fabricación y montaje, Gamesa, www.gamesacorp.com, 2010)

31

Recepción y control de calidad de

planchas de acero.

Los cilindros que componen la torre de

un aerogenerador parten de unas

láminas de chapa oxicortada e

imprimada.

1. Curvado.

Estas láminas son introducidas en una

máquina con tres grandes rodillos que

van conformando las virolas.

2. Soldado.

Las virolas se sueldan por arco

sumergido hasta formar secciones de

diferente longitud.

32

3. Granallado, pintado y secado.

4. Ensamblaje de elementos

auxiliares.

Tramos

La estructura se introduce en el túnel

de pintado y secado. Terminada la torre

en chapa, se procede al tratamiento

superficial, que consiste en un

granallado con doble acero y un

recubrimiento de tres capas de pintura,

consiguiendo una protección C-5.

Una vez la torre está seca, se procede

al montaje de todos los elementos de

servicio, tales como plataformas y

escaleras.

En función del modelo y de la altura

requerida (de 14 a 29 metros), los

tramos pueden estar formados por un

número de virolas que va de 4 a 12.

33

Montaje de la torre Los tramos de torre se colocan uno

encima de otro mediante grúas de

celosía. Éstas pueden ser de oruga o de

gatos hidráulicos. Las de oruga, con

anchos entre 8,5 y 10 m., pueden

cambiar de posición fácilmente. Las de

gatos, con 5 m. de ancho, son aptas

para trabajar en terrenos difíciles por

su estrechez.

Una vez colocados los tramos, el

personal de campo une y ensambla las

piezas. La ubicación y la altura del

aerogenerador son estudiadas

previamente para garantizar el máximo

aprovechamiento del viento.

3.5.3. GÓNDOLA O NACELLE

La góndola o nacelle contiene en su interior los diferentes dispositivos que van a

transformar la energía mecánica del rotor en energía eléctrica, que son (Figura 3.9):

Buje o Hub

Eje principal

Multiplicador

Generador

Anemómetro

Veleta

Freno del Motor

Sistema de Orientación

de la Góndola o Nacelle

Figura 3.9. Partes de la góndola o Nacelle

de un aerogenerador.19

19

(El País, 2005, www.elpais.com/graficos/sociedad/Energia/eolica.com)

34

3.5.4. PALAS Y BUJE DEL ROTOR.

El sistema denominado Rotor, es el conjunto formado por las palas y el buje que las

une. Sirve para transformar la energía cinética del viento en energía mecánica. Cuanto

mayor sea el área barrida del rotor mayor será la producción.(Figuras 3.10 y 3.11)

Los rotores pueden ser de paso variable (que permiten girar sobre sí mismas a las

palas) o de paso fijo (en el que no pueden girar). También puede ser de velocidad

variable (cuando la velocidad de giro del rotor es variable) o constante.20

Las palas son los elementos del aerogenerador que capturan la energía cinética del

viento y éstas se unen de forma solidaria a un soporte denominado buje o cubo.

Figura 3.10. Diseño de las Palas del Rotor.21 Figura 3.11. Vista del diseño del buje o Hub.22

20

(Manuales de Energía Renovable 3, Energía Eólica, IDAE Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía, pp. 26-32, España, 2006) 21

(Det Norske Veritas, Copenhagen and Wind Energy Department, Risø National Laboratory, Guidlines for Design of Wind Turbines, Jydsk Centraltrykkeri, Copenhague, 2002 ) 22

(Det Norske Veritas, Copenhagen and Wind Energy Department, Risø National Laboratory, Guidlines for Design of Wind Turbines, Jydsk Centraltrykkeri, Copenhague, 2002 )

35

4. DESCRIPCIÓN DE MODELOS DE CÁLCULO

En este capitulo, se presenta los diferentes modelos de cálculo que se disponen dentro

del análisis de estructuras, específicamente del acero. Por lo cual, tomando en cuenta

el Artículo 19 de la Instrucción de acero estructural EAE y en consonancia con la norma

EN1993-1-5, se dice que: “Las condiciones que, en principio, debe satisfacer todo

análisis estructural son las de equilibrio y las de compatibilidad, teniendo en cuenta el

comportamiento tenso-deformacional de los materiales”.

Por tanto la EAE clasifica los modelos de cálculo en:

a) Análisis lineales, basados en las hipótesis de comportamiento elástico-lineal de

los materiales constitutivos y en la consideración del equilibrio en la estructura

sin deformar (análisis en primer orden).

b) Análisis no lineales, que tienen en cuenta la no linealidad mecánica, esto es, el

comportamiento tenso-deformacional no lineal de los materiales, y la no

linealidad geométrica, es decir, la consideración de las condiciones de equilibrio

sobre la estructura deformada (análisis en segundo orden). Los análisis no

lineales pueden considerar, a su vez, una sola o ambas de las causas de la no

linealidad citadas.

4.1. ANÁLISIS LINEAL

4.1.1. ANÁLISIS ELÁSTICO LINEAL DE PRIMER ORDEN

El análisis lineal de primer orden, es un modelo de cálculo que tiene por hipótesis, la

geometría inicial de la estructura y el comportamiento lineal del acero; es decir, que el

material obedece a la ley de Hooke con todas las cargas; por tanto, los

desplazamientos son proporcionales a las fuerzas que lo causan que matricialmente se

puede expresar como sigue:

Donde es la matriz de rigidez; es el desplazamiento y P es la carga.

En este sentido, es aplicable el principio de superposición las tensiones,

deformaciones, fuerzas internas y desplazamientos debidos a distintas acciones.

36

Carga crítica

Este tipo de análisis se considerar adecuado para los Estados Límite de Servicio y para

los Estados Límite Último, cuando los efectos de segundo orden sean despreciables.

La utilización del análisis lineal para la obtención de los esfuerzos en ELU implica

aceptar que las secciones críticas tienen una cierta ductilidad que permite la

distribución supuesta sin que se produzca la rotura local.

En el análisis elástico global de estructuras isostáticas, las fuerzas internas se hallan

simplemente aplicando las ecuaciones de equilibrio estático; no siendo así en

estructuras hiperestática, donde las cargas actuantes deben cumplir las condiciones de

equilibrio y producir deformaciones compatibles con la continuidad elástica de la

estructura y con las condiciones de apoyo; por lo tanto, las ecuaciones de equilibrio no

son suficientes para hallar fuerzas internas, y es necesario tomar en cuenta las

relaciones geométricas con las deformaciones de la estructura. En este sentido es

importante que las uniones sean rígidas. (Figura 4.1).

Figura 4.1. Gráfica Carga vs. Deformación, análisis de primer orden.

4.2. ANÁLISIS NO LINEAL

Al contrario del análisis lineal, el análisis no lineal requiere que la idea de rigidez

constante se abandone. En su lugar, la rigidez cambia durante el proceso de

deformación y la matriz de rigidez Ke debe actualizarse mediante un proceso solución

iterativa.

Debido a que en el análisis no lineal se basa cuando rigidez de la pieza cambia bajo sus

condiciones de funcionamiento; si los cambios en la rigidez provienen únicamente de

los cambios de forma, el comportamiento no lineal se define como no linealidad

geométrica.

Carga

Deformación

37

Estos cambios de rigidez provocados por la forma pueden suceder cuando una pieza

tiene grandes deformaciones que son visibles a simple vista. Una regla de aceptación

general sugiere la realización de un análisis de geometría no lineal si las deformaciones

son superiores a 1/20 de la cota más grande de la pieza; otro factor importante que se

debe tener en cuenta es que en el caso de grandes deformaciones.

•Grandes deformaciones: ε>>1. En general supondremos pequeñas deformaciones

•Grandes desplazamientos: Los movimientos no son despreciables frente a las

dimensiones de la estructura:

1. Se deben considerarse los términos cuadráticos de las ecuaciones

geométricas de la siguiente manera:

(

)

2. Equilibrio en la configuración deformada de la estructura. Considerar los

efectos de segundo orden (Figura 4.2).

Figura 4.2. Consideración de efectos de segundo orden

Por otro lado, si los cambios de rigidez ocurren únicamente a causa de cambios en las

propiedades el material bajo condiciones operativas, el problema es la no linealidad de

material.

Un modelo de material lineal implica que la tensión sea proporcional a la deformación

unitaria. Esto significa que se presupone que cuanto más elevada sea la carga que se

aplica, más altas serán las tensiones y la deformación, proporcionales a los cambios de

la carga. También se presupone que no se producirán deformaciones permanentes y

que, una vez que la carga se haya eliminado, el modelo siempre volverá a su forma

original. Aunque esta simplificación es aceptable, si las cargas son suficientemente

elevadas para provocar deformaciones permanentes, o si las deformaciones unitarias

son muy elevadas (a veces > 50), debe utilizarse el modelo de material no lineal.

38

Carga

Carga Crítica

Elástico de

1er orden Elástico de

2do orden

4.2.1. ANÁLISIS ELÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN

A contrario del análisis elástico de primer orden, este tipo de análisis toma en cuenta

los efectos sobre esfuerzos y la geometría deformada inicial de la estructura; pero no

incluye los efectos de la no linealidad del material, aunque permite determinar la

estabilidad elástica de las estructuras sometidas simultáneamente a cargas

verticales como el las gravitacionales y las cargas laterales como viento, sismo, etc.

(Figura 4.3).

Este tipo de análisis se debe plantear de forma incremental, debido a que el estado

actual de la estructura depende de lo que haya pasado anteriormente. Matricialmente

se puede expresar de la siguiente manera:

[ ]

Donde son las matrices de rigidez elástica y la matriz geométrica, y

son los incrementos de desplazamiento y de carga.

Figura 4.3. Gráfica Carga vs. Deformación, análisis elástico de segundo orden.

Deformación

39

Carga

Carga

Crítica Elástico de


2do orden

Elasto-Plástico de

1er orden

4.2.2. ANÁLISIS ELASTO-PLÁSTICO DE PRIMER ORDEN

En análisis elasto-plástico de primer orden, toma en cuenta la geometría inicial de la

estructura y la no linealidad del material; es decir, como un análisis elástico lineal

introduciendo reducciones de la rigidez de la estructura al irse formando rótulas

plásticas al momento que aumenta la carga aplicada, y sin tener en cuenta el efecto de

las deformaciones. (Figura 4.4).

Figura 4.4. Gráfica Carga vs. Deformación, análisis elasto-plástico de primer orden.

4.2.3. ANÁLISIS ELASTO-PLÁSTICO DE SEGUNDO ORDEN

El método general de análisis no lineal en teoría de segundo orden es aquel que

considera simultáneamente los efectos de la no linealidad del comportamiento de los

materiales, y la no linealidad de la geometría. (Figura 4.5).

Es importante este tipo de análisis debido a que antes de producirse el pandeo de la

torre del aerogenerador, ya que aparecen pequeñas deformaciones, debidas

principalmente a la presencia de imperfecciones iniciales de la estructura. Además,

una vez el pandeo se ha producido las deformaciones producidas son considerables.

Estas deformaciones implican una no linealidad geométrica durante el fenómeno que

requiere de la necesidad de un análisis no lineal para la obtención de resultados

fiables.

Es también importante, tener en cuenta que el acero tiene un comportamiento tenso-

deformacional en el que las relaciones entre las tensiones y las deformaciones son no

Deformación

40

Carga

Carga

Crítica Elástico de


2do orden

Elasto-Plástico de

1er orden

Elasto-Plástico de

2do orden

lineales, por lo que, durante este estudio se tomarán en cuenta los efectos de segundo

orden.

Figura 4.5. Gráfica Carga vs. Deformación, análisis elasto-plástico de segundo orden.

En el presente estudio se considera que el acero S355 además de tener un

comportamiento no lineal, es un material plástico con endurecimiento por

deformación, de modo que aparecen deformaciones remanentes una vez que dejan de

actuar las fuerzas en la torre

4.3. ESTABILIDAD, ANÁLISIS DE BUCKLE Y COMPORTAMIENTO

POSTCRÍTICO.

