Proyecto integral: Planta industrial para ensamblaje de turbinas
Abstract
Planta industrial para ensamblaje de turbinas eólicas. Con el fin de reducir el consumo de combustibles fósiles: petróleo, gas natural y carbón; las energías renovables son la piedra angular para la transición energética, entre todas, la energía eólica es la más avanzada tecnológicamente que permite el mayor rendimiento para suministrar energía, eso la ha convertido en fuente renovable de electricidad por excelencia. Esta fábrica consistirá en una suma de instalaciones, maquinaria, material auxiliar, mano de obra, suministro de flujo eléctrico, hidráulico y otros servicios auxiliares, que permitan recibir los distintos componentes que conforman la turbina eólica y ensamblarlas para producir turbinas. Se desarrolla el proceso de fabricación y el proceso logístico más eficiente, adoptando soluciones que se adapten a la demanda y minimizando costes de producción, manutención y transporte.
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Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo de Fin de Grado Grado en Ingeniería en Tecnologías Industriales Proyecto Integral: Planta Industrial para Ensamblaje de Turbinas Autor: Luis Azaña Caro Tutor: Emilio Romero Rueda Dpto. Ingeniería de la construcción y proyectos de ingeniería Sevilla, 2016
iii Proyecto Fin de Carrera Grado Ingeniería en Tecnologías Industriales Proyecto Integral: Planta Industrial para Ensamblaje de Turbinas Autor: Luis Azaña Caro Tutor: Emilio Romero Rueda Dpto. Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2016
v Trabajo Fin de Grado: Proyecto Integral: Planta Industrial para Ensamblaje de Turbinas Autor: Luis Azaña Caro Tutor: Emilio Romero Rueda El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2016 El Secretario del Tribunal
vii A mi familia. A mis profesores. A mis compañeros. A todos los que alguna vez confiaron en mí.
ix Resumen Planta industrial para ensamblaje de turbinas eólicas. Con el fin de reducir el consumo de combustibles fósiles: petróleo, gas natural y carbón; las energías renovables son la piedra angular para la transición energética, entre todas, la energía eólica es la más avanzada tecnológicamente que permite el mayor rendimiento para suministrar energía, eso la ha convertido en fuente renovable de electricidad por excelencia. Esta fábrica consistirá en una suma de instalaciones, maquinaria, material auxiliar, mano de obra, suministro de flujo eléctrico, hidráulico y otros servicios auxiliares, que permitan recibir los distintos componentes que conforman la turbina eólica y ensamblarlas para producir turbinas. Se desarrolla el proceso de fabricación y el proceso logístico más eficiente, adoptando soluciones que se adapten a la demanda y minimizando costes de producción, manutención y transporte.
IMÁGENES Y DIAGRAMAS Ilustración 1.- Modelo 3D de un aerogenerador. 49 Ilustración 2.- Modelo 3D de un multiplicador. 49 Ilustración 3Método SLP 77 Ilustración 4.- Ubicación ende la planta industrial 82 Ilustración 5 Vista con perspectiva de la ubicación 83 Ilustración 6.- Vista en planta de la parcela de localización 83 Ilustración 7.- Vista en planta alejada 84 Ilustración 8.- Vista del polígono 84 Ilustración 9.- Vista de la ubicación en España 85 Ilustración 10.- Vista de pájaro de la nave industrial en el polígono 86 Ilustración 11.- Vista en planta de la nave industria en la parcela 86 Ilustración 12.- Representación de la nave industrial con viales de transporte 87 Ilustración 13.- Planos de la oficinas 88 Ilustración 14.- Naves Industriales 89 Ilustración 15.- Planos de naves puente grúa y camino de rodillos 91 Ilustración 16.- Vista en planta del puente grúa 98 Ilustración 17.- Vista en Alzado del puente grúa 100 Ilustración 18.- Vista detalle del polipasto del puente grúa 100 Ilustración 19.- Vista tridimensional de la estructura de la nave industrial 122 Ilustración 20 Carga de viento sobre la nave 129 Ilustración 21.- Carga de puente grúa 129 Ilustración 22.- Carga de Cubierta 130 Ilustración 23.- Vista en perspectva de la luminaria 138 Ilustración 24.- Vista inferior de planta de luminaria 139 Ilustración 25.- Vista Superior planta de la luminaria 139 Ilustración 26.- Imagen de un aireador estático 143
xvii Notación A* Conjugado c.t.p. En casi todos los puntos c.q.d. Como queríamos demostrar ∎ Como queríamos demostrar e.o.c. En cualquier otro caso e número e IRe Parte real IIm Parte imaginaria sen Función seno tg Función tangente arctg Función arco tangente sen Función seno sin x y Función seno de xelevado a y cos x y Función coseno de xelevado a y Sa Función sampling sgn Función signo rect Función rectángulo Sinc Función sinc ∂y ∂x x◦ Derivada parcial de yrespecto Notación de grado, xgrados. Pr(A) Probabilidad del suceso A SNR Signal-to-noise ratio MSE Minimum square error : Tal que < Menor o igual > Mayor o igual \ Backslash ⇔ Si y sólo si
1 TURBINA EÓLICA 1.1. TurbinaEólica La turbina eólica es un dispositivo mecánico que permite transformar la energía cinética del viento en energía eléctrica. Para ello las palas del aerogenerador al rotar debido a la presión del viento hacen girar un eje, que gracias a un generador transforman ese movimiento rotacional con energía mecánica en energía eléctrica. 1.2. Rendimiento El rendimiento máxima teórico de una turbina eólica es del 59%, éste es el límite de Betz; en la práctica han de considerarse además otros factores que rebajan aún más el rendimiento de la hélice como son: la resistencia aerodinámica de las palas, la pérdida de energía debido al desprendimiento de la capa límite, la compresibilidad del aire, las interferencias de las palas. No sólo eso, los componentes mecánicos tampoco tiene un rendimiento del 100% lo que aumenta pérdidas, como son Rendimiento (%) Betz 59,3 Hélice 85 Multiplicador 98 Alternador 95 Transformador 98 Tabla 1.1. Rendimiento de la turbina y sus componentes mecánicos "Todos piensan en cambiar el mundo, pero nadie piensa en cambiarse a sí mismo." - Alexei Tolstoi -
Turbina Eólica 12 Evaluando el cómputo global, restando las pérdidas debidas al efecto Betz, y las pérdidas de los componentes mecánicos, se obtiene un rendimiento global máximo de la instalación del orden del 46%. Curva de potencia de un aerogenerador Gráfica 1 Relación velocidad del viento potencia suministrda ‐100 0 100 200 300 400 500 600 700 0 5 10 15 20 25 30 Potenciasuministrada(kW) Velocidaddelviento(m/s) Relaciónvelocidaddelvientopotencia suministrada
13 1.3. Componentes Hélice: formado por el buje y las palas Buje: concentra las palas en un punto y se acopla al eje de baja velocidad. Palas: transmiten la energía del viento al resto de la turbina, en un aerogenerador moderno de 1000 kW cada pala mide aproximadamente 30 m de largo, 21,27 y hasta 40 m, y un diseño aerodinámico muy parecido al del ala de un avión. El material que se usa para fabricar las palas junto al revestimiento de la góndola es el plástico reforzado con fibra de vidrio, conocido por sus siglas como PRFV, un poliéster con resina epoxy, se puede emplear como material de refuerzo la fibra de carbono Góndola: reúne todos los componentes necesarios de una turbina eólica, dentro de la góndola caben 2 operarios y el espacio necesario para realizar cualquier tipo de reparación o mantenimiento. La góndola, para proteger su interior debe ser estanca frente al polvo el agua. Eje de baja velocidad: conecta el buje del rotor al multiplicador, girando de 20 a 30 rpm, además de contener conductos del sistema hidráulico que activan los frenos. Eje de alta velocidad: para activar el generador eléctrico este eje gira a 1500 rpm, tiene un freno mecánico de emergencia o de mantenimiento. Rotor: elemento dinámico que permite redistribuir la corriente eléctrica al estator mediante el giro. Frenos: mediante un sistema de freno hidráulico evita velocidades excesivas del rotor que quemarían el generador. Multiplicador: aumenta la frecuencia del eje desde baja velocidad hasta alta velocidad, aumentando la rotación x 50, realiza la función de caja de cambios. Generador: es un generador eléctrico asíncrono o de inducción con potencias máxima de entre 500 y 3000 kW. Controlador Electrónico: circuitos electrónicos para la monitorización en continuo de las condiciones de trabajo del aerogenerador, en caso de emergencia está conectado telefónicamente a través de un módem para dar la señal de alarma. Mecanismo de orientación: a través del controlador electrónico orienta al aerogenerador en una dirección concreta. Sistema hidráulico: para activar o desactivar los frenos aerodinámicos. Ventilación: es una unidad de refrigeración que contiene un ventilador eléctrico que se utiliza para enfriar el generador eléctrico
Turbina Eólica 14 Anemómetro y veleta: se usan para medir la velocidad y dirección del viento
15 1.4. TamañodeTurbinas Diámetro de los rotores Gráfica 2 Potencia por diámotro de un rotor Las turbinas de gran potencia se usan en zonas geográficas con vientos muy fuertes, ya que serán necesario una mayor velocidad del viento para alcanzar la potencia necesaria de arranque y ponerlas así en funcionamiento, en las turbinas existe una cierta economía de escala, es decir, cuanto mayor sea el aerogenerador, se amortiza más rápidamente la producción de energía eléctrica kW/h, pero por el contrario también son más caros los equipos de producción eléctrica, para ello los productores eligen el tamaño óptimo en función de la zona en la que se situarán los aerogeneradores. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Diámetrorotor(m) Potencia(kW) Potenciapordiámetroderotor
Turbina Eólica 16 1.5. Seguridad Sensores Palas de rotor Protección frente al embalamiento Sistemadefrenoaerodinamico Sistema de freno mecánico Torres Todos los componentes de un aerogenerador se diseñan para una vida útil de un mínimo de 20 años, esto equivale a 120000 horas de funcionamiento y con condiciones climáticas adversas. Algunos de los dispositivos que garantizan la seguridad de la instalación son: 1.5.1. Sensores En una turbina eólica existen multitud de sensores que permiten evaluar el rendimiento electromecánico de la turbina incluso en tiempo real para ello emplea algunos como sensor de vibraciones, termómetros electrónicos para controlar la temperatura del aceite en la caja de cambios o la temperatura del generador. 1.5.2. Palas de rotor Antes del comisionado las palas se ensayan estáticamente para medir tensiones, deformaciones a flexión, y también se ensayan dinámicamente ante fallos por fatiga. 1.5.3. Protección frente al embalamiento Para evitar el descontrol del rotor embalado, en caso de alguna posible disfuncionalidad de cualquier componente imprescindible, como por ejemplo en caso de que se sobrecaliente el generador ha de frenarse el rotor inmediatamente o en caso contrario se acelerará rápidamente. Para ello se implantan 2 mecanismos de freno independientes que permitan detener la turbina. 1.5.4. Sistema de freno aerodinámico El sistema de frenado primario de la mayoría de aerogeneradores modernos es el de frenado aerodinámico, este consiste en girar el rotor y sus palas 90º alrededor del eje longitudinal a través de resortes y con solo un par de vuelta; se activa automáticamente si el sistema hidráulico pierde presión, de forma que la fuerza del viento no genere potencia. 1.5.6. Sistema de freno mecánico El freno mecánico se utiliza como suplemento al freno aerodinámico, cuando la turbina ya está parada se acciona éste. 1.5.7. Torres Los grandes aerogeneradores modernos suelen usar torres tubulares tronco-cónicas de láminas acero. La principal ventaja de esta torre sobre una torre de estructura en celosía es que hace más seguro y fácil el acceso de los trabajadores a la góndola. El principal peligro de trabajar en aerogeneradores es la propia altura sobre el suelo, los operarios que realizan labores de mantenimiento o instalación llevan correas sujetas mediante cables de acero a un sistema de anclaje seguidor del operario.
