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NORMA TÉCNICA                                                       NTC
COLOMBIANA                                                          5725
                                                                 2009-11-18




AEROGENERADORES.
REQUISITOS DE DISEÑO PARA AEROGENERADORES
PEQUEÑOS




E:       WIND TURBINES. DESIGN REQUIREMENTS FOR SMALL
         WIND TURBINES.



CORRESPONDENCIA:                    esta norma es una adopción
                                    modificada (MOD) IEC61400-2:2006

DESCRIPTORES:                       energía     eólica;    aerogenerador;
                                    generación de energía; requisitos de
                                    diseño; requisitos de seguridad.




I.C.S.: 27.180.00

Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC)
Apartado 14237 Bogotá, D.C. - Tel. (571) 6078888 - Fax (571) 2221435



Prohibida su reproducción                                     Editada 2009-11-25
PRÓLOGO


El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, es el organismo
nacional de normalización, según el Decreto 2269 de 1993.

ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental
para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el
sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en
los mercados interno y externo.

La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica
está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último
caracterizado por la participación del público en general.

La NTC 5725 fue ratificada por el Consejo Directivo de 2009-11-18.

Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en
todo momento a las necesidades y exigencias actuales.

A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a través
de su participación en el Comité Técnico 185 Energía eólica

ACODAL                                            METÁLICAS SIERRA
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN                     TRONEX BATTERY COMPANY S.A.
ENERGÍA PROYECTAR                                 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO
ESCUELA DE INGENIEROS MILITARES                   ENERGÉTICA -UPME-
GREEN LOOP                                        UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y
INDUSTRIAS JOBER                                  TECNOLÓGICA DE COLOMBIA

Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las
siguientes empresas:

ACQUAIRE LTDA.                                    SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS
ANDESCO                                           PÚBLICOS
CODENSA                                           UNIVERSIDAD DE ANTIOQUIA
EMGESA                                            UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
ESCUELA DE INGENIERÍA JULIO GARAVITO              UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE COLOMBIA
FULGOR ENERGÍA S.A.                               UNIVERSIDAD CENTRAL
IPSE                                              UNIVERSIDAD DE LA SALLE
LABORATORIO TECNOELÉCTRICO                        UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA                     UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE                     WAYUU E.S.P.
SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y
COMERCIO

ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados
normas internacionales, regionales y nacionales y otros documentos relacionados.

                                                          DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN
50588155 norma-colombiana-aerogeneradores-50566772-ntc5725
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                                                      CONTENIDO



                                                                                                                           Página

0.    ACLARACIÓN..............................................................................................................1


1.    OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN ........................................................................1


2.    NORMAS DE REFERENCIA........................................................................................2


3.    TÉRMINOS Y DEFINICIONES .....................................................................................3


4.    SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS..................................................................................8

4.1   SÍMBOLOS...................................................................................................................8

4.2   SISTEMA CARTESIANO ...........................................................................................14


5.    ELEMENTOS PRINCIPALES ....................................................................................14

5.1   GENERALIDADES.....................................................................................................14

5.2   MÉTODOS DE DISEÑO .............................................................................................16

5.3   ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD .......................................................................16


6.    CONDICIONES EXTERNAS ......................................................................................18

6.1   GENERALIDADES.....................................................................................................18

6.2   CLASES DE AEROGENERADORES PEQUEÑOS (SWT) .......................................18

6.3   CONDICIONES DEL VIENTO ....................................................................................19

6.4   OTRAS CONDICIONES AMBIENTALES ..................................................................26

6.5   CONDICIONES DE CARGA ELÉCTRICA.................................................................28


7.    DISEÑO ESTRUCTURAL ..........................................................................................29
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                                                                                                                           Página

7.1   GENERALIDADES.....................................................................................................29

7.2   METODOLOGÍA DE DISEÑO ....................................................................................30

7.3   CARGAS Y CASOS DE CARGA ...............................................................................30

7.4   MODELO DE CARGA SIMPLIFICADO .....................................................................31

7.5   MODELADO AEROELÁSTICO .................................................................................39

7.6   MEDICIONES DE CARGA .........................................................................................42

7.7   CÁLCULO DE ESFUERZO........................................................................................42

7.8   FACTORES DE SEGURIDAD....................................................................................43

7.9   ANÁLISIS DEL ESTADO LÍMITE ..............................................................................44


8.    SISTEMA DE PROTECCIÓN Y PARADA .................................................................45

8.1   GENERALIDADES.....................................................................................................45

8.2   REQUISITOS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN...........................46

8.3   PARADA MANUAL ....................................................................................................46

8.4   PARADA PARA MANTENIMIENTO ..........................................................................46


9.    ENSAYOS ..................................................................................................................46

9.1   GENERALIDADES.....................................................................................................46

9.2   ENSAYOS PARA VERIFICAR LOS DATOS DE DISEÑO ........................................47

9.3   ENSAYO TÉCNICO DE CARGA ...............................................................................48

9.4   ENSAYO DE DURACIÓN ..........................................................................................49

9.5   ENSAYO DE LOS COMPONENTES MECÁNICOS ..................................................53

9.6   SEGURIDAD Y FUNCIÓN..........................................................................................54

9.7   ENSAYO AMBIENTAL...............................................................................................54

9.8   ELÉCTRICO ...............................................................................................................55
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10.    SISTEMA ELÉCTRICO ..............................................................................................55

10.1   GENERALIDADES.....................................................................................................55

10.2   DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN............................................................................55

10.3   DISPOSITIVOS DE DESCONEXIÓN .........................................................................55

10.4   SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ............................................................................56

10.5   PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ......................................56

10.6   CONDUCTORES Y CABLES ELÉCTRICOS ............................................................56

10.7   CARGAS ELÉCTRICAS ............................................................................................56


11.    ESTRUCTURA DE SOPORTE...................................................................................58

11.1   GENERALIDADES.....................................................................................................58

11.2   REQUISITOS DINÁMICOS ........................................................................................58

11.3   FACTORES AMBIENTALES .....................................................................................58

11.4   CONEXIÓN A TIERRA...............................................................................................58

11.5   CIMENTACIÓN...........................................................................................................58

11.6   CARGAS DE DISEÑO DE ACCESO A LA TURBINA...............................................59


12.    REQUISITOS DE DOCUMENTACIÓN ......................................................................59

12.1   GENERALIDADES.....................................................................................................59

12.2   INSTALACIÓN ...........................................................................................................59

12.3   FUNCIONAMIENTO ...................................................................................................60

12.4   MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE RUTINA ......................................................60


13.    RÓTULOS DEL AEROGENERADOR .......................................................................62
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BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................................97

DOCUMENTO DE REFERENCIA..........................................................................................98

+
ANEXOS

ANEXO A (Informativo)
CERTIFICACIÓN TIPO DE LOS AEROGENERADORES PEQUEÑOS...............................63

ANEXO B (Normativo)
PARÁMETROS DE DISEÑO PARA DESCRIBIR AEROGENERADORES
DE CLASES ...........................................................................................................................66

ANEXO C (Informativo)
MODELOS DE TURBULENCIA ESTOCÁSTICA..................................................................68

ANEXO D (Informativo)
DESCRIPCIÓN DETERMINÍSTICA DE LA TURBULENCIA ................................................71

ANEXO E (Informativo)
FACTORES DE SEGURIDAD PARCIAL PARA LOS MATERIALES ..................................73

ANEXO F (Informativo)
DESARROLLO DE LAS ECUACIONES DE DISEÑO SENCILLO .......................................84


FIGURAS

Figura 1. Definición del sistema de ejes para HAWT ........................................................15

Figura 2. Ruta de decisión según IEC 61400-2 ..................................................................17

Figura 3. Turbulencia característica del viento......................................................................21

Figura 4. Ejemplo de ráfaga extrema en funcionamiento (N = 1, Vhub = 25 m/s) .............23

Figura 5. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento en magnitud..................24
(N = 50, D = 5 m, zhub = 20 m)

Figura 6. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento
(N = 50, Vhub = 25 m/s)...........................................................................................................24

Figura 7. Ráfaga coherente extrema(Vhub = 25 m/s) (ECG) ...............................................25
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                                                                                                                              Página



Figura 8. Cambio de dirección para ECD ...........................................................................26

Figura 9. Desarrollo del tiempo del cambio de dirección para Vhub = 25 m/s..................26


TABLAS

Tabla 1. Parámetros básicos para las clases de aerogeneradores .................................19

Tabla 2. Casos de carga de diseño para el método de cálculo de
carga simplificado ................................................................................................................33

Tabla 3. Coeficientes de fuerza, Cf ......................................................................................38

Tabla 4. Grupo mínimo de casos de carga de diseño para modelos aeroelásticos ......40

Tabla 5. Esfuerzos equivalentes .........................................................................................43

Tabla 6. Factores de seguridad parcial para los materiales.............................................44

Tabla 7. Factores de seguridad parcial para las cargas ...................................................44
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AEROGENERADORES.
REQUISITOS DE DISEÑO PARA AEROGENERADORES PEQUEÑOS




0.     ACLARACIÓN

Esta norma es modificada (MOD) con respecto a la norma IEC 61400: 2006, en los siguientes
aspectos:

-      En el numeral en el texto del documento se incluyen algunas NTC idénticas a las normas
       IEC correspondientes.

-      Se omitió la expresión “esta parte de la IEC 61400”

-      Inclusión del Anexo G (informativo) en el cual se establecen aclaraciones de algunas
       definiciones contempladas en el numeral 3.

-      En el numeral 12.1 “Requisitos de documentación” se estableció que esta debe estar en
       el idioma original y en español, con el propósito de que el usuario en Colombia cuente con
       la documentación en su idioma.


1.     OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN

Esta norma aborda la filosofía de seguridad, el aseguramiento de la calidad y la integridad de la
ingeniería, también especifica los requisitos de seguridad para aerogeneradores pequeños,
incluyendo diseño, instalación, mantenimiento y operación en condiciones externas específicas.
Su propósito es brindar un grado adecuado de protección contra el daño debido a peligros
derivados de estos sistemas durante su vida útil planificada.

Esta norma concierne a cualquier subsistema de los aerogeneradores pequeños tales como los
mecanismos de protección, sistemas eléctricos internos, sistemas mecánicos, estructuras de
soporte, bases (fundaciones) y la interconexión eléctrica con la carga.

Aunque esta norma es similar a la NTC 5363 (IEC 61400-1), ella simplifica y hace cambios
significativos con el objeto de poderla aplicar a turbinas pequeñas.

Esta norma se aplica a aerogeneradores con una área de barrido del rotor inferior a 200 m2 (8
metros de radio) y que generan una tensión inferior a 1 000 V c.a o a 1 500 V c.c.



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Se recomienda usar esta norma junto con las normas IEC e ISO adecuadas (véase el numeral 2).


2.     NORMAS DE REFERENCIA

Los siguientes documentos de referencia son indispensables para la aplicación de este
documento. Para referencias fechadas únicamente se aplica la edición citada. Para referencias
sin fecha, se aplica la edición más reciente del documento mencionado (incluyendo todas las
enmiendas).

IEC 60034-1, Rotating Electrical Machines. Part 1: Rating and Performance. (NTC 2805)

IEC 60034-2, Rotating Electrical Machines. Part 2: Methods for Determining Losses and
Efficiency of Rotating Electrical Machinery from Tests (Excluding Machines form Traction
Vehicles). (NTC 3477).

IEC 60034-5, Rotating Electrical Machines. Part 5: Degrees of Protection Provide by the Integral
Design of Rotating Electrical Machines (IP code). Classification. (NTC-IEC 34-5).

IEC 60034-8, Rotating Electrical Machines. Part 8: Terminal Markings and Direction of Rotation.
(NTC 1545)

IEC 60038:1983, IEC Standard voltages
Amendment 1 (1994)
Amendment 2 (1997)

lEC 60204-1, Safety of Machinery. Electrical Equipment of Machines. Part 1: General Requirements.

lEC 60364-5-54, Electrical Installations of Buildings. Part 5-54: Selection and Erection of
Electrical Equipment. Earthing Arrangements, Protective Conductors and Protective Bonding
Conductors.

lEC 60721-2-1, Classification of environmental conditions. Part 2-1: Environmental conditions
appearing in nature. Temperature and humidity.

lEC 61400-1, Wind Turbines. Part 1: Design Requirements. (NTC 5363)

IEC 61400-12-1, Wind Turbines. Part 12-1: Power Performance Measurements of Electricity
Producing wind Turbines.

IEC 61400-13, Wind Turbines. Part 13: Measurement of Mechanical Loads.

IEC 61400-23, Wind Turbines. Part 23: Full-Scale Structural Testing of Rotor Blades.

IEC 61643-1, Low-Voltage Surge Protective Devices. Part 1: Surge Protective Devices
Connected to Low-Voltage Power Distribution Systems. Requirements and Tests.

ISO/IEC 17025:2005, General Requirements for the Competente of Testing and Calibration
Laboratories.

ISO 2394, General Principles on Reliability for Structures.




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3.      TÉRMINOS Y DEFINICIONES

Para el propósito de esta norma se aplican los siguientes términos y definiciones:
NOTA Para la aclaración de conceptos relacionados con las definiciones de los numerales 3.14, 3.24, 3.30, 3.32,
3.33, 3.44 y 3.45 véase el Anexo G.

3.1 Promedio anual. Valor promedio de un conjunto de datos medidos con tamaño y duración
suficiente para servir de estimación del valor esperado de la magnitud.

NOTA El intervalo de tiempo promediado debe ser un número entero de años para calcular el promedio de los
efectos no estáticos tales como las variaciones debidas a las estaciones.

3.2 Promedio anual de la velocidad del viento. Velocidad del viento promediada conforme a
la definición del promedio anual.

3.3 Ciclo de autoreconexión. Evento con un periodo de tiempo que varia aproximadamente
desde 0,01 s a unos pocos segundos, durante el cual un interruptor que se abre tras una falla
de la red se cierra automáticamente y la línea se vuelve a conectar a la red.

3.4 Freno (aerogeneradores). Dispositivo capaz de reducir la velocidad del rotor o parar el
movimiento de rotación.

3.5 Falla catastrófica (aerogeneradores). Desintegración o colapso de un componente o
estructura, cuyo resultado es la pérdida de la función vital que deteriora la seguridad.

3.6 Valor característico (de una propiedad del material). Valor que tiene una probabilidad
prescrita de no ser alcanzado en una serie de ensayos ilimitada e hipotética.

3.7 Sistema de control (para aerogeneradores). Subsistema que recibe la información acerca
de la condición del aerogenerador y/o su entorno y ajusta el generador con el objeto de
mantenerlo dentro de límites de funcionamiento.

3.8 Velocidad de arranque de viento (velocidad de inicio), Vin. La menor velocidad media
del viento a la altura del buje en la que el aerogenerador, según el diseño, empieza a
producir energía.

3.9 Velocidad de corte de viento, Vout. La mayor velocidad media del viento a la altura del
buje a la cual el aerogenerador esta diseñado para producir energía.

3.10 Límites de diseño. Valores máximos o mínimos utilizados en un diseño.

3.11 Situación de diseño. Modo posible de funcionamiento del aerogenerador, por ejemplo
produciendo energía, parqueado, etcétera.

3.12 Velocidad del viento de diseño. Velocidad del viento que se utiliza como entrada para
las ecuaciones del diseño sencillo (igual a 1,4 Vave).

3.13 A sotavento. En la dirección dominante del viento.

3.14 Parada de emergencia (aerogeneradores). Parada rápida del aerogenerador provocada
por un sistema de protección o por una intervención manual.

3.15 Condiciones ambientales. Características del medioambiente (altitud, temperatura,
humedad, etc.) que pueden afectar al comportamiento del aerogenerador.

                                                      3
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                           NTC 5725

3.16 Condiciones externas (aerogeneradores). Factores que afectan al funcionamiento de un
aerogenerador que incluyen el régimen del viento, otros factores climáticos (nieve, hielo,
etcétera.), terremotos y condiciones de la red eléctrica.

3.17 Velocidad extrema del viento. Valor promedio más alto de la velocidad del viento,
promediado en t segundos, que probablemente se experimente en un periodo de tiempo
especificado (periodo de recurrencia) de T años.

NOTA Periodos de recurrencia de T = 50 años y T = 1 año e intervalos de tiempo promediados de t = 3
segundos y t = 10 minutos se usan en varias normas. En lenguaje popular, con frecuencia se utiliza el
término menos preciso "velocidad de supervivencia del viento". Sin embargo, en la práctica, el sistema
aerogenerador se diseña usando la velocidad extrema del viento para los casos de la carga de diseño.

3.18 A prueba de fallas. Propiedad en el diseño de un dispositivo que previene las fallas que
resulten de las averías críticas.

3.19 Plegado (Furling). Mecanismo pasivo de control del exceso de velocidad mediante la
reducción del área de barrido proyectada o expuesta.

3.20 Ráfaga. Variación breve y repentina de la velocidad del viento por encima de su valor
medio.

NOTA    Una ráfaga puede caracterizarse por su tiempo de ascenso, su magnitud y su duración.

3.21 Aerogenerador con eje horizontal. Turbina eólica cuyo eje de rotor es sustancialmente
paralelo al flujo del viento.

3.22 Buje (aerogeneradores). Elemento de unión de las palas o del conjunto de palas con el
eje del rotor.

3.23 Altura del buje (aerogeneradores). Altura del centro del rotor del aerogenerador por
encima de la superficie del suelo. Para un aerogenerador con eje vertical, la altura del buje es
la altura del plano ecuatorial.