Los problemas estáticos con no linealidad geométrica, como es el caso de estudio,

presentan frecuentemente comportamientos de pandeo o colapso en los que la

respuesta carga-desplazamiento, muestra una rigidez negativa y debe liberar energía

para mantenerse en equilibrio. Una vez que la estructura haya pandeado, el cambio de

la geometría es muy brusco y los métodos incrementales como Newton Raphson, que

son los utilizados para resolver problemas no lineales; no son capaces de converger y

obtener una solución estable y se detiene en cuanto alcanza una carga máxima. Ante

este particular, es necesario introducir una imperfección en la geometría de la

estructura de manera que la evolución de la curva carga-desplazamiento sea más

suave.

De este modo, los problemas de estabilidad de estructuras, como es este caso, se

necesita dos tipos de análisis. Un primer análisis de autovalores o de buckle y

posteriormente un análisis de no linealidad geométrica para analizar el

Deformación

41

comportamiento de la estructura una vez que se ha producido la inestabilidad, que se

lo conoce como comportamiento postcrítico.

4.3.1. ANÁLISIS DE BUCKLE

El análisis de buckle generalmente se lo utiliza para determinar la carga crítica de

pandeo de una estructura. Este tipo de estudio es una perturbación lineal y las cargas

de pandeo están calculadas relativas al estado estable de la estructura. Esto significa

que este análisis puede ser el paso previo antes de un estudio donde se incluya las

imperfecciones de la estructura. Los resultados de este procedimiento son los modos

de pandeo de la estructura, y la se puede también las imperfecciones iniciales.

Se define a partir de su rigidez elástica, ignorando así la no linealidad geométrica o las

propiedades no lineales del material. Se asume una respuesta lineal de la estructura,

sometida a una carga, como se indica:

Donde α es el vector de desplazamientos nodales y es la matriz de rigidez tangente,

que se puede describir de la siguiente manera:

Se asume que se tiene un vector de cargas para el que la estructura permanezca

estable, es preciso encontrar un valor λ tal que al multiplicar con el vector de cargas

la estructura resulte inestable.

Si es proporcional al nivel de tensiones existentes, se tiene que:

Por lo tanto, la carga crítica de la estructura será:

Donde λ es el autovalor, o eigenvalue y la carga inicial aplicada.

Se espera que los valores de las cargas críticas obtenidas mediante el análisis de buckle

se asemejen a las que se obtengan mediante un análisis no lineal. Esto se debe a que

las deformaciones serán pequeñas antes de alcanzar la carga crítica y por ello el efecto

de la no linealidad geométrica será pequeño.

42

4.3.2. ANÁLISIS POSTCRÍTICO

El modelo numérico utiliza para estos casos, un procedimiento de análisis no lineal en

el que los estados de equilibrio durante las fases de inestabilidad se hallan usando el

método Riks modificado, el cual presenta soluciones de equilibrio controlando en cada

incremento la curva Carga vs. Desplazamiento, incluyendo los efectos la no linealidad

del material y no linealidad geométrica; es decir, comportamiento postcrítico,

reblandecimiento de material y agotamiento. (Figura 4.6).

Figura 4.6. Gráfica Carga vs. Desplazamiento utilizando Abaqus en la presente tesina.

El método Riks, utiliza la magnitud de la carga como una incógnita más del problema,

obteniendo simultáneamente cargas y desplazamientos, por lo que se debe utilizar

otro valor para medir el progreso de la solución; es decir, añadir una incógnita más y

por lo tanto otra una ecuación adicional. Para ello Abaqus, utiliza la longitud de arco

(arc length), a lo largo de la trayectoria de equilibrio de la curva Carga vs.

Desplazamiento. Mediante esta aproximación Abaqus, puede obtener soluciones en

las que identifica si la solución es estable o inestable.

Se debe tomar en cuenta que el comportamiento de la estructura una vez que se haya

producido el pandeo, no puede ser analizada directamente, debido a la respuesta

discontinua que se presenta en el problema en el momento de la inestabilidad. Por

tanto, para analizar el comportamiento de una estructura en fase postcrítica, el

problema debe transformarse en un problema de respuesta continua, y para ello es

necesario introducir una imperfección inicial de la geometría, con lo que se obtiene

una respuesta en el modo de pandeo antes de que se alcance la carga crítica.

43

Es en este sentido, que el método Riks puede usarse para estudiar el comportamieno

postcrítico de una estructura, en las que aparcen los efectos de las no linealidades

tanto de la geometría como del material.

4.4. IMPERFECCIONES Y TOLERANCIAS GEOMÉTRICAS DE ACUERDO AL

EN1993-1-5 Y EN1993-1-6.

Como se indica en los apartados anteriores, dentro del análisis no lineal se debe incluir

las imperfecciones iniciales de la estructura. Dichas imperfecciones se las impone de

acuerdo a las especificaciones que indican los Eurocódigos EN1993-1-5 y EN1993-1-6.

Haciendo referencia al apartado 3.3 del Eurocódigo EN1993-1-6, se dice que “Los

valores de tolerancia para las desviaciones de la geometría de la superficie de una

lámina, los valores nominales se definen en las normas de ejecución en función a los

requisitos de servicio”. Artículos relevantes son: 23

Ovalización.

Excentricidades (desviaciones de una superficie media continua en dirección

normal a la lámina a lo largo de las uniones de placas).

Imperfecciones locales (desviaciones locales normales de la superficie media

nominal).

Como propone el Eurocódigo EN1993-1-6 existen tres clases de fabricación, las mismas

son:

Clase A: Excelente.

Clase B: Alta.

Clase C: Normal.

La torre metálica, objeto del presente estudio, fabricada por Golwind se considera de

clase A y se demuestra posteriormente.

A continuación se describen las especificaciones de cada una de las tolerancias que

indica el Eurocódigo EN1993-1-6.

23

(EN 1993-1-6. Eurocode 3. Design of steel structures Part 1-6 : Strength and Stability of Shell Structures, CEN 2004)

44

4.4.1. TOLERANCIA OVALIZACIÓN

El Eurocódigo 3 Parte 1-6, determina las tolerancias de redondez según la siguiente

ecuación:

Donde:

dmax es el diámetro interior mayor medido

dmin es el diámetro interior menor medido

dnom es el diámetro interior nominal

El diámetro interior medido desde un punto dado, debe ser tomado como la mayor

distancia a través de la lámina, desde el punto hasta cualquier otro punto interior en la

misma coordenada axial, como se indica en la (Figura 4.7).24

Figura 4.7. Medición de diámetros para la evaluación de imperfección por ovalización según

Eurocódigo 3 Parte 1-6.

El parámetro Ur debe satisfacer la siguiente condición:

24


45

Donde el parámetro Urmax es el valor recomendado para la clase fabricación de

fabricación y determina la calidad de ésta, como se determina la Tabla 8.1 del

Eurocódigo 3 parte 1-6, que se presenta en la siguiente gráfica. (Figura 4.8).

Figura 4.8. Valores del parámetro Urmax según Eurocódigo 3 parte 1-6.

4.4.2. TOLERANCIA DE EXCENTRICIDAD ACCIDENTAL

Las excentricidades accidentales ea deben ser evaluadas desde la excentricidad total

etot menos la excentricidad que se pretende compensar eint, como se indica:

Donde:

etot es la excentricidad entre las superficies medias de las placas unidas

(Figura 4.9c).

eint es el desplazamiento entre las superficies medias de las placas unidas

(Figura 4.9b).

ea es la excentricidad accidental entre las superficies medias de las placas

unidas (Figura 4.9a).

Figura 4.9. Definición de excentricidades accidentales según Eurocódigo 3 parte 1-6.

46

La excentricidad accidental ea debería satisfacer el máximo permitido que determina la

clase de fabricación, como se define en la Tabla 8.2 del Eurocódigo 3 parte 1-6, que se

presenta en la (Figura 4.10).25

Figura 4.10. Valores del parámetro de excentricidad accidental ea según

Eurocódigo3 parte 1-6.

La excentricidad ea también debe evaluarse en términos del parámetro excentricidad

accidental mediante la siguiente relación:

Donde:

tave es el espesor medio de las placas más delgadas y más gruesas

en la unión.

El parámetro Ue debe satisfacer la siguiente condición:

Donde el parámetro Uemax es el valor recomendado para la clase fabricación de

fabricación y determina la calidad de ésta, como se determina la Tabla 8.3 del

Eurocódigo 3 parte 1-6, que se presenta a continuación en al (Figura 4.11).

Figura 4.11. Tolerancias del parámetro Uemax según Eurocódigo 3 parte 1-6.26

25

(EN 1993-1-6. Eurocode 3. Design of steel structures Part 1-6 : Strength and Stability of Shell Structures, CEN 2004) 26


47

4.4.1. TOLERANCIA DE DEFECTO LOCAL (DIMPLE).

La profundidad de las imperfecciones iniciales locales (dimple) deben ser evaluados en

términos de los parámetros siguientes: U0x, U0θ, U0w como se indica en la

(Figura 4.11).27

Para evaluar los parámetros U0x, U0θ, U0w; deben satisfacer las siguientes condiciones:

Donde: es parámetro que especifica la clase de fabricación de la estructura

como se indica en la Tabla 8.4 del Eurocódigo 3 parte 1-6. (Figura 4.12).28

27

(EN 1993-1-6. Eurocode 3. Design of steel structures Part 1-6 : Strength and Stability of Shell Structures, CEN 2004) 28


48

Figura 4.11. Parámetro de medición de imperfección local (dimple), Eurocódigo 3 parte 1-6.

Figura 4.12. Tolerancias del parámetro según Eurocódigo 3 parte 1-6.

49

5. DEFINICIÓN DE EMPLAZAMIENTO, GEOMETRÍA Y MATERIAL

5.1. DEFINICIÓN DE EMPLAZAMIENTO

Para la definición de la geometría de la torre se ha tomado en referencia las torres

metálicas de los aerogeneradores instalados en el Proyecto Villonaco Loja – Ecuador.

Dicho proyecto está siendo desarrollado desde Junio del 2011 por el Gobierno

Provincial de Loja en Ecuador, encargada a la Corporación Eléctrica del Ecuador, la cual

adjudicó a la empresa china Xinjiang Goldwind Science and Tefchnology Co. Ltda, para

la construcción de 11 aerogeneradores de 1,5 MW cada uno, para un total de 16,5 MW

de generación de energía.

El proyecto, se encuentra a 640 km al sur de Quito, en el medio de las comunidades de

Loja y Catamayo (Figura 5.1). El cerro Villonaco está situado a 2.700 metros sobre el

nivel del mar. La región se caracteriza por las escasas precipitaciones y mantener una

temperatura entre los 12°C y 15 °C.

Figura 5.2. Mapa de Ubicación Proyecto Eólico Villonaco29

En las (Figuras 5.2 y 5.3) se puede apreciar el cerro Villonaco, y el sitio del cerro donde

serán instalados los 11 aerogeneradores.

29

(United Nations Framewor Concention on Climate Change, Project Design Document Form or CDM Project Activities (F-CDM-PDD), Version 04.1, pp.4-10, 2009)

50

Figura 5.2. Cerro Villonaco30

Figura 5.3. Ubicación de las 11 Torres Eólicas del Proyecto Villonaco31

Las especificaciones del proyecto se denotan en los siguientes datos:

Velocidad de referencia promedio del viento: 12 m/s.

Longitud: 2.800 m sobre el nivel del mar.

Número de Aerogeneradores: 11

Potencia por Aerogenerador: 1,5MW

Potencia eléctrica instalada: 16,5MW

Producción neta anual del parque: 69.612KW/h al año

Equivale al consumo doméstico de más de 170.000 personas

El Parque Eólico Villonaco es un proyecto a gran escala que instalará once

aerogeneradores Goldwind GW70/1500 con una potencia nominal de 1.5MW

capacidad cada uno. Estas turbinas han sido seleccionadas específicamente para las

condiciones de velocidad de viento promedio como los que en el sitio. Estos

aerogeneradores alcanzan potencia nominal de 11,8 m/s y son conocidos por su alto

rendimiento en diferentes condiciones climáticas debido a su avanzada tecnología.

La filosofía de diseño de la tecnología de transmisión directa de imán permanente de

GW es lograr la mayor eficiencia con un mantenimiento mínimo, un diseño

particularmente ventajoso para sitios que no son fácilmente accesibles como lo es el

Cerro Villonaco.