17 1.6. Generadores Voltaje generado (Tensión) Sistema de refrigeración Arranque y parada del generador Generador síncrono Generadores asíncronos Rotor de jaula Funcionamiento como motor Requerimientos de conexión a la red Cambio de Numero de polos Generador de número de polos variables, dos velocidades. Generadores de deslizamiento variable para turbinas eólicas Funcionamiento a velocidad variable de una turbina de regulación por cambio del ángulo de paso Mejora de la calidad de potencia Generación de Corriente Alterna (CA) a frecuencia variable Conversión a corriente alterna (CA) de frecuencia fija Conversión a corriente Continua (CC) Filtrado de la Corriente Alterna Ventajas de la conexión indirecta a red: velocidad variable Desventajas de a conexión indirecta a red El aerogenerador convierte la energía mecánica en eléctrica, el aerogenerador debe trabajar con el rotor de la turbina eólica que suministra una potencia muy variable ya que el momento torsor que aplica cambia constantemente. 1.6.1. Voltajegenerado(Tensión) En grandes aerogeneradores (de entre 1000 y 2500 kW) el voltaje o tensión que la turbina genera es de 690 V de corriente alterna trifásica (AC); esta corriente se envía a través de un transformador anexo a la turbina (o incluso dentro de la góndola) para aumentar su voltaje a valores entre 10000 y 30000 V en función del estándar de la red eléctrica local. 1.6.2. Sistemaderefrigeración La temperatura de funcionamiento de un generador eléctrico es de en torno a los 50 ºC, si no tuviera refrigeración el generador alcanzaría rápidamente los 200ºC quemando los circuitos eléctricos, y dejando fuera de servicio la turbina completa, por ello los generadores precisan de refrigeración para su funcionamiento, esta refrigeración se lleva a cabo mediante el encapsulamiento del generador por dentro de un conducto haciendo uso de un gran ventilador para la refrigeración ya sea mediante aire o agua, la diferencia entre refrigeración mediante agua o
Turbina Eólica 24 1.8. Controladorelectrónicodelaturbinaeólica Comunicación exterior Comunicaciones internas Mecanismos de autoprotección y redundancia Monitorización Estrategias de control Control de la calidad de potencia en aerogeneradores Conexión a la red y calidad de potencia Control de la potencia reactiva Compatibilidad electromagnética, EMC. El controlador de la turbina eólica consta de varios ordenadores que continuamente supervisan las condiciones de la turbina eólica y estas recogen estadísticas de su funcionamiento. El controlador también controla un importante número de interruptores, bombas hidráulicas, válvulas y motores dentro de la turbina. Cuando el tamaño de una turbina crece hasta máquinas de megavatios, se hace incluso más importante que su tasa de disponibilidad sea alta, es decir, que funcionen de forma segura todo el tiempo. 1.8.1. Comunicaciónexterior El controlador se comunica con el propietario o el operador de la turbina eólica mediante un enlace de comunicación, como por ejemplo, enviando alarmas o solicitudes de servicio a través del teléfono o de un enlace radiofónico, también es posible llamar a la turbina eólica para que recoja estadísticas, y revise su estado actual. En parques eólicos, una de las turbinas suele estar equipada con un ordenador, desde el que se puede controlar y recoger datos del resto de los aerogeneradores. 1.8.2. Comunicacionesinternas Normalmente, suele haber un controlador en la parte inferior de la torre y otro en la góndola. En los modelos recientes de aerogeneradores, la comunicación entre controladores suele hacerse utilizando fibra óptica. En modelos más recientes, se coloca un tercer controlador situado en el buje del rotor, esta unidad se comunica con la góndola utilizando comunicaciones en serie, a través de un cable conectado con anillos rodantes y escobillas al eje principal. 1.8.3. Mecanismosdeautoprotecciónyredundancia Los ordenadores y sensores suelen estar por duplicado en todas las áreas de precisión, se seguridad o de servicio, de las máquinas grandes más nuevas. El controlador compara continuamente las lecturas de las medidas en toda la turbina eólica, para asegurar que tanto los sensores como los propios ordenadores funcionan correctamente. 1.8.4. Monitorización Es posible monitorizar o fijar alrededor de entre 100 y 500 valores de parámetros en una turbina eólica moderna. Por ejemplo, el controlador puede contrastar la velocidad de rotación del rotor, el generador, su voltaje y corriente. Además, los rayos y su carga pueden ser registrados. También pueden realizarse medidas de la temperatura del aire exterior, la temperatura en los armarios electrónicos, la temperatura del aceite en el multiplicador, la temperatura de los devanados del generador, la temperatura de los cojinetes del multiplicador, la presión hidráulica, el ángulo de paso de cada pala del rotor (en máquinas de regulación por cambio del ángulo
25 de paso -pitch controlled- o de regulación activa por pérdida aerodinámica -active stall controlled-), el ángulo de orientación (contando el número de dientes en la corona de orientación), el número de vueltas en los cables de alimentación, la dirección del viento, la velocidad del viento del anemómetro, el tamaño y la frecuencia de las vibraciones en la góndola y en las palas del rotor, el espesor de las zapatas del freno, si la puerta de la torre está abierta o cerrada (sistema de alarma). 1.8.5. Estrategiasdecontrol Muchos de los secretos de empresa de los fabricantes de aerogeneradores se encuentran en la forma en que el controlador interacciona con los componentes de la turbina eólica. Las mejores estrategias de control son responsables de una parte importante del crecimiento de la productividad de los aerogeneradores en los últimos años. Una estrategia interesante seguida por algunos fabricantes es la de adaptar la estrategia operacional al clima eólico local. De esta forma, puede ser posible, por ejemplo, minimizar el desgaste y la rotura de la máquina durante los periodos de tormenta. 1.8.6. Controldelacalidaddepotenciaenaerogeneradores El control no solo hace funcionar la turbina o la conecta a la red, sino que supervisa que la calidad sea óptima. 1.8.7. Conexiónalaredycalidaddepotencia Las compañías eléctricas exigen que la conexión a la red de los generadores se realice suavemente, y que requisitos tienen respecto a la corriente alterna y la tensión para que se muevan de forma sincronizada la una respecto a la otra. 1.8.8. Controldelapotenciareactiva Por definición, la intensidad de corriente y la tensión se miden 128 veces por ciclo de corriente alterna (es decir, 50x128 veces por segundo o 60x128 veces por segundo, dependiendo de la frecuencia de la red eléctrica). Partiendo de esto, un procesador DSP calcula la estabilidad de la frecuencia de la red, así como la potencia activa y reactiva de la turbina, la componente reactiva de la potencia es básicamente una cuestión de si la tensión y la corriente están o no en fase. Para asegurar que la calidad de potencia sea adecuada, el controlador debe conectar y desconectar un gran número de condensadores eléctricos, que ajustarán la potencia reactiva, es decir, el ángulo de fase entre la tensión y la corriente. 1.8.9. Compatibilidadelectromagnética,EMC. En una turbina eólica, alrededor de los cables para transporte de energía y de los generadores, hay campos electromagnéticos muy potentes. Esto implica que la electrónica del sistema de control tiene que ser insensible a estos campos electromagnéticos. Y a la inversa, la electrónica no debería emitir radiación electromagnética que pueda inhibir el funcionamiento de otros equipos electrónicos.
Turbina Eólica 26 1.9. DiseñodeTurbinas Diseño de Aerogeneradores: consideraciones básicas de carga Cargas Extremas (fuerzas y momentos) Cargas de Fatiga Aerogeneradores, de eje horizontal o vertical. Aerogeneradores de eje vertical Rotor A barlovento A sotavento 1.9.1. DiseñodeAerogeneradores:consideracionesbásicasdecarga Para poder construir aerogeneradores, debe tenerse en cuenta tanto la resistencia, el comportamiento dinámico y ante fatiga de los materiales y del conjunto en general. 1.9.2. CargasExtremas(fuerzasymomentos) Los aerogeneradores están construidos para atrapar la energía cinética del viento. Para soportar vientos huracanados los fabricantes de turbinas se decantan por construir turbinas con pocas palas, largas y estrechas, y así certificar las turbinas para que 1 vez cada 50 años, pueda soportar un viento extremo de 10 minutos de duración. Para compensar la estrechez de las palas de cara al viento, los fabricantes prefieren que las turbias giren muy rápido. 1.9.3. CargasdeFatiga Los aerogeneradores están sujetos a vientos fluctuantes, y por tanto, a fuerzas fluctuantes. Esto se da particularmente en el caso de estar emplazado en un clima eólico muy turbulento. Los componentes sujetos a flexión repetida pueden desarrollar grietas, que en última instancia pueden provocar la rotura del componente. La fatiga del metal es un problema bien conocido en muchas industrias. Así pues, generalmente el metal no se elige como material para las palas del rotor. En el diseño de una turbina eólica, es muy importante calcular por anticipado como vibrarán los diferentes componentes, tanto individualmente como en conjunto. También es importante calcular las fuerzas que participan en cada flexión y estiramiento de un componente. De esto se ocupa la dinámica estructural, donde los ingenieros han desarrollado modelos matemáticos de ordenador que analizan el comportamiento de toda la turbina eólica. Estos modelos son utilizados por los fabricantes de turbinas para diseñar sus máquinas de forma segura. 1.9.4. Aerogeneradores,deejehorizontalovertical. Aerogeneradores de eje horizontal Casi todo de la tecnología anteriormente descrita se refiere a los aerogeneradores de eje horizontal (conocidos por sus siglas en inglés como HAWTs, horizontal axis wind turbines).
27 Ya que todos los aerogeneradores comerciales conectados a la red se construyen con un rotor tipo hélice de eje horizontal. 1.9.5. Aerogeneradoresdeejevertical La única turbina de eje vertical que ha sido comercialmente fabricada a todos los volúmenes es la máquina Darrieus. Las principales ventajas teóricas de una máquina de eje vertical son: 1) Puede situar el generador, el multiplicador, etc. en el suelo, y puede no tener que necesitar una torre para la máquina. 2) No necesita un mecanismo de orientación para girar el rotor en contra del viento. Las principales desventajas son: 1) Las velocidades del viento cerca del nivel del suelo son muy bajas, por lo que a pesar de que puede ahorrase la torre, sus velocidades de viento serán muy bajas en la parte más inferior de su rotor. 2) La eficiencia promedio de las máquinas de eje vertical no es impresionante. 3) La máquina no es de arranque automático (es decir, una máquina Darrieus necesitará un "empuje" antes de arrancar. Sin embargo, esto es sólo un inconveniente sin importancia, ya que puede utilizar el generador como motor absorbiendo corriente de red para arrancar la máquina). 4) La máquina puede necesitar cables tensores que la sujeten, aunque esta solución no es practicable en áreas muy cultivadas. 5) Para sustituir el cojinete principal del rotor se necesita desmontar el rotor, tanto en las máquinas de eje horizontal como en las de eje vertical. En el caso de las últimas, esto implica que toda la máquina deberá ser desmontada.
Turbina Eólica 28 1.10. Rotor 1.10.1. Abarlovento Las máquinas con rotor a barlovento tienen el rotor de cara al viento. La principal ventaja de los diseños corriente arriba es que se evita el abrigo del viento tras la torre. La gran mayoría de los aerogeneradores tienen este diseño. Por otro lado, también hay algo de abrigo enfrente de la torre, es decir, el viento empieza a desviarse de la torre antes de alcanzarla, incluso si la torre es redonda y lisa. Así pues, cada vez que el rotor pasa por la torre, la potencia del aerogenerador cae ligeramente. El principal inconveniente de los diseños a barlovento es que el rotor necesita ser bastante inflexible, y estar situado a una cierta distancia de la torre (como muchos fabricantes han averiguado de su coste). Además, una máquina corriente arriba necesita un mecanismo de orientación para mantener el rotor de cara al viento. 1.10.2. Asotavento Las máquinas con rotor a sotavento tienen el rotor situado en la cara a sotavento de la torre. La ventaja teórica que tienen es que pueden ser construidos sin un mecanismo de orientación, si el rotor y la góndola tienen un diseño apropiado que hace que la góndola siga al viento pasivamente. Sin embargo, en grandes máquinas ésta es una ventaja algo dudosa, pues se necesitan cables para conducir la corriente fuera del generador. Una ventaja más importante es que el rotor puede hacerse más flexible. Esto supone una ventaja tanto en cuestión de peso como de dinámica estructural de la máquina, es decir, las palas se curvarán a altas velocidades del viento, con lo que le quitarán parte de la carga a la torre. El inconveniente principal es la fluctuación de la potencia eólica, debida al paso del rotor a través del abrigo de la torre. Esto puede crear más cargas de fatiga en la turbina que con un diseño corriente arriba.
29 1.11. Palas Aerogeneradores, número de palas Concepto bipala (oscilante/basculante) Concepto monopala 1.11.1. Aerogeneradores,númerodepalas Los ingenieros de modernos aerogeneradores evitan construir grandes máquinas con un número par de palas. La razón más importante es la estabilidad de la turbina. Un rotor con un número impar de palas (y como mínimo tres palas) puede ser considerado como un disco a la hora de calcular las propiedades dinámicas de la máquina. Un rotor con un número par de palas puede dar problemas de estabilidad en una máquina que tenga una estructura rígida. La razón es que en el preciso instante en que la pala más alta se flexiona hacia atrás, debido a que obtiene la máxima potencia del viento, la pala más baja pasa por la sombra del viento de enfrente de la torre. La mayoría de aerogeneradores modernos tienen diseños tripala, con el rotor a barlovento (en la cara de la torre que da al viento), usando motores eléctricos en su mecanismo de orientación. A este diseño se le suele llamar el clásico "concepto danés", y tiende a imponerse como estándar al resto de conceptos evaluados. La gran mayoría de las turbinas vendidas en los mercados mundiales poseen este diseño. El concepto básico fue introducido por primera vez por el célebre aerogenerador de Gedser. 1.11.2. Conceptobipala(oscilante/basculante) Los diseños bipala de aerogeneradores tienen la ventaja de ahorrar el coste de una pala y, por su puesto, su peso. Sin embargo, suelen tener dificultades para penetrar en el mercado, en parte porque necesitan una mayor velocidad de giro para producir la misma energía de salida. Esto supone una desventaja tanto en lo que respecta al ruido como al aspecto visual. Últimamente, varios fabricantes tradicionales de máquinas bipala han cambiado a diseños tripala. Las máquinas bi y monopala requieren de un diseño más complejo, con un rotor basculante (buje oscilante), es decir, el rotor tiene que ser capaz de inclinarse, con el fin de evitar fuertes sacudidas en la turbina cada vez que una de las palas pasa por la torre. Así pues el rotor está montado en el extremo de un eje perpendicular al eje principal, y que gira junto con el eje principal. Esta disposición puede necesitar de amortiguadores adicionales que eviten que las palas del rotor choquen contra la torre. 1.11.3. Conceptomonopala Sí, los aerogeneradores monopala existen, pero no están muy extendidos comercialmente, pues los inconvenientes de los bipala también son aplicables, e incluso en mayor medida, a las máquinas monopala. Además de una mayor velocidad de giro, y de los problemas de ruido y de intrusión visual, necesitan un contrapeso en el lado del buje opuesto a la pala que equilibre el rotor. Obviamente, esto anula el ahorro de peso comparado con un diseño bipala.
Turbina Eólica 30 1.12. Optimización Optimización y economía Generador y tamaño del rotor Alturas de la torre 1.12.1. Optimizaciónyeconomía El diseño de un aerogenerador no está sólo determinado por la tecnología, sino por una combinación de tecnología y economía: los fabricantes de aerogeneradores quieren optimizar sus máquinas para producir la electricidad al menor coste posible por kilovatio-hora (kWh) de energía. Aunque los fabricantes no se preocupan demasiado de si están utilizando los recursos eólicos de forma eficiente: a fin de cuentas el combustible es gratis. No es necesariamente una buena idea maximizar la producción anual de energía, si esto implica que se tiene que construir un aerogenerador muy caro. Algunas de las decisiones que los fabricantes deben tomar son: 1.12.2. Generadorytamañodelrotor Un generador pequeño (es decir, un generador con una baja potencia de salida nominal en kW) requiere menos fuerza para hacerlo girar que uno grande. Si se acopla un gran rotor a un generador pequeño, se estará produciendo electricidad durante una gran cantidad de horas al año, pero sólo se capturará una pequeña parte del contenido energético del viento a altas velocidades de viento. Por otro lado, un generador grande será muy eficiente a altas velocidades de viento, pero incapaz de girar a bajas velocidades. Así pues, los fabricantes mirarán la distribución de velocidades de viento y el contenido energético del viento a diferentes velocidades para determinar cuál será la combinación ideal de tamaño de rotor y de tamaño de generador en los diferentes emplazamientos de aerogeneradores. Adaptar una turbina con dos (o más) generadores puede ser ventajoso en algunas ocasiones, aunque si vale o no la pena depende realmente del precio de la electricidad. 1.12.3. Alturasdelatorre En general las torres más altas aumentan la producción de energía de un aerogenerador. Una vez más, discernir si vale o no la pena el coste adicional que supone una torre más alta depende tanto de la clase de rugosidad como del coste de la electricidad.
