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The aim of this blog is to spread technical information about windturbines and relevant information about the wind sector in general

NREL’s windturbine design cost and scaling model (IV): Ejemplo de hoja de cálculo

En el enlace que figura en este artículo se muestra un ejemplo de aplicación del modelo en la práctica.

En este caso, mediante una tabla de excel realizada a partir de las fórmulas publicadas en el modelo WindPACT de costes, se han obtenido las masas y los costes principales del aerogenerador.

El ejemplo está desarrollado para un aerogenerador ubicado en tierra, con materiales avanzados en palas y torre, y con una planta de potencia con multiplicadora de una etapa y generador de media velocidad, en el que se han introducido las siguientes variables:

  1. Potencia nominal de 1,5 MW,
  2. Diámetro de 70 m,
  3. Torre de 65 m,
  4. Velocidad en el eje de baja de 2,14 rad/s
  5. Factor de capacidad del 33%

Observamos que el modelo nos devuelve un coste de máquina de 790.000 $2002, y coste de la estación de 370.000 $2002. Finalmente el coste de la energía producida por este aerogenerador se estima en 4 céntimos de dólar estadounidense en el 2002.

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Introduciendo las fórmulas que proporciona el modelo en una hoja de cálculo para el resto de configuraciones, se pueden extraer estimaciones de los COE para las distintas configuraciones de aerogenerador consideradas por el NREL en este informe.

Como puede observarse en este ejemplo, el modelo resulta de gran utilidad para estimar el coste de la energía en el dieño preliminar de un aerogenerador con unas especificaciones iniciales y configuración determinadas.

Fuente: NREL Windturbine design cost and scaling model

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NREL’s windturbine design cost and scaling model (III): Estimación de masas y costes de los componentes del aerogenerador

Para estimar la masa y el coste del aerogenerador del que estamos realizando el diseño preliminar, el modelo del NREL estima las masas y costes de los principales componentes del mismo por separado. Para realizar esta estimación el NREL desarrolla en su modelo de costes unas funciones estadísticas (normalmente potenciales) a partir de los datos que dispone de aerogeneradores.

Estas funciones estadísticas son, para los distintos componentes, funciones potenciales de la potencia nominal y de la masa del aerogenerador (la masa a su vez es función del momento en el eje de baja y del tamaño del aerogenerador, es decir, del diámetro del rotor y de la altura del buje).

Un ejemplo puede verse en la imagen siguiente, que representa el coste de la pala en función del radio del rotor.

Coste de la pala en función del radio de la misma
Coste de la pala en función de su radio

Fuente: Windturbine design cost and scaling model (NREL)

En este caso, el estudio considera varias configuraciones, (básico o baseline y avanzado o advanced, dependiendo de la calidad del material empleado) según los materiales empleados en las palas; además están representadas las curvas de ajuste facilitadas por las compañías LM Glasfiber y TPI.

Puede observarse que el coste de la pala con materiales avanzados es menor que con materiales básicos. Esto se debe a que los materiales avanzados pesan menos que los básicos, y al considerar el modelo que el coste es proporcional a la masa del componente, éste disminuye.

Tras obtener estas funciones para cada uno de los componentes del aerogenerador, el modelo desarrolla hojas de cálculo en las que las únicas entradas son:

  • La potencia nominal del aerogenerador (kW)
  • El diámetro del rotor (m)
  • La altura del buje (m)
  • La velocidad media de giro en el eje de baja (rad/s)
  • El AEPnet o producción de energía neta anual (kWh/año)

Además el modelo distingue entre distintas configuraciones para la ubicación del aerogenerador, los materiales de construcción de las palas y la torre, y el tipo de planta de potencia:

  • De tierra o marina.
  • Con materiales avanzados o básicos para las palas.
  • Con materiales avanzados o básicos para la torre.
  • Con distintas plantas de potencia: con multiplicadora de una etapa, de tres etapas, multietapa o sin multiplicadora.

Sobre Windturbining

Este blog trata de divulgar información de interés sobre aerogeneradores desde el punto de vista técnico.

También se tratarán temas relacionados con el sector eólico y energético en general.