Las especificaciones técnicas del aerogenerador se describen (Tabla 5.1): 30

(United Nations Framewor Concention on Climate Change, Project Design Document Form or CDM Project Activities (F-CDM-PDD), Version 04.1, pp.4-10, 2009) 31

(United Nations Framewor Concention on Climate Change, Project Design Document Form or CDM Project Activities (F-CDM-PDD), Version 04.1, pp.4-10, 2009)

51

Tipo Especificaciones

Parámetros

de

Operación

Potencia Nominal 1500 KW

Corte en la

velocidad del Viento 3 m/s

Velocidad de

Referencia del

Viento

11,8 m/s

Recorte de la

velocidad del viento 25 m/s (10 min)

Resistencia a

velocidad de viento

(3s)

70 m/s IECIA

Tiempo de Vida Útil >= 20 años

Temperatura

ambiente de

operación

-30°C a +40°C

Temperatura

ambiente de

standby

-40 °C a +50°C

Rotor

Diámetro 70 m

Área de Barrido 3850 m²

Rango de velocidad 10,2 a 19 rpm

Número de palas 3

Tipo de Pala

LM34P o Similar

Generador

Tipo

Síncrono Multipolar,

generador con imán

excitado

permanente

Potencia Nominal 1500 KW

Diseño Accionamiento

Directo

52

Corriente Nominal 660 A

Velocidad de

Rotación Nominal 19 rpm

Clase de protección F/IP23

Tipo de Aislamiento F

Convertidor

Tipo Convertidor IGBT

Clase de protección IP54

Rango del factor de

potencia de salida de -0,95 a +0,95

Voltaje nominal de

salida 620/690 V

Corriente Nominal

de salida 1397/1255 A

Sistema de

Orientación

Concepto de diseño Mando por Motor

Eléctrico

Movimiento

nominal 0,5°/sec

Sistema de

Orientación

Freno 10 de

Retención

Sistema de

Freno

Frenado

Aerodinámico Triple hélice de paso

Freno Mecánico Sistema Hidráulico

Sistema de

Control Tipo PLC

Protección

contra

rayos

Diseño Estándar

De acuerdo a

IEC1024-I, cumple

estándar GL

Resistencia a Tierra <=4Ω

Torre

Tipo Metálica

troncocónica

Altura de Buje 65 m

Tabla 5.1. Especificaciones de Aerogenerador Goldwind GW 70/1500.32

32

(GeneraL Technical Specifications, Goldwin GW GW 1.5MW 70, 77, 82 & 87M Wind Turbines, www.goldwindamerica.com)

53

En la Tabla 5.2., se describen los datos generales con respecto al peso de los

componentes del aerogenerador y las dimensiones de la torre metálica troncocónica

instalado en el proyecto en mención.

Peso (Kg)

Dimensiones

(mm)

Góndola o Nacelle 12765 4050x3900x3770

Generador 45900 5002x4982x3410

Buje o Hub 14190 4500x4000x3500

Pala o Blade 8000 34000x1895x3097

Tabla 5.2. Peso y Dimensiones de Componentes del aerogenerador GW 70/150033.

La potencia de la turbina de viento de GW 70/1500 viene definida por la curva de

potencia que se muestra a continuación (Figura 5.4). La curva de potencia se calcula

en condiciones estándar con una intensidad de turbulencia del 10% y una densidad

media del aire de 1,225 kg/m3.

El cálculo supone que la superficie de cada hoja está limpio y en buenas condiciones y

es consistente con la definición de la curva de potencia según IEC 61400-12-1.

Figura 5.4. Curva de Potencia Aerogenerador Goldwind GW70/1500. Calculada a una densidad

de aire de 1,225 Kg/m3 y 10% de turbulencia.34

33

(GeneraL Technical Specifications, Goldwin GW GW 1.5MW 70, 77, 82 & 87M Wind Turbines, www.goldwindamerica.com) 34


54

Figura 5.5. Aerogenerador Goldwind GW 70/1500 instalado en el Proyecto Villonaco Loja-

Ecuador.

5.2. DEFINICIÓN DE GEOMETRÍA

La torre metálica tubular tiene una altura total de 65 m y está formada como un cono

truncado con un diámetro externo de 4,20 mm en la base y 2,583 m en la parte

superior (Figura 5.6) y el peso de la misma se especifica en la Tabla 5.3.

Para fines de transporte, la torre fue dividida en tres partes, las cuales están

conectadas entre sí por medio de dos bridas unidas con pernos totalmente

pretensados. El espesor de la chapa de la torre de acero oscila entre 38 mm en la base

pasando por los 10 mm e una de las secciones hasta en los 18mm parte superior.

Peso (Kg) Dimensiones

(mm)

Torre

(65 m de

altura)

Sección

Superior 25756 2500x2583x3238

Sección

Media 36119 22800x3238x3824

Sección

Inferior 40377 15000x3824x4200

Tabla 5.3. Peso y Dimensiones de Torre Metálica GW 70/150035.

35


55

Figura 5.6. Plano de Torre Metálica Aerogenerador Goldwind GW70/1500.36

36

(Goldwind Products, Plano de torre metálica GW 70/1500, JF1500.60-16a.001)

56

El detalle de las unioniones I, II, III, IV y V se presentan a continuación (Figura 5.7),

donde se pueden notar la variación de los espesores de la chapa según aumenta la

altura de la torre, por ejemplo; en el detalle V el espesor de la chapa es de 38mm y en

el detalle IV el espesor de la chapa es de 34mm.37

Figura 5.7. Detalle de Uniones Torre Metálica Aerogenerador Goldwind GW70/1500.

37

(Goldwind Products, Plano de torre metálica GW 70/1500, JF1500.60-16a.001)

57

5.3. DEFINICIÓN DE MATERIAL

El acero estructural es el material que se utiliza comúnmente en la estructura de la

torre de un aerogenerador, también en el marco base y en las diferentes partes del

sistema de transmisión.

En la Tabla 5.4 se indican las propiedades mecánicas del acero y en las Tablas 5.5 y 5.6,

se presentan los valores para rendimiento y esfuerzo último para las diferentes

calidades de acero estructural. En la tabla t es el espesor nominal y se aplican los

valores dados en combinación con el Eurocódigo 3 y DS412.

Propiedades Mecánicas del Acero

Módulo de Elasticidad E 210000 MPa

Coeficiente de Poisson v 0,3

Módulo de Corte G E/2(1-v)

Densidad ρacero 7850 Kg/m³

Coeficiente de Expansión

térmica α 12x10E-6 °C¯¹

Tabla 5.4. Propiedades Mecánicas del Acero Estructural

Tabla 5.5. Límite Elástico fy Mínimo en función del espesor de la chapa y el grado del acero.

Tabla 5.6. Esfuerzo de Tracción fu en función del espesor de la chapa y el grado del acero.

Norma de

Referencia Grado

Límite Elástico fy Mínimo (MPa)

Espesor t (mm)

≤16 > 16

≤ 40

> 40

≤ 63

> 63

≤ 80

> 80

≤ 100

> 100

≤ 150

> 150

≤ 200

> 200

≤ 250

EN 10 025 S235 235 225 215 215 215 195 185 175

EN 10 025 S275 275 265 255 245 235 225 215 205

EN 10 025 S355 355 345 335 325 315 295 285 275

Norma de

Referencia Grado

Esfuerzo de Tracción fu (MPa)

Espesor t (mm)

< 3 ≥ 3 < 100 ≥ 100 < 150 ≥ 150 < 250

EN 10 025 S235 360 - 510 340 - 470 340 - 470 320 - 470

EN 10 025 S275 430 - 560 410 - 560 400 - 540 380 - 540

EN 10 025 S355 510 - 680 490 - 630 470 - 630 450 - 630

58

Una vez definidas las propiedades de los tipos de acero utilizados para la fabricación de

este tipo de torres, y al no obtener los datos por parte del fabricante acerca del tipo de

material utilizado para la fabricación de las torres, se impone para este estudio que el

acero a utilizar será el S355, con las propiedades plásticas que indican en la Tabla 5.7, y

(Figura 5.8), que se introducirán en el modelo.

Tensión

(MPa)

Deformación

ε (%)

360 0

365 1,2

492 4,3

492 20

Tabla 5.7. Propiedades plásticas del acero S355

Figura 5.8. Gráfica Tensión vs. Deformación del acero S355.

Como se explicó en el apartado 4.2.3, en el estudio se considera material plástico con

endurecimiento por deformación debido a que por su manufactura a través del

curvado en frío de las láminas de acero, se genera el endurecimiento por deformación,

produciéndose dislocaciones en la estructura del metal.

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20

Ten

sió

n (

Mp

a)

Deformación (%)

59

6. CARGAS ACTUANTES SOBRE TORRE EÓLICA

Durante el proceso de diseño de un aerogenerador, se debe analizar las distintas

cargas que experimentará durante su vida de diseño. Un objetivo primordial al

respecto es, comprobar que la turbina sea capaz de soportar estas cargas con un

margen de seguridad suficiente; mediante un análisis sistematizado para cada uno de

los casos pertinentes de carga.

Los casos de carga pueden analizarse mediante la combinación de situaciones

relevantes de diseño de la turbina eólica con diversas condiciones externas.

Las situaciones de diseño consisten principalmente en diversas condiciones

operacionales de la turbina eólica. Y en una mayor medida, las condiciones externas

constan de las diversas condiciones de viento.

En el diseño de un aerogenerador, es importante identificar todos los casos de carga

que son relevantes. A través de un análisis de acción y efectos de fallas; se tiene una

herramienta útil para la evaluación de los casos de carga son relevantes y lo que no.

6.1. CASOS Y TIPOS DE CARGAS QUE ACTÚAN SOBRE LA TORRE DE UN

AEROGENERADOR.

Un aerogenerador debe ser analizado para varias cargas que experimentarán durante

su vida de diseño, incluyendo el comportamiento del sistema de protección, como el

frenado y el sistema de control. El primer paso en la determinación de las cargas de

diseño es definir los casos de carga.

Los casos de carga de diseño se crean combinando varias situaciones de carga que se

aplicarán al diseño pertinente. Las mismas que están en función de las condiciones de

operación de las turbinas eólicas.

Generalmente se categorizan en dos condiciones de operación:

Condiciones operacionales

Condiciones temporales.

Las Condiciones Operacionales son las operaciones o de trabajos normales, tales

como: las condiciones de producción de energía, al ralentí, cut-in, cut-out, etc.

Mientras que las Condiciones Temporales incluyen casos como el de transporte,

instalación, fallas, reparación y pruebas.

60

Una vez que se definan las condiciones de operación de la turbina eólica, se toman en

cuenta las cargas externas que actúan sobre ella son principalmente, las cargas de

viento.

Éstas se pueden categorizar como:

Acción del viento en condiciones normales

Acción del viento en condiciones extremas

Por lo tanto, se define acorde a la norma Europea IEC 61400-1, los siguientes casos de

cargas para el aerogenerador en estudio.38

CASO 1: Operación normal + condiciones externas normales.

CASO 2: Operación normal + condiciones externas extremas.

CASO 3: Falla de operación + condiciones externas.

Para efectos de verificación de la torre del aerogenerador, objeto de estudio, estos

casos influyen directamente en las siguientes combinaciones de carga:

COMBO 1: CP + 1.5 VN

COMBO 2: CP + 1.5 VN + FRE

COMBO 3: CP + 1.5 VE

Donde: CP = Carga Permanente, VN = Viento en Condiciones Normales, FRE = Freno,

VE = Viento en Condiciones Extremas.

6.2. DEFINICIÓN DE LAS ACCIONES SOBRE TORRES TUBULARES DE ACERO

A efectos del cálculo de las cargas en la sección de la torre, consideramos a la torre

como una viga en voladizo ya que en general, casi todas las torres metálicas para

generación de energía eólica se fabrican en secciones que pueden ser de 20-30m de

longitud con bridas en ambos extremos. (Figura 6.1).

38

(Campos Q. Raúl, Boroschek K. Rubén, Hernandez Francisco, Diseño Estructural de Aerogeneradores, Curso: Dinámica Avanzada – CI72C, Chile, 2006)

61

Las torres en su mayoría tienen forma cónica y aumentan su diámetro hacia la base y

de acuerdo con la distribución de momentos de flexión, se determinan; el diámetro de

la torre y el espesor de la chapa metálica; por lo cual en la base se establece un gran

diámetro y el mayor espesor de chapa.