31 1.13. Ruidos Diseño para reducir ruido mecánico en aerogeneradores Fuentes mecánicas de emisión sonora Multiplicadores de aerogeneradores silenciosos Análisis de dinámica estructural Aislamiento acústico Diseño para un bajo ruido aerodinámico en aerogeneradores Fuentes aerodinámicas de emisión sonora Emisión acústica de una pala y la ley de la quinta potencia Diseño en punta de pala Búsqueda de palas más silenciosas 1.13.1. Diseñoparareducirruidomecánicoenaerogeneradores Las emisiones sonoras en aerogeneradores pueden tener dos orígenes diferentes: el ruido mecánico y el ruido aerodinámico. 1.13.2. Fuentesmecánicasdeemisiónsonora El ruido mecánico, es decir, componentes metálicos moviéndose o chocando unos contra otros, puede originarse en el multiplicador, en la transmisión (los ejes) y en el generador de una turbina eólica. 1.13.3. Multiplicadoresdeaerogeneradoressilenciosos Los multiplicadores de los aerogeneradores no son multiplicadores industriales estándar, sino que han sido específicamente adaptados para un funcionamiento silencioso en aerogeneradores. Una forma para conseguirlo es que los engranajes de acero del multiplicador tengan un núcleo flexible semiblando, aunque una superficie dura para asegurar resistencia y una larga duración frente al desgaste. La manera de conseguirlo es básicamente calentando los engranajes después de que los dientes hayan sido rectificados, y después se les deja enfriar lentamente mientras se rellenan de un polvo especial con un alto contenido en carbono. Luego el carbono migrará hacia la superficie del metal. Esto asegurará un alto contenido de carbono y una alta durabilidad en la superficie del metal, mientras que la aleación de acero del interior permanecerá más blanda y más flexible. 1.13.4. Análisisdedinámicaestructural Un consideración importante, que pertenece al proceso de diseño de la turbina, es el hecho de que las palas pueden actuar como membranas capaces de transmitir las vibraciones sonoras de la góndola y la torre. Los fabricantes de turbinas desarrollan actualmente modelos informáticos de sus máquinas antes de construirlas, para asegurar que las vibraciones de los diferentes componentes no interaccionarán provocando resonancia y amplificando el ruido. Al mirar el chasis de la estructura de la góndola en alguno de los grandes aerogeneradores que existen en el mercado se comprueban que hay algunos extraños agujeros practicados en él sin ninguna razón aparente. Estos agujeros han sido precisamente hechos para asegurar que la estructura no vibrará de forma síncrona con el resto de componentes de la turbina. 1.13.5. Aislamientoacústico Actualmente, el aislamiento acústico juega un papel secundario en la mayoría de aerogeneradores modernos que
Turbina Eólica 32 existen en el mercado, aunque puede ser útil minimizar algunos de los ruidos a medias y altas frecuencias. Sin embargo, parece que es en general más eficiente atacar los problemas de ruido desde su fuente, en la propia estructura de la máquina. 1.13.6. Diseñoparaunbajoruidoaerodinámicoenaerogeneradores 1.13.6.1. Fuentesaerodinámicasdeemisiónsonora Cuando el viento choca contra diferentes objetos a una cierta velocidad, generalmente empezará a emitir un sonido. Si choca contra los arbustos o contra las hojas de los árboles, o contra la superficie del agua, creará una mezcla aleatoria de ruido de alta frecuencia, llamada a menudo ruido blanco. El viento también puede inducir vibraciones en superficies, como ocurre a veces con partes de un edificio, un coche e, incluso, con un planeador (sin motor). Cada una de estas superficies emite su propio sonido. Si el viento choca contra un borde afilado, puede producir un tono puro, como el de los instrumentos musicales de viento. 1.13.6.2. Emisiónacústicadeunapalaylaleydelaquintapotencia Las palas del rotor producen un ligero sonido silbante que puede oírse si se está cerca de un aerogenerador a velocidades de viento relativamente bajas. Las palas deben frenar el viento para transferir la energía al rotor. En este proceso producen algunas emisiones de ruido blanco. Si la superficie de la pala es muy lisa (que de hecho debe serlo por razones aerodinámicas), las superficies emitirán una pequeña parte del ruido. La mayor parte del ruido se originará en el borde de salida (posterior) de las palas. Un cuidado diseño de los bordes de salida y una cuidadosa manipulación de las palas durante su ensamblado, han llegado a ser una práctica habitual en la industria. Sin variar el resto de parámetros, la presión sonora aumentará con la quinta potencia de la velocidad de la pala relativa al aire circundante. Así pues, observará que los modernos aerogeneradores con grandes diámetros del rotor tienen una velocidad de giro muy baja. 1.13.6.3. Diseñoenpuntadepala Dado que las puntas de pala se mueven mucho más rápidamente que la base, se debe tener mucho cuidado en el diseño de la punta de la pala. Si mira de cerca las diferentes palas de rotor, descubrirá sutiles cambios en su geometría a lo largo del tiempo, ya que cada vez se están haciendo más investigaciones en ese campo. Esta investigación también se hace por razones de rendimiento, ya que una gran parte del par torsor (momento de giro) del rotor proviene de la parte más exterior de las palas. Además, el flujo de aire alrededor de la punta de la pala es extremadamente complejo, comparado con el flujo de aire en el resto de la pala. 1.13.6.4. Búsquedadepalasmássilenciosas La búsqueda de palas más silenciosas continúa, pero como se dijo el ruido es un problema secundario la mayoría de los beneficios de esa investigación repercuten en un aumento de la velocidad de giro y en un aumento de la producción de energía, ya que en general el ruido no constituye un problema en sí mismo, dadas las distancias de las casas vecinas, etc.
33 1.14. Ensayosdepalasdeaerogeneradores Pruebas de fatiga en las palas Ensayo a flexión periférica Finalidad de los ensayos Materiales de las palas de rotor Finalidad de los ensayos Medición de deformaciones Monitorización de los ensayos a fatiga Inspección con infrarrojos (Termografía) Modos de vibración de las palas Ensayo estático de palas de rotor 1.14.1. Pruebasdefatigaenlaspalas Ensayo a fatiga, se dobla cíclicamente en la dirección de flap durante 5 millones de ciclos completos. 1.14.2. Ensayoaflexiónperiférica En ambos casos las palas son flexionadas utilizando un ciclo próximo a la frecuencia natural de la pala. La frecuencia natural es la frecuencia con la que la pala oscilará de una parte a otra, si la empuja una vez en una determinada dirección y luego la suelta. Las frecuencias naturales son diferentes en la dirección de flap y en la dirección periférica: la pala tiende a ser mucho más rígida en la dirección periférica, por lo que tiene una frecuencia natural más alta para la flexión periférica. Cada pala es puesta en movimiento por un motor eléctrico montado sobre la pala que balancea un peso hacia arriba y hacia abajo. Las cimentaciones que soportan el casquillo de la pala deben ser muy sólidas: la cimentación de un gran casquillo de pala se compone de 2.000 toneladas de hormigón. 1.14.3. Materialesdelaspalasderotor Las palas de rotor suelen construirse utilizando una matriz de mallas de fibra de vidrio impregnadas de un material como el poliéster ("GRP = Glass fibre reinforced polyester"). El poliéster es endurecido después de que ha impregnado la fibra de vidrio. El Epoxi puede ser utilizado en lugar de poliéster. De esta forma la matriz base puede estar fabricada, total o parcialmente, de fibra de carbono, que es un material con alta resistencia más ligero, aunque más caro. En grandes palas de rotor también están siendo utilizados materiales laminares madera-epoxy. 1.14.4. Finalidaddelosensayos La finalidad de los ensayos en las palas de rotor es la de verificar que las laminaciones en la pala son seguras, es decir, que las capas de la pala no se separarán (de laminación). De la misma manera, los ensayos verifican que las fibras no se romperán bajo esfuerzos repetidos.
Turbina Eólica 40 1.17.4. 1000dólaresporkWenpromedio El precio medio para los grandes parques eólicos modernos está alrededor de 1.000 dólares americanos por kilovatio de potencia eléctrica instalada. La producción de energía se mide en kilovatios-hora. Para turbinas individuales o pequeños grupos de turbinas, los costes estarán normalmente algo por encima. 1.17.5. Costesdeinstalacióndeaerogeneradores Los costes de instalación incluyen las cimentaciones, normalmente hechas de hormigón armado, la construcción de carreteras (necesarias para transportar la turbina y las secciones de la torre hasta el lugar de la construcción), un transformador (necesario para convertir la corriente a baja tensión (690 V) de la turbina a una corriente a 10- 30 kV para la red eléctrica local), conexión telefónica para el control remoto y vigilancia de la turbina, y los costes de cableado, es decir, el cable que va desde la turbina hasta la línea de alta tensión de 10-30 kV. Loscostesdeinstalaciónvarían Obviamente, los costes de las carreteras y de las cimentaciones dependen de las condiciones del suelo, es decir, de como de barato y fácil sea construir una carretera capaz de soportar camiones de 30 toneladas. Otro factor variable es la distancia a la carretera ordinaria más cercana, los costes de llevar una grúa móvil hasta el sitio, y la distancia a una línea de alta tensión capaz de manejar la producción de energía máxima de la turbina. La conexión telefónica y el control remoto no es una necesidad, pero a menudo es bastante barato, por lo que resulta económico incluirlo en la instalación de una turbina. Los costes de transporte de la turbina pueden entrar en los cálculos, si el emplazamiento es muy remoto, aunque normalmente no son superiores a unos 15.000 dólares americanos 1.17.6. Economíasdeescala Obviamente es más barato conectar muchas turbinas en la misma localización que conectar una sola. Por otra parte, hay limitaciones a la cantidad de energía eléctrica que la red local puede aceptar. Si la red eléctrica es demasiado débil para manejar la producción de la turbina, puede ser necesario un refuerzo de red, es decir, una extensión de la red eléctrica de alta tensión. Quién debe pagar por el refuerzo de red (si el propietario de la turbina o la compañía eléctrica) varía de un país a otro 1.17.7. Costesdeoperaciónydemantenimiento Los modernos aerogeneradores están diseñados para trabajar alrededor de 120.000 horas de operación a lo largo de su tiempo de vida de diseño de 20 años. Esto supone mucho más que un motor de automóvil, que dura generalmente alrededor de 4.000 a 6.000 horas. La experiencia muestra que los costes de mantenimiento son generalmente muy bajos cuando las turbinas son completamente nuevas, pero que aumentan algo conforme la turbina va envejeciendo. Estudios llevados a cabo en 500 muestran que las nuevas generaciones de turbinas tienen relativamente menos costes de reparación y mantenimiento que las generaciones más viejas (los estudios comparan turbinas que tienen la misma edad pero que pertenecen a distintas generaciones). Los aerogeneradores más antiguos (25-150 kW) tienen costes de reparación y mantenimiento de una media de alrededor del 3 por ciento de inversión inicial de la turbina. Las turbinas más nuevas son en promedio sustancialmente más grandes, lo que tendería a disminuir los costes de mantenimiento por kW de potencia instalada (no necesita revisar una gran turbina moderna más a menudo que otra pequeña). Para las máquinas más nuevas los rangos estimados son del 1,5 al 2 por ciento al año de la inversión inicial de la turbina. La mayoría de costes de mantenimiento son una cantidad anual fija para el mantenimiento regular de las turbinas, aunque algunos prefieren utilizar en sus cálculos una cantidad fija por kWh producido, normalmente alrededor de 0,01 dólares americanos/kWh. El razonamiento sobre el que se apoya este método es que el desgaste y la rotura en la turbina generalmente aumentan con el aumento de la producción.
41 1.17.8. Economíasdeescalademantenimiento Además de las economías de escala, que varían con el tamaño de la turbina, puede haber economías de escala en la operación de parques eólicos en lugar de turbinas individuales. Estas economías se refieren a visitas de mantenimiento cada seis meses, vigilancia y administración, etc. 1.17.9. Reinversiónenlaturbina Algunos componentes del aerogenerador están más sujetos que otros al desgaste y a la rotura. Esto es particularmente cierto para las palas y para el multiplicador. Los propietarios de aerogeneradores que ven que el final de la vida de diseño de su turbina está cerca, pueden encontrar ventajoso alargar la vida de la turbina haciendo una revisión general de la turbina, p.ej. reemplazando las palas del rotor. El precio de un juego nuevo de palas, un multiplicador o un generador suele ser del orden de magnitud del 15- 20 % del precio de la turbina. 1.17.10.Tiempodevidadeproyecto,vidadediseño Los componentes de los aerogeneradores están diseñados para durar 20 años. Evidentemente, se podría diseñar alguno de los componentes para que durase más tiempo, aunque realmente sería un desperdicio si otros componentes principales fueran a averiarse más pronto. La vida de diseño de 20 años es un compromiso económico útil, que se utiliza para guiar a los ingenieros que desarrollan los componentes para las turbinas. Sus ensayos tienen que demostrar que sus componentes tienen una probabilidad de fallo muy baja antes de que hayan transcurrido 20 años. La vida real de un aerogenerador depende tanto de la calidad de la turbina como de las condiciones climáticas locales, es decir, de la cantidad de turbulencias del emplazamiento, tal como se explicó en la página sobre el diseño de la turbina y las cargas de fatiga. Por ejemplo, las turbinas marinas pueden durar más debido a la baja turbulencia en el mar. Esto puede implicar costes menores. 1.18. Ingresos 1.18.1. Produccióndeenergíaenunaerogenerador La producción de energía anual (en millones de kWh) varía con la intensidad del viento de la localización. Con una velocidad de viento media de, digamos, 6'75 m/s a la altura del buje, obtendrá alrededor de 1,5 millones de kWh de energía anuales. La producción de energía anual varía aproximadamente con el cubo de la velocidad del viento a la altura del buje. Cómo de sensible es la producción de energía respecto a la velocidad del viento varía con la distribución de probabilidad del viento.