En 2010 la generación de energía eólica cuenta con máquinas de tecnología suficientemente madura como para que el coste de su producción de energía pueda competir con otras fuentes de energía no renovables sin la necesidad del uso de primas.

El estado avanzado de madurez de la tecnología de los aerogeneradores representa además una ventaja con respecto al estado de la tecnología de otras fuentes de energía renovables, como es el caso de la energía solar, a pesar de que estas últimas cuenten con primas mayores, ya que la madurez tecnológica favorece las economías de escala de los fabricantes de aerogeneradores permitiendo reducir costes de producción y aumentar márgenes de beneficio.

 

SOBRE EL AUTOR

A. Munuera González es Ingeniera Aeronáutica por la Universidad Politécnica de Madrid, International MBA por el Instituto de Empresa y Executive Master en Gestión de Proyectos de Energías Renovables por el EOI.

Email: windturbining@gmail.com

http://www.slideshare.net/amapolamg

 

NREL’s windturbine design cost and scaling model (II): Estimación del coste de la energía en el diseño preliminar de un aerogenerador.

El principal objetivo del modelo WindPACT de diseño de costes es la obtención de una estimación del COE, que es el máximo indicativo del coste de la producción de la energía eólica producida por el aerogenerador, y que se realiza a partir de la estimación de las masas y de los costes de cada uno de sus componentes principales, para cada una de las configuraciones posibles consideradas en el estudio.

El coste de la energía producida por el aerogenerador (COE)

El COE (en unidad monetaria por kWh), se define con la siguiente ecuación:

COE = (FCR*ICC/AEPnet) + AOE

En la ecuación anterior, el FCR representa la tasa fija de gastos, el ICC, el coste inicial de capital, el AEPnet, la producción de energía neta anual y el AOE los gastos de operación por kWh producido.

FCR (Tasa fija de gastos)

La tasa fija de gastos anuales se mide en la inversa de la unidad de tiempo (año-1) y representa la cantidad anual por dólar de Coste Inicial de Capital (ICC) necesario para cubrir costes fijos como gastos de financiación, impuestos y seguros. Su valor es fijo según el modelo e igual a 11.58% del ICC.

ICC (Coste de capital inicial)

El coste de capital inicial se mide en la unidad monetaria, y se obtiene como suma del Turbine Capital Cost (TCC) y el Balance of the Station (BOS).

ICC = TCC + BOS

TCC representa el coste de capital asignado al aerogenerador como máquina y el BOS representa lo que cuesta la construcción de la estación donde éste se ubica.

TCC (Coste de capital del aerogenerador)

El TCC representa los gastos de los componentes principales del aerogenerador, es decir, del rotor (palas, buje, mecanismo y cojinetes del sistema de paso, y cono); de la góndola (eje de baja velocidad, cojinetes, multiplicadora, freno mecánico, generador, electrónica de control de velocidad, cojinetes y mecanismo de orientación, carcasa, conexiones eléctricas y sistemas hidráulicos y de acondicionamiento); de los componentes del sistema de control; y de los componentes de la torre.

BOS (Balance de la estación)

El BOS engloba los gastos principales de la estación, es decir, los gastos de cimentación y de la estructura de soporte; los gastos de transporte; los gastos de carreteras y de trabajo civil; los gastos de montaje e instalación; y los gastos de interfaces y de conexiones eléctricas.

AEPnet (Producción de energía neta anual)

El AEP neto se mide en kWh/año, y se obtiene como producto de las horas equivalentes de producción de energía del aerogenerador proyectado por la potencia nominal del mismo.

AEPnet = Heq* PN

AOE (Gastos anuales de operación)

El gasto anual de operación engloba los gastos relacionados con la operación del aerogenerador y se expresa en $/kWh. El AOE se define mediante la siguiente ecuación:

AOE = (LLC + LRC + O&M)/AEPnet

Donde:

LLC o Land Leasing Cost (BLC o Bottom Leasing Cost, en configuración marina) o coste de arrendamiento del terreno o del fondo del océano (unidad monetaria/año), se refiere a los gastos anuales de dichos alquileres. El modelo fija el LLC como un 0,108% del  AEPnet, tanto para configuración de tierra como marina.