3.24 Ralentí (aerogeneradores). Condición de un aerogenerador en rotación lenta sin
producción de energía.

3.25 Estado límite. Estado de una estructura y de las cargas que actúan sobre ella por encima
del cual la estructura no satisface las exigencias de diseño.

[ISO 2394, 2.2.9, modificada]

NOTA El propósito de los cálculos en el diseño (es decir los requisitos de diseño para el estado límite) es limitar la
probabilidad de que un estado límite pueda alcanzarse por debajo de un cierto valor prescrito para el tipo de
estructura considerada (ISO 2394).

3.26 Caso de carga. Combinación de una situación de diseño y una condición externa que da
como resultado una aplicación de carga estructural.

3.27 Ley logarítmica de cizallamiento del viento. Ley matemática que expresa las
variaciones en la velocidad del viento como una función logarítmica de la altura por encima del
suelo.




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NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                               NTC 5725

3.28 Velocidad media del viento. Media estadística de los valores instantáneos de la
velocidad del viento, promediados durante un intervalo de tiempo determinado que puede
variar desde unos segundos a varios años.

3.29 Góndola. Alojamiento que contiene la transmisión y otros elementos, en la parte superior
de la torre de un aerogenerador de eje horizontal.

3.30 Parada normal (aerogeneradores). Parada en la cual todas las etapas están bajo la
acción del sistema de control.

3.31 Límites de funcionamiento. Conjunto de condiciones definidas por el diseñador del
aerogenerador que gobiernan la activación del sistema de control y protección.

3.32 Aerogenerador parqueado. Dependiendo del diseño del aerogenerador, parqueado se
refiere al estado de parada o de ralentí de la turbina.

3.33 Parqueado. Situación a la cual vuelve un aerogenerador después de una parada normal

3.34 Ley exponencial de cizallamiento del viento. Ley matemática que expresa las
variaciones de la velocidad del viento como una ley exponencial en función de la altura por
encima del suelo.
3.35 Potencia de salida. Potencia suministrada por un dispositivo de una forma específica y
para un propósito especificado.

NOTA     Para aerogeneradores, ésta es la energía eléctrica suministrada por un aerogenerador.

3.36 Sistema de protección (aerogeneradores). Sistema que garantiza que el sistema del
aerogenerador permanezca dentro de los límites de diseño.

3.37 Distribución de Rayleigh. Función de distribución de probabilidad que se utiliza con
frecuencia para las velocidades del viento. La distribución depende de un parámetro ajustable -
el parámetro escalar, el cual controla la velocidad promedio del viento.

NOTA     La distribución de Rayleigh es idéntica a la distribución de Weibull (véase 3.55) con parámetro de forma 2.

3.38     Velocidad de referencia del viento, Vref

Parámetro básico para la velocidad del viento que se utiliza para definir las clases de
aerogeneradores pequeños (SWT). Otros parámetros climáticos relacionados con el diseño se
derivan de la velocidad de referencia del viento y de otros parámetros básicos de la clase de
aerogenerador.

NOTA Una turbina diseñada para una clase SWT con una velocidad de referencia del viento, Vref, está diseñada para
soportar climas para los cuales la velocidad extrema promedio del viento de 10 minutos con un periodo de recurrencia de 50 años
a la altura del buje de la turbina es inferior o igual a Vref (véase el numeral 3.17).

3.39 Resonancia. Fenómeno que aparece en un sistema oscilatorio, en el cual el periodo de
una oscilación forzada en muy cercano al de la oscilación libre.

3.40     Velocidad del rotor (aerogeneradores)

Velocidad rotacional del rotor del aerogenerador alrededor de su eje




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3.41 Longitud de rugosidad. Altura extrapolada en la cual la velocidad media del viento es
igual a cero, si se asume que el perfil vertical del viento tiene una variación logarítmica con la
altura.

3.42 Vida segura. Vida del servicio prescrita con una probabilidad declarada de falla
catastrófica.

3.43 Mantenimiento programado. Mantenimiento preventivo que se realiza de acuerdo con un
cronograma establecido.

3.44 Detención o parada (de aerogeneradores) (Shutdown). Estado transitorio de un
aerogenerador entre la producción de energía y el estado de ralentí o parado.

3.45 Parado. Condición de un sistema aerogenerador inmovilizado.

3.46 Estructura de soporte (aerogeneradores). Parte de un aerogenerador que comprende la
torre y la cimentación.

3.47 Velocidad de supervivencia (no usado). Nombre popular para la velocidad máxima del
viento que una construcción está diseñada para soportar.

NOTA Este término no se utiliza en la serie de normas IEC 61400; en lugar de ello, las condiciones de diseño se
refieren a la velocidad extrema del viento (véase el numeral 3.17).

3.48 Aerogenerador pequeño, SWT. Sistema con área de barrido del rotor de 200 m2 o
menos que convierte la energía cinética del viento en energía eléctrica.

3.49 Área de barrido. Área proyectada perpendicular a la dirección del viento que describirá
un rotor durante una rotación completa.

3.50 Intensidad de turbulencia. Relación entre la desviación estándar de la velocidad del
viento y la velocidad media del viento, determinada a partir del mismo conjunto de muestras de
datos medidos de la velocidad del viento, y que se toma durante un periodo específico de
tiempo.

3.51 Estado límite máximo. Estado límite que generalmente corresponde a la máxima
capacidad de carga soportada.

3.52 Mantenimiento no programado. Mantenimiento que se realiza sin que esté de acuerdo
con un cronograma establecido, sino después de recibir una indicación con respecto al estado
de un elemento.

3.53 A barlovento. En la dirección opuesta a la dirección dominante del viento.

3.54 Aerogenerador con eje vertical. Aerogenerador cuyo eje del rotor es vertical.

3.55 Distribución de Weilbull. Función de distribución de probabilidad que se usa con
frecuencia para las velocidades del viento. Esta función de distribución depende de dos
parámetros, el parámetro de la forma que controla el ancho de la distribución y el parámetro
escalar que a su vez controla la velocidad promedio del viento.

NOTA Véase 3.60, distribución de la velocidad del viento.

3.56 Perfil del viento - ley de cizallamiento del viento. Expresión matemática para una
variación supuesta de la velocidad del viento a una altura sobre el suelo.
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NOTA   Los perfiles comúnmente utilizados son el perfil logarítmico (ecuación 1) o el perfil exponencial (ecuación 2).

                                                              ln ( z / z o )
                              V ( z ) = V ( zr ) .                                                (1)
                                                             ln ( z r / z o )

                                                         α
                                                   ⎛ z   ⎞
                              V ( z ) = V ( zr ) . ⎜
                                                   ⎜ z
                                                         ⎟
                                                         ⎟                                        (2)
                                                   ⎝ r   ⎠

en donde

       V(z)     es la velocidad del viento a la altura z;

       z        es la altura sobre el suelo;

       zr       es una altura de referencia por encima del suelo utilizada para ajustar el perfil;

       Zo       es la longitud de rugosidad;

       α        es el exponente (o potencia elevada) de cizallamiento del viento.

3.57 Cizallamiento del viento. Variación de la velocidad del viento en el plano perpendicular a
la dirección del viento.

3.58 Exponente de cizallamiento del viento. También usualmente conocido como exponente
de la ley exponencial (véase 3.56, perfil del viento - ley de cizallamiento del viento).

3.59 Velocidad del viento. En un punto especificado del espacio, es la velocidad de
desplazamiento de una minúscula porción de aire que rodea a dicho punto.

NOTA La velocidad del viento también es la magnitud de la rapidez del viento local (vector) (véase el
numeral 3.61).

3.60 Distribución de las velocidades del viento. Función de distribución de probabilidad,
utilizada para describir la distribución de las velocidades del viento sobre un intervalo de tiempo
prolongado.

NOTA   Las funciones de distribución usuales son las leyes de Rayleigh PR(Vo) y de Weibull Pw{Vo).

                                                                       [
                                           PR{V < Vo } = 1−exp − π (Vo / 2Vave )2       ]
                                                                                            (3)
                                                                           [
                                              PW { < Vo } = 1−exp − (Vo / C )
                                                  V                             k
                                                                                    ]
                                                   ⎧       1          ⎫
                                                   ⎪CΓ(1 + k )        ⎪
                                                   ⎪
                                                   ⎪                  ⎪
                                                                      ⎪
                                   avec V ave    = ⎨                  ⎬                     (4)
                                                   ⎪                  ⎪
                                                   ⎪C π / 2, si k = 2 ⎪
                                                   ⎪
                                                   ⎩                  ⎪
                                                                      ⎭

en donde

       P (Vo)) es la función de probabilidad acumulada, es decir, la probabilidad de que V < Vo;

       Vo       es la velocidad del viento (límite);

       Vave     es el valor promedio de V;

       C        es el parámetro de escala de la función de Weibull;
                                                                   7
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        k       es el parámetro de forma de la función de Weibull;

        Γ       es la función gamma.

Ambos valores C y k pueden evaluarse a partir de datos reales. La función de Rayleigh es idéntica a la
función de Weibull si se elige k = 2 y los valores de C y Vave satisfacen la condición establecida en la
ecuación (4) para k = 2.

Las funciones de distribución expresan la probabilidad acumulada de que la velocidad del viento sea
menor que Vo. Así, [P(V1) - P(V2)] si se evalúa entre los límites especificados de V1 y V2, indicará la
fracción de tiempo en que la velocidad del viento se encuentra entre esos límites. Derivando las
funciones de distribución se obtienen las correspondientes funciones de densidad de probabilidad.

3.61    Vector de velocidad del viento

Vector que indica la dirección del movimiento de una cantidad minúscula de aire alrededor del
punto en consideración, la magnitud del vector es igual a la velocidad del movimiento de esta
“porción” de aire (es decir la velocidad del viento local).

NOTA De este modo, el vector en cualquier punto es la derivada del tiempo del vector de posición de la "porción"
de aire que se mueve en dicho punto.

3.62 Orientación. Rotación de eje del rotor alrededor de un eje vertical (únicamente para
aerogeneradores de eje horizontal).

3.63 Rata de orientación. Rata de cambio del ángulo de orientación con respecto al tiempo.

3.64 Desviación de la orientación. Desviación horizontal de eje del rotor del aerogenerador
con relación a la dirección del viento.


4.      SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

4.1     SÍMBOLOS

A       área de sección transversal                                                          [m2]

Aproj   área componente proyectada sobre un plano perpendicular o paralela
        a la dirección del viento                                                            [m2]

a       pendiente para el modelo de desviación
        estándar de la turbulencia                                                           [-]

B       cantidad de palas                                                                    [-]

C       parámetro escalar de la función de distribución de Weibull                           [m/s]

Cd      coeficiente de arrastre                                                              [-]

Cf      coeficiente de fuerza                                                                [-]

Cl      coeficiente de elevación                                                             [-]

Ct      coeficiente de empuje                                                                [-]


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Coh    función de coherencia                                                       [-]

D      diámetro del rotor                                                          [m]

er     distancia desde el centro de gravedad del rotor hasta el eje de rotación [m]

F      fuerza                                                                      [N]

FzB    fuerza sobre la base de la pala, en dirección a lo largo de la
        pala                                                                       [N]

Fx-shaft carga axial en el eje                                                     [N]

ƒ      frecuencia                                                                  [s-1]

ƒk     valor característico para la resistencia del material                       [-]

G      relación entre el par de torsión nominal y el par de torsión de cortocircuito
       para un generador                                                           [-]

g      aceleración debida a la gravedad: 9,81                                      [m/s2]

lB     momento de inercia de la masa de la pala alrededor del eje
       del flap* en la base de la pala                                             [kgm2]

       * componente de sustentación de la pala

l15    valor característico de la intensidad de turbulencia a la altura
       del buje para una velocidad promedio de 15 m/s durante 10 min.              [-]

k      parámetro de forma de la función de distribución de Weibull                 [-]

K      función modificada de Bessel                                                [-]

L      parámetro escalar integral de la turbulencia isotrópica                     [m]

Llt    distancia entre el punto de elevación y la punta de la torre                [m]

Lrt    distancia entre el centro del rotor y el eje de orientación                 [m]

Lrb    distancia entre el centro del rotor y el primer cojinete                    [m]

Lc     parámetro escalar de coherencia                                             [m]

Lk     parámetro escalar integral de la componente de la velocidad                 [m]

MxB, MyB momentos de flexión de la base de la pala                                 [Nm]

Mbrake par de torsión en el eje de baja velocidad producido por el freno           [Nm]

Mx-shaft momento de torsión del eje del rotor en el primer cojinete                [Nm]



                                                 9
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                     NTC 5725

Mshaft momento de flexión combinado para el eje en el primer cojinete           [Nm]
       (más próximo al rotor)

Mtower momento de flexión en la torre en el dispositivo del punto de
       elevación                                                                [Nm]

mB      masa de la pala                                                         [kg]

moverhang masa de la torre entre el punto de elevación y la punta de la torre   [kg]

mr      masa del rotor que equivale a la masa de las palas más la masa
        del buje                                                                [kg]

mtowertop masa de la góndola y el rotor combinadas                              [kg]

N(.)    es el número de ciclos hasta la falla en función del esfuerzo
        (o la deformación) indicada por un argumento (es decir, la curva
        característica S-N)                                                     [-]

N       periodo de recurrencia para situaciones extremas                        [años]

n       velocidad del rotor                                                     [r.p.m]
ni      número contado de ciclos de fatiga en el intervalo de carga i           [-]

O       fracción de tiempo operativo                                            [%]

P       potencia eléctrica                                                      [W]

PR(Vo) distribución de probabilidad acumulativa de Rayleigh, es decir,
       la probabilidad de que V < Vo                                            [-]

Pw(Vo) distribución de probabilidad acumulativa de Weibull                      [-]

p       probabilidad de supervivencia                                           [-]

Q       par de torsión del rotor                                                [Nm]

R       radio del rotor                                                         [m]

Rcog    distancia radial entre el centro de gravedad de una pala y el
        centro del rotor                                                        [m]

r       magnitud de la proyección del vector de separación                      [m]

Sl(f)   función de densidad de la potencia espectral                            [m2/s]

Sk      espectro de la componente de la velocidad en un solo lado               [m2/s]

si      nivel de esfuerzo (o deformación) asociado con el número de ciclos
        en el intervalo i                                                       [-]

T       tiempo característico de la ráfaga                                      [s]

t       tiempo                                                                  [s]
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Td       vida útil de diseño                                                      [s]

TE       tiempo excluído                                                          [h]

TN       tiempo durante el cual la turbina no está funcionando                    [h]

TT       tiempo total transcurrido en el ensayo de duración                       [h]

TU       tiempo desconocido                                                       [h]

V        velocidad del viento                                                     [m/s]

V(z)     velocidad del viento a la altura z                                       [m/s]

Vave     velocidad del viento promedio anual a la altura del buje                 [m/s]

Vcg      magnitud coherente extrema de ráfaga en el área completa
         de barrido del rotor                                                     [m/s]

Vdesign velocidad del viento de diseño                                            [m/s]

VeN      velocidad extrema esperada del viento (promediada en 3 s), con un
         intervalo de tiempo de recurrencia de N años. Ve1 y Ve50 para 1 año
         y 50 años respectivamente                                                [m/s]

VgustN magnitud mayor de ráfaga con un periodo de recurrencia esperado
       de N años                                                                  [m/s]

Vhub     velocidad del viento a la altura del buje promediada durante 10 min      [m/s]

Vin      velocidad de arranque de viento                                          [m/s]

Vmáx,shutdown velocidad máxima del viento en la cual el fabricante permite
         una parada normal                                                        [m/s]

Vo       velocidad límite del viento en el modelo de distribución de
         velocidad del viento                                                     [m/s]

Vout     velocidad de corte del viento                                            [m/s]

Vref     velocidad de referencia del viento promediada durante 10 min             [m/s]

Vtip     velocidad en la punta de la pala                                         [m/s]

V(z,t)   componente longitudinal de la velocidad del viento para describir
         la variación transitoria en condiciones extremas de ráfaga
         y cizallamiento                                                          [m/s]

W        módulo de sección usado en los cálculos de esfuerzo                      [m3]

x,y,z    sistema cartesiano utilizado para la descripción del campo de vientos;
         viento delantero (longitudinal), viento oblicuo (lateral) y altura
         respectivamente                                                          [m]


                                                 11
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Zhub   altura del buje del aerogenerador                                      [m]

zr     altura de referencia sobre el suelo                                    [m]

zo     longitud de rugosidad para el perfil logarítmico del viento            [m]

α      exponente de la ley exponencial de cizallamiento del viento            [-]

β      parámetro para el modelo de cambio de dirección extremo y el
       modelo de ráfaga de operación extremo                                  [-]

Γ      función gamma                                                          [-]

γf     factor de seguridad parcial para las cargas                            [-]

γm     factor de seguridad parcial para los materiales                        [-]

Δ      rango                                                                  [-]

θ(t)   cambio transitorio de la dirección del viento                          [°]

θcg    ángulo de la desviación máxima de la dirección de la velocidad
       promedio del viento en condiciones de ráfaga                           [°]

θeN    cambio de dirección extremo con un periodo de recurrencia de N años    [°]
η      eficiencia de los componentes entre la salida eléctrica y el rotor
       (por lo general el generador, la caja multiplicadora y el sistema de
       conversión)                                                            [-]

Λ1     parámetro escalar de la turbulencia definido como la longitud de
       onda en que la densidad espectral de potencia longitudinal;
                              2
       adimensional, fS1(f)/σ 1 , es igual a 0,05                             [m]

λ      relación de la velocidad en la punta                                   [-]

ρ      densidad del aire, se asume aquí como 1,225                            [kg/m3]

σ1     desviación estándar de la velocidad longitudinal del viento a
       la altura del buje                                                     [m/s]

σ2     desviación estándar de la velocidad vertical del viento a
       la altura del buje                                                     [m/s]

σ3     desviación estándar de la velocidad lateral del viento a
       la altura del buje                                                     [m/s]

σd     esfuerzo de diseño                                                     [MPa]

σk     desviación estándar de la velocidad del viento del componente
       k-ésimo a la altura del buje (K = 1, 2 o 3)                            [m/s]

ωn     velocidad rotacional del rotor                                         [rad/s]

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ωyaw    rata de orientación                                                          [rad/s]

Subíndices:

Ave     promedio

B       pala

design parámetro de entrada para las ecuaciones simplificadas de diseño

e50     una vez para cada extremo de 50 años (promediado durante 3 s)

hub     buje

max     máximo

r       rotor

shaft   eje

x       en la dirección x

y       en la dirección y

z       en la dirección z

Abreviaturas:

c.a.    corriente alterna

c.c.    corriente continua

DLC     Caso de carga de diseño (Design Load Case)

ECD     Ráfaga extrema coherente con cambio de dirección (Extreme Coherent Gust with
        Direction Change)

ECG     Ráfaga extrema coherente (Extreme Coherent Gust)

EDC     Cambio extremo de dirección del viento (Extreme Wind Direction Change)

EMC     Compatibilidad electromagnética (Electromagnetic Compatibility)

EOG     Ráfaga extrema en funcionamiento (Extreme Operating Gust)

EWM Modelo de velocidad del viento extrema (Extreme Wind Speed Model)

F       Fatiga

GFCI Interruptor de corriente de falla a tierra (Ground Fault Circuit Interruptor)

HAWT Aerogenerador con eje horizontal (Horizontal Axis Wind Turbine)

NWP Modelo de perfil de viento normal (Normal Wind Profile Model)

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NTM    Modelo de turbulencia normal (Normal Turbulence Model)

S      Clase especial IEC de aerogenerador

SWT    Aerogenerador pequeño (Small Wind Turbine)

U      Límite de ruptura (Ultimate)

4.2    SISTEMA CARTESIANO

Para definir las direcciones de las cargas, se usa el sistema de ejes que se ilustra en la Figura 1.