Turbina Eólica 42 Gráfica 3.- Producción de energía GWh/año para turbina de 600 kW 1.18.2. Factordedisponibilidad Las cifras de producción de energía anual consideran que los aerogeneradores están en condiciones de servicio y preparados para girar todo el tiempo. Sin embargo, en la práctica, los aerogeneradores necesitan reparación e inspección una vez cada seis meses para asegurar que siguen siendo seguros. Además, las averías de componentes y los accidentes (fallos de suministro eléctrico) pueden inutilizar los aerogeneradores. Estadísticas muy extensas muestran que los fabricantes alcanzan, en consecuencia, factores de disponibilidad de alrededor del 98 por ciento, es decir, las máquinas están preparadas para funcionar más del 98 por ciento del tiempo. La producción de energía total se ve generalmente afectada en menos de un 2 por ciento, dado que los aerogeneradores nunca están en funcionamiento durante los vientos fuertes. Un grado tan alto de fiabilidad es extraordinario, comparado con otros tipos de maquinaria, incluyendo otras tecnologías de generación de electricidad. Así pues, el factor de disponibilidad suele ignorarse en los cálculos económicos, dado que hay otras incertidumbres (p.ej. la variabilidad del viento) que son mucho mayores. Sin embargo, no todos los fabricantes del mundo tienen un buen registro de fiabilidad, por lo que siempre es una buena idea revisar el historial de los fabricantes y la capacidad de servicio antes de salir y comprar un nuevo aerogenerador. 1.18.3. EnergíaEólica:Tarifasdeenergíaeléctrica Generalmente las compañías eléctricas están más interesadas en comprar electricidad durante las horas de picos de carga (máximo consumo) de la red eléctrica, pues de esta forma se ahorran la utilización de electricidad de unidades generadoras menos eficientes. De acuerdo con un estudio sobre los costes y beneficios sociales de la energía eólica la electricidad eólica puede ser de un 30 a un 40 por ciento más valiosa para la red que si se produjera de forma totalmente aleatoria. En algunas áreas, las compañías eléctricas aplican tarifas eléctricas distintas dependiendo de la hora del día, cuando compran la energía eléctrica de los propietarios privados de aerogeneradores. Normalmente, los propietarios de aerogeneradores reciben menos del precio normal de la electricidad para el consumidor, pues ese precio suele incluir el pago a la compañía eléctrica por los costes de operación y mantenimiento de la red eléctrica, además de sus beneficios. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 00,511,522,53 velocidadviento(m/s) ProduccióndeenergíaGWh/añoparaturbinade600kW
43 1.18.4. Créditodecapacidad Para explicar el concepto de crédito a la capacidad, veamos primero la definición de su contrario, las tarifas de potencia: Los consumidores de flujo eléctrico pagan tanto por la cantidad de energía (kWh) que consumen como por la máxima cantidad de potencia que obtienen de la red, es decir, los consumidores que quieren obtener una gran cantidad de energía y muy rápidamente deberán pagar más. Eso es debido a que fuerzan a la compañía eléctrica a disponer de una mayor capacidad de generación total disponible (mayor potencia de planta). Las compañías eléctricas tienen que considerar añadir capacidad de generación cuando le proporcionan acceso a red a un nuevo consumidor. Pero con un número modesto de aerogeneradores en la red, los aerogeneradores son casi como "consumidores negativos", como se explica en la sección sobre aerogeneradores de la red eléctrica posponen la necesidad de instalar otra nueva capacidad generadora. Así pues, muchas compañías eléctricas pagan una cierta cantidad anual a los propietarios de aerogeneradores en concepto de crédito de capacidad. El nivel exacto de crédito de capacidad varía. En algunos países se paga en función de un número de mediciones de la potencia producida durante el año. En otras áreas, se utiliza algún tipo de fórmula. Finalmente, en diversas áreas no se proporciona ningún tipo de crédito de capacidad, pues se considera como una parte de la tarifa de energía. En cualquier caso, el crédito de capacidad es una cantidad por año bastante modesta 1.18.5. Costesdepotenciareactiva La mayoría de aerogeneradores están equipados con los denominados generadores asíncronos, también llamados generadores de inducción. Estos generadores necesitan corriente de la red eléctrica para crear un campo magnético dentro del generador con el fin de funcionar. Como resultado, la corriente alterna de la red eléctrica cercana a la turbina se verá afectada (desplazamiento de fase). En algunos casos esto puede hacer que disminuya (aunque en algunos casos aumenta) la eficiencia de la transmisión de electricidad en la red vecina, debido al consumo de potencia reactiva. En casi todo el mundo las compañías eléctricas exigen que los aerogeneradores estén equipados con una batería de condensadores eléctricos conmutables, que compensan parcialmente este fenómeno (por razones técnicas no quieren una compensación total). Si la turbina no cumple las especificaciones de la compañía eléctrica, el propietario puede tener que pagar cargos adicionales. Normalmente, este no es un problema que preocupe a los propietarios de aerogeneradores, ya que los fabricantes experimentados suministran por rutina de acuerdo con las especificaciones de la compañía eléctrica loca. 1.18.6. Economíabásicadeinversiones 1.18.6.1.Rentabilidadsocialdelasinversionesenenergíaeólica La economía y las inversiones en energía eólica desde el punto de vista de la sociedad en conjunto, como los economistas suelen hacer. No damos cuenta de los beneficios medioambientales, lo haremos más tarde. No miramos la financiación ni los impuestos. Esas cuestiones varían enormemente de un país a otro, aunque no hacen que ninguna nación sea más rica o más pobre: sólo sirven para redistribuir los ingresos. Lo que la sociedad obtiene por recompensa de la inversión en energía eólica es electricidad no contaminante; averigüemos cuánto cuesta eso. 1.18.6.2. Guíadelosinversoresprivados Antes de impuestos, esto es: generalmente, las inversiones que tienen una alta tasa de rentabilidad antes de impuestos tendrán una tasa de rentabilidad incluso mayor después de impuestos. Sin embargo, la razón es que los reglamentos de amortización para toda esta clase de negocios tienden a ser muy favorables en la mayoría de países. Con rápidas amortizaciones de los impuestos obtiene una mayor rentabilidad de su inversión, dado que le permite deducir la pérdida de valor de su activo más rápidamente de lo que en realidad lo hace. Esto no es nada particular de los aerogeneradores. Es cierto para todo tipo de inversiones financieras.
Turbina Eólica 44 1.18.7. Aspectoseconómicosdelaenergíaeólica No existe un único precio para la energía eólica. La producción anual de electricidad variará enormemente en función de la cantidad de viento del emplazamiento de la turbina. Así pues, no hay un único precio para la energía eólica, sino un rango de precios en función de las velocidades del viento. Gráfica 4 Coste de electricidad de turbina de 600 kW La relación es bastante simple, si se produce el doble de electricidad por año, se paga la mitad de coste por kWh. Con los gráficos de coste y producción de energía eléctrica podemos hallar la relación existente entre coste de electricidad y velocidad del viento para la misma turbina de ejemplo de 600 kW y un buje a una altura de 10 m Gráfica 5.- Coste por electricidad producida en función del viento 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 00,511,522,53 USD/kWh kW/año Costedeelectricidadturbina600kW 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 45678910 u$/kWh viento(m/s) Costeporelectricidadproducidaenfuncióndel viento
45 1.19. Errores Costes de generación de energía eólica Depreciación Precios y costes La productividad y los costes Variación de los costes de instalación La energía eólica es una tecnología de obtención de un recurso Utilizar las estadísticas de un área no es una guía fiable de los costes en otra área El coste por kW de potencia nominal y por metro cuadrado de área de rotor Desatino sistemático del kW - Un ejemplo Errores con los factores de capacidad Alquiler del suelo 1.19.1. Costesdegeneracióndeenergíaeólica Depreciación económica de su inversión Interés sobre el capital invertido Costes de operación y mantenimiento 1.19.2.Depreciación La depreciación económica es un poco engañosa. Simplemente, no podrá calcular la depreciación económica de su inversión a menos que conozca los ingresos de la misma. Pero la depreciación se define como la disminución en el valor del capital de su inversión, utilizando como factor de actualización la tasa interna de retorno (TIR). Si desconoce cuáles serán los ingresos de esa inversión, tampoco conoce la tasa de retorno, por lo que no puede calcular la depreciación económica. La principal fuente del error es que la gente confunde depreciación fiscal o contable con depreciación económica. Pero la depreciación fiscal o contable es simplemente un conjunto de reglas mecánicas que no se utiliza para obtener los verdaderos costes por kWh de la energía. 1.19.3. Preciosycostes Precios y costes son dos conceptos muy diferentes. Se utilizan las palabras coste y precio como sinónimos. Pero no lo son. El precio de un producto viene determinado por la oferta y la demanda del producto. Mucha gente asume ingenuamente que el precio de un producto es algo que resulta de añadir un beneficio normal o razonable a un coste. Claramente no es el caso, a menos que se esté dirigiendo un monopolio controlado por el Gobierno. Los precios de los aerogeneradores no pueden calcularse dividiendo la facturación por el volumen. Algunos toman las cifras de los fabricantes y las dividen por las ventas (en MW) para obtener el precio del megavatio instalado. Pero estos resultados carecen de significado alguno. Algunas de las razonas por las que eso no puede hacerse son: Algunas de las entregas de los fabricantes son proyectos completos llave en mano, y que incluyen planificación, góndolas, palas, torres, cimentaciones, transformadores, multiplicadores y otros costes de instalación, incluyendo la construcción de viales y las líneas de evacuación. Otras entregas son únicamente de góndolas, o pasando por todas las posibles combinaciones. Las cifras de ventas que dan los fabricantes también incluyen el servicio y las ventas de piezas de recambio. Las ventas de los fabricantes incluyen los ingresos por licencias, aunque el correspondiente MW no aparece
Turbina Eólica 46 registrado en las cuentas de la compañía. Las ventas pueden variar de forma muy significativa entre mercados, p.ej., de aerogeneradores altos y de aerogeneradores bajos. Los precios de los diferentes tipos de turbina son muy diferentes. Los patrones de ventas, tipos de turbinas, y tipos de contratos varían de forma significativa y nada sistemáticamente de un año a otro. Los precios deberían obtenerse de listas de precios. Sin embargo, es inútil obtener promedios simples de una lista así, ya que algunos modelos de turbina no se comercializan, mientras que el volumen de venta de otros es enorme. No tiene sentido obtener un promedio del precio de turbinas de, digamos, 1.000 kW, incluso si tienen la misma altura de torre. Tiene mucho más sentido mirar el precio por metro cuadrado de área de rotor, tal y como se explica en la siguiente sección. 1.19.4. Laproductividadyloscostes La productividad y los costes dependen del precio de la electricidad, y no al revés. Si mira la producción anual por metro cuadrado de área de rotor en Dinamarca, tiende a ser mucho mayor que en Alemania, por ejemplo. En rigor, esto no tiene nada que ver con los diferentes recursos eólicos. Se debe a los diferentes precios de la electricidad. En Dinamarca no resulta rentable instalar aerogeneradores en zonas de vientos bajos, mientras que en Alemania es rentable utilizar las zonas de poco viento debido a los altos precios de la electricidad. Alemania tiene un precio de la electricidad muy alto para las renovables (tarifa eléctrica por kWh de la energía suministrada a red). Así pues, encontrará que en Alemania es rentable equipar a los aerogeneradores con torres muy altas para un determinado tamaño de generador. El elevado precio de la electricidad también hace rentable que se instalen aerogeneradores en las zonas de poco viento. En ese caso, las turbinas más económicas tendrán mayores diámetros de rotor respecto al tamaño del generador que en otras partes del mundo. Así pues, los aerogeneradores vendidos en el mercado alemán pueden parecer más caros que los de otros mercados, si mira el precio por kW de potencia (nominal) instalada. Aunque esto es una estadística engañosa, porque lo que usted realmente ve son máquinas que están optimizadas para aquellos emplazamientos alemanes en los que hay poco viento. Lo que importa es el precio por metro cuadrado de área de rotor a una altura de buje dada, y no el precio por kW de potencia instalada. 1.19.5. Variacióndeloscostesdeinstalación Igualmente obtiene una imagen engañosa cuando mira los costes de instalación. Lo curioso es que no necesariamente tendrá un alto coste de generación de electricidad debido a un alto coste de instalación. Más bien al contrario: Se suele incurrir en costes de instalación altos cuando se tiene un buen recurso eólico (y por lo tanto costes de generación baratos) en un área remota. Los costes de instalación en Gales tienden a ser muy altos varias veces superiores a los de Dinamarca- a pesar de un muy bajo precio de la electricidad. Esto se debe simplemente a que hay una gran cantidad de viento si se sitúan los aerogeneradores en la cima de las perfectamente redondeadas colinas Welch (vea el efecto colina). Realmente es rentable construir una carretera cara a través de los páramos, y construir cimentaciones caras con el fin de utilizar las áreas de vientos fuertes. En otras palabras: se pueden asumir altos costes de instalación precisamente cuando se tiene un buen recurso eólico. En muchos casos los costes de instalación incluyen los costes de extensión de la red eléctrica y/o refuerzo de la misma. Dado que los costes de cableado pueden ser bastante significativos, es crucial el hecho de que un parque eólico se sitúe próximo a una línea existente de media tensión (9-30 kV), o lejos de una línea eléctrica. Como consecuencia, no tiene sentido utilizar costes de instalación medios, si no se habla de áreas con un régimen eólico muy semejante, el mismo precio del kWh de electricidad vertida a la red, y la misma distancia a la red.
47 1.19.6. Laenergíaeólicaesunatecnologíadeobtencióndeunrecurso En función del emplazamiento dónde se sitúan los aerogeneradores y por tanto del viento que circule a través de ellos producirá más o menos energía. 1.19.7. Utilizarlasestadísticasdeunáreanoesunaguíafiabledeloscostesenotraárea El coste de la energía eólica en Alemania es alto porque los precios de la electricidad son altos. El coste de la energía eólica en el Reino Unido es bajo porque los precios de la electricidad son bajos. Y, por supuesto, si tiene bajos precios de la electricidad habrá pocas turbinas instaladas, dado que los emplazamientos con vientos altos son escasos, y puede no ser capaz de encontrar emplazamientos que resulten rentables. 1.19.8. ElcosteporkWdepotencianominalypormetrocuadradodeáreaderotor El coste por cada kW de potencia nominal no es suficiente como indicador para saber si invertir o no en energía eólica. Lo que importa es el coste por metro cuadrado de área de rotor, ya que la producción también vendrá por el área del rotor. La mayoría de fabricantes y empresas del sector buscan constantemente la disminución de costes del cómputo global de la energía eólica para ello se estudia la disminución en el precio de los aerogeneradores, por lo que solicitan una estadística relativamente simple: el precio de un aerogenerador por kW de potencia instalada [€/kW]. Esa cifra suele ser difícil de conseguir, y no es suficiente para los desarrollos de costes por múltiples razones. Es muy difícil dar una única cifra para el coste por kW de potencia instalada, ya que el precio de un aerogenerador varía mucho más con el diámetro del rotor que con el tamaño del generador. La razón es que la producción anual depende mucho más del diámetro del rotor que del tamaño del generador. Los estudios que comparan el coste medio por kW de potencia instalada para diferentes tecnologías suelen ser engañosos cuando incluyen a la energía eólica. 1.19.9. DesatinosistemáticodelkW Como ejemplo de porqué resulta engañoso utilizar el precio por kW de potencia nominal para un aerogenerador, compare la producción anual de energía de dos máquinas del mismo fabricante, ambas montadas sobre una torre de 50 m (la primera es una máquina para vientos altos y la segunda es una máquina universal). Vestas V39, una turbina de 600 kW con un diámetro de rotor de 39 m Vestas V47, una turbina de 660 kW con un diámetro de rotor de 47 m El resultado es que la producción anual de energía de la segunda máquina es 45,2% mayor que la de la primera máquina, a pesar de que el generador es tan sólo un 10% mayor. Sin embargo, si se comparan las dos áreas de rotor, puede observar que el área del rotor de la segunda máquina es exactamente el 45,2% más grande que la de la primera máquina. Por lo tanto, si consideramos que el precio de la segunda máquina es un 33% mayor al de la primera, al compararlas obtendría resultados muy diferentes: El precio por kW de potencia nominal ha aumentado un 21% El precio por metro cuadrado de área de rotor ha disminuido un 8,4% El precio por kWh de energía ha disminuido un 8,4% Cada vez más los nuevos aerogeneradores están siendo construidos con cambio de ángulo de paso (pitch control) en lugar de con pérdida aerodinámica (stall control). Esto significa que el tamaño del generador, en relación con el del rotor, puede ser variado más libremente. En general, existe la tendencia a utilizar áreas de rotor mayores para un tamaño de generador dado. Eso significa que obtendrá un precio de desarrollo completamente falso (sobrestimado) cuando compare el coste por kW instalado de nuevas y viejas turbinas. La medida importante del precio es el precio por metro cuadrado de área que barre el rotor, y no el precio por kW de potencia (nominal)
Turbina Eólica 48 instalada. 1.19.10.Erroresconlosfactoresdecapacidad Frecuentemente, los analistas se interesan en el factor de capacidad de la energía eólica. El factor de capacidad para una tecnología de generación es igual a la producción anual de energía dividida por la producción teórica máxima si el generador estuviese funcionando a su potencia nominal durante todo el año. Dependiendo de las estadísticas de viento para un emplazamiento concreto, el factor de capacidad ideal de un aerogenerador está alrededor del 25-30%, ya que ese factor de capacidad minimiza los costes por kWh. No es para nada deseable aumentar el factor de capacidad en un aerogenerador, ¡tal y como lo sería para las tecnologías en las que el combustible no es gratis! Esta aparente paradoja del factor de capacidad se explica más detalladamente en la página sobre Producción anual de energía en un aerogenerador. Los factores de capacidad serán muy diferentes para diferentes máquinas (cfr. el ejemplo anterior), aunque los precios (o costes) de esas máquinas serán igualmente muy diferentes. En el análisis final, lo que cuenta es el coste por kWh de energía producida, y no el factor de capacidad. 1.19.11. Alquilerdelsuelo Los alquileres del suelo dependen de la rentabilidad de un proyecto y no al revés Es un error muy común el considerar la compensación a los propietarios de los terrenos donde se sitúan los aerogeneradores como un coste de la energía eólica. En realidad, es sólo una pequeña parte de la compensación la que es un coste, que es la pérdida de cosecha en el área que ya no puede ser cultivada, más una compensación por las posibles molestias en caso de que el agricultor tenga que dar más vueltas cuando labra los campos de debajo de las turbinas. Si la compensación sobrepasa a lo que normalmente pagaría por instalar un poste de una línea eléctrica, el exceso es en realidad una transferencia de ingresos, que es una cuestión bastante diferente para los economistas. No es un coste para la sociedad como tal, aunque es una transferencia de ingresos (beneficios) del propietario de la turbina al propietario del suelo. Los economistas llaman renta a una transferencia así. El pago de una renta no transfiere recursos reales de un uso a otro. 1.20. Ilustraciones Para visualizar todos los componentes en una góndola y ver cómo trabajan en conjunto, acoplados unos junto a otros se adjunta la imagen, en ella se pueden apreciar todos y cada uno de los componentes anteriormente descritos: generador, multiplicador, eje de baja velocidad, sistema hidráulico, transformador, rotor, buje, carenado, góndola, sistema de control, palas, sistema de orientación.