LRC o coste global medio anual de sustitución (unidad monetaria/año), que incluye los gastos anuales medios de reemplazo de los componentes principales del aerogenerador. El LRC se obtiene como el producto de la potencia nominal del aerogenerador por un factor, distinto para los casos de configuración terrestre o marina, ascendiendo a 10,7 y 17 respectivamente (en las unidades correspondientes).

O&M o coste de operaciones y mantenimiento (unidad monetaria/año), coste que incluye los gastos anuales de: mano de obra, de componentes y recambios previstos para el mantenimiento del aerogenerador y los no previstos; gastos de componentes y recambios para el mantenimiento de las instalaciones y equipos; y gastos de la mano de obra administrativa y de soporte. El modelo también distingue entre el coste de O&M para configuración marina o de tierra, siendo en el caso terrestre de 0,7% del AEPnet y en el caso marino, de 2% del AEPnet.

NREL’s windturbine design cost and scaling model (I): Introducción

Para la estimación del coste de un aerogenerador en una fase de diseño preliminar puede emplearse el informe titulado Wind Turbine Design Cost and Scaling Model, publicado en Diciembre de 2006 y desarrollado por el National Renewable Energy Laboratory y encargado por el Department of Energy de EEUU (DOE). El documento es libre y puede obtenerse en el siguiente enlace: http://www.nrel.gov/wind/pdfs/40566.pdf

FUENTES DEL ESTUDIO

Este estudio está realizado usando tres fuentes principales de información:

1. Los estudios realizados por la Universidad de Sutherland para el Department of Trade & Industry del Reino Unido.

2. Los proyectos WindPACT (Wind Partnership for Advanced Component Technology) y LWST (Low Wind Speed Technology) encargados por el DOE estadounidense.

3. Los estudios realizados por empresas como LM Glasfiber y TPI Composites.

OBJETIVO DEL ESTUDIO

El objetivo del modelo desarrollado por el NREL es doble, por un lado pretende hacer una previsión fiable de las masas y los costes de un aerogenerador con una configuración concreta (mediante la determinación del COE o Coste de la Energía) y por otro, pretende medir la influencia de indicadores económicos como el PIB o el PPI (Producer Price Index) en el coste del mismo.

CONFIGURACIONES DE ESTUDIO

El estudio distingue entre aerogeneradores de tierra y marinos. Para el desarrollo del modelo, el NREL supone un aerogenerador perteneciente a un campo eólico de 500 MW, con 3 palas, situado a barlovento, con control de paso y velocidad variable, pero haciendo distinción entre configuración de tierra o marina, un amplio rango de potencias y tamaños, dos configuraciones distintas para el material de las palas y de la torre (básico y avanzado), y cuatro tipos de planta de potencia (multiplicadora de tres etapas planetaria helicoidal con generador de alta velocidad, multiplicadora unietapa con generador magnético permanente de velocidad media, multiplicadora múltiple con varios generadores y, por último, drive directo, es decir, sin multiplicadora).

Para la configuración marina, el estudio se ha desarrollado a partir de un campo eólico marino de 500 MW, de 167 aerogeneradores de 3 MW, caracterizadas por tener un diámetro del rotor de 90 m, una altura de buje de 80 m, estar instalados en un lecho marino situado a una profundidad de 10 m y a 5 millas de la costa, estar espaciados 7 diámetros de rotor entre sí, y por último, estar fabricados con materiales de configuración básica.


CONFIGURACIONES DE MATERIALES BÁSICA Y AVANZADA. El estudio define dos tipos de configuraciones de material para las palas y para la torre y las llama BÁSICA Y AVANZADA.

La configuración básica de material para las palas, consiste en un 60% en peso de fibra de vidrio, un 23% de adhesivos vinílicos, un 8% de remaches y tacos y un 9% de otros materiales, mientras que la configuración avanzada aumenta a un 61% la fibra de vidrio y a un 27% el contenido en adhesivos vinílicos, disminuyendo a un 3% el peso de remaches y tacos.

La configuración básica para la torre consiste en acero con peores características estructurales y de mayor peso que en el caso de  la configuración avanzada.