Las cargas seccionales en la torre a una altura arbitraria (h) pueden ser calculadas a

partir de las cargas aplicadas a la ubicación góndola y las fuerzas del viento

horizontales aplicadas a la torre.

Figura 6.1. Modelo en cantilver de una torre eólica tubular cargada.

Las cargas externas, denotadas por índice T en esta figura, se aplican a la brida superior

de la torre; la cual, se encuentra a una altura H sobre la base de la torre. Hay que tener

en cuenta que esta altura puede apartarse un poco de la altura a la que se encuentra

el buje o hub.

Las cargas en las secciones de la torre de altura h pueden ser calculadas, a través de

las cargas aplicadas en la parte superior de la torre, aplicando el siguiente análisis:

∫

[ ]

62

Donde:

Fy(h) Empuje de la carga de viento sobre la torre

Mx(h) Momento flector por acción del viento.

Fz(z) Fuerza Gravitatoria

Mz(h) Momento Torsor

ρt Densidad de la torre, incluyendo todos sus accesorios

A(z) Área de la sección en función del eje Z

δ Deflexión de la torre por acción del empuje del viento

Para calcular el empuje de la carga de viento FyT en la parte superior de la torre y la

fuerza del viento a lo largo la torre Fw(h) utilizamos el siguiente método simplificado:

∫

Donde:

ρ Densidad del aire igual a 1,225 Kg/m3

VH Velocidad del viento a la altura H.

Cl Coeficiente de fuerza e las palas del rotor

Arotor Área de barrido del rotor

V(h) Velocidad del viento en función de la altura de la torre

Cp Coeficiente de fuerza de la torre

D(h) Diámetro de la torre en función de la altura de la misma.

Por lo tanto:

∫

63

∫

Para determinar la velocidad de viento se utiliza la ley exponencial del Hellmann, que

relaciona las velocidades del viento en dos alturas y es expresada en la siguiente

ecuación:

(

)

Donde V es la velocidad a la altura H y Vref es la velocidad a la altura H0

(frecuentemente referida a una altura de 10 m) y α es el coeficiente o fracción de

Hellman; el mismo que está en función del tipo de terreno sobre el cual se está

midiendo la velocidad del viento, generalmente se toma un valor de 1/7 para terrenos

abiertos. Es necesario tomar en cuenta que este factor puede variar en un mismo sitio

con valores de 1/7 para el día hasta 1/2 para la noche. Por ende el coeficiente α varia

con la altura, hora del día, época del año, naturaleza del terreno, velocidad del viento y

temperatura. A continuación se presenta en la Tabla 6.1, los diferentes valores del α

según el tipo de terreno.39

Tipo de terreno Coeficiente de fricción

α

Lagos, océano, superficies suaves y duras 0,10

Césped 0,15

Terrenos de cultivo, setos o vallas y arbustos 0,20

Campo boscoso con muchos árboles 0,25

Pueblo pequeño con algunos árboles y arbustos 0,30

Área de la ciudad con edificios altos 0,40

Tabla 6.1. Coeficiente de fricción para diferentes tipos de terreno.

6.3. VELOCIDAD DEL VIENTO EN CONDICIONES NORMALES

El empuje del viento sobre que actúa en la parte superior de la torre se calcula

haciendo referencia a la ecuación (4.5), tomando en cuenta una densidad del aire de

1,225 Kg/m3 y el diámetro del rotor de 70 m.

39

(Bañuelos Rueda. F, Ángeles Camacho .C, Serrano Jarcía. J.A; D.E, Muciño Morales, Análsis y Validación de Metodología usada para la obtención de Perfiles de Velocidad de Viento, pp.1-4)

64

Se sabe que la velocidad de referencia del proyecto en mención es de 12 m/s, y un

coeficiente de empuje Cl = 0,1

N

Una vez obtenido el empuje del viento, se define la velocidad del viento sobre la torre,

la misma que viene dada por la ecuación (4.9), y se determina el valor de α = 0,20.

Para el diámetro de la torre en función de altura, se obtuvo la ecuación aproximada

ingresando en una hoja de cálculo los valores de los diámetros que indica en plano en

las Figuras 5.7 y 5.8 a las distintas alturas de cada sección de la torre, y se indica:

D h( ) 0.025h 4.2363 (6.10)

Se define el coeficiente de fuerza Cp = 0,5; y se resuelve la ecuación (6.6).

Los valores de la carga del viento que actúa en función de la altura torre de la torre se

discretizan para ser ingresados en el programa de análisis, así se obtiene la carga del

viento en las tres secciones de la torre en estudio (Figura 6.2):

FyT1

2 Vref

2 Cl Arotor

FyT 3.394 104

N

N

N

V h( ) 12h

65

0.20

V 62.8( ) 11.918 m

s

Fw h( )

0

h

h1

2 V h( )( )

2 D h( ) Cp

d

Fw 16.65( ) 1.286 103

Fw 39.45( ) 4.302 103

Fw 62.8( ) 8.248 103

65

Figura 6.2. Fuerza) del viento (Fw(h)) sobre la torre en función de la altura.

6.4. VELOCIDAD DEL VIENTO EN CONDICIONES EXTREMAS

Se toma como referencia la norma IEC 64100-1, las condiciones extremas del viento,

son usadas para calcular las cargas extremas a las que va a soportar el aerogenerador.

Para el cálculo de la velocidad de referencia del viento en condiciones extremas es

Vref = 50 m/s, si se toma en cuenta velocidades con tiempo de retorno de 1 y 50 años,

según la IEC 64100-1. Si clasificamos al aerogenerador en estudio como clase A, se

obtiene la siguiente ecuación:40

Donde Ve,50 es la velocidad promedio del viento en un periodo de 10minutos, con un

periodo de retorno de 50 años.

Por lo cual para el cálculo del empuje del viento en condiciones extremas aplicamos la

ecuación (6.5) pero con una velocidad de viento extrema de 70 m/s.

N

40

(Campos Q. Raúl, Boroschek K. Rubén, Hernandez Francisco, Diseño Estructural de Aerogeneradores, Curso: Dinámica Avanzada – CI72C, Chile, 2006)

FyText1

2 Vext

2 Cl Arotor

FyText 1.155 106

66

Aplicando la ley de Hellmann, para el viento en condiciones extremas, se calcula su

velocidad mediante la siguiente ecuación:

(

)

Aplicando la ecuación (6.12), se tiene:

También se discretiza la fuerza del viento sobre la torre en función de la altura:

6.5. CARGAS PERMANENTES Y FRENO ACCIDENTAL.

A más de las cargas de viento que se aplican en la torre, se debe considerar las cargas

permanentes y de freno accidental, las mimas que se indican a continuación:

Pesor del Rotor = 305 KN.

Peso Nacelle = 209,88 KN

Peso Generador = 430,22 KN

MxT = 3274 KN.m

MzT = 980,67 KN.m

Peso propio de la torre.

Fwext h( )

0

h

h1

2 Vext h( )( )

2 D h( ) Cp

d

N

N

N

Vext h( ) 1.450h

65

0.11

Vext 62.8( ) 69.735 m

s

Fwext 16.65( ) 1.283 104

Fwext 39.45( ) 3.676 104

Fwext 62.8( ) 6.481 104

67

En lo que refiere al Freno, los aerogeneradores comienzan a producir energía cuando

el viento sopla con una velocidad de unos 5 m/s, y dejan de funcionar cuando el viento

llega a 25 m/s (90 km/h) por motivos de seguridad, que es justamente donde entra en

funcionamiento del sistema de freno del aerogenerador.

Según datos que se han obtenido podemos asumir que el momento de frenado que se

genera en una turbina eólica es de:

= 1765,20 KN.m

Por lo tanto las cargas que actúan normalmente sobre la torre eólica en estudio se

definen en la siguiente gráfica (Figura 6.3):

Figura 6.3. Cargas actuantes sobre torre eólica en estudio.

68

7. ANÁLISIS ESTRUCTURAL

El análisis estructural de la torre se lo realiza utilizando Elementos Finitos a través del

software ABAQUS. El cual permite incluir tanto las linealidades como las no

linealidades de la estructura, sean éstas de material y geometría.

Mediante un estudio de autovalores o análisis tipo buckle se calcula la carga crítica Pcr

y los modos de pandeo de la estructura con la aplicación de un axil y también se puede

introducir las imperfecciones con perturbaciones de la geometría inicial de la

estructura como superposición de los modos de pandeo determinados anteriormente

mediante este tipo de análisis.

Una vez realizado el análisis de buckle, se procede a un estudio tensional de la

estructura con y sin la inclusión de las no linealidades y comparando los resultados

obtenidos a través de la gráficas Carga vs. Desplazamiento.

Dentro del análisis tensional se quiere estudiar el comportamiento de la estructura en

su conjunto y de sus componentes, en especial la influencia de las cargas en la puerta.

Posteriormente se emplea el método de Riks con el que se predice el colapso de la

estructura incluyendo la no linealidad de material. En este análisis también se analiza

el comportamiento de toda la estructura y de la puerta y se compara con los

resultados obtenidos previamente.

7.1. ANÁLISIS DE BUCKLE DE TORRE ORIGINAL.

Una vez realizada la modelización de la torre, con todas sus propiedades y completado

el ensamblaje del mismo, como se detalla en el capítulo anterior, procedemos al

siguiente paso dentro del estudio que es definir el tipo de análisis que deseamos

hacer; para ello, el software Abaqus CAE 6.10 tiende dentro de sus herramientas, la

opción “STEP”, en la cual podemos elegir el tipo de procedimiento “Procedure Type”

sea este: General o de Perturbación Lineal.

El análisis de Buckle está dentro del procedimiento de Perturbación Lineal, un vez que

se lo escoja se define el número de autovalores o “Eigenvalues” que se requiera; en

este caso se tomarán 20 con un número máximo de iteraciones de 100.

Se aplica una carga axil de 945100 N, que es el total de la suma de los pesos del

nacelle, generador y rotor; también determinamos que la estructura está empotrada

en su base, como se indica en la siguiente gráfica (Figura 7.1).

69

Figura 7.1. Carga Axil y Empotramiento Figura 7.2. Mallado de torre para

para Análisis de Buckle de Torre. análisis de buckle con 14139 elementos.

Definimos ahora el mallado y el tipo de elemento que utilizaremos no solo para este

análisis, sino para todos los demás con el fin de mantener un nivel de convergencia

adecuado.

El tipo de elemento que maneja el Abaqus para este tipo de estructuras es de la familia

de Elementos Shell que son usados para modelar estructuras en las cuales una

dimensión (espesor), es significativamente mas pequeño que el resto de las otras

dimensiones.

Dentro de esta familia tenemos el elemento S4 cuadráticos, que tiene 4 nodos, que es

el que se va a utilizar en el estudio estructural de la torre. Por lo tanto, se aplica el

mallado apara el análisis de buckle, generando 14139 elementos como se indica en la

gráfica. (Figura7.2).

Posteriormente se ejecuta el estudio y se analizan los resultados, iniciando con la

obtención de los 6 primeros modos de pandeo (Figura 7.3a y 7.3b), en los cales se

identifica modos de pandeo globales y locales.

70

Figura 7.3a. Tres primeros modos de pandeo torre eólica original.

Figura 7.3b. Cuarto, quinto y sexto modo de pandeo torre eólica original.

71

Con la obtención del modo de pandeo, se identifica el valor del eigenvalue con el cual

se calcula la carga crítica de bifurcación de la estructura aplicando la ecuación (3.6) con

el primer modo de pandeo, como se indica a continuación:

En este sentido se presenta en la Tabla 7.1, la variación de la carga crítica en función

de los primeros 6 modos de pandeo de la estructura, donde se puede apreciar que la

carga crítica aumenta proporcionalmente en los primeros 3 modos de pandeo hasta

que se llega a estabilizar en los siguientes, por lo que se puede concluir que los

primeros modos de pandeo son los más críticos ya que el valor de la carga es casi la

mitad de la obtenida en el modo 3.