49 Ilustración 1.- Modelo 3D de un aerogenerador.1 Ilustración 2.- Modelo 3D de un multiplicador. 1Autor:BrianPlauguer,realizandocon3Dstudio.Fuente:coroflot.com
Estudio de Mercado de Turbinas Eólicas 56 Tabla 5.- Capacidad total instalada y previamente instalada durante el 2015 2.1.1.Destacados La instalación global de energía eólica durante el año 2015 marcó un record de 63,5 GW; representando un crecimiento del 24% respecto al año anterior de 2014 que instaló 51,2 GW. China es el mayor consumidor de turbinas eólicas, instalaron 30,7 GW; un aumento del 31,75% respecto al año previo. Las turbinas de accionamiento directo crecieron un 30 %, siendo el 27% el mercado global. La turbina más popular fue la cina Goldwind de 1,5 MW. 2.1.2.Crecimientodelainstalacióneólicaglobal La industria eólica instaló 65,5 GW de potencia eólica. Sobre una base global, el tamaño del mercado anual creación un 24% de año a año, siguiendo la tendencia creciente del 42 % a/a del 2014, y compensando la caída del 20% del año 2013; este rendimiento ha hecho que el crecimiento medio desde hace 5 años pase de del 5,1% al 7,8%. El crecimiento del mercado por las políticas llevadas a cabo en 3 países clave: China, Alemania y Estados Unidos que incentivan la instalación de energía eólica. Brasil tuvo año record en 2015 debido a que se finalizaron proyectos comenzados años anteriores. Turquía, Francia y Canadá también apoyaron este crecimiento sostenible. 2015 puede ser visto como el año en el que la diversificación del mercado se ha hecho una realidad, con nuevos mercados como Sudáfrica, Uruguay y Chile. 2.1.3.Demandadestacadaen2015 63,5 GW de nueva capacidad de energía eólica se instalaron, marcando un nuevo record por segundo año consecutivo. Acumulando más de 400 GW totales. El mercado chino se ha fortalecido, propulsando al continente asiático, superando a Europa como la región con más potencia acumulada, concentrando un 37,7% de toda la potencia mundial, 1,5 puntos más que Europa. Europa es la segunda potencia reuniendo el 23,7 % de todas las nuevas instalaciones. América: Norteamérica y Sudamérica, tuvieron un buen año, todos los países, salvo Argentina instalaron más turbinas que el año previo, siendo el 22,1% de las nuevas instalaciones, 1,6 puntos porcentuales menos que Europa. China, otro año consecutivo, es el mayor mercado con 30,7 GW de potencia eólica instalada en 2015, EEUU fue la segunda, superando a Alemania con 8,6 GW y 6 GW respectivamente; Brasil igualó su marca del año pasado 2,7 GW, manteniendo su 4º posición. La penetración de la energía eólica en la oferta mundial de electricidad alcanzó el 3,4 %. La capacidad acumulada de turbinas offshore ha superado los 8 GW, representando el 2% de la capacidad total instalada. 2.1.4.Ofertantes:competidoresyclientes El progreso de crecimiento de EEUU y Alemania, han supuesto cambios en el ranking mundial de los mayores proveedores de turbinas eólicas.6 6Fuente:EnergyDigital
57 1) Vestas [13,2%]7: la danesa consolida su 1º posición de proveedor de turbinas tras buenas y numerosas ventas tanto onshore como offshore. Su dedicación exclusiva a turbinas eólicas la coloca como el máximo proveedor de turbinas, con más de 60 GW instalados por todo el mundo, gracias a su dilatada experiencia desde 1898, comprometidos con la sostenibilidad del planeta. 2) Goldwind [10,3 %]: pasa de la 4º posición hasta la 2º, a pesar de su alto rendimiento en China, pero su poca poca instalación en otros mercados como EEUU o Europa han lastrado su crecimiento. 3) Enercon [10,1 %]: sube 2 posiciones, gracias a su alta dependencia de su mercado local, Alemania, donde consolidó el 40 % de las turbinas instaladas en 2015. Le da mucha importancia a la ejecución de sus proyectos al tiempo establecido, sin retrasos ni errores, ofreciendo además un control de calidad exhaustivo a lo largo de todo el proceso de fabricación y ejecución. 4) Siemens [8 %]: mantiene su posición, gracias a sus fuertes ventas en el sector de offshore y el buen funcionamiento del mercado alemán. Siemenes se centra en reducir el coste de las turbinas, fomentando su viabilidad económica independientemente de los subsidios y rebajas fiscales. Ofrecen mantenimiento durante toda su vida útil, asegurando un funcionamiento óptimo. 5) Suzlon Group [6,3 %]: baja una posición, pero se mantiene alto sobre todo gracias a sus operaciones en India. Tiene una oferta amplia, con un rango desde los 600 kW hasta los 6,15 MW de turbinas offshore. 6) GE [4,9 %]: General Electric se ha recuperado tras la renovación de las reducciones fiscales en los EEUU, pasando de la 5º posición hasta la 6. pionero en la innovación de la industria eólica, sus turbinas de 2 y 3 MW son las que mayor rendimiento eléctrico ofrecen, habiendo instalado más de 16500 turbinas por todo el mundo. 7) Gamesa [4,6 %]: la española ha conseguido un buen rendimiento gracias a las instalaciones en Sudamérica, China e India. Con más de 30 GW a lo largo de 45 países, ofrece tanto instalación como mantenimiento para turbinas con un valor de 19,5 GW, El mercado extranjero a España le supone el 88 % de sus ventas. 8) United Power [3,9 %]: baja una posición hasta el número 8 gracias a los MW instalados en China. Es una compañía estatal, líder mundial durante varios años. La compañía con sede en Beijing, recibe grandes subsidios. Su amplia gama de turbinas poseen una gran variedad de ajustes. 9) Ming Yang [3,7 %]: conserva su posición gracias al mercado local. Es el mayor proveedor de turbinas privado en China, pero el 5º del país, con solo 10 años de experiencia ha progresado enormemente. 10) Nordex [3,4 %]: provee turbinas desde 1985, con un gran crecimiento en los 90, instaló su primera turbina de 1 MW en 1995, basa su crecimiento en la fiabilidad, calidad y amplia oferta. 2.2. Diversificación, turbinas. La industria de la energía eólica continúa demostrando su habilidad para evolucionar rápidamente y adaptarse a las demandas del mercado. La potencia media de turbinas eólicas instaladas en 2015 creció ligeramente hasta los 1958 kW, la media más grande fue de Dinamarca con 2866 kW, seguido de Alemania con 2688 kW y tras este Reino Unido. Por lo que el tamaño más estandarizado es el de 2 MW, que será el producto principal de esta planta industrial, siendo capaz de adaptarse a la demanda y ofrecer la posibilidad de ensamblar turbinas de hasta 6 MW. Las turbinas multi-vatio de más de 2,5 MW continúan creciendo en número, representando el 18,5 % de las instalaciones de 2015 sobre las 17,5 % del 2014; las turbinas por debajo de 1,5 MW bajaron hasta el 1,5 % de las turbinas instaladas. El tamaño del mercado de las turbinas de accionamiento directo (sin multiplicador) fue de 13,74 GW muy por encima de los 10,56 GW instalados en 2013. Sin embargo, como proporción del total global instalado fue del 28 % del total. 7Indicaelporcentajedelmercadoqueposeelacompañía.
Estudio de Mercado de Turbinas Eólicas 58 La venta y producción de turbinas es cada vez más representativa en mercados emergentes como Brasil, México, Chile, Uruguay, Europa del Este y África. Los productores de turbinas deben hacer énfasis en la diversificación del producto, diseñando máquinas para la máxima producción de energía en zonas de vientos de baja velocidad, para operaciones en altitudes altas o climas fríos. Las proveedoras originales de turbinas continúan con la evolución de rotores cada vez más grandes, esto está llevando a nuevos diseños, procesos de ensamblaje y de fabricación, estrategias para con los proveedores y asociaciones de proveedores. Las torres siguen el progreso en los rotores, con palas cada vez más grandes, son el principal objetivo de la evolución de productos, seguido por torres más altas. Los proveedores de turbinas y de torres ofrecen cada año mejoras en acero tubular, láminas de acero atornilladas, hormigón, hormigón armado. Los proveedores de turbinas continúan diversificando su negocio, abarcando no solo la producción de turbinas, sino la operación de las mismas, su ejecución in situ, el mantenimiento que requieren y otros servicios asociados a las mismas, así como las mejoras de rendimiento que requieran. El número total de campos eólicos operados por los 15 mayores proveedores de turbinas es el 30 % del total, esto indica la tendencia de la aceptación comercial de los campos eólicos como activos con beneficios, la demanda de turbinas se aleja cada vez más de los principales proveedores de turbinas, decantándose por proveedores alternativos. 2.3. Futuro de la industria eólica Se estima que de aquí a 4 años se instalaran 245.547 MW, el crecimiento medio anual de nuevas instalaciones comparado año a año es del 0,3 % de aumento, con un aumento de la capacidad total instalada del 13,2 % anual. La distribución de la capacidad eólica instalada previsible por continentes será: Continente % América 22,7 Asia‐Pacífico 47,7 Europa 26,3 Otros 3,1 Tabla 6.- Capacidad eólica prevista a 2019 por continentes. Este balance está en constante evolución en los países que apoyan las virtudes de las renovables mediante políticas, incluso en tiempos de crisis económica, por la inconstancia de apoyo político administrativa a la instalación de renovables. El colapso del mercado español en 2012, que antaño fue un fuerte mercado, es un claro ejemplo de la falta de apoyo gubernamental. Se prevé que Alemania baje significativamente las instalaciones durante el 2016 debido a cambios en las estructuras incentivas de apoyo a las renovables, esto provocó una burbuja de 5,1 GW instalados durante el 2014, muy lejos de los previsto. Las reformas que se llevarán a cabo, mediante reducciones fiscales en las tarifas a largo plazo, están diseñadas para moderar la instalación a unos 2,4-2,6 GW al año. Una situación similar se da en China en 2015 con un record de 30,75 GW instalados, como resultado de acelerar las instalaciones antes de que las FIT desciendan. Un número de países emergentes europeos como Turquía, Polonia y Rumanía, tienen buenos rendimientos en comparación con los mercados ya consolidados de Reino Unido y Alemania. El desarrollo de plataformas offshore fue más lento del esperado en 2015, debido a los retrasos durante su construcción y la conexión a red, el año 2015 ha visto campos eólicos comisionados y conectados a la red, impulsando las instalaciones offshore hasta los 4 GW globales, tendrá un aumento lento pero constante a lo largo
59 de los próximos 5 años en China y Europa. En Latinoamérica, Brasil y México liderarán el mercado de la industria. Brasil será la segunda potencia eólica de América por detrás de EEUU, y México en función de cómo vaya el proceso de desregulación de su industria energética, se estima que puede superar las previsiones. En África, el mayor mercado seguirá siendo Sudáfrica, pero aumentará la importancia de los países del Magreb, Marruecos, sobre todo. 2.4. Sub-proveedores Los mayores proveedores de componentes en función del componente son para: Cajas de Cambio: - Winergy AG - ZF Wind Power - Moventas - Bosch Rexroth - Nanjing Generadores: - ABB - Siemens Industry Sector - Ingeteam - Elin Motoren - Leroy-Somer - Yongji Cojinetes y Ejes: - SKF - Schaeffler - Rothe Erde - Rollix - Timken - NSK - Liebherr 2.5. Producción La planta industrial está preparada para adaptarse a la demanda, con una producción estándar de 1 turbina de 2 MW al día, la producción de turbinas de mayor o menor tamaño influye poco en la producción, ya que el proceso es el mismo independientemente de la potencia. Con 249 días laborables en Andalucía, equivale a una producción estándar de 250 turbinas, pongamos que de media las turbinas son de 2 MW, la producción total en términos de potencia es de 500 MW; la producción mundial fue de 60,3 GW, por lo que la producción de la planta supone el 0,7874 % del total, una cantidad admisible para poder entrar en el mercado, y obtener
Estudio de Mercado de Turbinas Eólicas 60 rentabilidad económica. La planta puede absorber una demanda el doble de la estándar, duplicando la producción a 2 turbinas al día; o incluso duplicando los turnos o bien duplicando infraestructuras, insumos y personal, pueden producir el cuádruple de lo normal llegando a producir 4 turbinas al día con una capacidad total emitida de hasta 2 GW al año, necesitaríamos 8 centros de producción equivalentes a esta planta industrial para igualar la producción que realiza Gamesa, el mayor fabricante e instalador de turbinas de España. Por el contrario, en el caso hipotético de que la demanda disminuyera, la planta industrial sería capaz de reducir el número de turbinas ensambladas a la mitad, ensamblando 1 turbina cada 2 días. 2.3. Oferta Una turbina es el núcleo de un aerogenerador siendo la parte más imprescindible de todas, pero también es la más compleja técnicamente, eso requiere un coste que puede llegar a ser el 70% del coste del aerogenerador completo. Como se vio en el capítulo 1, turbinas, subapartado 17, economía, con los aerogeneradores existe economía de escala, por lo que cuanto más alta sea la potencia, menor será el coste de la turbina y del aerogenerador, y por tanto aumentará notablemente el rendimiento €/kW que es lo que le interesa a posibles compradores. Algunos ejemplos de turbinas y sus costes son:8 Potencia(kW) Modelo Precio(€) 55 EnduranceE‐3120 400000 800 EnerconE53/48/44 1750000 900 EWTDW61 1750000 1500 GE1.5sle 3375000 2000‐3000 EnerconE82 3875000 8Fuente:renewablesfirst.co.uk
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3. Proceso de Ensamblaje 62 3. PROCESO DE ENSAMBLAJE La turbina eólica como vimos previamente consigue transformar la energía mecánica del viento en energía eléctrica para el suministro. Aunque no lo parezca debido a la diferencia con las palas del rotor o la torre, una turbina es enorme, mide 15,5 m de largo y un peso medio de 300 toneladas. Las turbinas poseen más de 1500 componentes ya sean grandes o pequeños. Englobados a su vez en subsistemas que conforman la turbina. Antes de ser enviado a producción el diseño de una turbina son sometidas a un riguroso ciclo de desarrollo del producto. El fabricante de equipos originales (OEM por sus siglas en inglés) recogerá todos los requisitos del sistema, los subsistemas de los componentes, ya sea requisitos funcionales, estéticos o normativos, que se precisan para el desarrollo del producto. Las diferentes partes y componentes son diseñados, testeados, validados y certificados durante una fase específica, para conseguir una turbina única que se diferencie del resto de turbinas que hay en el mercado. Cuando se especifica un componente en concreto, el fabricante realiza ofertas a su lista de suministradores para que colaboren entre los dos produzcan ese componente de acuerdo con las especificaciones. Para el ensamblaje de la turbina los fabricantes usan 2 métodos, o bien se usa una única célula de producción en al que concentran todos los medios de producción; o bien usan el lean manufacturing, donde el bastidor de la turbina va avanzando sobre una línea de producción y a medida que ésta avanza se le añaden los diferentes componentes. En nuestro caso, el de una planta industrial de turbinas eólicas se escoge un proceso de producción de célula única en la que se concentran los subsistemas y las operaciones de ensamblaje, descrito posteriormente, que permite adecuarse a la demanda. Este proceso será el proceso de ensamblaje estándar, el proceso para producir el doble es más parecido al lean.