5.     ELEMENTOS PRINCIPALES

5.1    GENERALIDADES

En los capítulos siguientes se dan los requisitos técnicos y de ingeniería para garantizar la
seguridad de los sistemas estructural, mecánico, eléctrico y de control de los aerogeneradores.
Esta especificación de los requisitos se aplica en el diseño, la fabricación, la instalación y el
mantenimiento del aerogenerador y en el proceso de gestión de la calidad asociado.

El Anexo A proporciona guía sobre la forma en que esta norma se puede usar en la
certificación tipo de aerogeneradores pequeños.




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                                                                                         x Pala
                                                                  yPala




                                           zEje

                            yEje
                                                  x Eje




                                                                          z
                                                              y                  x



Torre
X es positivo en la dirección a sotavento, z apunta hacia arriba, y completa el sistema de coordenadas a la derecha.
El sistema de la torre es fijo.

Eje
El eje en dirección x es tal que un momento positivo alrededor del eje x actúa en la dirección rotacional.
El eje en direcciones y y z no se usan, sólo se usa el momento combinado.
El sistema de ejes (dirección) del eje gira con la góndola.

Pala
La pala en dirección x es tal que un momento positivo alrededor del eje x actúa en la dirección rotacional.
La pala en dirección y es tal que un momento positivo actúa para doblar la punta de la pala a sotavento.
La pala en dirección z es positiva hacia la punta de la pala.
Observe que el sistema de coordenadas de la pala cumple la convención hacia la derecha para un rotor que gira en
el sentido de las manecillas del reloj y la convención hacia la izquierda para un rotor que gira en el sentido contrario
a las manecillas del reloj, cuando se observa desde un sitio a barlovento.
El sistema de ejes de la pala rota con el rotor.

                                   Figura 1. Definición del sistema de ejes para HAWT




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5.2    MÉTODOS DE DISEÑO

El método de diseño para las turbinas tratadas en esta norma se describe en la Figura 2. Se
permite un método simplificado para una variedad de configuraciones de la turbina. Para las
turbinas con un área de barrido del rotor inferior a 2 m2, la torre no se considera parte del
diseño.

Los datos primarios de la turbina se miden en un "ensayo de datos de diseño" (véase el
numeral 9.2) después del cual se deben obtener los valores de cargas predichas de diseño en
una de las siguientes tres maneras o en una combinación de ellas:

-      Para algunas configuraciones de turbina, se suministra un método de cálculos
       simplificado.

       En la Sección 7.4 se suministra un conjunto limitado de casos de cargas con fórmulas
       sencillas y condiciones externas simplificadas.

-      Usar un modelo dinámico estructural en combinación con el ensayo de los datos de
       diseño y mediciones limitadas de cargas a plena escala para verificar el modelo.

       Este modelo se debe utilizar para determinar las cargas en un rango de velocidades del
       viento, utilizando las condiciones de turbulencia y otras condiciones extremas del viento que
       se definen en el numeral 6.3, y situaciones de diseño que se definen en el numeral 7.5. Se
       deben analizar todas las combinaciones pertinentes de condiciones externas y situaciones
       de diseño. Un conjunto mínimo de dichas combinaciones se ha definido como casos de
       carga en esta norma.

-      Mediciones de carga a plena escala con extrapolación de la carga.

Cada uno de estos métodos tiene incertidumbre diferente. Por lo tanto, se pueden aplicar
diferentes grupos de factores de seguridad dependiendo del método de estimación de la carga
que se utilice (véase el numeral 7.8).

Para todas las turbinas, se requiere un ensayo estático de la pala (véase el numeral 9.5). Para
verificar la idoneidad de otros componentes que soportan cargas se requiere cálculo o ensayo.
Las condiciones de ensayo deben reflejar las cargas de diseño incluyendo los factores de
seguridad pertinentes.

Finalmente, para todas las turbinas, se requiere de ensayo de seguridad y función (véase el
numeral 9.6) y ensayo de duración (véase el numeral 9.4).

5.3    ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD

El aseguramiento de la calidad debe ser una parte integral del diseño, la adquisición, la
construcción, la instalación, el funcionamiento y el mantenimiento de los aerogeneradores y de
todos sus componentes.

Se recomienda que el sistema de calidad, cumpla con los requisitos de la serie ISO 9000.




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                        SWT con tensión
                         < 1000 V c.a. o
                           1500 V c.c.




                                            No        Se debe usar
                         Área < 200 m²?
                                                      IEC 61400-1


                              Si


                                                     No es necesario
                                             Si
                          Área < 2 m²?                incluir sistema
                                                        de soporte


                             No

                        Ensayo de datos
                         de diseño (9.2)



                 Cargas de diseño determinadas
                  mediante ecuaciones sencillas
                  (7.4) o mediciones de cargas
                 con (7.5) o extrapolaciones (7.6)



                   Se requiere ensayo estático
                    de la pala (9.5.2) ensayo
                        o análisis de otro
                        componente (9.5)




                   Diseño del sistema eléctrico




                           ¿Condiciones      Si          Ensayo
                             externas
                                                        ambiental
                            extremas?


                             No

                    Ensayo de duración (9.4)
                     Ensayo de seguridad y
                    función del sistema (9.6)


                  Figura 2. Ruta de decisión según IEC 61400-2




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6.     CONDICIONES EXTERNAS

6.1    GENERALIDADES

Los aerogeneradores pequeños (SWT) están sujetos a condiciones ambientales y eléctricas
que pueden afectar a su carga, durabilidad y funcionamiento. Para asegurar el nivel adecuado
de seguridad y confiabilidad, deben tenerse en cuenta los parámetros ambientales, eléctricos y
relativos al suelo en el diseño y deben indicarse de forma explícita en la documentación del
diseño.

Las condiciones ambientales están divididas además en condiciones de viento y otras
condiciones ambientales. Las condiciones eléctricas se refieren a las condiciones de la red
eléctrica o a las condiciones eléctricas locales como es el caso de baterías, sistemas híbridos o
red local. Las propiedades relativas al suelo son importantes para la construcción de la
cimentación del aerogenerador.

Las condiciones de viento son la primera consideración externa que afecta la integridad
estructural. Otras condiciones ambientales también afectan a las características de diseño tales
como la función del sistema de control, la durabilidad, la corrosión, etc.
Las condiciones externas se subdividen en las categorías normal y extrema. Por lo general, las
condiciones externas normales conciernen a las condiciones de la carga estructural a largo
plazo y las condiciones de funcionamiento, mientras que las condiciones externas extremas
representan las condiciones externas de diseño poco comunes, pero potencialmente críticas.
Los casos de diseño de cargas deben consistir en una combinación de estas condiciones
externas con los modos de funcionamiento del aerogenerador.

6.2    CLASES DE AEROGENERADORES PEQUEÑOS (SWT)

Las condiciones externas a considerar en el diseño dependen del tipo de emplazamiento o sitio
previsto para la instalación de los aerogeneradores. Las clases de los aerogeneradores
pequeños se definen en función de los parámetros de la velocidad del viento y de la
turbulencia. El propósito de las clases es cubrir la mayoría de las aplicaciones. Los valores de
los parámetros de velocidad del viento y de turbulencia se emplean para representar los
valores característicos de muchos emplazamientos diferentes, sin dar una característica
precisa de ningún emplazamiento específico. La meta es lograr una clasificación de
aerogeneradores pequeños con una robustez claramente variable regulada por el viento. En la
Tabla 1 se especifican los parámetros básicos que definen las clases de aerogeneradores
pequeños.

En los casos en que es necesario un diseño especial (por ejemplo para condiciones especiales
del viento, otras condiciones externas o una clase de seguridad especial), se define una clase
adicional de aerogenerador, clase S. Los valores de diseño para la clase S de los
aerogeneradores pequeños deben ser seleccionados por el diseñador y deben especificarse en
la documentación del diseño. Para esas clases especiales, los valores seleccionados para las
condiciones de diseño deben reflejar un entorno más severo que el previsto para la utilización
del aerogenerador pequeño.

Las condiciones externas particulares definidas para las Clases l, II, III y IV no están pensadas
para cubrir las instalaciones marinas ("Offshore") ni las condiciones de viento experimentadas
en tormentas tropicales como huracanes, ciclones y tifones. Esas condiciones pueden requerir
un diseño de aerogeneradores de Clase S.




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                           Tabla 1. Parámetros básicos para las clases de aerogeneradores

 Clases de aerogeneradores              I         II        III        IV                      S
Vref               (m/s)               50       42,5       37,5        30
Vave             (m/s)              10       8,5           7,5        6
                                                                                    Valores especificados
I15                               0,18      0,18        0,18        0,18              por el diseñador
                 (-)
a                                    2        2           2           2
en donde
 -   los valores de los parámetros se aplican a la altura del buje, y

-      I15 es el valor de la característica adimensional de la intensidad de la turbulencia a 15 m/s.

-      a es el parámetro de pendiente adimensional a usar en la ecuación (7).



Además de estos parámetros básicos, se requieren otros parámetros importantes para
especificar completamente las condiciones externas empleadas en el diseño de los
aerogeneradores pequeños. En el caso de los aerogeneradores de las Clases l a lV, referidas
más adelante como clases SWT normalizadas, los valores de estos parámetros adicionales se
especifican en los numerales 6.3, 6.4 y 6.5.

Las abreviaturas añadidas entre paréntesis en los encabezados de los apartados restantes de
este capítulo se utilizan para describir las condiciones del viento para los casos de carga de
diseño definidas en el numeral 7.5. (Observe que para los cálculos sencillos de la carga, las
condiciones del viento también se simplifican).

Para los aerogeneradores de Clase S el fabricante debe describir en la documentación del
diseño los modelos utilizados y los valores de los parámetros de diseño. Cuando se adoptan
los modelos de esta sección, será suficiente el informe de los valores de los parámetros. La
documentación del diseño de los aerogeneradores de la clase S debe contener la información
listada en el Anexo B.

La vida útil de diseño se debe especificar con claridad en la documentación del diseño.

6.3       CONDICIONES DEL VIENTO

6.3.1     Generalidades

Un aerogenerador pequeño debe diseñarse para soportar con seguridad las condiciones del
viento definidas por la clase seleccionada de aerogeneradores. Los valores de diseño de las
condiciones del viento deben especificarse claramente en la documentación del diseño. El
régimen del viento para las consideraciones de carga y de seguridad se divide en condiciones
normales del viento que ocurren frecuentemente durante el funcionamiento normal de los
aerogeneradores, y en condiciones extremas del viento que se definen como aquellas con un
periodo de recurrencia de 1 año o de 50 años.

En cualquier caso, debe considerarse la influencia de una inclinación del flujo medio con
respecto a un plano horizontal de hasta 8°. Se debe suponer que el ángulo de inclinación del
flujo es invariable con la altura.

NOTA El influjo oblicuo puede tener un efecto de plegado si la dirección de plegado no se escoge correctamente
con respecto a la dirección rotacional del rotor.




                                                            19
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                                    NTC 5725

6.3.2   Condiciones normales de viento

6.3.2.1 Distribución de la velocidad del viento
La distribución de la velocidad del viento en el emplazamiento es importante para el diseño de
los aerogeneradores pequeños porque determina la frecuencia de incidencia de las
condiciones de carga individuales. En el caso de las clases de aerogeneradores normalizados,
se debe asumir que el valor medio de la velocidad del viento en un periodo de tiempo de 10
minutos sigue una distribución de Rayleigh para propósitos de cálculo de la carga de diseño.
En este caso, la distribución de probabilidad acumulativa a la altura del buje está dada por:

                                                           [
                             PR (Vhub ) = 1 − exp − π (Vhub / 2Vave )2          ]         (5)


6.3.2.2 Modelo normal del perfil del viento (NWP – Normal Wind Profile Model)

El perfil del viento, V(z), indica el promedio de la velocidad del viento en función de la altura z
sobre el suelo. En el caso de las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños, el
modelo del perfil normal del viento viene dado por la ley exponencial:

                             V ( z ) =V   hub   ( z / zhub )α                             (6)


Se debe asumir que el exponente α de la ley exponencial es 0,2.
El perfil supuesto del viento se utiliza para definir el cizallamiento promedio vertical del viento a
través del área barrida por el rotor.

6.3.2.3 Modelo de turbulencia normal (NTM - Normal Turbulance Model)

El modelo de turbulencia normal debe incluir un cizallamiento del viento como el descrito en
NWP. La expresión “turbulencia del viento” indica variaciones estocásticas en la velocidad del
viento con respecto al promedio de 10 min. El modelo de turbulencia debe incluir los efectos de
la velocidad variable del viento, la dirección variable y el muestreo rotacional. Para las clases
de aerogeneradores pequeños normalizados, las densidades espectrales exponenciales del
campo del vector de velocidad del viento aleatoria, se use o no explícitamente en el modelo,
debe cumplir los siguientes requisitos:

a)      El valor característico de la desviación estándar del componente de velocidad
        longitudinal del viento debe estar dada por2):

                                  σ1 = I15 (15 + aVhub ) /( a + 1)                  (7)


Los valores para I15 se presentan en la Tabla 1. Los valores característicos para la desviación
estándar, σ1, y la intensidad de la turbulencia, σ1 / Vhub, se muestran en la Figura 3.




2)
        Para hacer los cálculos de los casos de carga además de aquellos que se especifican en la Tabla 4, puede
        ser conveniente usar diferentes valores de percentil. Tales valores de percentil se deben determinar
        adicionando un valor a la ecuación 7 dada por:

                                                         Δσ 1 = 2( x − 1) I15

        Donde x se determina a partir de la función de distribución de probabilidad normal. Por ejemplo, x = 1,64
        para un valor de percentil de 95.
                                                                 20
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                                                                                                                                               45 %
                                     6
                                                                                                                                               40 %




                                                                                                              Desviación estándar σ 1 /Vhub%
                                     5                                                                                                         35 %
        Desviación estándar σ1 m/s


                                                                                                                                               30 %
                                     4
                                                                                                                                               25 %
                                     3
                                                                                                                                               20 %

                                     2                                                                                                         15 %

                                                                                                                                               10 %
                                     1
                                                                                                                                               5%

                                     0                                                                                                         0%
                                         0    10          20           30       40                                                                    0      10        20        30       40
                                             Velocidad del viento Vhub m/s                                                                                Velocidad del viento Vhub m/s




                                                                Figura 3. Turbulencia característica del viento

b)      Hacia el extremo de alta frecuencia del subrango de inercia, la densidad espectral
        exponencial del componente longitudinal de la turbulencia, S1(ƒ), debe aproximarse de
        manera asintótica a la forma:

                                                           S1 ( f ) = 0,05 (σ 1 )2 ( ∧1 / Vhub ) −2 / 3 f −5 / 3                                              (8)


El parámetro escalar de turbulencia, Λ1, debe estar dado por:

                                                                ⎡0,7 zhub para zhub < 30 m
                                                           ∧1 = ⎢                                                                                             (9)
                                                                ⎣21 m      para zhub ≥ 30 m


En el Anexo C se suministra especificaciones para modelos de turbulencia estocásticos que
cumplen estos requisitos. En el Anexo D se presenta un modelo determinístico simplificado que
se basa en una descripción estocástica de la turbulencia. Este modelo determinístico se puede
usar cuando se puede demostrar que la respuesta de la pala de la turbina a la velocidad del
viento muestreada rotativamente se amortigua con suficiencia. En el Anexo D también se
suministra guía para esta validación.