Modo de

Pandeo Eigenvalue

Carga

aplicada

Carga

crítica

(N) (N)

1 44,947 945100 42479410

2 45,272 945100 42786567

3 90,349 945100 85388840

4 90,547 945100 85575970

5 90,696 945100 85716790

6 90,71 945100 85730021

Tabla 7.1. Carga crítica en función de los modos de pandeo

7.2. IMPERFECCIONES INICIALES EN TORRE INICIAL

Como se explica en el apartado 4.4.1 definidos las tolerancias que nos exige el

Eurocódigo EN1993-1-6, y se ha impuesto que la fabricación de la torre es de clase A, y

se demuestra a continuación:

7.2.1. TOLERANCIA DE IMPERFECCIÓN FURA DE REDONDÉS

Se ha procedido a medir los diámetros de la torre en las partes que se hallan las

mayores imperfecciones globales, como se indica en la (Figura 7.4) y se obtuvo los

siguientes datos:

eigenvalue 44.947

Axil 945100

Pcri eigenvalueAxil

Pcri 4.248 107

N

72

dmax = 2857,33 mm

dmin = 2829,40 mm

dnom = 2847,93 mm

Por lo tanto:

Ur = 0,006485

Por lo cual se concluye que la torre del aerogenerador en estudio tiene una tolerancia

de redondez Clase A.

Figura 7.4. Medición de diámetros para determinar tolerancia de redondez en torre.

7.2.2. TOLERANCIA IMPERFECCIÓN POR EXCENTRICIDAD ACCIDENTAL.

En el estudio se encontraron los siguientes de excentricidad (Figura 7.5):

etot = 38,4 mm

eint = 36,6 mm

Por lo tanto:

ea = 38,4 – 36,6 = 1,8 mm

También se analizas el Uemax

73

El espesor de la lámina donde fue medida la excentricidad accidental es de 18 mm, por

lo cual:

Uemax = 0,1

Con estos resultados podemos concluir que la estructura de la torre en estudio tiene

una tolerancia de excentricidad accidental también de clase A.

Figura 7.5. Excentricidad accidental torre eólica original.

7.2.3. TOLERANCIA DE IMPERFECCIÓN LOCAL (DIMPLE).

Se analizan las imperfecciones local (dimple) que se encontraron en el modo 3 de

pandeo como se indica en la (Figura 7.6), y se obtienen los siguientes resultados:

Figura 7.7. Medición de imperfección local (dimple) torre eólica original.

74

Por lo tanto:

Con este análisis también se concluye que la torre es de Clase A en su calidad de

fabricación

Por lo tanto, para el análisis no lineal donde se debe incluir las imperfecciones iniciales,

mediante el análisis realizado en este apartado, se demuestra que es correcto que se

impongan las tolerancias de imperfecciones iniciales para la clase A de fabricación.

Se aclara también que en las imágenes analizadas en este apartado tiene un factor de

escala mucho mayor al real, esto es con un fin visual para un mejor entendimiento de

los fenómenos descritos en el estudio.

7.3. ANÁLISIS ESTÁTICO.

El análisis estático de la torre incluye todas las cargas que actúan sobre la estructura,

tanto permanentes como el viento normal o viento extremo, así como el freno

accidental. Por lo cual se analiza la torre en los tres escenarios que se habían detallado

anteriormente:

Análisis estático COMBO 1.



En cada uno de los análisis se verifican los valores de máxima tensión de Von Mises y el

desplazamiento horizontal máximo de los modelos FE estructurales y se comparan con

las recomendaciones de los códigos IEC 61400-1 y los Eurocódigos.

7.3.1. ANÁLISIS ESTÁTICO DEL COMBO 1.

En este análisis comprobamos que se cumplan las condiciones de equilibrio de la torre,

incluyendo las no linealidades geométricas de la estructura. En este primer estudio se

toma en cuenta la combinación de cargas: CP + 1,5VN y la aplicamos en la torre

modelizada en ABAQUS como indica la gráfica (Figura 7.8.)

75

Figura 7.8. Aplicación de cargas COMBO 1 en torre para análisis estático.

Se procede a mallar el modelo, obteniendo 12120 elementos S4 para una mejor

convergencia y se ejecuta el programa.

Como se puede observar en la (Figura 7.9) la tensión máxima de Von Mises es de

118,90MPa que se ubica en cerca de la unión entre las dos primeras secciones en

donde existe una concentración de tensiones considerable pero muy por debajo del

límite elástico del acero que es de 355MPa.

Figura 7.9. Tensión Máxima de Von Mises análisis estático Combo 1.

76

También se analiza los desplazamientos tanto horizontales como verticales, se observa

que la flecha máxima en la dirección de aplicación del viento, es decir, en el eje Z, es de

438,9mm, en la parte superior de la torre que es en donde la acción del viento tiene

más injerencia (Figura 7.10a). El desplazamiento vertical tiene un valor máximo de

19,76mm, así mismo la parte superior de la torre tiende a un desplazamiento vertical

hacia abajo fruto de las cargas muertas que esta soporta. (Figura 7.10b)

Figura 7.10a. Flecha máxima, análisis estático Figura 7.10b. Desplazamiento vertical, análisis

Combo 1. estático Combo 1.

También se presenta la gráfica Fuerza vs. Desplazamiento (Figura 7.11), en la que se

observa el análisis elástico de segundo orden donde se incluye la geometría deformada

y se mantiene la linealidad del material; en la gráfica se incluye además la carga crítica

calculada anteriormente.

77

Figura 7.11. Gráfica Fuerza vs. Desplazamiento, análisis elástico de segundo orden, Combo 1.


En este caso, se toma en cuenta la combinación de cargas: CP + 1,5VN + FRE y la

aplicamos en la torre modelizada en ABAQUS y obtiene que la tensión máxima según

Von Mises es de 119MPa muy cerca de la brida de unión entre las dos primeras

secciones al igual que ocurre en el análisis estático de segundo orden de la primera

combinación; pero aún está por debajo del límite elástico del material que es de

355MPa. (Figura 7.12).

Se observa también que los desplazamientos incrementan en su valor, con un máximo

en el eje X de 61,04mm, por la acción del freno; en el la dirección del viento se

desplaza la estructura 439mm y en el sentido vertical tiene un máximo de 20,05mm.

(Figura 7.13a, 7.13b, 7.13c).

Figura 7.12. Tensión Máxima de Von Mises Análisis Estático Combo 2.

0

500

1000

1500

2000

2500

0,00E+00

1,00E+04

2,00E+04

3,00E+04

4,00E+04

5,00E+04

0 100 200 300 400

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Carga Críticia

Análisis Elástico deSegundo Orden Combo1

78

Figura 7.13a. Desplazamiento en X. Figura 7.13b. Desplazamiento en Y Figura 7.13c. Desplazamiento Z

Análisis Estático Combo 2. Análisis Estático Combo 2. Análisis Estático Combo 2.

Para comprobar el tipo de análisis que se ha realizado, se presenta la gráfica Fuerza vs.

Desplazamiento. (Figura 7.14)

Figura 7.14. Gráfica Fuerza vs. Desplazamiento, análisis elástico de segundo orden, Combo 2.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0,00E+00

5,00E+03

1,00E+04

1,50E+04

2,00E+04

2,50E+04

3,00E+04

3,50E+04

4,00E+04

4,50E+04

-50 0 50 100 150 200 250 300

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Carga Críticia

Análisis Elástico deSegundo Orden Combo2

79


Como se explicó en el apartado 6.1, la combinación de cargas Combo 3 (CP + 1.5 VE),

toma en cuenta la velocidad del viento en condiciones extremas; por lo cual,

previamente se habían calculado las fuerzas para este caso.

Aplicando las condiciones de viento extremo, se puede observar en la (Figura 7.15) que

las tensiones aumentan considerablemente, llegando a un máximo de 286,30MPa que

de manera similar se concentra muy cerca de la unión entre las dos primeras secciones

de la torre.

Con respecto a los desplazamientos son mucho más evidentes y existe una mayor

deformación de la estructura; y el valor máximo es precisamente en la parte superior

de la torre con 1145mm., que es un movimiento muy considerable debido al empuje

del viento en la dirección Z, como se observa en la gráfica (Figura 7.16a).

En lo que refiere al desplazamiento vertical también se han incrementado, con un

máximo de 58,44mm. (Figura 7.16b)

Figura 7.15. Tensión máxima de Von Mises análisis estático Combo 3.

80

Figura 7.16a. Desplazamiento en Z análisis Figura 7.16b. Desplazamiento en Y análisis

estático Combo 3. estático Combo 3.

Realizamos la gráfica comparativa entre los dos tipos de análisis para este caso, y se

pude apreciar más claramente que el análisis elástico de segundo orden donde se

toma en cuenta la no linealidad de la geometría se acerca a la carga crítica de

4,25e+4 KN. (Figura 7.17).

Figura 7.17. Gráfica Fuerza vs. Desplazamiento con análisis estático, Combo 3.

0

500

1000

1500

2000

2500

0,00E+00

5,00E+03

1,00E+04

1,50E+04

2,00E+04

2,50E+04

3,00E+04

3,50E+04

4,00E+04

4,50E+04

0 500 1000 1500

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Carga Críticia

Análisis Elástico de SegundoOrden Combo3

81

7.4. ANÁLISIS NO LINEAL DE LA ESTRUCTURA MEDIANTE EL MÉTODO RIKS.

El método de Riks es generalmente usado para predecir el colapso de estructuras

inestables y geométricamente no lineales, puede incluir no linealidad de materiales y

condiciones de borde, permitiendo continuar un análisis de pandeo para proporcionar

información acerca del colapso de una estructura.41 En el caso de estudio, el objetivo

es hacer un análisis plástico de segundo orden, es decir que incluya la geometría

deformada de la estructura y el comportamiento no lineal del material.

Los pasos a seguir para definir este análisis dentro del ABAQUS, se hace referencia al

“STEP” donde dentro del tipo de procedimiento se escoge “General” y de todas las

opciones se toma la que dice “Static, Riks” y se determina el número máximo de

incrementos y el tamaño de la longitud de arco “arc length increment”.

Mediante este tipo de análisis verificaremos la máxima carga que puede soportar la

estructura previo al colapso; esto lo podemos obtener multiplicando el factor

proporcional de carga o LPF (Load Proportionality Factor) por la carga aplicada. El

ABAQUS nos facilita este dato una vez que se obtienen los resultados.

7.4.1. ANÁLISIS NO LINEAL MEDIANTE MÉTODO RIKS COMBO1

Como se ha explicado con anterioridad, el Combo 1 está formado por las cargas

permanentes y las fuerzas que ejerce el viento en condiciones normales (CP + 1,5VN).

En este caso, se incluye la no linealidad geométrica de la estructura y ya dentro del

“Static Riks” un número máximo de 50 incrementos; y el rango del “arc length” iniciará

en 0,01; con un mínimo de 5E-006; y un máximo de 1E+036.

En este estudio se imponen las imperfecciones iniciales globales y locales detalladas en

el apartado 7.2 y se obtiene una concentración de tensiones muy alta entre las dos

primeras secciones, muy cerca de la brida de unión y donde uno de los nodos llega a

igualar al límite elástico del material que es 355MPa. (Figura 7.18).

41

(ABAQUS, 6.5 Version. Manuals, 2005 Abaqus Inc, USA)

82

Figura 7.18. Tensión máxima de Von Mieses para el Combo 1, análisis Static-Riks

Mediante el análisis riks imponiendo las imperfecciones geométricas iniciales de

ovalización y de excentricidad accidental, se obtiene la gráfica Factor de

Proporcionalidad de Carga (LPF) vs. Arc Length, (Figura 7.19). En ella se puede observar

que el valor máximo del LPF es de 3.20504, el cual al ser multiplicado por las cargas

externas, se obtiene las cargas con las que la estructura colapsaría. Esto implica que la

estructura colapsaría cuando se le aplique una fuerza de viento aproximadamente 3

veces mayor que la carga de diseño.

Figura 7.19. Gráfica LPF vs. Arc Length, análisis de Riks Combo 1.

83

En las (Figuras 7.20) se identifica que la estructura llega a soportar una carga máxima

alrededor de 6232KN e inicia un ligero descenso de la carga cuando el desplazamiento

de la parte superior de la torre sobrepasa los 2,23m que es donde se empieza a formar

la abolladura y posteriormente el fallo de la estructura.

Figura 7.20. Gráfica Fuerza vs. Desplazamiento análisis plástico de segundo orden Combo 1.