63 3.1. Proceso Productivo A continuación, se explica cuáles son las operaciones fundamentales que permiten ensamblar una turbina. 3.1.1.EnsamblajedelGeneradoralRotor En este primer paso se ensamblan juntos el núcleo de la turbina, lo que produce la energía eléctrica: el generador junto al multiplicador que hace girar el rotor del generador, induciendo así corriente eléctrico. 3.1.2.Ensamblajedelejedebajavelocidad El siguiente paso es el de añadir al subconjunto generador y multiplicador, el eje de baja velocidad que transmite el movimiento rotacional del buje hasta el multiplicador, al eje de baja velocidad se le incorpora el freno hidráulico, también conocido como sistema de bloqueo, adjunto a este y previo al mismo está el soporte principal o cojinete que evita en el eje vibraciones excesivas, que provengan del buje. 3.1.3.Testdegiro Los mecanismos que generan el movimiento rotacional necesario por el generador están ya todos reunidos, por lo tanto, se realiza un test que compruebe que estos subsistemas trabajen correctamente, que el freno funcione correctamente, que no haya vibraciones excesivas, que los mecanismos trabajen conjuntamente, que el multiplicador aumente las revoluciones, y que el generador induzca corriente; evaluando posibles fallos o defectos que provengan de fabricación o del propio ensamblaje. 3.1.4.Sistemadeorientaciónygóndola Lo que hay de la turbina hasta el momento se coloca sobre la carcasa inferior y ésta a su vez sobre el sistema de orientación, que permite a la góndola girar para recibir el máximo viento posible. 3.1.5.Subsistemasperiféricos Estos subsistemas engloban a: el transformador eléctrico, el sistema de control, así como el cableado eléctrico que precisan, también son necesarios el sistema hidráulico para frenado y giro, el sistema de refrigeración y el polipasto de servicio para poder elevar materiales en caso de reparación o mantenimiento 3.1.6.Testdegiroydeservicio Se realizan pruebas simulando las condicionas más desfavorables a las que la turbina se verá sometida a lo largo de su vida útil que pueden superar los 25 años. Se comprueba que funcione en conjunto correctamente, que se genere la potencia estipulada, que el transformador aumente la tensión inducida por el generador, que la góndola gire completamente, que no se produzcan ruidos excesivos, que el sistema de control trabaje en condiciones de servicio, comprobando a su vez las comunicaciones tanto internas como externas que permitan disponer de la turbina, también es necesario corroborar que el generador pueda actuar como motor, simulando condiciones de arranque y todo ello evaluando el rendimiento global de la instalación. 3.1.7.CarcasaSuperioryExpedición Cuando la turbina ha superado las pruebas de potencia y rendimiento, solo falta cubrir la parte superior con la carcasa para tener el aerogenerador completo, y se procede así a su expedición.
3. Proceso de Ensamblaje 64 3.1.8.Comentarios Mejora del control de calidad Orden de operaciones acorde a los tiempos de producción exigidos Siendo un ensamblaje de dentro a fuera, empezando por el núcleo de la turbina, al que se le van añadiendo los componentes periféricos. 3.2. Maquinaria y Operarios Puente grúa 2 operarios 1 supervisor que además controla la grúa 1 operario de transportes Escalera, plataforma elevadora Carretilla elevadora, transporte pesado Atornillador eléctrico, destornillador, alicates, multímetro, gato hidráulico Ordenador 3.3. Diseño de las piezas para el ensamblaje Las piezas se diseñan mediante experiencia y software para que factible su ensamblaje`. Los 2 conceptos que influyen en el coste de ensamblaje de cualquier producto son El número de partes del producto La facilidad para manejar, insertar y fijar las piezas. Por eso, algunas ventajas y desventajas que afectan al ensamblaje manual de piezas son las que siguen: Ventajas: Simetría Accesibilidad Chaflán Desventajas: Espesor Visión Restringida Peso Sujeción Un tiempo medio estimado para colocar tuercas y tornillos son 3.6 s por tornillo, si el tornillo está bien diseñado y el operario tiene cierta destreza y experiencia con su trabajo se puede llegar a reducir el tiempo de implantación del tornillo a los 2s.
69 4. LAYOUT 4.1. Consideraciones Previas 4.1.1.FactoresEconómicos Quizás el fin último de todo proyecto industrial sea la obtención de un beneficio ya sea económico o social, para ello la planta industrial se diseña de una forma compatible con el mínimo capex y opex, coste de implantación y de operación, adecuado para la producción. 4.1.2.ConsideracionesHumanas Es necesario tener en cuenta factores psicológicos en función del ambiente que consigan el logro de la comodidad durante el trabajo; también se deben tener en cuenta factores fisiológicos: iluminación calefacción, aire acondicionado, comedores, vestuarios… 4.1.3.Consideracionesecológicas Ya que las plantas industriales son componentes del tejido industrial y son grandes emisores de contaminantes si no se tienen en cuenta y se corrige en consecuencia. Por ello es necesario considerar desde el diseño del proyecto todos los factores ambientales que influyen o puedan verse afectados por la implantación u operación del proyecto. 4.1.4.ConsideracionesEstéticas No sólo es suficiente con que una planta industrial cumpla los requisitos para la producción, sino que sin aumentar mucho el coste se puede dar una mejor imagen para la empresa a través del esteticismo de la obra. 4.2. Fases Para establecer una implantación lo más adecuada posible realizamos el estudio en 5 fases, que hay que considerar y analizar. Fase1:deinicióndelproducto Se define que producto se va a fabricar y en qué cantidades se va a fabricar. En esta fase se incluye la factibilidad técnica y económica de la industria. Describiendo el producto y sus especificaciones técnicas. Se realiza un estudio de mercado, determinando la demanda y así mismo la cantidad que se va a producir, que es preciso para saber las dimensiones que tendrá la planta, y el proceso de producción que más se adecua al producto. Ya hemos avanzado bastante sobre esta fase en puntos anteriores.
4. Layout 76 4.4.2.2. Prediseño del Layout de la Planta Industrial Se usa la metodología SLP es la forma lógica de implantar tanto unidades básicas como todo el conjunto de la planta industrial.
77 Ilustración 3Método SLP 0. La primera etapa de este método es el análisis P/Q de producto-cantidad, que sirve de base para elegir si es más relevante el flujo de materiales o la relación entre actividades, en este caso con un diagrama P/Q donde se fabrican cantidades semejantes de pocos productos diferentes y el proceso de ensamblaje es sobre un punto fijo, es el flujo de materiales lo que impera sobre la relación entre actividades. Esta designación última se ha obtenido a través de la gráfica de rectas secantes que indica la importancia de cada procedimiento o bien el recorrido bien la relación entre actividades según las variaciones en el tipo de trabajo realizado, al encontrarse en una industria donde se manipulan elementos pesados y el almacenamiento y manutención de productos puede suponer un problema, es preciso hacer hincapié en el recorrido de los productos es decir el bloque 1 sobre el bloque 2 relación entre actividades. 1. En el estudio de flujo de materiales evaluamos el recorrido de los productos y junto con el diagrama relacional de actividades que se retroalimentan entre ellas, se establece la proximidad con la que se implantan los diversos sectores, actividades o funciones. Al ser los materiales importantes la base esencial para determinar las relaciones entre los sectores, incluidos los sectores de servicios, es el recorrido; pero siempre debe usarse conjuntamente los dos procedimientos desde el principio hasta el final. 2. Mediante el diagrama de relaciones entre actividades, ya sea con el organigrama o la matriz de relación entre actividades podemos evaluar la importancia que tienen algunas actividades, ya sean productivas, auxiliares o sociales, respecto al resto, cuál debe ser la proximidad relativa, o bien si es mejor lo contrario, alejar unas de otras, y así integrar todas ellas en un circuito lógico donde se minimicen las distancias a recorrer, tanto por los materiales como por las personas, y se optimicen las relaciones entre actividades.
4. Layout 78 Clase Relación A Proximidad absolutamente importante E Proximidad especialmente importante I Aproximación importante O Aproximación ordinaria U Proximidad sin importancia X Proximidad no deseable Tabla 7 Relaciones entre actividades Las consideraciones llevadas a cabo para establecer el diagrama son: a) Las actividades que deben estar próximas entre sí son: todas las que tienen que ver con el ensamblaje, para ahorrar tiempos de ejecución y aumentar así la productividad. b) Las actividades que deben estar adyacentes son: recepción junto a ensamblaje, y ensamblaje junto a pruebas de funcionamiento. Para reducir las distancias y tiempos de transporte de productos. c) Actividades que deben situarse alejadas entre sí: almacenamiento del resto: recepción, ensamblaje y pruebas, ya que estará en un edificio aparte y así aprovechamos el espacio útil y evitamos interferencia con las otras actividades. d) Actividades estrechamente relacionadas entre sí: supervisión junto a recepción, ensamblaje y pruebas. 4.5.InstalacionesAuxiliares Las instalaciones descritas a continuación enumeran los servicios básicos de los que precisa la fábrica para poder funcionar correctamente, junto a una breve descripción de su utilidad en la planta industrial o en el proceso integral. 1) Alumbrado: es imprescindible una correcta iluminación para poder realizar cualquier operación de forma correcta, la luz necesaria dependerá de las acciones y el uso que se den en cada espacio. Tanto en interiores como exteriores. 2) Electricidad: para la gran mayoría de operaciones que se realizan a lo largo de todo el proceso de ensamblaje de turbinas, se necesita la electricidad, puente grúa, la maquinaria o las herramientas precisan de electricidad ya sea de baja o media tensión. 3) Ventilación: para mantener cierta calidad del aire y así cuidar de la salubridad de los operarios que trabajen en las naves es importante mantener la nave ventilada y así renovar el aire.
79 4) Cerramientos: para proteger del medio ambiente las naves y todo su interior se necesitan envolventes tanto verticales como las paredes como horizontal, cubierta y suelo. 5) Suministro de Aguas: tanto potable como sin potabilizar para la higiene de los empleados, limpieza del local, de componentes o productos, o en caso de necesidad. 6) Evacuación de Aguas: en caso de lluvia o nieve, es conveniente tener un sistema que permita salir las posibles acumulaciones en cubierta de las aguas que ahí se depositen. No sólo las aguas atmosféricas, sino posibles aguas que puedan fluir dentro de las naves, por ejemplo, para limpieza. 7) Saneamiento: para mantener las condiciones higiénicas que se exigen en entornos industriales. 8) Telecomunicaciones: para comunicarse tanto con el exterior como para las comunicaciones internas entre empleados. 9) Protección Contra Incendios: para la seguridad en caso de fuego incontrolado. 10) Infraestructuras de transporte: se necesitan carreteras y caminos para la circulación de camiones, coches, carretillas ya sea en el interior de las naves o en el exterior. 11) Aire Comprimido: algunas herramientas funcionan a base de aire comprimido, así como la limpieza de algunas piezas que no se deben mojar.
4. Layout 80 4.6.Implantación Una vez descritas las necesidades que precisan la planta para poder funcionar correctamente y de forma óptima, se diseña una implantación o lay out que recoja todos los requisitos que se han ido planteando a lo largo de los puntos anteriores. 4.6.1. Localización Para cumplimentar las necesidades de exportación definidas en el estudio de mercado, con una proyección internacional, designamos que la implantación esté localizada en zona franca, en concreto la zona franca del puerto de Sevilla. La zona franca representa ventajas fiscalas en ahorro de impuestos, tanto para las exportaciones, como las importaciones. Posee buenas comunicaciones e infraestructuras de transporte, por carretera y marítimo a través del puerto fluvial de Sevilla. El polígono industrial tiene calles anchas que permiten el tránsito de camiones. La parcela escogida cumplimenta las necesidades de espacio. Hay industrias auxiliares que pueden suplir de suministros, componente, servicios, herramientas en caso de necesitarlas. El polígono dispone de las instalaciones que la nave precisa para la producción. Algunas de las ventajas de la zona franca en materia de impuestos son: 1) Se está exento de pagar por aranceles a las importaciones y del impuesto sobre el valor añadido IVA, mientras los componentes que se ensamblan no salgan de la zona franca. 2) Cualquier venta o transacción entre industrias dentro de zonas francas no han de pagar IVA. 3) Exención del IRPF para los trabajadores, que se supedita a la persona jurídica de la zona franca. 4) Ahorro de impuestos en pólizas de seguros, certificaciones o acreditaciones. 5) La zona franca ofrece cierta seguridad financiera y jurídica, ya que está sujeta a parámetros diferentes que el resto de sociedades fuera de la zona franca. 6) La zona franca es beneficiaria del impuesto de sociedades devengado, invirtiendo ese impuesto de sociedades en la financiación de la propia zona franca de Sevilla. 7) Beneficios financieros en materia de cambio de divisas, repatriación de fondos y financiación externa. 8) Es posible el almacenamiento indefinido de mercancías, productos terminados o materias primas, sin coste fiscal.