6.3.3   Condiciones extremas del viento

6.3.3.1 Generalidades

Las condiciones extremas del viento se usan para determinar las cargas extremas del viento
sobre el aerogenerador pequeño. Estas condiciones incluyen las velocidades pico del viento
debido a tormentas y cambios rápidos en la velocidad y dirección del viento. Estas condiciones
extremas incluyen los efectos potenciales de la turbulencia del viento de modo que sólo es
necesario considerar los efectos determinísticos en los cálculos de diseño.

6.3.3.2 Modelo de velocidad extrema del viento (EWM – Extreme Wind Speed Model)

La velocidad extrema del viento, Ve50, con un periodo de recurrencia de 50 años, y la velocidad
extrema del viento, Ve1, con un periodo de recurrencia de 1 año, deben basarse en la velocidad
de referencia del viento, Vref. Para diseños de aerogeneradores en las clases normalizadas,
Ve50 y Ve1 se deben calcular con las siguientes ecuaciones:


                                                                                             21
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                                 NTC 5725

                                    Ve50 ( z ) = 1,4Vref ( z / zhub )0,11              (10)


                                          Ve1 = 0,75Ve 50                       (11)

en donde

       zhub      es la altura del buje.

Se deben asumir desviaciones a corto plazo con respecto a la dirección media del viento de ± 15º.

6.3.3.3 Ráfaga extrema en funcionamiento (EOG – Extreme Operating Gust)

La ráfaga a la altura del buje de valor VgusN para un periodo de recurrencia de N años debe
estar dada para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños por la siguiente
relación:

                                                   ⎡              ⎤
                                                   ⎢              ⎥
                                                          σ1
                                      VguatN   = β ⎢
                                                   ⎢
                                                                  ⎥                    (12)
                                                             ⎛ D ⎞⎥
                                                   ⎢ 1 + 0,1 ⎜ ⎟ ⎥
                                                   ⎢         ⎜ ∧ ⎟⎥
                                                   ⎣         ⎝ 1 ⎠⎦

en donde

       σ1         es la desviación estándar, según la ecuación (7);

       Λ1        es el parámetro escalar de la turbulencia, conforme a la ecuación (9);

       D         es el diámetro del rotor;

       β         = 4,8 para N = 1;

       β         = 6,4 para N = 50.

La velocidad del viento se debe definir por un periodo de recurrencia de N años según la
ecuación:

                     ⎧V ( z ) − 0,37 VgustN sen ( 3πt / T ) (1 − cos( 2πt / T )) para 0 ≤ t ≤ T
                     ⎪
            V (t ) = ⎨
                     ⎪V ( z )
                     ⎩                                                           para t < 0 y t > T   (13)



en donde

       V(z)      se define en la ecuación (6);

       T         =         10,5 s para N = 1; y

       T         =         14,0 s para N = 50.

En la Figura 4 se ilustra un ejemplo de la ráfaga extrema en funcionamiento con un periodo de
recurrencia de un año y Vhub = 25 m/s.




                                                                22
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                                                                   NTC 5725

                                           40


      EOG, Velocidad del viento Vhub m/s   35


                                           30


                                           25


                                           20


                                           15
                                                -2       -1    0      1       2       3      4       5      6         7     8          9      10   11   12
                                                                                                 Tiempo t s


                                                     Figura 4. Ejemplo de ráfaga extrema en funcionamiento (N = 1, Vhub = 25 m/s)

Se seleccionaron valores de parámetros para ambos periodos de recurrencia que dieran la
misma tasa de ascenso máxima.

6.3.3.4 Cambio extremo de dirección (EDC)

La magnitud del cambio extremo de dirección, θe, para un periodo de recurrencia de N años
debe calcularse utilizando la siguiente relación:


                                                                                         ⎡                       ⎤
                                                                                         ⎢                       ⎥
                                                                                         ⎢        σ1             ⎥
                                                                   θ eN (t ) = ± β arctan⎢                       ⎥              (14)
                                                                                         ⎢V    ⎡          ⎛ D ⎞⎤ ⎥
                                                                                                          ⎜ ⎟⎥
                                                                                         ⎢ hub ⎢1 + 0,1   ⎜∧ ⎟ ⎥
                                                                                         ⎣     ⎢
                                                                                               ⎣               ⎥
                                                                                                          ⎝ 1 ⎠⎦ ⎦



en donde

                         θeN                         se limita al intervalo de ± 180°;

                         Λ1                          es el parámetro escalar de la turbulencia, conforme a la ecuación (9);

                         D                           es el diámetro del rotor;

                         β                           = 4,8 para N = 1;

                         β                           = 6,4 para N = 50.

El cambio transitorio de la dirección extrema para un periodo de recurrencia de N años, θN(t),
viene dado por:

                                                                        ⎧0                                 para t < 0
                                                                        ⎪
                                                              θN (t ) = ⎨0,5θ eN (1 − cos (πt / T ))       para 0 ≤ t ≤ T              (15)
                                                                        ⎪θ                                ´ para t > T
                                                                        ⎩ eN
en donde

                         T                           =        6 s, es la duración del cambio transitorio de dirección extrema. El signo debe
                                                              seleccionarse de modo que se produzca la peor carga transitoria. Al final del cambio
                                                              transitorio de dirección se supone que la dirección permanece invariable.
                                                                                                  23
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                                                                             NTC 5725

En las Figuras 5 y 6 se ilustra un ejemplo del cambio de dirección extrema con un periodo de
recurrencia de 50 años y Vhub = 25 m/s.


                                                                                     180,0

                                                                                     135,0

                                                                                      90,0




                               Magnitud ECD θeN (°)
                                                                                      45,0

                                                                                        0,0

                                                                                      -45,0

                                                                                      -90,0

                                                                                     -135,0

                                                                                     -180,0
                                                                                               0       10       20       30       40
                                                                                                   Velocidad del viento V hub m/s

               Figura 5. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento en magnitud
                                     (N = 50, D = 5 m, zhub = 20 m)
                                  Dirección transitoria del viento ECD θ N (t) (°)




                                                                                      60


                                                                                      50


                                                                                      40


                                                                                      30


                                                                                      20


                                                                                      10


                                                                                       0
                                                                                           0        2       4     6       8     10
                                                                                                           Tiempo s



           Figura 6. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento (N = 50, Vhub = 25 m/s)

6.3.3.5 Ráfaga coherente extrema (ECG - Extreme Coherent Gust)

Para diseños de aerogeneradores pequeños de las clases normalizadas, se debe asumir un
ráfaga coherente extrema con una magnitud de Vcg = 15 m/s. La velocidad del viento se debe
definir con las siguientes relaciones:




                                                                                                           24
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                                                              NTC 5725


                                                              ⎧V ( z )                               para t < 0
                                                              ⎪
                                                              ⎪
                                                 V ( z, t ) = ⎨V ( z ) + 0,5 Vcg (1 − cos (πt / T ))  para 0 ≤ t ≤ T               (16)
                                                              ⎪
                                                              ⎪V ( z ) + Vcg
                                                              ⎩                                    ´ para t ≥ T

en donde

       T                                   =           10 s es el tiempo de ascenso. Se debe usar el modelo de perfil de viento normal con velocidad
                                                       del viento como la que se especifica en la ecuación (6). En la Figura 7 se ilustra la ráfaga
                                                       coherente extrema para Vhub = 25 m/s.


                                           50
           Velocidad del viento V(t) m/s




                                           40

                                           30

                                           20

                                           10

                                            0
                                                -2         0          2           4         6              8           10    12           14
                                                                                        Tiempo s


                                                                     Figura 7. Ráfaga coherente extrema
                                                                            (Vhub = 25 m/s) (ECG)

6.3.3.6 Ráfaga coherente extrema con cambio de dirección (ECD)

En este caso, se debe asumir que el ascenso de la velocidad del viento (descrita por ECG,
véase Figura 7) ocurre simultáneamente con el cambio de dirección, θcg, donde θcg se define
con las siguientes relaciones:

                                                                    ⎧180°      para Vhub < 4 m / s
                                                                    ⎪
                                                                    ⎪ 720°
                                                      θcg (Vhub ) = ⎨         para 4 m / s ≤ Vhub ≤ Vref                    (17)
                                                                    ⎪ Vhub
                                                                    ⎪                           ´
                                                                    ⎩

El cambio de dirección, θcg, en función de Vhub y en función del tiempo para Vhub = 25 m/s se
ilustran en las Figuras 8 y 9 respectivamente.




                                                                                          25
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                                                                         NTC 5725

                                                                                200




                                         Cambio de dirección θcg (°)
                                                                                150


                                                                                100


                                                                                 50


                                                                                     0
                                                                                         0       10       20        30            40
                                                                                             Velocidad del viento Vhub m/s

                                                                                Figura 8. Cambio de dirección para ECD

                                                                                35
                               Dirección transitoria del viento EDC θ (t) (°)




                                                                                30

                                                                                25

                                                                                20

                                                                                15

                                                                                10

                                                                                 5

                                                                                 0
                                                                                     0       2    4      6   8      10       12        14
                                                                                                       Tiempo s

               Figura 9. Desarrollo del tiempo del cambio de dirección para Vhub = 25 m/s


El cambio de dirección simultánea viene entonces dado por:

                          ⎧
                          ⎪0°                                                                               para t ≤ 0
                          ⎪
                          ⎪
                 θ (t ) = ⎨± 0,5 θ cg (1 − cos (πt / T ))                                                    para 0 ≤ t ≤ T                 (18)
                          ⎪
                          ⎪± θ cg                                                                           para t ≥ T
                          ⎪
                          ⎩

6.4     OTRAS CONDICIONES AMBIENTALES

6.4.1   Generalidades

Otras condiciones ambientales (climáticas) aparte del viento pueden afectar la integridad y la
seguridad del aerogenerador, por la acción térmica, fotoquímica, corrosiva, mecánica, eléctrica
u otras acciones físicas. Además, las combinaciones de los parámetros climáticos dados
pueden incrementar su efecto.


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NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                    NTC 5725

Deben tomarse en consideración al menos las siguientes condiciones ambientales,
declarándose en la documentación del diseño la acción resultante:

-       temperatura;

-       humedad;

-       densidad de aire;

-       radiación solar;

-       lluvia, granizo, nieve y hielo;

-       substancias químicamente activas;

-       partículas mecánicamente activas;

-       descargas atmosféricas;

-       terremotos; y

-       ambiente marino - corrosión.

Un entorno marino requiere consideración adicional. Las condiciones climáticas para el diseño
se deben definir en términos de valores representativos o por los límites de las condiciones
variables. La probabilidad de la incidencia simultánea de las condiciones climáticas debe
tenerse en cuenta cuando se seleccionan los valores de diseño.

Las variaciones en las condiciones climáticas dentro de los límites normales que corresponden
a un periodo de recurrencia de un año no deben interferir en el funcionamiento normal
proyectado de un aerogenerador pequeño. Salvo que exista una correlación, se deben combinar
las otras condiciones ambientales externas según el numeral 6.4.3 con las condiciones normales
del viento conforme al numeral 6.3.2.

6.4.2   Otras condiciones ambientales normales

Los otros valores de las condiciones ambientales normales que deben tomarse en cuenta son.

-       rango de temperatura ambiente de funcionamiento normal del sistema de -10° C a + 40 °C;

-       humedad relativa hasta un 95 %;

-       contenido atmosférico equivalente al de una atmósfera tierra adentro no contaminada
        (véase la norma lEC 60721-2-1);

-       intensidad de la radiación solar de 1 000 W/m2; y

-       densidad de aire de 1,225 kg/m3.

Cuando el diseñador especifica los parámetros de las condiciones externas adicionales, estos
parámetros y sus valores deben enunciarse en la documentación del diseño y deben estar en
conformidad con los requisitos de la norma lEC 60721-2-1.



                                               27
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                    NTC 5725

6.4.3   Otras condiciones ambientales extremas

6.4.3.1 Generalidades

Otras condiciones ambientales extremas que deben considerarse para el diseño de los
aerogeneradores son la temperatura, las descargas atmosféricas, el hielo y los terremotos.

6.4.3.2 Temperatura

Los valores de diseño para el rango de temperaturas extremas para las clases normalizadas de
aerogeneradores pequeños deben ser al menos de -20 °C hasta +50 °C.

6.4.3.3 Descargas atmosféricas

Las disposiciones para la protección contra las descargas atmosféricas que se exigen en el
numeral 10.5 pueden considerarse como las adecuadas para aerogeneradores pequeños de
las clases normalizadas.

6.4.3.4 Hielo

No se dan requisitos mínimos para el hielo para las clases normalizadas de aerogeneradores
pequeños.

En caso de que el fabricante quiera incluir la carga del hielo en su estimación de la carga de
diseño, se recomienda una capa con 30 mm mínimo de hielo con una densidad de 900 kg/m3
en todas las áreas expuestas. Esta carga de hielo estática se combina entonces con las cargas
de arrastre en el sistema de turbina parqueado en 3 Vave. Las cargas del hielo en la estructura
de soporte que incluye los alambres de retención deberían considerarse en las cargas de
diseño de la estructura de soporte.

6.4.3.5 Terremotos

No se dan requisitos mínimos para los terremotos para las clases normalizadas de
aerogeneradores pequeños .

6.5     CONDICIONES DE CARGA ELÉCTRICA

6.5.1   Generalidades

Las condiciones eléctricas que se deben considerar en el diseño dependen de la aplicación de
la turbina.

6.5.2   Turbinas conectadas a la red de energía eléctrica

6.5.2.1 Condiciones eléctricas normales

Las condiciones normales en los bornes de los aerogeneradores a considerar en el diseño se
indican a continuación. Las condiciones eléctricas normales de la red se aplican cuando los
parámetros siguientes están dentro de los rangos establecidos a continuación.

-       Tensión - valor nominal (conforme a la norma IEC 60038) ± 10 %.

-       Frecuencia - valor nominal ± 2 %.


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NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                  NTC 5725

-      Desbalance de tensión: la proporción de la componente de secuencia negativa de la
       tensión con respecto a la componente de secuencia positiva no excederá el 2 %.

-      Ciclos de autoreconexión: periodos del ciclo de autoreconexión de 0,2 s a 5,0 s para la
       primera reconexión y de 10 s a 90 s para la segunda.

-      Interrupciones del suministro de la red: se asume que las interrupciones de suministro
       de la red ocurren 20 veces por año. Una interrupción del suministro de hasta 24 h debe
       considerarse una condición normal.

6.5.2.2 Condiciones eléctricas extremas

Es necesario considerar en el diseño por lo menos las siguientes condiciones eléctricas
extremas de la red de energía en los bornes del aerogenerador:

-      Tensión - desviaciones con respecto al valor nominal de ±20 %.

-      Frecuencia - valor nominal de ±10 %.

-      Desbalance de tensión de 15 %.

-      Fallas simétricas y asimétricas.

-      Interrupción del suministro de la red - las interrupciones de hasta una semana se deben
       considerar una condición extrema.

6.5.3 Turbinas no conectadas a la red de energía eléctrica

6.5.3.1 Turbina para carga de baterías

La turbina debe tener la capacidad para funcionar en todo el rango de tensiones de la batería
que se indica a continuación:

-      rango de tensión -15 % o +30 % de la tensión nominal (ejemplo 12 V, 24 V, 36 V, etc.), o

-      5 % más allá de los ajustes superior e inferior del controlador de carga.

6.5.3.2 Red local

Se espera que las turbinas conectadas a una red local, por ello no conectadas a una red
eléctrica grande, encuentren variaciones grandes en la tensión y la frecuencia. El sistema de
turbinas debe tener la capacidad de funcionar dentro de los siguientes límites:

-      tensión: desviación con respecto a los valores nominales de ±15%, y

-      frecuencia: nominal ±5 Hz.


7.     DISEÑO ESTRUCTURAL

7.1    GENERALIDADES

El diseño estructural del aerogenerador se debe basar en la verificación de la integridad
estructural de los componentes en el trayecto de carga crítica desde las palas del rotor hasta la

                                               29
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                      NTC 5725

cimentación. Los esfuerzos de ruptura y resistencia a la fatiga de las partes estructurales deben
verificarse por cálculos y/o ensayos para demostrar la integridad estructural de un
aerogenerador con el nivel de seguridad correcto.

El análisis estructural debe basarse en la norma ISO 2394 o equivalente, cuando corresponda.

7.2     METODOLOGÍA DE DISEÑO

Debe verificarse que no se excedan los estados límites en el diseño del aerogenerador.

Existen tres maneras de determinar las cargas de diseño para la turbina:

-       ecuaciones de carga simplificadas (véase el numeral 7.4);

-       modelado aeroelástico (véase el numeral 7.5); y

-       ensayo de cargas mecánicas (véase el numeral 7.6).

7.3     CARGAS Y CASOS DE CARGA

Se deben considerar los siguientes tipos de cargas.

7.3.1   Cargas de inercia, vibración y gravitacionales

Las cargas de inercia y gravitacionales son cargas estáticas y dinámicas que actúan en el
aerogenerador y resultan de la inercia, la vibración, la rotación, la gravedad y la actividad giroscópica
y sísmica (o movimiento de la estructura de soporte como es el caso de los botes, etc.).

Se recomienda atención especial a la excitación de las frecuencias naturales del sistema de
turbinas.