En la gráfica de la (Figura 7.21) se puede observar la diferencia entre el análisis de

elástico de segundo orden y el análisis plástico de segundo orden; donde el primero

toma en cuenta únicamente la no linealidad geométrica de la estructura y mantiene el

comportamiento lineal del material, y en el segundo se incluyen las dos no

linealidades.

Figura 7.21. Gráfica Fuerza vs. Desplazamiento, comparativa entre análisis elástico de segundo

orden y análisis plástico de segundo orden.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0,00E+005,00E+031,00E+041,50E+042,00E+042,50E+043,00E+043,50E+044,00E+044,50E+04

0

15

5

22

65

24

93

25

04

25

21

25

09

25

03

24

31

22

20

21

93

21

11

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Carga Críticia

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0,00E+005,00E+031,00E+041,50E+042,00E+042,50E+043,00E+043,50E+044,00E+044,50E+04

0

15

5

22

65

24

93

25

04

25

21

25

09

25

03

24

31

22

20

21

93

21

11

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Carga Críticia

Análisis Plástico deSegundo Orden

Análisis Elástico desegundo orden

84

7.4.2. ANÁLISIS NO LINEAL MEDIANTE MÉTODO RIKS COMBO2.

Al igual que con el Combo 1, e imponiendo las imperfecciones iniciales de ovalización,

excentricidad y dimple; sometemos al modelo al análisis incremental de carga hasta

llevar a la estructura al colapso. En este caso incluimos el frenado accidental por parte

del rotor.

En la (Figura 7.22) se observa la deformada del modelo donde la concentración de

tensiones se vuelven a formar entre la unión de las dos primeras secciones de la torre

pero de forma mucho más acentuada, iniciándose la plastificación y llegando a originar

el fallo de la estructura. El factor de proporcionalidad de carga es 3,19742, el mismo

que está entre los mismos valores que con el análisis del Combo1.

En la (Figura 7.23) se indica la gráfica Fuerza vs. Desplazamiento para este caso donde

su comportamiento es muy similar al del Combo1.

Figura 7.22. Tensión máxima de Von Mieses para el Combo 2, análisis Static-Riks

85


7.4.3. ANÁLISIS NO LINEAL MEDIANTE MÉTODO RIKS COMBO3.

El mismo tipo de análisis se realiza con el Combo 3, donde se toma en cuenta la

velocidad del viento en condiciones extremas. Se puede observar en la (Figura 7.24)

que las tensiones máximas se ubican las dos primeras secciones, siendo la máxima

alrededor de la brida de unión. Se puede notar que se llega al colapso de la estructura,

obteniendo un factor proporcional de carga de 3,03278 ligeramente menor que la

obtenida con el Combo 1.

Figura 7.24. Tensión máxima de Von Mieses para el Combo 3, análisis Static-Riks.

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

0,00E+005,00E+031,00E+041,50E+042,00E+042,50E+043,00E+043,50E+044,00E+044,50E+04

0

15

6

23

02

24

29

25

45

25

30

25

20

24

42

22

53

21

34

17

43

42

2

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Carga Crítica

Análisis Plástico deSegundo Orden Combo 2

86

Se presenta de igual manera la gráfica Fuerza vs. Deformación para este caso, donde se

ve que el comportamiento es similar a las gráficas referentes al Combo 1 y Combo 2.

(Figura 7.25).


En el estudio de la predicción de colapso de la estructura se puede observar que la

concentración de tensiones que se genera entre la primera y segunda sección de la

torre; es la responsable del colapso de la misma conforme aumenta la carga

(Figura 7.26).

Figura 7.26. Secuencia de formación de abolladura local que genera el colapso de la torre.

-3000000-2000000-100000001000000200000030000004000000500000060000007000000

0,00E+005,00E+031,00E+041,50E+042,00E+042,50E+043,00E+043,50E+044,00E+044,50E+04

0

29

2

24

12

24

99

25

21

25

04

24

83

23

04

21

93

20

63

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Carga Críticia

Análisis Plástico deSegundo Orden Combo 3

87

Existen casos donde la torre colapsa debido a la generación de abolladura local, en

especial cuando se incrementan las cargas de viento y también depende la dirección

del mismo con respecto al rotor y a la puerta de acceso del aerogenerador. Como se

puede observar en la (Figura 7.27), la torre colapsa en las secciones donde se genera la

abolladura local, que al igual que en el estudio realizado en la presente tesis se

presenta entre las primeras secciones.

Por lo cual se ha comprobado que mediante el análisis con elementos finitos y

aplicando métodos de predicción de postpandeo se puede garantizar de una mejor

manera la resistencia de este tipo de estructuras.

Figura 7.27. Colapso de torre eólica por pandeo resultado de grandes cargas de viento.

7.5. ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE LA PUERTA DE ACCESO.

Uno de los temas estructurales más importantes dentro del diseño de una torre que

soporta a un aerogenerador, es verificara el comportamiento de la puerta de acceso; la

misma que difiere en su geometría, rigidización, etc.; según el fabricante.

Debido a la geometría de la puerta, y a las grandes cargas a la que está expuesta la

torre; se tienden a generar concentración de tensiones alrededor de la misma, que

pueden llegara a afectar al correcto funcionamiento de la torre y del aerogenerador

como tal.

Dicha concentración de tensiones depende también del espesor de la chapa, de las

propiedades del material y del tipo de rigidización que presenta. En la (Figura 7.28) se

indican la configuración de rigidizadores más usuales en ese tipo de estructuras.

88

En este apartado tomará en cuenta un estudio de buckle para encontrar las

imperfecciones iniciales, las cuales serán incluidas en el análisis plástico mediante el

método riks modificado.

Figura 7.28. Configuración de rigidizadores más usuales en torres eólica.42

7.5.1. ANÁLISIS DE BUCKLE EN PUERTA SIN RIGIDIZACIÓN

Primero se verificará el comportamiento de la puerta de la torre sin rigidización,

únicamente se toma en cuenta el espesor de la chapa de esta sección de la torre que

es de 34mm; la cual se indica en la (Figura 7.29).

Las cargas que se aplican en esta sección de la torre son las siguientes (Tabla 7.2):

Fy -1750143 N

Fx 30000 N

Fz 300000 N

Mx 60000 N.m

My 1500 N.m

Tabla 7.2. Fuerzas y Momentos para análisis de puerta de torre eólica.

42

(C.Baniotopoulos; I.Lavasas; Nicolaides, G.; Zervas, P, RFS-CT-2006-00031-Histwin: High-Strength Steel Tower for Wind Turbine, Grecia, 2009)

89

Figura 7.29. Modelo de análisis para puerta de torre eólica.

La malla que se utiliza en este caso, está compuesta por elementos S4, los mismos que

tipo lámina, con 4 nodos al igual que en los demás análisis. (Figura 7.30).

Figura 7.30. Mallado parte inferior de torre para análisis de puerta de.

Una vez que se ejecuta el programa se puede observar en la (Figura 7.31) las

deformaciones que se presentan alrededor de la puerta por las cargas aplicadas. Estas

deformaciones se las identifica como las imperfecciones iniciales que tiene la

estructura y se las clasifica según el Eurocódigo 3 parte 1-6, tal como se realizó en el

análisis de buckle de la torre con todas sus secciones en el apartado 6.1.

90

Las imperfecciones que se encuentran son de ovalización y de dimple, las más

relevante en este caso es la dimple, que en este caso tendrá un ya que se

comprobó que la calidad del fabricante es Clase A. Por lo que, este parámetro será

incluido como la imperfección para el análisis plástico mediante el método riks

modificado.

Figura 7.31. Análisis de buckle, puerta torre eólica.

7.5.2. ANÁLISIS NO LINEAL DE LA PUERTA SIN RIGIDIZACIÓN.

Mediante el método riks modificado, se realiza en estudio no lineal de la puerta sin

rigidización, en el cual se incluyen las imperfecciones obtenidas en el análisis de

buckle. Utilizando el Abaqus CAE, en su aplicación “Static,Riks” al igual que se hizo con

la torre en apartado 6.3, se emplean 50 incrementos de carga, para llevara a esta

sección a su límite plástico y evaluar la concentración de tensiones que ocurren en la

puerta.

Como se puede observar en las (Figura 7.32) la concentración de tensiones alrededor

de la puerta llega muy cerca al límite elástico del material que es de 35 MPa y

conforme se incrementa la carga inicia la plastificación como se observa en la

(Figura 7.33) donde existen puntos del marco que llegan a valores de tensión de

431,2MPa.

91

Figura 7.32. Tensiones alrededor de puerta con el 70% Figura 7.33. Tensiones alrededor de la puerta con el

de la carga. 120% de la carga.

Al no existir rigidización alrededor del marco de la puerta, las tensiones auementan

considerablemente, y no solo alrededor de la puerta sino afecta a las uniones que esta

sección tiene con las demás partes de la torre.

Como se observa en la (Figura 7.34) la tensión máximo en el mayor incremento de

carga supera en un 150% el límite elástico y en un 108% el límite de plasticidad; por lo

que, colapsa completamente la estructura.

Figura 7.34. Tensiones alrededor de puerta con el 150% de la carga.

92

Con este análisis se concluye que el marco de la puerta sin rigidización tiende a

concentrar altas tensiones en us alrededor, que se hace que haya un colapso en la

estructura, po lo que amerita rigidizarlo. Es precisamente lo que lo que los fabricantes

de este tipo de torres efectúán, varias configuraciones; en este caso, los diseños de

Gold Wind Global apelan al de rigidizador ilustrado con la letra g de la (Figura 7.28)

indicada anteriormente.

Ante ello, en el siguiente apartado se realiza el mismo análisis pero tomando en cuenta

el rigidizador.

7.5.3. ANÁLISIS DE BUCKLE DE PUERTA CON RIGIDIZACIÓN.

Dentro del análisis de la puerta con rigidización, se debe modelizar primero el

rigidizador; para lo cual, se emplea el Abaqus CAE 6.10-1, donde se lo dibuja con las

dimensiones que se indican en la (Figura 7.35). Posteriormente se lo extruye 150mm, y

se le asigna el tipo de sección con un espesor de 70mm y de material el acero S355 con

las mismas propiedades antes señaladas.

Una vez modelizado el rigidizador se procede a ensamblarlo a la sección de la torre que

contiene a la puerta de ingreso, como se indica en la (Figura7.36).

Figura 7.35. Dimensiones de rigidizador. Figura 7.36. Ensamblaje rigidizador con sección 1.

93

Manteniendo las mismas cargas que en el análisis de la puerta sin rigidización, se

procede a ejecutar el programa; obteniendo resultados dode se puede observar que

en el primer modo de pandeo, el marco de la puerta no sufre deformaciones , pero si

lo sufre la unión de la sección en análisis con las demás de la torre (Figura 7.37). Estas

imperfecciones ya se estudiaron en apartados anteriores, y se comprobó que la calidad

de fabricación son de Clase A en concordancia por lo indicado con el Eurocódigo 3

parte 1-6.

Figura 7.37. Análisis de buckle, estudio de puerta con rigidizador.

7.5.4. ANÁLISIS NO LINEAL DE LA PUERTA CON RIGIDIZACIÓN.

El análisis no lineal de la sección de la torre que contiene la puerta con rigidización,

consiste de igual forma, en emplear el método riks modificado mediante le uso del

Abaqus CAE, en su aplicación “Static, Riks” con 50 incrementos de carga con la

inclusión de las imperfecciones ya estudiadas anteriormente.

Con un mallado de 15727 elementos tipo lámina S4, se procede a ejecutar el programa

y se obtienen resultados que indican que la concentración de tensiones alrededor de la

puerta reduce significativamente debido al rigidizador. Se observa que los valores

máximos de tensión están en la unión de la sección con un máximo de 361,3MPa que

supera el límite elástico del material pero está dentro de los límites de plastificación

(Figura 7.38). Con este análisis garantizamos que el rigidizador actúa de manera

eficiente evitando que se presenten tensiones que puedan desestabilizar la estructura.

94

Figura 7.38. Tensiones alrededor de puerta con el 150% de la carga.

A continuación se presenta un gráfico Fuerza vs. Desplazamiento tanto de la estructura

de la puerta con y sin rigidización. (Figura 7.39).