81
4. Layout 82 4.6.1.2.Emplazamiento La localización exacta será Ctra. La Esclusa, 7, Sevilla, España. Ilustración 4.- Ubicación ende la planta industrial
83 Ilustración 5 Vista con perspectiva de la ubicación Ilustración 6.- Vista en planta de la parcela de localización
4. Layout 84 Ilustración 7.- Vista en planta alejada Ilustración 8.- Vista del polígono
85 Ilustración 9.- Vista de la ubicación en España Esta parcela cumple con los requisitos de espacio las dimensiones del terreno son de 90x200=18000 m2 La planta industrial requiere de un mínimo de 3 naves de 60x30 m2 = 1800 m2 hacen un total de 5400 m2 Oficinas de 30x60=1800 m2 Espacio para instalaciones como maquinas refrigerantes, depósitos de agua, transformadores de corriente de 30x30=900 m2 Parking, viales, playa para camiones Así quedará la nave implantada sobre la parcela.
4. Layout 92 Zona 2: esta zona es la zona principal de operaciones, donde se ensambla la turbina, tiene orificios en el suelo de cada subzona en las que se ensamblan distintas partes de la turbina, estas perforaciones sirven para posicionar y fijar a la superficie. Las celdas centrales son donde se ejecutan las tareas de ensamblaje ya que son las más accesibles y las que minimizan los desplazamientos internos de materiales. Dejando las posiciones más externas, las que colindan con los laterales para almacenar los componentes que serán ensamblados en la turbina próximamente. En la zona 2E se realizan las principales operaciones como por ejemplo ensamblar el generador, el multiplicador, el eje de baja velocidad, los frenos, cojinete principal y demás componentes que suponen el núcleo de la turbina. Estos componentes están colocados próximos a esta posición para reducir al mínimo los desplazamientos de componentes, reduciendo también los tiempos de ejecución. Como por ejemplo en las posiciones 2F y 2C están los componentes antes mencionado. En 2B se ensamblan los últimos acabados, las carcasas y el sistema de giro, y en 2H se posiciona la turbina para realizar las pruebas de rendimiento. Además, en 2D a la izquierda de 2E está el segundo camino de rodillos, que conecta las turbinas terminadas de la nave de procesos con el almacén de turbinas esta posición para el camino de rodillos se escoge de forma que se reduzcan las distancias de turbinas. Zona 3: en esta área está situada la máquina de pruebas para poder realizar el test de rendimiento, esta máquina debido a la potencia que debe suministrar es masiva ocupando todo un cuadrante, este equipo además sirve para controlar la turbina en acción midiendo los parámetros que indican el desempeño de la turbina. En esta zona además se deja espacio para herramientas, útiles o instalaciones.
93 5. PROCESO 5.0. Conceptos Básicos El proceso ha sido diseñado de forma que se reduzcan los movimientos internos, y los tiempos de ejecución de las tareas para que proceso integral sea lo más eficiente posible, como venimos diciendo desde temas anteriores, la clave en este proceso son los transportes internos, que cada componente esté disponible para el ensamblaje en el momento preciso. Este proceso de ensamblaje es flexible en función de la demanda, modificando las interdependencias entre actividades podemos aumentar la productividad o ralentizarla en función de cuantas turbinas queremos producir en que espacio de tiempo. Hay 3 grandes grupos de actividades: - Transporte de componentes - Ensamblaje de Turbina - Pruebas de rendimiento Se ha diseñado el proceso de forma que se necesiten 3 operarios trabajando todos a la vez, de forma simultánea, 2 operarios son necesarios para elevar, transportar y colocar piezas y productos, y un tercero de supervisión y apoyo. Relaciones entre Actividades Para la producción estándar se opta por una relación de fin a comienzo entre transporte de componentes (A) y ensamblaje de turbinas (B) y lo mismo, una relación de fin a comienzo, entre el ensamblaje de turbinas (B) y las pruebas de rendimiento (C). Para acelerar la producción las tareas (A) y (B) tienen una relación de comienzo a comienzo (ss) entre sí, de esta forma mientras van llegando los componentes estos se ensamblan a la turbina a medida que van llegando a la nave de procesos y la tarea (B) y (C) son siempre consecutivas, por lo que tendrán siempre una relación de fin a comienzo (fs) entre sí. La relación de fin a comienzo (fs) indica que la actividad (B) no puede comenzar hasta que la tarea (A) haya terminado. La relación de comienzo a comienzo (ss) indica que la tarea (B) no puede empezar hasta que (A) haya empezado antes. Casi todas las operaciones que se realizan tiene una relación de actividad de fin a comienzo (fs).
5. Proceso 94 5.1. Proceso operación por operación A continuación, se detalla pasa a paso, las operaciones a realizar para ensamblar una turbine, este proceso ha sido diseñado de forma que se minimicen los transportes internos, el número de operaciones, el personal necesario, y el tiempo de producción, optimizando así los costes y beneficios. 5.1.1.ResumendeActividades Se resumen las actividades que se realizan sobre la turbine, desde que no es nada hasta que se termina, en el siguiente punto se detallan las operaciones que se ejecutan sobre las actividades. #Núm. Conjunto de operaciones Símbolo 1 Multiplicador M 2 Generador G 3 Eje de baja velocidad V 4 Carenado y Buje K,B 5 Transformador y Refrigerador T,R 6 Armario de Control E 7 Soportes fijos F,F2 8 Generador G 9 Multiplicador M 10 Eje de baja velocidad V 11 Soportes Principal S 12 Transformador T 13 Sistema de Control E 14 Turbina N 15 Pruebas 16 Sistema de Orientación 17 Carcasa Inferior K 18 Carcasa Superior K 19 Refrigeración R 20 Carcasa K 21 Buje B Tabla 8.- Resumen de Actividades En la primera fase se reúnen desde la nave de materias primas, a la nave de producción todos los elementos necesarios para el ensamblaje de la turbina.
95 5.1.2.DetalledeOperaciones Se indican a continuación las tareas concretas con los pasos a seguir para ensamblar las turbinas, la primera columna indica el grupo de operaciones, lo que se ha resumido en la tabla anterior, la columna 2 es el subgrupo u operación concreta, después se indica la operación completa, indicando la acción a realizar, si hay que colocar, ensamblar, trasladar, elevar etc. Tras ella se describe el tiempo de ejecución, y el tiempo total. La próxima columna etiqueta el componente en cuestión. Tras ella la posición donde se realiza el trabajo, luego el nombre de la operación y por último la maquinaria a utilizar. . .2 Actividad min T Compts Pos Operación Maq 1 1 Llega el multiplicador M a través del camino de rodillos 7 7 M 1C Llega k 2 Colocar elementos de aprehensión sobre el multiplicador M 1,5 8,5 M 1C Colocar p,e,x 3 Elevar y trasladar el multiplicador M 2,5 11 M 1C Elevar g 4 Colocar el multiplicador M bajo un soporte móvil 0,5 11,5 M 1C Colocar k 5 Retirar la caja contenedora del multiplicador M 0,5 12 M 1C Retirar 6 Trasladar el multiplicador desde la posición 1C hasta 2F 2 14 M 1C -> 2F Trasladar k 2 1 Llega el generador G mediante camino de rodillos pesado hasta la posición 1C 5 19 G 1E Llega r 2 Colocar elementos de aprehensión sobre el generador G 1,5 20,5 G 1E Colocar p 3 Elevar el generador G, se dispone a moverse 1,5 22 G 1E Elevar 4 Trasladar el generador G desde la posición 1C hasta 2I 2,5 24,5 G 1E -> 2I Trasladar g 5 Colocar el generador G sobre un soporte de pallets 0,5 25 G 2I Colocar 6 Retirar la caja contenedora del generador G 0,5 25,5 G 2I Retirar g 3 1 Llega en camino de rodillos el eje de baja velocidad V junto al soporte principal S 5 30,5 V,S 1C Llega r 2 Colocar elementos de aprehensión sobre el eje de baja velocidad V 1,5 32 V 1C Colocar p 3 Trasladar eje de baja velocidad V hasta la posición 2C 2,5 34,5 V 1C ->2C Trasladar g 4 Colocar elementos de aprehensión sobre el soporte principal S 1,5 36 S 1C Colocar p 5 Trasladar el soporte principal S hasta la posición 1I 2 38 S 1C->1I Trasladar g 4 1 Llega en camino de rodillos el carenado K junto al buje B a la posición 1C 5 43 K,B 1C Llega r 2 Colocar elementos de aprehensión sobre el carenado K 1,5 44,5 K 1C Colocar p 3 Trasladar el carenado K hasta la posición 1F 4 48,5 K 1C->1F Trasladar g 4 Colocar elementos de aprehensión sobre el buje B 1,5 50 B 1C Colocar p 5 Trasladar el buje B hasta la posición 2F 2 52 B 1C -> 2F Trasladar g 5 1 Llega el transformador T junto con el sistema de refrigeración R a 1B 10 62 T,R 1C Llega r 2 Colocar el pulpo sobre el transformador T 1 63 T 1C Colocar p 3 Desplazar el transformador T hasta la posición 1G 2,5 65,5 T 1C -> 1G Desplazar g 4 Colocar elementos de aprehensión sobre el refrigerador R 1,5 67 R 1C Colocar p 5 Trasladar el refrigerador R hasta la posición 1G 1,5 68,5 R 1C -> 1G Trasladar g 6 1 Llega en camino de rodillos pesado el armario de control E 5 73,5 E 1C Llega r 2 Colocar elementos de aprehensión sobre el armario de control E 0,5 74 E 1C Colocar p 3 Trasladar el armario de control E hasta la posición 1D 1,5 75,5 E 1C -> 1D Trasladar g 0 El soporte fijo F está en la posición 2G 0 75,5 F 2G El soporte fijo F2 está en la posición 2E 0 75,5 F2 2D El sistema de orientación está en la posición 2A 0 75,5 O 2A 7 1 Colocar el pulpo p sobre el soporte fijo F 0,5 76 F 2G Colocar p 2 Trasladar el soporte fijo F desde 2G hasta 2E 1,5 77,5 F 2G->2E Trasladar g 3 Atornillar el soporte fijo F a la cimentación en el suelo 5 82,5 F 2E Atornillar 8 1 Retirar el embalaje que recubre al generador G 0,5 83 G 1C Retirar
5. Proceso 96 2 Colocar el pulpo sobre el generador G 1,5 84,5 G 1C Colocar p 3 Trasladar el generador G desde la posición 1B hasta 2E sobre el soporte F 1,5 86 G 1C -> 2E Trasladar g 4 Atornillar el generador G sobre el soporte F 2 88 G,F 2E Atornillar a 9 1 Retirar el embalaje que recubre al multiplicador M 0,5 88,5 M 2F Retirar 2 Colocar el pulpo sobre el multiplicador M 1,5 90 M 2F Colocar p 3 Trasladar el multiplicador desde la posición 2F hasta 2E 2 92 M 2F->2E Trasladar g 4 Atornillar el multiplicador M al generador G 2 94 G+M 2E Atornillar a,e,x 10 1 Colocar el pulpo sobre el eje de baja velocidad V 1,5 95,5 V 2C Colocar p 2 Trasladar el eje de baja V hasta el soporte F en 2E 2,5 98 V 2C->2E Trasladar g 3 Ensamblar el eje de baja velocidad V junto al conjunto G+M 2 100 G+M,V 2E Ensamblar g,e 11 1 Colocar el pulpo sobre el soporte principal S 1,5 101,5 S 1I Colocar p 2 Trasladar el soporte principal hasta la posición 2E 2,5 104 S 1I->2E Trasladar g 3 Ensamblar el soporte principal S junto al eje de baja velocidad V 2 106 V,S 2E Ensamblar 4 Atornillar la unión entre soporte principal S y eje de baja V 2 108 V,S 2E Atornillar a 12 1 Colocar pulpo sobre el transformador T 1,5 109,5 T 1G Colocar p 2 Trasladar el transformador T hasta la posición de operaciones 2E 2,5 112 T 1G->2E Trasladar g 3 Ensamblar el transformador T junto al generador G 2 114 T,G 2E Ensamblar 4 Conectar eléctricamente el transformador T al generador G 2 116 T,G 2E Conectar 5 Atornillar la unión entre transformador T y generador G 2 118 T,G, 2E Atornillar a 13 1 Colocar pulpo sobre el sistema de control E 1,5 119,5 E 1D Colocar p 2 Trasladar el sistema de control E hasta la posición de operaciones 2E 2,5 122 E 1D->2E Trasladar g 3 Atornillar el armario de control E al transformador T 2 124 E,T 2E Atornillar a 0 El conjunto G+M+V+S+T+E lo llamamos góndola y la designamos por N 0 124 N 2E 14 1 Colocar el pulpo sobre la turbina N 1,5 125,5 N 2E Colocar p,e 2 Desatornillar las uniones que haya entre la turbina N y el soporte fijo F 2,5 128 N,F 2E Desatornillar a 3 Trasladar la turbina N desde 2E hasta la zona de pruebas 3B 3 131 N 3B Trasladar g 4 Atornillar la turbina N a la plataforma en la zona de pruebas X 3 134 N,X 3B Atornillar a 15 1 Realizar pruebas 126 260 X 3B Realizar 16 1 Colocar el pulpo sobre el sistema de orientación O O 1A Colocar p 2 Trasladar el sistema de orientación O hasta la posición 2B O 1A->2B Trasladar g 3 Fijar el sistema de orientación O al suelo O 2B Fijar a 17 1 Colocar el pulpo sobre la carcasa inferior K K 1F Colocar p 2 Trasladar la carcasa inferior K hasta el sistema de giro O en la posición 2B K 1F->2B Trasladar g 3 Atornillar la carcasa inferior K al sistema de giro O K,O 2B Atornillar a 18 1 Colocar el pulpo sobre la turbina N N 3B Colocar p 2 Desatornillar las uniones entre la turbina N y la plataforma orientable de pruebas N,X 3B Desatornillar a 3 Trasladar la turbina N hasta la carcasa inferior en 2B N 3B->2B Trasladar g 4 Atornillar la turbina N a la carcasa inferior K N,K 2B Atornillar a 19 1 Colocar el pulpo sobre el sistema de refrigeración R R 1G Colocar p 2 Trasladar el sistema de refrigeración desde 1G hasta 2B R 1G->2B Trasladar g 3 Ensamblar el sistema de refrigeración R a la turbina N R,N 2B Ensamblar a 20 1 Colocar pulpo sobre la carcasa superior K K 1F Colocar p,e,x 2 Trasladar la carcasa superior K hasta la posición 2B K 1F->2B Trasladar g 3 Atornillar ambas carcasas superior e inferior K K 2B Atornillar a 21 1 Colocar el pulpo al buje B B 1C Colocar p 2 Trasladar el buje B hasta la posición 2B B 2B Trasladar g
97 3 Ensamblar el buje B a la góndola N B,N 2B Ensamblar a,e 22 1 Colocar el pulpo sobre la carcasa superior K K 2B Colocar p,e,x 2 Desatornillar los anclajes del sistema de giro O al suelo O 2B Desatornillar a 3 Expedir la turbina N Expedir Tabla 9.- Proceso de Producción Los componentes que usan para ensamblar y que conforman la turbina: Componente Abreviatura Multiplicador M Generador G SoportePrincipal+Freno hidráulico S Buje B Carenado K SistemadeOrientación O Góndola N SistemadeControlElectrónico E MáquinadePruebas X Refrigeración R Transformador T EjedeBajaVelocidad V SoporteFijo F Tabla 10.- Componentes para ensamblar Herramientas que se usan durante la fase de producción son las siguientes: Herramienta Abreviatura Puentegrúa g Pulpo p Escalera e Cablestensados c Atornillador t Plataformaelevadora x Carretilla k Caminoderodillos r Atornillador a Listonesdemadera m Andamios d Tabla 11.- Herramientas para la producción Acerca de las herramientas a utilizar: Andamios: armazón desmontable constituido por tramex metálico y barras tubulares, desmontables, de fácil montaje, se coloca el andamio alrededor de la turbina en proceso para acceder a zonas de la turbina de difícil acceso, sobre todo en zonas superiores, y zonas interiores, también proporcionan estabilidad necesaria para
5. Proceso 98 realizar operaciones delicadas y críticas. Este andamio engloba y rodea a la turbina, posee 2 alturas una intermedia a 1,5 m y otra alta a 3m, estas alturas son regulables, mediante un sistema hidráulico para alcanzar las zonas más inaccesibles. Los andamios son móviles para poder trasladarse y colocarlos cuando sea necesario y no interrumpa el desplazamiento de utensilios, herramientas, componentes o turbinas. Durante las operaciones en andamios, los operarios deben usar las medidas de protección integral necesarias como arneses. Escalera: esta escalera permite realizar acciones puntuales o zonas altas de la turbina, como por ejemplo colocar pulpos sobre la turbina. Esta escalera es mixta con rótula y además portátil. Puente Grúa: esta quizás sea la maquinaria más crítica de todas, ya que su ausencia podría retrasar seriamente la producción, o generar cuellos de botella en caso de mala praxis. Este puente grúa está diseñado para poder transportar grandes pesos, en concreto el peso máxima es el de la turbina finalizada, con un peso de 30 Toneladas. El gancho del puente grúa es intercambiable y para la producción se usará un pulpo con conexiones cableadas a la turbina. El puente grúa será birraíl de 16 + 16 Tn por polipasto. Especificaciones Técnicas: Luz: 30 m Carga: 30 Tn Altura de Elevación: 5 m Velocidad de Elevación: 2.5 – 0.42 m/min Velocidad del Carro: 20 m/min Velocidad de Grúa: 32 m/min Peso Polipasto: 2 x 830 kg Peso Viga: 21710 kg Alimentación: 400/48 V; 50 Hz Potencia: 15 kW Control por Radiofrecuencia ISO 12488-1 Ilustración 16.- Vista en planta del puente grúa
5. Proceso 100 Ilustración 17.- Vista en Alzado del puente grúa Ilustración 18.- Vista detalle del polipasto del puente grúa Equipos de Protección Individual: conjunto de medios y dispositivos utilizados para proteger en entornos laborales industriales, para las operaciones que se realizan durante el ensamblaje de turbinas se necesitarán botas protectoras, gafas protectoras, guantes, casco chaleco reflectante.