7.3.2   Cargas aerodinámicas

Las cargas aerodinámicas son las cargas estáticas y dinámicas que son causadas por el flujo
de aire y su interacción con las partes estáticas y móviles del aerogenerador. El flujo de aire
depende de la velocidad rotacional del rotor, la velocidad del viento a través del plano del rotor,
la turbulencia, la densidad de aire, y de las formas aerodinámicas de los componentes del
aerogenerador y sus efectos interactivos, incluyendo los efectos aeroelásticos.

7.3.3   Cargas funcionales

Las cargas funcionales resultan del funcionamiento y control del aerogenerador. Estas cargas
pueden ser causadas por orientación, frenado, plegado, variación del ángulo de la pala,
conexión a la red, etc.

7.3.4   Otras cargas

También se deben tomar en consideración todas las cargas que pueden ocurrir debido a
ambientes de funcionamiento especiales que especifique el fabricante (por ejemplo cargas por
ondas, cargas por estela, cargas por hielo, cargas por transporte, montaje, mantenimiento y
reparación, etc.).




                                                   30
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA                  NTC 5725

7.3.5   Casos de cargas

Para propósitos de diseño, la vida útil de un aerogenerador pequeño se puede representar por
un conjunto de situaciones de diseño que cubren las condiciones más significativas que pueda
experimentar el aerogenerador.

Los casos de carga se deben determinar a partir de los modos de funcionamiento u otros
estados de diseño, tales como la instalación específica, las condiciones de montaje o del
mantenimiento, junto con las condiciones externas. Deben considerarse los casos de cargas
pertinentes con una probabilidad de incidencia razonable, junto con el comportamiento del
sistema de control y de protección.

En términos generales, los casos de cargas de diseño utilizadas para verificar la integridad
estructural de un aerogenerador deben calcularse a partir de las siguientes combinaciones:

-       funcionamiento de la turbina sin falla y con condiciones externas normales;

-       funcionamiento de la turbina sin falla y con condiciones externas extremas;

-       funcionamiento de la turbina con falla y con condiciones externas adecuadas; y

-       situaciones de diseño de transporte, la instalación y mantenimiento y condiciones
        externas adecuadas.

Si existe correlación significativa entre una condición externa extrema y una situación de falla,
debe considerarse una combinación realista de las dos como un caso de carga de diseño.

En cada situación de diseño, deberían considerarse varios casos de carga de diseño para
verificar la integridad estructural de los componentes del aerogenerador. Como mínimo, deben
considerarse los casos de carga de la Tabla 2 o de la Tabla 4. En estas tablas los casos de
carga se especifican para cada situación de diseño por la descripción del viento, las
condiciones eléctricas y otras condiciones externas.

Cuando el sistema de control y protección no monitorea y limita algunos parámetros de la
turbina, esto se debe considerar en los casos de carga. Ejemplos de tales parámetros son:

-       torsión del cable,
-       vibraciones,

-       velocidad del rotor, y

-       trepidación.

7.4     MODELO DE CARGA SIMPLIFICADO

7.4.1   Generalidades

Para algunas configuraciones de turbina, las cargas se pueden derivar utilizando ecuaciones
sencillas y conservadoras para un conjunto limitado de casos de carga. El Anexo F proporciona
información general para estas ecuaciones. Si la configuración de la turbina no cumple los
requisitos de configuración, no se pueden utilizar las ecuaciones sencillas, en su lugar se
deben utilizar el modelado aereoelástico (véase el numeral 7.5) o las mediciones de carga
(véase el numeral 7.6).