Figura 7.39. Gráfica comparativa Fuerza vs. Desplazamiento Puerta con y sin rigidización.

Como se observa, la puerta con rigidizador soporta mayor carga antes del colapso y

tiene un menor desplazamiento; es decir que las tensiones se distribuyen de una mejor

manera y las deformaciones son reducidas; en comparación a la puerta sin rigidizador,

donde sucede lo contrario, son menores las cargas que soportaría antes del colapso y

se producen mayores desplazamientos.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

0 0 1 1 3 8 17 39 45 47 49 54 59 61 64 66 68 71 73 76 79

Fue

rza

(KN

)

Desplazamiento (mm)

Con rigidización

sin rigidizador

95

8. PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DE DISEÑO

Como se sabe los aerogeneradores son cada vez más grandes y de mayor potencia en

los últimos tiempos, con el objetivo de mejora en la rentabilidad. Por lo que, la

optimización de la torre se vuelve más importante, debido a que su costo está entre el

20 al 30% del costo total de la turbina43. Sin embargo, es una tarea complicada, ya que

los parámetros de diseño interactúan fuertemente entre sí. Las mayores dificultades

refieren a las interacciones mutuas entre la vibración, la aeroelasticidad, la

aerodinámica y el control, en función de las cargas de diseño. Por lo tanto, deben

considerarse tales efectos en el procedimiento de optimización.

En sentido una vez comprobada a torre con el diseño original, uno de los objetivos de

este estudio es proponer un modelo de optimización de la torre basado en la

reducción de espesor de chapa e inclusión de rigidización en las paredes de las

secciones circules de la estructura; lo que implica el planteamiento de la hipótesis de

reducción de masa y por ende ahorro en el costo de manufactura de la torre.

De igual manera se procede a comprobar el comportamiento estructural de la torre

con el modelo de optimización, aplicando las tres combinaciones de cargas, ya

descritas en apartados anteriores y se compara una con otra y analizar la eficiencia de

cada tipo de estructura.

La propuesta surge debido a que según los planos, el diseño original no consta con

rigidización en las paredes de cada sección, en su lugar el espesor tiene un rango de 38

a 10mm. Por lo cual se propone reducir el espesor en algunas las secciones de la torre,

excepto la pared que tiene 10mm de espesor, para mantener uniformidad en el

diseño, e incluir anillos circulares de 20mm de espesor que tendrán la función de

rigidizar las secciones, los mismos que serán diseñados según indican los Eurocódigos.

Primero se hace la comprobación de la estructura propuesta manteniendo el mismo

material, es decir el acero S355, y posteriormente se plantea utilizando un acero S460

y se procede a su análisis comparativo.

8.1. DISEÑO DE RIGIDIZADORES EN FORMA DE ANILLO

Los rigidizadores en forma de anillo diseñados para una torre eólica son elementos

planos de que se sueldan en la pared interior de la torre y alrededor de toda la sección

(Figura 8.1), separados uniformemente uno de otro según la altura de la sección de la

torre. Los rigidizadores en forma de T o L no son utilizados para este tipo de

43

(Shigeo Yoshida, Wind Turbine Tower Optimization Method Using a Genetic Algorithm, Wind Energy Volume 30, No.6, pp. 453-470, 2006)

96

estructuras, y se asume que los anillos tienen una rigidización limitada para

deformaciones fuera de su plano pero dentro de su plano deben ser los

suficientemente rígidos.

Figura 8.1. Modelo de rigidizador en forma de anillo para torre eólica.

Los rigidizadores son diseñados para que se restrinja los efectos de abolladura local

que se generan en la torre, por lo que se desea que los rigidizadores tengan la

suficiente resistencia para prevenir la inestabilidad de la estructura; sin embargo, los

anillos pueden rotar o deformarse fuera de su plano debido a las inestabilidades

locales, que son las que reducen su capacidad resistente.

Al igual que se hizo con el modelo de torre original, en esta propuesta, se realizarán los

análisis estáticos con cada combinación de carga; aunque se sabe que la mejor manera

de analizar el comportamiento de la torre con rigidización es directamente tomando

en cuenta las no linealidades tanto geométricas como de material.

8.1.1. REQUERIMIENTOS GENERALES DE LA GEOMETRÍA DEL

RIGIDIZADOR

Para prevenir la falla de los anillos rigidizadores pode pandeo, la relación

altura/espesor debe restringirse dentro de los siguientes límites.44

√

para secciones Clase 2, según EC 3-1-1 Tabla 5.2

44

(C.Baniotopoulos; I.Lavasas; Nicolaides, G.; Zervas, P, RFS-CT-2006-00031-Histwin: High-Strength Steel Tower for Wind Turbine, Grecia, 2009)

97

√

para secciones Clase 3, según EC 3-1-1 Tabla 5.2

√

según Norma Noruega NORSOK (N-004 apartado 6.3.6.2)45

8.1.2. REQUERIMIENTOS DE ANILLOS RIGIDIZADORES SEGÚN LA NORSOK

ESTÁNDAR (N-004 APARTADO 6.3.6).

Para estructuras tubulares con espesores y , el tamaño del anillo

se puede elegir según la siguiente expresión:

Donde:

Iz es el momento de inercia del anillo.

Lr es el espacio entre anillos

D es el diámetro de la sección de la torre

Ch es el parámetro de una lámina típica de torre:

( √

) (7.2)

Para un ancho de lámina igual a √ se puede asumir como una brida al

conjunto de unión entre el anillo y la pared de la torre.

La nueva configuración de la torre con la disminución del espesor de la chapa en las

parades y el aumento de la rigidización, se inidcan en el ANEXO A.

45

(NORSOK standar N-004 Design of steel structures, October 2004)

98

No.

Diámetro

(mm)

Longitud

(mm)

Ancho

(mm)

Espesor

(mm)

1 2694 8463 200 20

2 2893 9089 200 20

3 3132 9839 200 20

4 3385 10634 200 20

5 3570 11215 200 20

6 3670 11530 200 20

7 3770 11844 200 20

8 3830 12032 200 20

9 3950 12409 200 20

10 4075 12802 200 20

Tabla 8.1. Dimensiones de anillos rigidizadores propuestos.

8.2. ANÁLISIS DE BUCKLE DE TORRE OPTIMIZADA CON ACERO S355.

Previo al análisis no lineal de la estructura rigidizada que se propone en este estudio,

se debe realizar un análisis de autovalores para definir las imperfecciones iniciales que

se presentan en la torre; con las cuales, posteriormente se llevará a cabo la predicción

de colapso del modelo.

Mediante el Abaqus CAE, se emplean 15934 elementos tipo lámina S4, se ejecuta el

programa con 19 modos de pandeo, aplicando un axil de 945100 N, al igual que con la

torre original; y se obtiene el valor del primer eigenvalue para calcular la carga crítica

de la estructura. (Figura 8.2).

Figura 8.2. Análisis de Buckle propuesta de torre rigidizada, con acero S355.

99

Por lo tanto se calcula la carga crítica al igual que se hizo con la torre sin rigidización:

Como se puede observar, la carga crítica del modelo propuesto es menor que la carga

crítica de la torre original que tiene un valor de 4,248 x 107 N; esto se debe, a algunos

espesores de la chapa de las paredes de la torre propuesta son menores que el modelo

original.

Las imperfecciones que tienen en los diferentes modos de pandeo son en su mayoría

de tipo dimple (Figura 8.3), y no de redondez como sí ocurría en la torre original, esto

se debe a los rigidizadores en forma de anillo, que impiden que se deforme la chapa y

que se produzcan este tipo de imperfecciones.

Figura 8.3. Imperfecciones tipo dimple, modo de pandeo 3 y 4, propuesta de torre optimiizada

con acero S355.

De igual forma se comprueba en el modo de pandeo 10, la clase de fabricación de la

estructura, según indica el Eurocódigo 3 parte 1-6, aplicando la ecuación (6.6); donde

se obtiene los siguientes resultados:

eigenvalue_rig 40.115

Axil 945100

Pcri_rig eigenvalue_rigAxil

Pcri_rig 3.791 107

N

100

Por lo tanto:

Por lo tanto, según la Tabla 8.4 del Eurocódigo 3 parte 1-6, representada (Figura 37) se

comprueba que la estructura es de Clase A en la calidad de su fabricación.

8.3. ANÁLISIS ESTÁTICO DE LA PROPUESTA DE TORRE OPTIMIZADA CON

ACERO S355.

8.3.1. ANÁLISIS ESTÁTICO PROPUESTA DE TORRE OPTIMIZADA COMBO 1.

Siguiendo el mismo procedimiento que en el modelo original, este primer estudio se

toma en cuenta la combinación de cargas: CP + 1,5VN y la aplicamos en la torre

rigidizada mediante el Abaqus utilizando 17211 elementos tipo lámina S4.

Como se observa en la (Figura 8.4), el valor máximo de tensión de Von Mises es de

149MPa a comparación de los 118,9MPa del modelo original. Este incremento se debe

específicamente a que los espesores de la chapa de las paredes son menores y se

compensan mediante la rigidización; pero al igual están muy por debajo del límite

elástico del material de 355MPa.

Figura 8.4. Tensiones de Von Mises, análisis estático en propuesta de torre optimizada

con acero S355, Combo 1.

101

En lo que se refiere a los desplazamientos, la flecha máxima en la dirección de

aplicación del viento es de 503,5mm a diferencia del modelo original cuyo valor es de

438,9mm. El desplazamiento vertical tiene un valor máximo de 22,55mm, con una

diferencia de aproximadamente 3mm, con el modelo original.


Se procede igualmente, considerando la combinación de cargas: CP + 1,5VN + FRE y la

aplicamos en la propuesta de torre optimizada en ABAQUS, en donde se obtiene que la

tensión máxima según Von Mises es de 150,5MPa, en comparación con el modelo

original que tenía como valor máximo 119MPa. (Figura 8.6).

Se observa también que los desplazamientos incrementan en su valor, con un máximo

en el eje X de 61,04mm, por la acción del freno; en el la dirección del viento se

desplaza la estructura 267,8 mm y en el sentido vertical tiene un máximo de 20,05mm.

Figura 8.6. Tensión Máxima de Von Mises Análisis Estático Combo 2, propuesta de

optimización con acero S355.

102

Con respecto a los desplazamientos se puede decir que el comportamiento de la torre

optimizada es similar a la original, con un ligero incremento en su valor; con un

máximo en el eje X de 67,45mm, por la acción del freno; en el la dirección del viento se

desplaza la estructura 50,28mm en la parte superior de la torre y en el sentido vertical

tiene un máximo de 22,79mm.


Siguiendo el mismo procedimiento que en el apartado 6.2.3, se sabe que la

combinación de cargas COMBO 3 (CP + 1.5 VE), toman en cuenta la velocidad del

viento en condiciones extremas.

Aplicando las condiciones de viento extremo, se puede observar en la (Figura 8.8) que

las tensiones aumentan considerablemente, llegando a un máximo de 352,5MPa, muy

cerca del límite elástico del material.

En lo que se refiere a los desplazamientos, existe una mayor deformación de la

estructura al igual que en el modelo original; y el valor máximo es precisamente en la

parte superior de la torre con 1305mm., debido al empuje extremo del viento en la

dirección Z; mientras el desplazamiento vertical con un máximo de 67,56mm.

Figura 8.8. Tensión Máxima de Von Mises Análisis Estático Combo 3, propuesta de

optimización.

103

Una vez realizado los análisis estáticos mediante el Abaqus, se resume en las Tablas 8.2

y 8.3, las tensiones máximas y los desplazamientos que se generan tanto en la torre

original como en la propuesta de optimización cuando se aplican cada uno de las

combinaciones de carga estudiadas en la presente tesina.

En la Tabla 8.2, se observa que se generan mayores tensiones en la torre optimizada

con mayor diferencia en comparación con la torre original cuando se aplican cargas de

viento en condiciones extremas, es decir, con el Combo 3; donde la tensión máxima de

Von Mises es de 352,10MPa y la tensión máxima S22 es de 340,20MPa; valores que

bordean el límite elástico del acero S355.

Ante ello, se propone en los apartados siguientes estudiar el comportamiento de la

torre optimizada cambiando el acero S355 por un S460 para tener un mayor factor de

seguridad, manteniendo la misma configuración de la torre optimizada.