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  • 1. NORMA TÉCNICA NTC COLOMBIANA 5725 2009-11-18 AEROGENERADORES. REQUISITOS DE DISEÑO PARA AEROGENERADORES PEQUEÑOS E: WIND TURBINES. DESIGN REQUIREMENTS FOR SMALL WIND TURBINES. CORRESPONDENCIA: esta norma es una adopción modificada (MOD) IEC61400-2:2006 DESCRIPTORES: energía eólica; aerogenerador; generación de energía; requisitos de diseño; requisitos de seguridad. I.C.S.: 27.180.00 Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) Apartado 14237 Bogotá, D.C. - Tel. (571) 6078888 - Fax (571) 2221435 Prohibida su reproducción Editada 2009-11-25
  • 2. PRÓLOGO El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, es el organismo nacional de normalización, según el Decreto 2269 de 1993. ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en los mercados interno y externo. La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último caracterizado por la participación del público en general. La NTC 5725 fue ratificada por el Consejo Directivo de 2009-11-18. Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en todo momento a las necesidades y exigencias actuales. A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a través de su participación en el Comité Técnico 185 Energía eólica ACODAL METÁLICAS SIERRA EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN TRONEX BATTERY COMPANY S.A. ENERGÍA PROYECTAR UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ESCUELA DE INGENIEROS MILITARES ENERGÉTICA -UPME- GREEN LOOP UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y INDUSTRIAS JOBER TECNOLÓGICA DE COLOMBIA Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las siguientes empresas: ACQUAIRE LTDA. SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS ANDESCO PÚBLICOS CODENSA UNIVERSIDAD DE ANTIOQUIA EMGESA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES ESCUELA DE INGENIERÍA JULIO GARAVITO UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE COLOMBIA FULGOR ENERGÍA S.A. UNIVERSIDAD CENTRAL IPSE UNIVERSIDAD DE LA SALLE LABORATORIO TECNOELÉCTRICO UNIVERSIDAD DE LOS ANDES MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE WAYUU E.S.P. SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados normas internacionales, regionales y nacionales y otros documentos relacionados. DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN
  • 4. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 CONTENIDO Página 0. ACLARACIÓN..............................................................................................................1 1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN ........................................................................1 2. NORMAS DE REFERENCIA........................................................................................2 3. TÉRMINOS Y DEFINICIONES .....................................................................................3 4. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS..................................................................................8 4.1 SÍMBOLOS...................................................................................................................8 4.2 SISTEMA CARTESIANO ...........................................................................................14 5. ELEMENTOS PRINCIPALES ....................................................................................14 5.1 GENERALIDADES.....................................................................................................14 5.2 MÉTODOS DE DISEÑO .............................................................................................16 5.3 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD .......................................................................16 6. CONDICIONES EXTERNAS ......................................................................................18 6.1 GENERALIDADES.....................................................................................................18 6.2 CLASES DE AEROGENERADORES PEQUEÑOS (SWT) .......................................18 6.3 CONDICIONES DEL VIENTO ....................................................................................19 6.4 OTRAS CONDICIONES AMBIENTALES ..................................................................26 6.5 CONDICIONES DE CARGA ELÉCTRICA.................................................................28 7. DISEÑO ESTRUCTURAL ..........................................................................................29
  • 5. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Página 7.1 GENERALIDADES.....................................................................................................29 7.2 METODOLOGÍA DE DISEÑO ....................................................................................30 7.3 CARGAS Y CASOS DE CARGA ...............................................................................30 7.4 MODELO DE CARGA SIMPLIFICADO .....................................................................31 7.5 MODELADO AEROELÁSTICO .................................................................................39 7.6 MEDICIONES DE CARGA .........................................................................................42 7.7 CÁLCULO DE ESFUERZO........................................................................................42 7.8 FACTORES DE SEGURIDAD....................................................................................43 7.9 ANÁLISIS DEL ESTADO LÍMITE ..............................................................................44 8. SISTEMA DE PROTECCIÓN Y PARADA .................................................................45 8.1 GENERALIDADES.....................................................................................................45 8.2 REQUISITOS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN...........................46 8.3 PARADA MANUAL ....................................................................................................46 8.4 PARADA PARA MANTENIMIENTO ..........................................................................46 9. ENSAYOS ..................................................................................................................46 9.1 GENERALIDADES.....................................................................................................46 9.2 ENSAYOS PARA VERIFICAR LOS DATOS DE DISEÑO ........................................47 9.3 ENSAYO TÉCNICO DE CARGA ...............................................................................48 9.4 ENSAYO DE DURACIÓN ..........................................................................................49 9.5 ENSAYO DE LOS COMPONENTES MECÁNICOS ..................................................53 9.6 SEGURIDAD Y FUNCIÓN..........................................................................................54 9.7 ENSAYO AMBIENTAL...............................................................................................54 9.8 ELÉCTRICO ...............................................................................................................55
  • 6. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Página 10. SISTEMA ELÉCTRICO ..............................................................................................55 10.1 GENERALIDADES.....................................................................................................55 10.2 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN............................................................................55 10.3 DISPOSITIVOS DE DESCONEXIÓN .........................................................................55 10.4 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ............................................................................56 10.5 PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ......................................56 10.6 CONDUCTORES Y CABLES ELÉCTRICOS ............................................................56 10.7 CARGAS ELÉCTRICAS ............................................................................................56 11. ESTRUCTURA DE SOPORTE...................................................................................58 11.1 GENERALIDADES.....................................................................................................58 11.2 REQUISITOS DINÁMICOS ........................................................................................58 11.3 FACTORES AMBIENTALES .....................................................................................58 11.4 CONEXIÓN A TIERRA...............................................................................................58 11.5 CIMENTACIÓN...........................................................................................................58 11.6 CARGAS DE DISEÑO DE ACCESO A LA TURBINA...............................................59 12. REQUISITOS DE DOCUMENTACIÓN ......................................................................59 12.1 GENERALIDADES.....................................................................................................59 12.2 INSTALACIÓN ...........................................................................................................59 12.3 FUNCIONAMIENTO ...................................................................................................60 12.4 MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN DE RUTINA ......................................................60 13. RÓTULOS DEL AEROGENERADOR .......................................................................62
  • 7. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Página BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................................97 DOCUMENTO DE REFERENCIA..........................................................................................98 + ANEXOS ANEXO A (Informativo) CERTIFICACIÓN TIPO DE LOS AEROGENERADORES PEQUEÑOS...............................63 ANEXO B (Normativo) PARÁMETROS DE DISEÑO PARA DESCRIBIR AEROGENERADORES DE CLASES ...........................................................................................................................66 ANEXO C (Informativo) MODELOS DE TURBULENCIA ESTOCÁSTICA..................................................................68 ANEXO D (Informativo) DESCRIPCIÓN DETERMINÍSTICA DE LA TURBULENCIA ................................................71 ANEXO E (Informativo) FACTORES DE SEGURIDAD PARCIAL PARA LOS MATERIALES ..................................73 ANEXO F (Informativo) DESARROLLO DE LAS ECUACIONES DE DISEÑO SENCILLO .......................................84 FIGURAS Figura 1. Definición del sistema de ejes para HAWT ........................................................15 Figura 2. Ruta de decisión según IEC 61400-2 ..................................................................17 Figura 3. Turbulencia característica del viento......................................................................21 Figura 4. Ejemplo de ráfaga extrema en funcionamiento (N = 1, Vhub = 25 m/s) .............23 Figura 5. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento en magnitud..................24 (N = 50, D = 5 m, zhub = 20 m) Figura 6. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento (N = 50, Vhub = 25 m/s)...........................................................................................................24 Figura 7. Ráfaga coherente extrema(Vhub = 25 m/s) (ECG) ...............................................25
  • 8. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Página Figura 8. Cambio de dirección para ECD ...........................................................................26 Figura 9. Desarrollo del tiempo del cambio de dirección para Vhub = 25 m/s..................26 TABLAS Tabla 1. Parámetros básicos para las clases de aerogeneradores .................................19 Tabla 2. Casos de carga de diseño para el método de cálculo de carga simplificado ................................................................................................................33 Tabla 3. Coeficientes de fuerza, Cf ......................................................................................38 Tabla 4. Grupo mínimo de casos de carga de diseño para modelos aeroelásticos ......40 Tabla 5. Esfuerzos equivalentes .........................................................................................43 Tabla 6. Factores de seguridad parcial para los materiales.............................................44 Tabla 7. Factores de seguridad parcial para las cargas ...................................................44
  • 9. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 AEROGENERADORES. REQUISITOS DE DISEÑO PARA AEROGENERADORES PEQUEÑOS 0. ACLARACIÓN Esta norma es modificada (MOD) con respecto a la norma IEC 61400: 2006, en los siguientes aspectos: - En el numeral en el texto del documento se incluyen algunas NTC idénticas a las normas IEC correspondientes. - Se omitió la expresión “esta parte de la IEC 61400” - Inclusión del Anexo G (informativo) en el cual se establecen aclaraciones de algunas definiciones contempladas en el numeral 3. - En el numeral 12.1 “Requisitos de documentación” se estableció que esta debe estar en el idioma original y en español, con el propósito de que el usuario en Colombia cuente con la documentación en su idioma. 1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN Esta norma aborda la filosofía de seguridad, el aseguramiento de la calidad y la integridad de la ingeniería, también especifica los requisitos de seguridad para aerogeneradores pequeños, incluyendo diseño, instalación, mantenimiento y operación en condiciones externas específicas. Su propósito es brindar un grado adecuado de protección contra el daño debido a peligros derivados de estos sistemas durante su vida útil planificada. Esta norma concierne a cualquier subsistema de los aerogeneradores pequeños tales como los mecanismos de protección, sistemas eléctricos internos, sistemas mecánicos, estructuras de soporte, bases (fundaciones) y la interconexión eléctrica con la carga. Aunque esta norma es similar a la NTC 5363 (IEC 61400-1), ella simplifica y hace cambios significativos con el objeto de poderla aplicar a turbinas pequeñas. Esta norma se aplica a aerogeneradores con una área de barrido del rotor inferior a 200 m2 (8 metros de radio) y que generan una tensión inferior a 1 000 V c.a o a 1 500 V c.c. 1 de 98
  • 10. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Se recomienda usar esta norma junto con las normas IEC e ISO adecuadas (véase el numeral 2). 2. NORMAS DE REFERENCIA Los siguientes documentos de referencia son indispensables para la aplicación de este documento. Para referencias fechadas únicamente se aplica la edición citada. Para referencias sin fecha, se aplica la edición más reciente del documento mencionado (incluyendo todas las enmiendas). IEC 60034-1, Rotating Electrical Machines. Part 1: Rating and Performance. (NTC 2805) IEC 60034-2, Rotating Electrical Machines. Part 2: Methods for Determining Losses and Efficiency of Rotating Electrical Machinery from Tests (Excluding Machines form Traction Vehicles). (NTC 3477). IEC 60034-5, Rotating Electrical Machines. Part 5: Degrees of Protection Provide by the Integral Design of Rotating Electrical Machines (IP code). Classification. (NTC-IEC 34-5). IEC 60034-8, Rotating Electrical Machines. Part 8: Terminal Markings and Direction of Rotation. (NTC 1545) IEC 60038:1983, IEC Standard voltages Amendment 1 (1994) Amendment 2 (1997) lEC 60204-1, Safety of Machinery. Electrical Equipment of Machines. Part 1: General Requirements. lEC 60364-5-54, Electrical Installations of Buildings. Part 5-54: Selection and Erection of Electrical Equipment. Earthing Arrangements, Protective Conductors and Protective Bonding Conductors. lEC 60721-2-1, Classification of environmental conditions. Part 2-1: Environmental conditions appearing in nature. Temperature and humidity. lEC 61400-1, Wind Turbines. Part 1: Design Requirements. (NTC 5363) IEC 61400-12-1, Wind Turbines. Part 12-1: Power Performance Measurements of Electricity Producing wind Turbines. IEC 61400-13, Wind Turbines. Part 13: Measurement of Mechanical Loads. IEC 61400-23, Wind Turbines. Part 23: Full-Scale Structural Testing of Rotor Blades. IEC 61643-1, Low-Voltage Surge Protective Devices. Part 1: Surge Protective Devices Connected to Low-Voltage Power Distribution Systems. Requirements and Tests. ISO/IEC 17025:2005, General Requirements for the Competente of Testing and Calibration Laboratories. ISO 2394, General Principles on Reliability for Structures. 2
  • 11. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 3. TÉRMINOS Y DEFINICIONES Para el propósito de esta norma se aplican los siguientes términos y definiciones: NOTA Para la aclaración de conceptos relacionados con las definiciones de los numerales 3.14, 3.24, 3.30, 3.32, 3.33, 3.44 y 3.45 véase el Anexo G. 3.1 Promedio anual. Valor promedio de un conjunto de datos medidos con tamaño y duración suficiente para servir de estimación del valor esperado de la magnitud. NOTA El intervalo de tiempo promediado debe ser un número entero de años para calcular el promedio de los efectos no estáticos tales como las variaciones debidas a las estaciones. 3.2 Promedio anual de la velocidad del viento. Velocidad del viento promediada conforme a la definición del promedio anual. 3.3 Ciclo de autoreconexión. Evento con un periodo de tiempo que varia aproximadamente desde 0,01 s a unos pocos segundos, durante el cual un interruptor que se abre tras una falla de la red se cierra automáticamente y la línea se vuelve a conectar a la red. 3.4 Freno (aerogeneradores). Dispositivo capaz de reducir la velocidad del rotor o parar el movimiento de rotación. 3.5 Falla catastrófica (aerogeneradores). Desintegración o colapso de un componente o estructura, cuyo resultado es la pérdida de la función vital que deteriora la seguridad. 3.6 Valor característico (de una propiedad del material). Valor que tiene una probabilidad prescrita de no ser alcanzado en una serie de ensayos ilimitada e hipotética. 3.7 Sistema de control (para aerogeneradores). Subsistema que recibe la información acerca de la condición del aerogenerador y/o su entorno y ajusta el generador con el objeto de mantenerlo dentro de límites de funcionamiento. 3.8 Velocidad de arranque de viento (velocidad de inicio), Vin. La menor velocidad media del viento a la altura del buje en la que el aerogenerador, según el diseño, empieza a producir energía. 3.9 Velocidad de corte de viento, Vout. La mayor velocidad media del viento a la altura del buje a la cual el aerogenerador esta diseñado para producir energía. 3.10 Límites de diseño. Valores máximos o mínimos utilizados en un diseño. 3.11 Situación de diseño. Modo posible de funcionamiento del aerogenerador, por ejemplo produciendo energía, parqueado, etcétera. 3.12 Velocidad del viento de diseño. Velocidad del viento que se utiliza como entrada para las ecuaciones del diseño sencillo (igual a 1,4 Vave). 3.13 A sotavento. En la dirección dominante del viento. 3.14 Parada de emergencia (aerogeneradores). Parada rápida del aerogenerador provocada por un sistema de protección o por una intervención manual. 3.15 Condiciones ambientales. Características del medioambiente (altitud, temperatura, humedad, etc.) que pueden afectar al comportamiento del aerogenerador. 3
  • 12. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 3.16 Condiciones externas (aerogeneradores). Factores que afectan al funcionamiento de un aerogenerador que incluyen el régimen del viento, otros factores climáticos (nieve, hielo, etcétera.), terremotos y condiciones de la red eléctrica. 3.17 Velocidad extrema del viento. Valor promedio más alto de la velocidad del viento, promediado en t segundos, que probablemente se experimente en un periodo de tiempo especificado (periodo de recurrencia) de T años. NOTA Periodos de recurrencia de T = 50 años y T = 1 año e intervalos de tiempo promediados de t = 3 segundos y t = 10 minutos se usan en varias normas. En lenguaje popular, con frecuencia se utiliza el término menos preciso "velocidad de supervivencia del viento". Sin embargo, en la práctica, el sistema aerogenerador se diseña usando la velocidad extrema del viento para los casos de la carga de diseño. 3.18 A prueba de fallas. Propiedad en el diseño de un dispositivo que previene las fallas que resulten de las averías críticas. 3.19 Plegado (Furling). Mecanismo pasivo de control del exceso de velocidad mediante la reducción del área de barrido proyectada o expuesta. 3.20 Ráfaga. Variación breve y repentina de la velocidad del viento por encima de su valor medio. NOTA Una ráfaga puede caracterizarse por su tiempo de ascenso, su magnitud y su duración. 3.21 Aerogenerador con eje horizontal. Turbina eólica cuyo eje de rotor es sustancialmente paralelo al flujo del viento. 3.22 Buje (aerogeneradores). Elemento de unión de las palas o del conjunto de palas con el eje del rotor. 3.23 Altura del buje (aerogeneradores). Altura del centro del rotor del aerogenerador por encima de la superficie del suelo. Para un aerogenerador con eje vertical, la altura del buje es la altura del plano ecuatorial. 3.24 Ralentí (aerogeneradores). Condición de un aerogenerador en rotación lenta sin producción de energía. 3.25 Estado límite. Estado de una estructura y de las cargas que actúan sobre ella por encima del cual la estructura no satisface las exigencias de diseño. [ISO 2394, 2.2.9, modificada] NOTA El propósito de los cálculos en el diseño (es decir los requisitos de diseño para el estado límite) es limitar la probabilidad de que un estado límite pueda alcanzarse por debajo de un cierto valor prescrito para el tipo de estructura considerada (ISO 2394). 3.26 Caso de carga. Combinación de una situación de diseño y una condición externa que da como resultado una aplicación de carga estructural. 3.27 Ley logarítmica de cizallamiento del viento. Ley matemática que expresa las variaciones en la velocidad del viento como una función logarítmica de la altura por encima del suelo. 4
  • 13. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 3.28 Velocidad media del viento. Media estadística de los valores instantáneos de la velocidad del viento, promediados durante un intervalo de tiempo determinado que puede variar desde unos segundos a varios años. 3.29 Góndola. Alojamiento que contiene la transmisión y otros elementos, en la parte superior de la torre de un aerogenerador de eje horizontal. 3.30 Parada normal (aerogeneradores). Parada en la cual todas las etapas están bajo la acción del sistema de control. 3.31 Límites de funcionamiento. Conjunto de condiciones definidas por el diseñador del aerogenerador que gobiernan la activación del sistema de control y protección. 3.32 Aerogenerador parqueado. Dependiendo del diseño del aerogenerador, parqueado se refiere al estado de parada o de ralentí de la turbina. 3.33 Parqueado. Situación a la cual vuelve un aerogenerador después de una parada normal 3.34 Ley exponencial de cizallamiento del viento. Ley matemática que expresa las variaciones de la velocidad del viento como una ley exponencial en función de la altura por encima del suelo. 3.35 Potencia de salida. Potencia suministrada por un dispositivo de una forma específica y para un propósito especificado. NOTA Para aerogeneradores, ésta es la energía eléctrica suministrada por un aerogenerador. 3.36 Sistema de protección (aerogeneradores). Sistema que garantiza que el sistema del aerogenerador permanezca dentro de los límites de diseño. 3.37 Distribución de Rayleigh. Función de distribución de probabilidad que se utiliza con frecuencia para las velocidades del viento. La distribución depende de un parámetro ajustable - el parámetro escalar, el cual controla la velocidad promedio del viento. NOTA La distribución de Rayleigh es idéntica a la distribución de Weibull (véase 3.55) con parámetro de forma 2. 3.38 Velocidad de referencia del viento, Vref Parámetro básico para la velocidad del viento que se utiliza para definir las clases de aerogeneradores pequeños (SWT). Otros parámetros climáticos relacionados con el diseño se derivan de la velocidad de referencia del viento y de otros parámetros básicos de la clase de aerogenerador. NOTA Una turbina diseñada para una clase SWT con una velocidad de referencia del viento, Vref, está diseñada para soportar climas para los cuales la velocidad extrema promedio del viento de 10 minutos con un periodo de recurrencia de 50 años a la altura del buje de la turbina es inferior o igual a Vref (véase el numeral 3.17). 3.39 Resonancia. Fenómeno que aparece en un sistema oscilatorio, en el cual el periodo de una oscilación forzada en muy cercano al de la oscilación libre. 3.40 Velocidad del rotor (aerogeneradores) Velocidad rotacional del rotor del aerogenerador alrededor de su eje 5
  • 14. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 3.41 Longitud de rugosidad. Altura extrapolada en la cual la velocidad media del viento es igual a cero, si se asume que el perfil vertical del viento tiene una variación logarítmica con la altura. 3.42 Vida segura. Vida del servicio prescrita con una probabilidad declarada de falla catastrófica. 3.43 Mantenimiento programado. Mantenimiento preventivo que se realiza de acuerdo con un cronograma establecido. 3.44 Detención o parada (de aerogeneradores) (Shutdown). Estado transitorio de un aerogenerador entre la producción de energía y el estado de ralentí o parado. 3.45 Parado. Condición de un sistema aerogenerador inmovilizado. 3.46 Estructura de soporte (aerogeneradores). Parte de un aerogenerador que comprende la torre y la cimentación. 3.47 Velocidad de supervivencia (no usado). Nombre popular para la velocidad máxima del viento que una construcción está diseñada para soportar. NOTA Este término no se utiliza en la serie de normas IEC 61400; en lugar de ello, las condiciones de diseño se refieren a la velocidad extrema del viento (véase el numeral 3.17). 3.48 Aerogenerador pequeño, SWT. Sistema con área de barrido del rotor de 200 m2 o menos que convierte la energía cinética del viento en energía eléctrica. 3.49 Área de barrido. Área proyectada perpendicular a la dirección del viento que describirá un rotor durante una rotación completa. 3.50 Intensidad de turbulencia. Relación entre la desviación estándar de la velocidad del viento y la velocidad media del viento, determinada a partir del mismo conjunto de muestras de datos medidos de la velocidad del viento, y que se toma durante un periodo específico de tiempo. 3.51 Estado límite máximo. Estado límite que generalmente corresponde a la máxima capacidad de carga soportada. 3.52 Mantenimiento no programado. Mantenimiento que se realiza sin que esté de acuerdo con un cronograma establecido, sino después de recibir una indicación con respecto al estado de un elemento. 3.53 A barlovento. En la dirección opuesta a la dirección dominante del viento. 3.54 Aerogenerador con eje vertical. Aerogenerador cuyo eje del rotor es vertical. 3.55 Distribución de Weilbull. Función de distribución de probabilidad que se usa con frecuencia para las velocidades del viento. Esta función de distribución depende de dos parámetros, el parámetro de la forma que controla el ancho de la distribución y el parámetro escalar que a su vez controla la velocidad promedio del viento. NOTA Véase 3.60, distribución de la velocidad del viento. 3.56 Perfil del viento - ley de cizallamiento del viento. Expresión matemática para una variación supuesta de la velocidad del viento a una altura sobre el suelo. 6
  • 15. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 NOTA Los perfiles comúnmente utilizados son el perfil logarítmico (ecuación 1) o el perfil exponencial (ecuación 2). ln ( z / z o ) V ( z ) = V ( zr ) . (1) ln ( z r / z o ) α ⎛ z ⎞ V ( z ) = V ( zr ) . ⎜ ⎜ z ⎟ ⎟ (2) ⎝ r ⎠ en donde V(z) es la velocidad del viento a la altura z; z es la altura sobre el suelo; zr es una altura de referencia por encima del suelo utilizada para ajustar el perfil; Zo es la longitud de rugosidad; α es el exponente (o potencia elevada) de cizallamiento del viento. 3.57 Cizallamiento del viento. Variación de la velocidad del viento en el plano perpendicular a la dirección del viento. 3.58 Exponente de cizallamiento del viento. También usualmente conocido como exponente de la ley exponencial (véase 3.56, perfil del viento - ley de cizallamiento del viento). 3.59 Velocidad del viento. En un punto especificado del espacio, es la velocidad de desplazamiento de una minúscula porción de aire que rodea a dicho punto. NOTA La velocidad del viento también es la magnitud de la rapidez del viento local (vector) (véase el numeral 3.61). 3.60 Distribución de las velocidades del viento. Función de distribución de probabilidad, utilizada para describir la distribución de las velocidades del viento sobre un intervalo de tiempo prolongado. NOTA Las funciones de distribución usuales son las leyes de Rayleigh PR(Vo) y de Weibull Pw{Vo). [ PR{V < Vo } = 1−exp − π (Vo / 2Vave )2 ] (3) [ PW { < Vo } = 1−exp − (Vo / C ) V k ] ⎧ 1 ⎫ ⎪CΓ(1 + k ) ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ avec V ave = ⎨ ⎬ (4) ⎪ ⎪ ⎪C π / 2, si k = 2 ⎪ ⎪ ⎩ ⎪ ⎭ en donde P (Vo)) es la función de probabilidad acumulada, es decir, la probabilidad de que V < Vo; Vo es la velocidad del viento (límite); Vave es el valor promedio de V; C es el parámetro de escala de la función de Weibull; 7
  • 16. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 k es el parámetro de forma de la función de Weibull; Γ es la función gamma. Ambos valores C y k pueden evaluarse a partir de datos reales. La función de Rayleigh es idéntica a la función de Weibull si se elige k = 2 y los valores de C y Vave satisfacen la condición establecida en la ecuación (4) para k = 2. Las funciones de distribución expresan la probabilidad acumulada de que la velocidad del viento sea menor que Vo. Así, [P(V1) - P(V2)] si se evalúa entre los límites especificados de V1 y V2, indicará la fracción de tiempo en que la velocidad del viento se encuentra entre esos límites. Derivando las funciones de distribución se obtienen las correspondientes funciones de densidad de probabilidad. 3.61 Vector de velocidad del viento Vector que indica la dirección del movimiento de una cantidad minúscula de aire alrededor del punto en consideración, la magnitud del vector es igual a la velocidad del movimiento de esta “porción” de aire (es decir la velocidad del viento local). NOTA De este modo, el vector en cualquier punto es la derivada del tiempo del vector de posición de la "porción" de aire que se mueve en dicho punto. 3.62 Orientación. Rotación de eje del rotor alrededor de un eje vertical (únicamente para aerogeneradores de eje horizontal). 3.63 Rata de orientación. Rata de cambio del ángulo de orientación con respecto al tiempo. 3.64 Desviación de la orientación. Desviación horizontal de eje del rotor del aerogenerador con relación a la dirección del viento. 4. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 4.1 SÍMBOLOS A área de sección transversal [m2] Aproj área componente proyectada sobre un plano perpendicular o paralela a la dirección del viento [m2] a pendiente para el modelo de desviación estándar de la turbulencia [-] B cantidad de palas [-] C parámetro escalar de la función de distribución de Weibull [m/s] Cd coeficiente de arrastre [-] Cf coeficiente de fuerza [-] Cl coeficiente de elevación [-] Ct coeficiente de empuje [-] 8
  • 17. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Coh función de coherencia [-] D diámetro del rotor [m] er distancia desde el centro de gravedad del rotor hasta el eje de rotación [m] F fuerza [N] FzB fuerza sobre la base de la pala, en dirección a lo largo de la pala [N] Fx-shaft carga axial en el eje [N] ƒ frecuencia [s-1] ƒk valor característico para la resistencia del material [-] G relación entre el par de torsión nominal y el par de torsión de cortocircuito para un generador [-] g aceleración debida a la gravedad: 9,81 [m/s2] lB momento de inercia de la masa de la pala alrededor del eje del flap* en la base de la pala [kgm2] * componente de sustentación de la pala l15 valor característico de la intensidad de turbulencia a la altura del buje para una velocidad promedio de 15 m/s durante 10 min. [-] k parámetro de forma de la función de distribución de Weibull [-] K función modificada de Bessel [-] L parámetro escalar integral de la turbulencia isotrópica [m] Llt distancia entre el punto de elevación y la punta de la torre [m] Lrt distancia entre el centro del rotor y el eje de orientación [m] Lrb distancia entre el centro del rotor y el primer cojinete [m] Lc parámetro escalar de coherencia [m] Lk parámetro escalar integral de la componente de la velocidad [m] MxB, MyB momentos de flexión de la base de la pala [Nm] Mbrake par de torsión en el eje de baja velocidad producido por el freno [Nm] Mx-shaft momento de torsión del eje del rotor en el primer cojinete [Nm] 9
  • 18. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Mshaft momento de flexión combinado para el eje en el primer cojinete [Nm] (más próximo al rotor) Mtower momento de flexión en la torre en el dispositivo del punto de elevación [Nm] mB masa de la pala [kg] moverhang masa de la torre entre el punto de elevación y la punta de la torre [kg] mr masa del rotor que equivale a la masa de las palas más la masa del buje [kg] mtowertop masa de la góndola y el rotor combinadas [kg] N(.) es el número de ciclos hasta la falla en función del esfuerzo (o la deformación) indicada por un argumento (es decir, la curva característica S-N) [-] N periodo de recurrencia para situaciones extremas [años] n velocidad del rotor [r.p.m] ni número contado de ciclos de fatiga en el intervalo de carga i [-] O fracción de tiempo operativo [%] P potencia eléctrica [W] PR(Vo) distribución de probabilidad acumulativa de Rayleigh, es decir, la probabilidad de que V < Vo [-] Pw(Vo) distribución de probabilidad acumulativa de Weibull [-] p probabilidad de supervivencia [-] Q par de torsión del rotor [Nm] R radio del rotor [m] Rcog distancia radial entre el centro de gravedad de una pala y el centro del rotor [m] r magnitud de la proyección del vector de separación [m] Sl(f) función de densidad de la potencia espectral [m2/s] Sk espectro de la componente de la velocidad en un solo lado [m2/s] si nivel de esfuerzo (o deformación) asociado con el número de ciclos en el intervalo i [-] T tiempo característico de la ráfaga [s] t tiempo [s] 10
  • 19. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Td vida útil de diseño [s] TE tiempo excluído [h] TN tiempo durante el cual la turbina no está funcionando [h] TT tiempo total transcurrido en el ensayo de duración [h] TU tiempo desconocido [h] V velocidad del viento [m/s] V(z) velocidad del viento a la altura z [m/s] Vave velocidad del viento promedio anual a la altura del buje [m/s] Vcg magnitud coherente extrema de ráfaga en el área completa de barrido del rotor [m/s] Vdesign velocidad del viento de diseño [m/s] VeN velocidad extrema esperada del viento (promediada en 3 s), con un intervalo de tiempo de recurrencia de N años. Ve1 y Ve50 para 1 año y 50 años respectivamente [m/s] VgustN magnitud mayor de ráfaga con un periodo de recurrencia esperado de N años [m/s] Vhub velocidad del viento a la altura del buje promediada durante 10 min [m/s] Vin velocidad de arranque de viento [m/s] Vmáx,shutdown velocidad máxima del viento en la cual el fabricante permite una parada normal [m/s] Vo velocidad límite del viento en el modelo de distribución de velocidad del viento [m/s] Vout velocidad de corte del viento [m/s] Vref velocidad de referencia del viento promediada durante 10 min [m/s] Vtip velocidad en la punta de la pala [m/s] V(z,t) componente longitudinal de la velocidad del viento para describir la variación transitoria en condiciones extremas de ráfaga y cizallamiento [m/s] W módulo de sección usado en los cálculos de esfuerzo [m3] x,y,z sistema cartesiano utilizado para la descripción del campo de vientos; viento delantero (longitudinal), viento oblicuo (lateral) y altura respectivamente [m] 11
  • 20. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Zhub altura del buje del aerogenerador [m] zr altura de referencia sobre el suelo [m] zo longitud de rugosidad para el perfil logarítmico del viento [m] α exponente de la ley exponencial de cizallamiento del viento [-] β parámetro para el modelo de cambio de dirección extremo y el modelo de ráfaga de operación extremo [-] Γ función gamma [-] γf factor de seguridad parcial para las cargas [-] γm factor de seguridad parcial para los materiales [-] Δ rango [-] θ(t) cambio transitorio de la dirección del viento [°] θcg ángulo de la desviación máxima de la dirección de la velocidad promedio del viento en condiciones de ráfaga [°] θeN cambio de dirección extremo con un periodo de recurrencia de N años [°] η eficiencia de los componentes entre la salida eléctrica y el rotor (por lo general el generador, la caja multiplicadora y el sistema de conversión) [-] Λ1 parámetro escalar de la turbulencia definido como la longitud de onda en que la densidad espectral de potencia longitudinal; 2 adimensional, fS1(f)/σ 1 , es igual a 0,05 [m] λ relación de la velocidad en la punta [-] ρ densidad del aire, se asume aquí como 1,225 [kg/m3] σ1 desviación estándar de la velocidad longitudinal del viento a la altura del buje [m/s] σ2 desviación estándar de la velocidad vertical del viento a la altura del buje [m/s] σ3 desviación estándar de la velocidad lateral del viento a la altura del buje [m/s] σd esfuerzo de diseño [MPa] σk desviación estándar de la velocidad del viento del componente k-ésimo a la altura del buje (K = 1, 2 o 3) [m/s] ωn velocidad rotacional del rotor [rad/s] 12
  • 21. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 ωyaw rata de orientación [rad/s] Subíndices: Ave promedio B pala design parámetro de entrada para las ecuaciones simplificadas de diseño e50 una vez para cada extremo de 50 años (promediado durante 3 s) hub buje max máximo r rotor shaft eje x en la dirección x y en la dirección y z en la dirección z Abreviaturas: c.a. corriente alterna c.c. corriente continua DLC Caso de carga de diseño (Design Load Case) ECD Ráfaga extrema coherente con cambio de dirección (Extreme Coherent Gust with Direction Change) ECG Ráfaga extrema coherente (Extreme Coherent Gust) EDC Cambio extremo de dirección del viento (Extreme Wind Direction Change) EMC Compatibilidad electromagnética (Electromagnetic Compatibility) EOG Ráfaga extrema en funcionamiento (Extreme Operating Gust) EWM Modelo de velocidad del viento extrema (Extreme Wind Speed Model) F Fatiga GFCI Interruptor de corriente de falla a tierra (Ground Fault Circuit Interruptor) HAWT Aerogenerador con eje horizontal (Horizontal Axis Wind Turbine) NWP Modelo de perfil de viento normal (Normal Wind Profile Model) 13
  • 22. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 NTM Modelo de turbulencia normal (Normal Turbulence Model) S Clase especial IEC de aerogenerador SWT Aerogenerador pequeño (Small Wind Turbine) U Límite de ruptura (Ultimate) 4.2 SISTEMA CARTESIANO Para definir las direcciones de las cargas, se usa el sistema de ejes que se ilustra en la Figura 1. 5. ELEMENTOS PRINCIPALES 5.1 GENERALIDADES En los capítulos siguientes se dan los requisitos técnicos y de ingeniería para garantizar la seguridad de los sistemas estructural, mecánico, eléctrico y de control de los aerogeneradores. Esta especificación de los requisitos se aplica en el diseño, la fabricación, la instalación y el mantenimiento del aerogenerador y en el proceso de gestión de la calidad asociado. El Anexo A proporciona guía sobre la forma en que esta norma se puede usar en la certificación tipo de aerogeneradores pequeños. 14
  • 23. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 zPala x Pala yPala zEje yEje x Eje z y x Torre X es positivo en la dirección a sotavento, z apunta hacia arriba, y completa el sistema de coordenadas a la derecha. El sistema de la torre es fijo. Eje El eje en dirección x es tal que un momento positivo alrededor del eje x actúa en la dirección rotacional. El eje en direcciones y y z no se usan, sólo se usa el momento combinado. El sistema de ejes (dirección) del eje gira con la góndola. Pala La pala en dirección x es tal que un momento positivo alrededor del eje x actúa en la dirección rotacional. La pala en dirección y es tal que un momento positivo actúa para doblar la punta de la pala a sotavento. La pala en dirección z es positiva hacia la punta de la pala. Observe que el sistema de coordenadas de la pala cumple la convención hacia la derecha para un rotor que gira en el sentido de las manecillas del reloj y la convención hacia la izquierda para un rotor que gira en el sentido contrario a las manecillas del reloj, cuando se observa desde un sitio a barlovento. El sistema de ejes de la pala rota con el rotor. Figura 1. Definición del sistema de ejes para HAWT 15
  • 24. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 5.2 MÉTODOS DE DISEÑO El método de diseño para las turbinas tratadas en esta norma se describe en la Figura 2. Se permite un método simplificado para una variedad de configuraciones de la turbina. Para las turbinas con un área de barrido del rotor inferior a 2 m2, la torre no se considera parte del diseño. Los datos primarios de la turbina se miden en un "ensayo de datos de diseño" (véase el numeral 9.2) después del cual se deben obtener los valores de cargas predichas de diseño en una de las siguientes tres maneras o en una combinación de ellas: - Para algunas configuraciones de turbina, se suministra un método de cálculos simplificado. En la Sección 7.4 se suministra un conjunto limitado de casos de cargas con fórmulas sencillas y condiciones externas simplificadas. - Usar un modelo dinámico estructural en combinación con el ensayo de los datos de diseño y mediciones limitadas de cargas a plena escala para verificar el modelo. Este modelo se debe utilizar para determinar las cargas en un rango de velocidades del viento, utilizando las condiciones de turbulencia y otras condiciones extremas del viento que se definen en el numeral 6.3, y situaciones de diseño que se definen en el numeral 7.5. Se deben analizar todas las combinaciones pertinentes de condiciones externas y situaciones de diseño. Un conjunto mínimo de dichas combinaciones se ha definido como casos de carga en esta norma. - Mediciones de carga a plena escala con extrapolación de la carga. Cada uno de estos métodos tiene incertidumbre diferente. Por lo tanto, se pueden aplicar diferentes grupos de factores de seguridad dependiendo del método de estimación de la carga que se utilice (véase el numeral 7.8). Para todas las turbinas, se requiere un ensayo estático de la pala (véase el numeral 9.5). Para verificar la idoneidad de otros componentes que soportan cargas se requiere cálculo o ensayo. Las condiciones de ensayo deben reflejar las cargas de diseño incluyendo los factores de seguridad pertinentes. Finalmente, para todas las turbinas, se requiere de ensayo de seguridad y función (véase el numeral 9.6) y ensayo de duración (véase el numeral 9.4). 5.3 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD El aseguramiento de la calidad debe ser una parte integral del diseño, la adquisición, la construcción, la instalación, el funcionamiento y el mantenimiento de los aerogeneradores y de todos sus componentes. Se recomienda que el sistema de calidad, cumpla con los requisitos de la serie ISO 9000. 16
  • 25. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 SWT con tensión < 1000 V c.a. o 1500 V c.c. No Se debe usar Área < 200 m²? IEC 61400-1 Si No es necesario Si Área < 2 m²? incluir sistema de soporte No Ensayo de datos de diseño (9.2) Cargas de diseño determinadas mediante ecuaciones sencillas (7.4) o mediciones de cargas con (7.5) o extrapolaciones (7.6) Se requiere ensayo estático de la pala (9.5.2) ensayo o análisis de otro componente (9.5) Diseño del sistema eléctrico ¿Condiciones Si Ensayo externas ambiental extremas? No Ensayo de duración (9.4) Ensayo de seguridad y función del sistema (9.6) Figura 2. Ruta de decisión según IEC 61400-2 17
  • 26. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 6. CONDICIONES EXTERNAS 6.1 GENERALIDADES Los aerogeneradores pequeños (SWT) están sujetos a condiciones ambientales y eléctricas que pueden afectar a su carga, durabilidad y funcionamiento. Para asegurar el nivel adecuado de seguridad y confiabilidad, deben tenerse en cuenta los parámetros ambientales, eléctricos y relativos al suelo en el diseño y deben indicarse de forma explícita en la documentación del diseño. Las condiciones ambientales están divididas además en condiciones de viento y otras condiciones ambientales. Las condiciones eléctricas se refieren a las condiciones de la red eléctrica o a las condiciones eléctricas locales como es el caso de baterías, sistemas híbridos o red local. Las propiedades relativas al suelo son importantes para la construcción de la cimentación del aerogenerador. Las condiciones de viento son la primera consideración externa que afecta la integridad estructural. Otras condiciones ambientales también afectan a las características de diseño tales como la función del sistema de control, la durabilidad, la corrosión, etc. Las condiciones externas se subdividen en las categorías normal y extrema. Por lo general, las condiciones externas normales conciernen a las condiciones de la carga estructural a largo plazo y las condiciones de funcionamiento, mientras que las condiciones externas extremas representan las condiciones externas de diseño poco comunes, pero potencialmente críticas. Los casos de diseño de cargas deben consistir en una combinación de estas condiciones externas con los modos de funcionamiento del aerogenerador. 6.2 CLASES DE AEROGENERADORES PEQUEÑOS (SWT) Las condiciones externas a considerar en el diseño dependen del tipo de emplazamiento o sitio previsto para la instalación de los aerogeneradores. Las clases de los aerogeneradores pequeños se definen en función de los parámetros de la velocidad del viento y de la turbulencia. El propósito de las clases es cubrir la mayoría de las aplicaciones. Los valores de los parámetros de velocidad del viento y de turbulencia se emplean para representar los valores característicos de muchos emplazamientos diferentes, sin dar una característica precisa de ningún emplazamiento específico. La meta es lograr una clasificación de aerogeneradores pequeños con una robustez claramente variable regulada por el viento. En la Tabla 1 se especifican los parámetros básicos que definen las clases de aerogeneradores pequeños. En los casos en que es necesario un diseño especial (por ejemplo para condiciones especiales del viento, otras condiciones externas o una clase de seguridad especial), se define una clase adicional de aerogenerador, clase S. Los valores de diseño para la clase S de los aerogeneradores pequeños deben ser seleccionados por el diseñador y deben especificarse en la documentación del diseño. Para esas clases especiales, los valores seleccionados para las condiciones de diseño deben reflejar un entorno más severo que el previsto para la utilización del aerogenerador pequeño. Las condiciones externas particulares definidas para las Clases l, II, III y IV no están pensadas para cubrir las instalaciones marinas ("Offshore") ni las condiciones de viento experimentadas en tormentas tropicales como huracanes, ciclones y tifones. Esas condiciones pueden requerir un diseño de aerogeneradores de Clase S. 18