Cabe recalcar que es importante el peso que se puede ahorrar tan solo disminuyendo

el 10% de algunos espesores de chapa llegando a 3,17 toneladas menos.

Tensión

Máxima

Von

Mises

Torre

Original

(MPa)

Tensión

Máxima

Von

Mises

Propuesta

Rigidizada

(MPa)

Diferencia

(MPa)

Tensión

Máxima

S11

Torre

Original

(MPa)

Tensión

Máxima

S11

Propuesta

Rigidizada

(MPa)

Diferencia

(MPa)

Tensión

Máxima

S22

Torre

Original

(MPa)

Tensión

Máxima

S22

Propuesta

Rigidizada

(MPa)

Diferencia

(MPa)

Ahorro

en Peso

(Tn)

Combo 1 118,9 149 30,1 49,54 50,41 0,87 104,7 129,4 24,7

3,17 Combo 2 119 150,5 31,5 54,69 56,15 1,46 104,3 130 25,7

Combo 3 286,3 352,1 65,8 56,06 71 14,94 274,4 340,2 65,8

Tabla 8.2. Tensiones máximas que se generan en torre original y torre optimizada.

En la Tabla 8.3, se comprueba que no existe mayor diferencia entre los

desplazamientos que se dan en la torre original con los desplazamientos de la torre

optimizada cuando se aplican cada una de las combinaciones de carga. De igual

manera se observa que los mayores desplazamientos se generan cuando se aplica el

Combo 3.

Desplazamiento Máximo de parte superior de la torre (mm)

Torre Original Propuesta de Optimización

Eje X Eje Y Eje Z Eje X Eje Y Eje Z

Combo 1 4,3 19,76 43,89 4,66 22,55 50,35

Combo 2 61,04 20,05 43,90 67,45 22,79 50,28

Combo 3 7,52 58,44 1145 8,2 67,56 1305

Tabla 8.3. Desplazamientos máximos que se generan en torre original y torre optimizada.

104

8.4. ANÁLISIS NO LINEAL DE LA PROPUESTA DE TORRE OPTIMIZADA CON

ACERO S355.

De la misma forma como se hizo el análisis para la predicción del colapso de la

estructura original mediante el Método Riks aplicado bajo el uso del Abaqus, se lo

pone en práctica también en el modelo propuesta de optimización con rigidización de

la torre.

Los parámetro del estudio son los iguales, ya que se la combinación de cargas es la del

Combo 1, se incluyen las no linealidades geométricas de la estructura y dentro del

“STEP” “Static, Riks” del Abaqus se aplican 50 incrementos; y el rango de “arc length”

inicia en 0,01, con un mínimo de 5E-006, y un máximo de 1E+036.

Los resultados que se obtienen, son similares al análisis del modelo original; teniendo

una concentración de tensiones cerca de la unión de las dos secciones iniciales de la

torre, las cuales llegan a producir la abolladura local que genera el colapso de la

estructura.. (Figura 8.9).

Figura 8.9. Tensión máxima de Von Mieses para el Combo 1, análisis Static-Riks Propuesta de

Optimización con Rigidización con acero S355.

105

Se debe destacar en este análisis comparativo entre los dos modelos, la importancia de

la rigidización para disminuir las tensiones circunferenciales en la torre. Como se

observa en la (Figura 8.10), se reducen notablemente estos valores máximos, de

150,6MPa que tiene el modelo original a 90,24MPa que posee el modelo propuesto de

optimización con rigidización de la torre.

Modelo Optimizado con Rigidización Acero S355. Modelo Original.

Figura 8.10. Tensión Circunferencial Máxima para el Combo 1, análisis Static-Riks

A continuación se presenta la grafica comparativa Fuerza vs. Desplazamiento, que se

obtiene de los dos modelos realizando un análisis plástico de segundo orden; en donde

se pede observa una misma tendencia (Figura 8.11).

106

Figura 8.11. Gráfica Fuerza vs. Desplazamiento, Análisis Plástico de Segundo Orden tanto para

modelo original como para modelo propuesto de optimización con acero S355.

8.5. ANÁLISIS DE BUCKLE DE TORRE OPTIMIZADA CON ACERO S460.

Aplicando el mismo procedimiento que se explica en el apartado 7.2, se realiza el

análisis de buckle en la propuesta de torre optimizada y rigidizada, pero esta vez

cambiando el tipo de acero del S355 al S460; cuyo módulo de elasticidad es 460MPa.

Se ejecuta el programa y se obtiene como resultado los modos de pandeo y el

eigenvalue, cuyo valor es multiplicado por la carga aplicada para determinar la carga

crítica de pandeo de este caso. Como se observa en la (Figura 8.12), el eigenvalue en el

primer modo de pandeo es de 45,095; con el cual se obtiene una carga crítica de

pandeo de 4,262x107 N, como se indica a continuación:

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

94

67

6

18

79

20

57

22

23

22

42

22

76

22

71

22

59

22

19

20

85

16

66

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Análisis Plástico de SegundoOrden, Modelo Original

Análisis Plástico de SegundoOrden, Modelo PropuestoRigidizado con S355

eigenvalue_rig 45.095

Axil 945100

Pcri_rig eigenvalue_rigAxil

Pcri_rig 4.262 107

N

107

También se observa en la (Figura 8.13), que las imperfecciones iniciales locales

(dimple), y se comprueba de igual forma que la torre es de Clase A en lo que refiere a

calidad de manufactura según el Eurocódigo 3 parte 1-6.

Figura 8.12. Análisis de Buckle propuesta de torre rigidizada con acero S460, primer modo de

pandeo.

Figura 8.13. Imperfección inicial propuesta

de optimización torre con acero S460.

Por lo tanto:

Por lo tanto, según la Tabla 8.4 del

Eurocódigo 3 parte 1-6, representada

(Figura 37) se comprueba que la

estructura es de Clase A en la calidad

de su fabricación.

108

8.6. ANÁLISIS NO LINEAL DE LA PROPUESTA DE TORRE OPTIMIZADA CON

ACERO S460.

Dentro de los análisis estáticos de la propuesta de optimización de la torre con

rigidización y utilizando un acero S460 se obtienen los mismos resultados que

utilizando el acero S355, en lo que refiere a tensiones de Von Mieses para las tres

combinaciones de carga; pero en este se estaría quedando más del lado de la

seguridad.

Ante ello en este apartado se ha realizado únicamente el análisis no lineal de la

estructura mediante el método riks modificado, utilizando el Abaqus con 50

incrementos de carga; donde se obtienen que, la tensión máxima de Von Mises no

supera el límite elástico del material, llegando a 448,4MPa y ubicándose muy cerca de

la brida de unión de las dos primeras secciones al igual que en los casos anteriores

pero no se genera la abolladura. (Figura 8.15).

El valor del factor proporcional de carga es similar al obtenido en el análisis de la torre

original, LPF = 3,17575.

La máxima tensión circunferencial llega a una tensión de 107,4MPa, pero está dentro

del lado de la seguridad en comparación con el límite elástico del material.

(Figura 8.16).

Figura 8.15. Tensión máxima de Von Mieses para el Combo 1, análisis Static-Riks Propuesta de

Optimización con Rigidización y acero S460.

109

Figura 8.16. Tensión circunferencial máxima para el Combo 1, análisis Static-Riks Propuesta de

Optimización con Rigidización y acero S460.

En la (Figura 8.17) se presenta la gráfica Fuerza vs. Desplazamiento comparativo entre

las tres estructuras analizadas, donde se puede observar un mejor comportamiento

frente a las cargas actuantes por parte de la torre optimizada y rigidizada con acero

S460 y que se refleja en la Tabla 8.4 que a continuación se explica.

Figura 8.17. Gráfica Fuerza vs. Desplazamiento, Análisis Plástico de Segundo Orden tanto para

modelo original como para modelo propuesto de optimización.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

94

67

6

18

79

20

57

22

23

22

42

22

76

22

71

22

59

22

19

20

85

16

66

FUER

ZA (

KN

)

DESPLZAMIENTO (mm)

Análisis Plástico deSegundo Orden, ModeloOriginal

Análisis Plástico deSegundo Orden, ModeloPropuesto Rigidizado conS355

Análisis Plástico deSegundo Orden, ModeloPropuesto Rigidizado conS460

110

A continuación se presenta la Tabla 8.4, que es un resumen comparativo entre los tres

tipos de torres estudiadas en el presente trabajo. Se destaca que el diseño original y la

propuesta de optimización con rigidización utilizando el acero S460 son las que tienen

un comportamiento más adecuado ante las cargas actuantes y se comprueba con este

cuadro que la masa de la torre optimizada se reduce un poco más de 3 toneladas

PARAMETROS

TORRE

ORIGINAL

TORRE PROPUESTA

1

TORRE PROPUESTA

2

ACERO S355 ACERO S355 ACERO S460

Diámetro Base (mm) 4200 4200 4200

Conicidad 0,025 0,025 0,025

Rango de espesor paredes

(mm) 10 a 38 10 a 34 10 a 34

R/t 110 123 123

Masa de torre (Tn) 111,70 108,529 108,529

Coeficiente de seguridad

frente a flexión 2,985 2,382 3,08

Coeficiente de seguridad

frente a pandeo local 3,20505 2,6275 3,17575

Flecha máxima (mm) 1145 1305 1305

Tabla 8.4. Cuadro comparativo de los tres modelos de torre analizados.

.

111

9. CONCLUSIONES

En el presente estudio se basa en comprobar el diseño de la torre metálica que

soporta al aerogenerador Goldwind GW70/1500 basándose en los lineamientos

de los Eurocódigos tanto para estados límite de servicio como para estados

límite último.

Durante el análisis se verifica que la estructura de la torre diseñada para el

Proyecto Villonaco cumple con las especificaciones del mismo, soportado

adecuadamente las cargas tanto en condiciones normales como en condiciones

extremas.

El análisis de buckle permitió definir la carga crítica de bifurcación de la

estructura; la misma que, es muy superior a las cargas soportadas por la

estructura.

Una vez realizados los análisis estáticos tomando en cuenta la no linealidad

geométrica, se concluye que la estructura presenta una concentración de

tensiones alrededor de la brida de unión de las dos primeras secciones. Dichas

tensiones no llegan a superar el límite elástico del material cuando se realiza

los análisis estáticos; pero una vez hecho el análisis no lineal mediante el

método riks, donde se predice el colapso de la estructura, se concluye que la

estructura fallaría porque se genera una abolladura local cerca de la brida de

unión.

Se comprueba que mediante el método riks, aplicando el Abaqus Simulia, se

puede incluir las imperfecciones iniciales de la estructura y la no linealidad del

material, obteniendo así el comportamiento real de la estructura ante las

cargas impuestas.

En la comprobación del comportamiento de la puerta de acceso se determina

que mediante el uso de la rigidización del marco de la puerta se eliminan la

concentración de tensiones, habiendo diferentes tipos de rigidizadores, se ha

escogido un rigidizador de 70mm de espesor, soldado en todo el marco de la

puerta, tal como indica la (Figura 7.28) en su detalle g.

Se ha propuesto dos tipos de optimización de la estructura original, en las

cuales se reduce algunos espesores en un 10% y se compensa mediante la

rigidización de la torre, utilizando anillos rigidizadores de 20mm de espesor y

200mm de ancho. A Través de este nuevo diseño se cumple la hipótesis de

disminuir la masa de la torre en 3,17 toneladas, que en términos de costos de

manufactura llega a ser significativo.

Las primera propuesta de optimización mantiene el material de la torre

original, es decir al acero S355. Se llega a comprobar que las tensiones son

superiores en comparación con la torre original, disminuyendo así el factor de

seguridad del diseño y en condiciones extremas de viento no garantiza su

estabilidad. Ante ello, se propone el cambio de material a un acero S460, con lo

112

cual se cumple el correcto comportamiento de la torre ante las condiciones

normales y extremas a las que es sometida, quedando del lado de la seguridad

y garantizando su estabilidad.

Mediante este estudio, podemos concluir que realizando un análisis no lineal

de la estructura se puede tomar en cuenta el comportamiento real de la misma

y se obtiene resultados fiables dentro de los parámetros de diseño.

113

10. REFERENCIAS

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