  • 27. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Tabla 1. Parámetros básicos para las clases de aerogeneradores Clases de aerogeneradores I II III IV S Vref (m/s) 50 42,5 37,5 30 Vave (m/s) 10 8,5 7,5 6 Valores especificados I15 0,18 0,18 0,18 0,18 por el diseñador (-) a 2 2 2 2 en donde - los valores de los parámetros se aplican a la altura del buje, y - I15 es el valor de la característica adimensional de la intensidad de la turbulencia a 15 m/s. - a es el parámetro de pendiente adimensional a usar en la ecuación (7). Además de estos parámetros básicos, se requieren otros parámetros importantes para especificar completamente las condiciones externas empleadas en el diseño de los aerogeneradores pequeños. En el caso de los aerogeneradores de las Clases l a lV, referidas más adelante como clases SWT normalizadas, los valores de estos parámetros adicionales se especifican en los numerales 6.3, 6.4 y 6.5. Las abreviaturas añadidas entre paréntesis en los encabezados de los apartados restantes de este capítulo se utilizan para describir las condiciones del viento para los casos de carga de diseño definidas en el numeral 7.5. (Observe que para los cálculos sencillos de la carga, las condiciones del viento también se simplifican). Para los aerogeneradores de Clase S el fabricante debe describir en la documentación del diseño los modelos utilizados y los valores de los parámetros de diseño. Cuando se adoptan los modelos de esta sección, será suficiente el informe de los valores de los parámetros. La documentación del diseño de los aerogeneradores de la clase S debe contener la información listada en el Anexo B. La vida útil de diseño se debe especificar con claridad en la documentación del diseño. 6.3 CONDICIONES DEL VIENTO 6.3.1 Generalidades Un aerogenerador pequeño debe diseñarse para soportar con seguridad las condiciones del viento definidas por la clase seleccionada de aerogeneradores. Los valores de diseño de las condiciones del viento deben especificarse claramente en la documentación del diseño. El régimen del viento para las consideraciones de carga y de seguridad se divide en condiciones normales del viento que ocurren frecuentemente durante el funcionamiento normal de los aerogeneradores, y en condiciones extremas del viento que se definen como aquellas con un periodo de recurrencia de 1 año o de 50 años. En cualquier caso, debe considerarse la influencia de una inclinación del flujo medio con respecto a un plano horizontal de hasta 8°. Se debe suponer que el ángulo de inclinación del flujo es invariable con la altura. NOTA El influjo oblicuo puede tener un efecto de plegado si la dirección de plegado no se escoge correctamente con respecto a la dirección rotacional del rotor. 19
  • 28. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 6.3.2 Condiciones normales de viento 6.3.2.1 Distribución de la velocidad del viento La distribución de la velocidad del viento en el emplazamiento es importante para el diseño de los aerogeneradores pequeños porque determina la frecuencia de incidencia de las condiciones de carga individuales. En el caso de las clases de aerogeneradores normalizados, se debe asumir que el valor medio de la velocidad del viento en un periodo de tiempo de 10 minutos sigue una distribución de Rayleigh para propósitos de cálculo de la carga de diseño. En este caso, la distribución de probabilidad acumulativa a la altura del buje está dada por: [ PR (Vhub ) = 1 − exp − π (Vhub / 2Vave )2 ] (5) 6.3.2.2 Modelo normal del perfil del viento (NWP – Normal Wind Profile Model) El perfil del viento, V(z), indica el promedio de la velocidad del viento en función de la altura z sobre el suelo. En el caso de las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños, el modelo del perfil normal del viento viene dado por la ley exponencial: V ( z ) =V hub ( z / zhub )α (6) Se debe asumir que el exponente α de la ley exponencial es 0,2. El perfil supuesto del viento se utiliza para definir el cizallamiento promedio vertical del viento a través del área barrida por el rotor. 6.3.2.3 Modelo de turbulencia normal (NTM - Normal Turbulance Model) El modelo de turbulencia normal debe incluir un cizallamiento del viento como el descrito en NWP. La expresión “turbulencia del viento” indica variaciones estocásticas en la velocidad del viento con respecto al promedio de 10 min. El modelo de turbulencia debe incluir los efectos de la velocidad variable del viento, la dirección variable y el muestreo rotacional. Para las clases de aerogeneradores pequeños normalizados, las densidades espectrales exponenciales del campo del vector de velocidad del viento aleatoria, se use o no explícitamente en el modelo, debe cumplir los siguientes requisitos: a) El valor característico de la desviación estándar del componente de velocidad longitudinal del viento debe estar dada por2): σ1 = I15 (15 + aVhub ) /( a + 1) (7) Los valores para I15 se presentan en la Tabla 1. Los valores característicos para la desviación estándar, σ1, y la intensidad de la turbulencia, σ1 / Vhub, se muestran en la Figura 3. 2) Para hacer los cálculos de los casos de carga además de aquellos que se especifican en la Tabla 4, puede ser conveniente usar diferentes valores de percentil. Tales valores de percentil se deben determinar adicionando un valor a la ecuación 7 dada por: Δσ 1 = 2( x − 1) I15 Donde x se determina a partir de la función de distribución de probabilidad normal. Por ejemplo, x = 1,64 para un valor de percentil de 95. 20
  • 29. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 45 % 6 40 % Desviación estándar σ 1 /Vhub% 5 35 % Desviación estándar σ1 m/s 30 % 4 25 % 3 20 % 2 15 % 10 % 1 5% 0 0% 0 10 20 30 40 0 10 20 30 40 Velocidad del viento Vhub m/s Velocidad del viento Vhub m/s Figura 3. Turbulencia característica del viento b) Hacia el extremo de alta frecuencia del subrango de inercia, la densidad espectral exponencial del componente longitudinal de la turbulencia, S1(ƒ), debe aproximarse de manera asintótica a la forma: S1 ( f ) = 0,05 (σ 1 )2 ( ∧1 / Vhub ) −2 / 3 f −5 / 3 (8) El parámetro escalar de turbulencia, Λ1, debe estar dado por: ⎡0,7 zhub para zhub < 30 m ∧1 = ⎢ (9) ⎣21 m para zhub ≥ 30 m En el Anexo C se suministra especificaciones para modelos de turbulencia estocásticos que cumplen estos requisitos. En el Anexo D se presenta un modelo determinístico simplificado que se basa en una descripción estocástica de la turbulencia. Este modelo determinístico se puede usar cuando se puede demostrar que la respuesta de la pala de la turbina a la velocidad del viento muestreada rotativamente se amortigua con suficiencia. En el Anexo D también se suministra guía para esta validación. 6.3.3 Condiciones extremas del viento 6.3.3.1 Generalidades Las condiciones extremas del viento se usan para determinar las cargas extremas del viento sobre el aerogenerador pequeño. Estas condiciones incluyen las velocidades pico del viento debido a tormentas y cambios rápidos en la velocidad y dirección del viento. Estas condiciones extremas incluyen los efectos potenciales de la turbulencia del viento de modo que sólo es necesario considerar los efectos determinísticos en los cálculos de diseño. 6.3.3.2 Modelo de velocidad extrema del viento (EWM – Extreme Wind Speed Model) La velocidad extrema del viento, Ve50, con un periodo de recurrencia de 50 años, y la velocidad extrema del viento, Ve1, con un periodo de recurrencia de 1 año, deben basarse en la velocidad de referencia del viento, Vref. Para diseños de aerogeneradores en las clases normalizadas, Ve50 y Ve1 se deben calcular con las siguientes ecuaciones: 21
  • 30. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Ve50 ( z ) = 1,4Vref ( z / zhub )0,11 (10) Ve1 = 0,75Ve 50 (11) en donde zhub es la altura del buje. Se deben asumir desviaciones a corto plazo con respecto a la dirección media del viento de ± 15º. 6.3.3.3 Ráfaga extrema en funcionamiento (EOG – Extreme Operating Gust) La ráfaga a la altura del buje de valor VgusN para un periodo de recurrencia de N años debe estar dada para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños por la siguiente relación: ⎡ ⎤ ⎢ ⎥ σ1 VguatN = β ⎢ ⎢ ⎥ (12) ⎛ D ⎞⎥ ⎢ 1 + 0,1 ⎜ ⎟ ⎥ ⎢ ⎜ ∧ ⎟⎥ ⎣ ⎝ 1 ⎠⎦ en donde σ1 es la desviación estándar, según la ecuación (7); Λ1 es el parámetro escalar de la turbulencia, conforme a la ecuación (9); D es el diámetro del rotor; β = 4,8 para N = 1; β = 6,4 para N = 50. La velocidad del viento se debe definir por un periodo de recurrencia de N años según la ecuación: ⎧V ( z ) − 0,37 VgustN sen ( 3πt / T ) (1 − cos( 2πt / T )) para 0 ≤ t ≤ T ⎪ V (t ) = ⎨ ⎪V ( z ) ⎩ para t < 0 y t > T (13) en donde V(z) se define en la ecuación (6); T = 10,5 s para N = 1; y T = 14,0 s para N = 50. En la Figura 4 se ilustra un ejemplo de la ráfaga extrema en funcionamiento con un periodo de recurrencia de un año y Vhub = 25 m/s. 22
  • 31. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 40 EOG, Velocidad del viento Vhub m/s 35 30 25 20 15 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Tiempo t s Figura 4. Ejemplo de ráfaga extrema en funcionamiento (N = 1, Vhub = 25 m/s) Se seleccionaron valores de parámetros para ambos periodos de recurrencia que dieran la misma tasa de ascenso máxima. 6.3.3.4 Cambio extremo de dirección (EDC) La magnitud del cambio extremo de dirección, θe, para un periodo de recurrencia de N años debe calcularse utilizando la siguiente relación: ⎡ ⎤ ⎢ ⎥ ⎢ σ1 ⎥ θ eN (t ) = ± β arctan⎢ ⎥ (14) ⎢V ⎡ ⎛ D ⎞⎤ ⎥ ⎜ ⎟⎥ ⎢ hub ⎢1 + 0,1 ⎜∧ ⎟ ⎥ ⎣ ⎢ ⎣ ⎥ ⎝ 1 ⎠⎦ ⎦ en donde θeN se limita al intervalo de ± 180°; Λ1 es el parámetro escalar de la turbulencia, conforme a la ecuación (9); D es el diámetro del rotor; β = 4,8 para N = 1; β = 6,4 para N = 50. El cambio transitorio de la dirección extrema para un periodo de recurrencia de N años, θN(t), viene dado por: ⎧0 para t < 0 ⎪ θN (t ) = ⎨0,5θ eN (1 − cos (πt / T )) para 0 ≤ t ≤ T (15) ⎪θ ´ para t > T ⎩ eN en donde T = 6 s, es la duración del cambio transitorio de dirección extrema. El signo debe seleccionarse de modo que se produzca la peor carga transitoria. Al final del cambio transitorio de dirección se supone que la dirección permanece invariable. 23
  • 32. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 En las Figuras 5 y 6 se ilustra un ejemplo del cambio de dirección extrema con un periodo de recurrencia de 50 años y Vhub = 25 m/s. 180,0 135,0 90,0 Magnitud ECD θeN (°) 45,0 0,0 -45,0 -90,0 -135,0 -180,0 0 10 20 30 40 Velocidad del viento V hub m/s Figura 5. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento en magnitud (N = 50, D = 5 m, zhub = 20 m) Dirección transitoria del viento ECD θ N (t) (°) 60 50 40 30 20 10 0 0 2 4 6 8 10 Tiempo s Figura 6. Ejemplo de cambio de dirección extrema del viento (N = 50, Vhub = 25 m/s) 6.3.3.5 Ráfaga coherente extrema (ECG - Extreme Coherent Gust) Para diseños de aerogeneradores pequeños de las clases normalizadas, se debe asumir un ráfaga coherente extrema con una magnitud de Vcg = 15 m/s. La velocidad del viento se debe definir con las siguientes relaciones: 24
  • 33. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 ⎧V ( z ) para t < 0 ⎪ ⎪ V ( z, t ) = ⎨V ( z ) + 0,5 Vcg (1 − cos (πt / T )) para 0 ≤ t ≤ T (16) ⎪ ⎪V ( z ) + Vcg ⎩ ´ para t ≥ T en donde T = 10 s es el tiempo de ascenso. Se debe usar el modelo de perfil de viento normal con velocidad del viento como la que se especifica en la ecuación (6). En la Figura 7 se ilustra la ráfaga coherente extrema para Vhub = 25 m/s. 50 Velocidad del viento V(t) m/s 40 30 20 10 0 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 Tiempo s Figura 7. Ráfaga coherente extrema (Vhub = 25 m/s) (ECG) 6.3.3.6 Ráfaga coherente extrema con cambio de dirección (ECD) En este caso, se debe asumir que el ascenso de la velocidad del viento (descrita por ECG, véase Figura 7) ocurre simultáneamente con el cambio de dirección, θcg, donde θcg se define con las siguientes relaciones: ⎧180° para Vhub < 4 m / s ⎪ ⎪ 720° θcg (Vhub ) = ⎨ para 4 m / s ≤ Vhub ≤ Vref (17) ⎪ Vhub ⎪ ´ ⎩ El cambio de dirección, θcg, en función de Vhub y en función del tiempo para Vhub = 25 m/s se ilustran en las Figuras 8 y 9 respectivamente. 25
  • 34. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 200 Cambio de dirección θcg (°) 150 100 50 0 0 10 20 30 40 Velocidad del viento Vhub m/s Figura 8. Cambio de dirección para ECD 35 Dirección transitoria del viento EDC θ (t) (°) 30 25 20 15 10 5 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Tiempo s Figura 9. Desarrollo del tiempo del cambio de dirección para Vhub = 25 m/s El cambio de dirección simultánea viene entonces dado por: ⎧ ⎪0° para t ≤ 0 ⎪ ⎪ θ (t ) = ⎨± 0,5 θ cg (1 − cos (πt / T )) para 0 ≤ t ≤ T (18) ⎪ ⎪± θ cg para t ≥ T ⎪ ⎩ 6.4 OTRAS CONDICIONES AMBIENTALES 6.4.1 Generalidades Otras condiciones ambientales (climáticas) aparte del viento pueden afectar la integridad y la seguridad del aerogenerador, por la acción térmica, fotoquímica, corrosiva, mecánica, eléctrica u otras acciones físicas. Además, las combinaciones de los parámetros climáticos dados pueden incrementar su efecto. 26
  • 35. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 Deben tomarse en consideración al menos las siguientes condiciones ambientales, declarándose en la documentación del diseño la acción resultante: - temperatura; - humedad; - densidad de aire; - radiación solar; - lluvia, granizo, nieve y hielo; - substancias químicamente activas; - partículas mecánicamente activas; - descargas atmosféricas; - terremotos; y - ambiente marino - corrosión. Un entorno marino requiere consideración adicional. Las condiciones climáticas para el diseño se deben definir en términos de valores representativos o por los límites de las condiciones variables. La probabilidad de la incidencia simultánea de las condiciones climáticas debe tenerse en cuenta cuando se seleccionan los valores de diseño. Las variaciones en las condiciones climáticas dentro de los límites normales que corresponden a un periodo de recurrencia de un año no deben interferir en el funcionamiento normal proyectado de un aerogenerador pequeño. Salvo que exista una correlación, se deben combinar las otras condiciones ambientales externas según el numeral 6.4.3 con las condiciones normales del viento conforme al numeral 6.3.2. 6.4.2 Otras condiciones ambientales normales Los otros valores de las condiciones ambientales normales que deben tomarse en cuenta son. - rango de temperatura ambiente de funcionamiento normal del sistema de -10° C a + 40 °C; - humedad relativa hasta un 95 %; - contenido atmosférico equivalente al de una atmósfera tierra adentro no contaminada (véase la norma lEC 60721-2-1); - intensidad de la radiación solar de 1 000 W/m2; y - densidad de aire de 1,225 kg/m3. Cuando el diseñador especifica los parámetros de las condiciones externas adicionales, estos parámetros y sus valores deben enunciarse en la documentación del diseño y deben estar en conformidad con los requisitos de la norma lEC 60721-2-1. 27
  • 36. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 6.4.3 Otras condiciones ambientales extremas 6.4.3.1 Generalidades Otras condiciones ambientales extremas que deben considerarse para el diseño de los aerogeneradores son la temperatura, las descargas atmosféricas, el hielo y los terremotos. 6.4.3.2 Temperatura Los valores de diseño para el rango de temperaturas extremas para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños deben ser al menos de -20 °C hasta +50 °C. 6.4.3.3 Descargas atmosféricas Las disposiciones para la protección contra las descargas atmosféricas que se exigen en el numeral 10.5 pueden considerarse como las adecuadas para aerogeneradores pequeños de las clases normalizadas. 6.4.3.4 Hielo No se dan requisitos mínimos para el hielo para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños. En caso de que el fabricante quiera incluir la carga del hielo en su estimación de la carga de diseño, se recomienda una capa con 30 mm mínimo de hielo con una densidad de 900 kg/m3 en todas las áreas expuestas. Esta carga de hielo estática se combina entonces con las cargas de arrastre en el sistema de turbina parqueado en 3 Vave. Las cargas del hielo en la estructura de soporte que incluye los alambres de retención deberían considerarse en las cargas de diseño de la estructura de soporte. 6.4.3.5 Terremotos No se dan requisitos mínimos para los terremotos para las clases normalizadas de aerogeneradores pequeños . 6.5 CONDICIONES DE CARGA ELÉCTRICA 6.5.1 Generalidades Las condiciones eléctricas que se deben considerar en el diseño dependen de la aplicación de la turbina. 6.5.2 Turbinas conectadas a la red de energía eléctrica 6.5.2.1 Condiciones eléctricas normales Las condiciones normales en los bornes de los aerogeneradores a considerar en el diseño se indican a continuación. Las condiciones eléctricas normales de la red se aplican cuando los parámetros siguientes están dentro de los rangos establecidos a continuación. - Tensión - valor nominal (conforme a la norma IEC 60038) ± 10 %. - Frecuencia - valor nominal ± 2 %. 28
  • 37. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 - Desbalance de tensión: la proporción de la componente de secuencia negativa de la tensión con respecto a la componente de secuencia positiva no excederá el 2 %. - Ciclos de autoreconexión: periodos del ciclo de autoreconexión de 0,2 s a 5,0 s para la primera reconexión y de 10 s a 90 s para la segunda. - Interrupciones del suministro de la red: se asume que las interrupciones de suministro de la red ocurren 20 veces por año. Una interrupción del suministro de hasta 24 h debe considerarse una condición normal. 6.5.2.2 Condiciones eléctricas extremas Es necesario considerar en el diseño por lo menos las siguientes condiciones eléctricas extremas de la red de energía en los bornes del aerogenerador: - Tensión - desviaciones con respecto al valor nominal de ±20 %. - Frecuencia - valor nominal de ±10 %. - Desbalance de tensión de 15 %. - Fallas simétricas y asimétricas. - Interrupción del suministro de la red - las interrupciones de hasta una semana se deben considerar una condición extrema. 6.5.3 Turbinas no conectadas a la red de energía eléctrica 6.5.3.1 Turbina para carga de baterías La turbina debe tener la capacidad para funcionar en todo el rango de tensiones de la batería que se indica a continuación: - rango de tensión -15 % o +30 % de la tensión nominal (ejemplo 12 V, 24 V, 36 V, etc.), o - 5 % más allá de los ajustes superior e inferior del controlador de carga. 6.5.3.2 Red local Se espera que las turbinas conectadas a una red local, por ello no conectadas a una red eléctrica grande, encuentren variaciones grandes en la tensión y la frecuencia. El sistema de turbinas debe tener la capacidad de funcionar dentro de los siguientes límites: - tensión: desviación con respecto a los valores nominales de ±15%, y - frecuencia: nominal ±5 Hz. 7. DISEÑO ESTRUCTURAL 7.1 GENERALIDADES El diseño estructural del aerogenerador se debe basar en la verificación de la integridad estructural de los componentes en el trayecto de carga crítica desde las palas del rotor hasta la 29
  • 38. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 cimentación. Los esfuerzos de ruptura y resistencia a la fatiga de las partes estructurales deben verificarse por cálculos y/o ensayos para demostrar la integridad estructural de un aerogenerador con el nivel de seguridad correcto. El análisis estructural debe basarse en la norma ISO 2394 o equivalente, cuando corresponda. 7.2 METODOLOGÍA DE DISEÑO Debe verificarse que no se excedan los estados límites en el diseño del aerogenerador. Existen tres maneras de determinar las cargas de diseño para la turbina: - ecuaciones de carga simplificadas (véase el numeral 7.4); - modelado aeroelástico (véase el numeral 7.5); y - ensayo de cargas mecánicas (véase el numeral 7.6). 7.3 CARGAS Y CASOS DE CARGA Se deben considerar los siguientes tipos de cargas. 7.3.1 Cargas de inercia, vibración y gravitacionales Las cargas de inercia y gravitacionales son cargas estáticas y dinámicas que actúan en el aerogenerador y resultan de la inercia, la vibración, la rotación, la gravedad y la actividad giroscópica y sísmica (o movimiento de la estructura de soporte como es el caso de los botes, etc.). Se recomienda atención especial a la excitación de las frecuencias naturales del sistema de turbinas. 7.3.2 Cargas aerodinámicas Las cargas aerodinámicas son las cargas estáticas y dinámicas que son causadas por el flujo de aire y su interacción con las partes estáticas y móviles del aerogenerador. El flujo de aire depende de la velocidad rotacional del rotor, la velocidad del viento a través del plano del rotor, la turbulencia, la densidad de aire, y de las formas aerodinámicas de los componentes del aerogenerador y sus efectos interactivos, incluyendo los efectos aeroelásticos. 7.3.3 Cargas funcionales Las cargas funcionales resultan del funcionamiento y control del aerogenerador. Estas cargas pueden ser causadas por orientación, frenado, plegado, variación del ángulo de la pala, conexión a la red, etc. 7.3.4 Otras cargas También se deben tomar en consideración todas las cargas que pueden ocurrir debido a ambientes de funcionamiento especiales que especifique el fabricante (por ejemplo cargas por ondas, cargas por estela, cargas por hielo, cargas por transporte, montaje, mantenimiento y reparación, etc.). 30
  • 39. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5725 7.3.5 Casos de cargas Para propósitos de diseño, la vida útil de un aerogenerador pequeño se puede representar por un conjunto de situaciones de diseño que cubren las condiciones más significativas que pueda experimentar el aerogenerador. Los casos de carga se deben determinar a partir de los modos de funcionamiento u otros estados de diseño, tales como la instalación específica, las condiciones de montaje o del mantenimiento, junto con las condiciones externas. Deben considerarse los casos de cargas pertinentes con una probabilidad de incidencia razonable, junto con el comportamiento del sistema de control y de protección. En términos generales, los casos de cargas de diseño utilizadas para verificar la integridad estructural de un aerogenerador deben calcularse a partir de las siguientes combinaciones: - funcionamiento de la turbina sin falla y con condiciones externas normales; - funcionamiento de la turbina sin falla y con condiciones externas extremas; - funcionamiento de la turbina con falla y con condiciones externas adecuadas; y - situaciones de diseño de transporte, la instalación y mantenimiento y condiciones externas adecuadas. Si existe correlación significativa entre una condición externa extrema y una situación de falla, debe considerarse una combinación realista de las dos como un caso de carga de diseño. En cada situación de diseño, deberían considerarse varios casos de carga de diseño para verificar la integridad estructural de los componentes del aerogenerador. Como mínimo, deben considerarse los casos de carga de la Tabla 2 o de la Tabla 4. En estas tablas los casos de carga se especifican para cada situación de diseño por la descripción del viento, las condiciones eléctricas y otras condiciones externas. Cuando el sistema de control y protección no monitorea y limita algunos parámetros de la turbina, esto se debe considerar en los casos de carga. Ejemplos de tales parámetros son: - torsión del cable, - vibraciones, - velocidad del rotor, y - trepidación. 7.4 MODELO DE CARGA SIMPLIFICADO 7.4.1 Generalidades Para algunas configuraciones de turbina, las cargas se pueden derivar utilizando ecuaciones sencillas y conservadoras para un conjunto limitado de casos de carga. El Anexo F proporciona información general para estas ecuaciones. Si la configuración de la turbina no cumple los requisitos de configuración, no se pueden utilizar las ecuaciones sencillas, en su lugar se deben utilizar el modelado aereoelástico (véase el numeral 7.5) o las mediciones de carga (véase el numeral 7.6). 31