101 A continuación, se esquematizan las zonas de producción 1A 1B 1C 1D 1E 1F 1G 1H 1I 2A 2B 2C 2D 2E 2F 2G 2H 2I 3A 3B 3C 3D 3E 3F Tabla 12.- Zonas de Producción 2 0 35 3 4 6 4 0 2 1 12 1 1 20 7 3 0 2 0 5 0 0 0 0 Tabla 13.- Mapa de colo de las zonass de producción
5. Proceso 102
109
5. Proceso 110
111
5. Proceso 112
113
5. Proceso 114
115
5. Proceso 116
117
5. Proceso 118
125 Imagen 2.2.4. Vista lateral de perfil de la nave industrial
6. Estructura 126 6.2.3.Cargas Las cargas que se aplican son: peso propio, carga de viento, nieve, sobrecarga de uso, peso grúa, aceleración de la grúa. De entre todas se tendrá que calcular cada perfil para la situación más desfavorable de caja eje. Imagen 2.2.3.1. Imagen de todas las cargas incidentes sobre la estructura. 6.2.3.1.Cargadepesopropio La carga de peso propio, viene definida por el material, en esto caso es de acero al carbono, densidad de 7850 kg/m3, y las dimensiones de las barras, largo y perfil, así como el peso de las uniones. El valor máximo de esta carga se produce en las barras del cordón superior de las cerchas, con un valor de 0.155 KN/m.
127 Imagen 2.2.3.2. Cargas de peso propio 6.2.3.2.CargadeViento La carga de viento es la correspondiente a la zona de Sevilla, zona de exposición A, en zonas industriales, alturas menores de 15 m. La carga de viento tiene múltiples direcciones, pero se suele reducir a las direcciones paralelas a los ejes X, Y y Z. Teniendo en cuenta tanto la incidencia como la succión del viento. La carga máxima de viento es 0,4225 kN/m2 de presión estática, y 0,3649 kN/m2 de presión dinámica Imagen 2.2.3.3. Zonas eólicas de España
6. Estructura 128 Fuente: Smath
129 Ilustración 20 Carga de viento sobre la nave 6.2.3.3.CargadePuenteGrúa La carga del puente grúa, y el peso que transporta el de la turbina, que sin duda es el peso máximo a transportar, es el peso crítico, con un peso 32 toneladas determina casi por completo los perfiles de las barras, para evitar el pandeo por compresión de los pilares, se incluyen arrostramientos en forma de k. Además, el puente grúa induce esfuerzos debido a la aceleración de arrancar o parar el puente grúa. Ilustración 21.- Carga de puente grúa Las cargas del puente grúa se colocan sobre los puntos más desfavorables, en este caso, el centro del vano, el problema de las cargas puntuales es el efecto de punzonamiento que genera, así como el momento de reacción en los extremos. Sin dejar de lado la inestabilidad que provoca el pandeo lateral inducido por flexión.
6. Estructura 130 6.2.3.4.CargasdeCubierta Incluye el peso del panel sándwich, los aireadores estáticos, las luminarias. Con un peso de 0,45 Tn/m2 Ilustración 22.- Carga de Cubierta Para ver los cálculos consulte el anexo 1 de cálculo de estructuras. 6.2.4.PerilesdeBarras Resumen de medición Material Longitud Peso Tipo Serie Perfil Perfil (m) Perfil (kg) Peso (kg) Acero Laminado HE 220 A 480 24228,2 S 275 JR HEA 2422.82 IPE 120 780 8.082,40 IPE 270 150 5404,7 IPE 220 1.700 44514,6 IPE 160 1.450 22874,7 IPE 300 350 14775,5 IPE 140 300 3862,2 IPE 200 120 2684,7 IPE 360 240 13696,7 IPE 5.090 115.895,50 118318,32 A 395 € por tonelada, equivale a 46.735 € la estructura metálica.
131 6.3. Estructura Oficina Para las oficinas se define una solución constructiva diferente, en este caso la estructura elegida es de hormigón armado. Se elige el hormigón armado debido a que la diafanidad de espacio no es tan necesaria en las oficinas en comparación con las naves. Además, pueden suponer cierta mejora estética la elección de hormigón
7. Instalaciones 132 7. INSTALACIONES Las siguientes, son las instalaciones que necesita la planta industrial para funcionar y producir. 1) Alumbrado: es imprescindible una correcta iluminación para poder realizar cualquier operación de forma correcta, la luz necesaria dependerá de las acciones y el uso que se den en cada espacio. Tanto en interiores como exteriores. 2) Electricidad: para la gran mayoría de operaciones que se realizan a lo largo de todo el proceso de ensamblaje de turbinas, se necesita la electricidad, puente grúa, la maquinaria o las herramientas precisan de electricidad ya sea de baja o media tensión. 3) Ventilación: para mantener cierta calidad del aire y así cuidar de la salubridad de los operarios que trabajen en las naves es importante mantener la nave ventilada y así renovar el aire. 4) Cerramientos: para proteger del medio ambiente las naves y todo su interior se necesitan envolventes tanto verticales como las paredes como horizontal, cubierta y suelo. 5) Suministro de Aguas: tanto potable como sin potabilizar para la higiene de los empleados, limpieza del local, de componentes o productos, o en caso de necesidad. 6) Evacuación de Aguas: en caso de lluvia o nieve, es conveniente tener un sistema que permita salir las posibles acumulaciones en cubierta de las aguas que ahí se depositen. No sólo las aguas atmosféricas, sino posibles aguas que puedan fluir dentro de las naves, por ejemplo, para limpieza. 7) Saneamiento: para mantener las condiciones higiénicas que se exigen en entornos industriales. 8) Telecomunicaciones: para comunicarse tanto con el exterior como para las comunicaciones internas entre empleados. 9) Protección Contra Incendios: para la seguridad en caso de fuego incontrolado. 10) Infraestructuras de transporte: se necesitan carreteras y caminos para la circulación de camiones, coches, carretillas ya sea en el interior de las naves o en el exterior. 11) Aire Comprimido: algunas herramientas funcionan a base de aire comprimido, así como la limpieza de algunas piezas que no se deben mojar.
133 7.1. Alumbrado El sistema de iluminación elegido es el directo caracterizado porque todo el flujo de las luces irá dirigido hacia el suelo, es el sistema más económico de iluminación y que ofrece mayor rendimiento luminoso, no obstante, el riesgo de deslumbramiento es muy alto. Se consigue utilizando luminarias directas. El método elegido es el alumbrado general localizado que proporciona una luz uniforme de manera que esta se concentra sobre las áreas de trabajo. Las necesidades de iluminación dependen de la utilidad a la que se dará el local en cuestión, según la norma correspondiente al CTE DB HE Ahorro de Energía la luminancia vendrá impuesta por las condiciones de exposición y la configuración del local: 1 Para determinar el cálculo y las soluciones luminotécnicas de las instalaciones de iluminación interior, se tendrán en cuenta parámetros tales como: a) el uso de la zona a iluminar b) el tipo de tarea visual a realizar c) las necesidades de luz y del usuario del local d) el índice del local K o dimensiones del espacio (longitud, anchura y altura útil) e) las reflectancias de las paredes, techo y suelo de la sala f) las características y tipo de techo g) las condiciones de la luz natural h) el tipo de acabado y decoración i) el mobiliario previsto 2 Se obtendrán como mínimo los siguientes resultados para cada zona: a) valor de eficiencia energética de la instalación VEEI; b) iluminancia media horizontal mantenida Em en el plano de trabajo c) índice de deslumbramiento unificado UGR para el observador. Asimismo, se incluirán los valores del índice de rendimiento de color (Ra) y las potencias de los conjuntos lámpara más equipo auxiliar utilizados en el cálculo. 3 Se obtendrán como mínimo los siguientes resultados para el edificio completo: a) valor de potencia total instalada en lámpara y equipo auxiliar por unidad de área de superficie iluminada. Una iluminación inadecuada en el trabajo puede originar fatiga ocular, cansancio, dolor de cabeza, estrés y accidentes. El trabajo con poca luz daña la vista. El grado de seguridad con el que se ejecuta el trabajo depende de la capacidad visual y ésta depende, a su vez, de la cantidad y calidad de la
7. Instalaciones 134 iluminación. Un ambiente bien iluminado no es solamente aquel que tiene suficiente cantidad de luz. No todas las actividades relacionadas con la industria y la actividad productiva requieren el mismo nivel de iluminación. En una misma planta industrial suele haber distintas áreas destinadas a diferentes actividades o procesos, y cada una de ellos tiene unos requisitos o necesidades de iluminación concretos. Industrias de alta precisión, área de producción: de 1000 a 5000 lux. • Industrias de precisión, área de producción: de 600 a 2000 lux. • Industrias ordinarias, área de producción: de 300 a 800 lux. • Industrias bastas, área de producción: de 200 a 600 lux • Talleres de montaje de piezas pequeñas: de 500 a 1200 lux. • Talleres de montaje de piezas medianas: de 350 a 1000 lux. • Trabajos muy finos en banco o máquina: de 1000 a 3000 lux. • Depósitos y almacenes: entre 50 y 400 lux. • Embalaje: entre 100 y 400 lux. • Cámaras frigoríficas: entre 100 y 250 lux. Para conseguir un buen nivel de confort visual se debe conseguir un equilibrio entre la cantidad, la calidad y la estabilidad de la luz, de tal forma que se consiga una ausencia de reflejos y de parpadeo, uniformidad, ausencia de excesivos contrastes, etc. Todo ello, en función tanto de las exigencias visuales del trabajo como de las características personales de cada persona. Una iluminación incorrecta puede ser causa, además, de posturas inadecuadas que generan a la larga alteraciones músculoesqueléticas. • Mesas de trabajo, administrativo: 400 a 700 lux. • Mesas de dibujo, diseño: de 600 a 1500 lux. • Salas de reuniones, juntas (iluminación general): de 200 a 350 lux. • Salas de reuniones, juntas (sobre la mesa): 400 a 700 lux. • Archivos: de 100 a 400 lux • Zonas de paso: de 150 a 500 lux Ascensores, interior: 300-500 lux • Rellanos: 50-250 lux • Escaleras: 100-300 lux Debido a que se necesita un nivel de iluminación alto la iluminación natural no es suficiente ya que no ofrece la uniformidad necesaria por ello se ha de complementar junto a instalaciones de alumbrado artificial, así también reducimos los contrastes y sombras, así como permitir la iluminación durante la noche o días de cielo nuboso. Para introducir en las naves luz natural incluimos lucernarios hechos de plástico en la zona superior de las paredes, a bastante altura para evitar distracciones de los operarios y dejar libre el espacio inferior. En cuanto a la iluminación artificial, tanto la general de la nave como alguna iluminación puntual para tareas que precisen de cierta iluminación específica sobre un punto en concreto vendrán dada por la actividad que se desarrolle. La norma UNE 72-112-85 realiza la siguiente clasificación:
7. Instalaciones 142 toma desde las zonas laterales inferiores. La ventilación artificial o forzada se da por depresión, mediante aspiradores, de corriente ascendente, siguiendo el mismo principio de la ventilación natural por convección; por sobrepresión, incluyendo ventiladores en la parte inferior. El sistema de ventilación impone el número de renovaciones por hora del volumen del local, en función del proceso industrial, de la cantidad de personas presentes en el local y los requisitos de confort impuestos por el proceso y el clima. Para el caso de naves de montaje se necesita entre 4 y 10 renovaciones de aire por hora, 10-15 ºC de temperatura y una humedad relativa del aire del local de entre el 55 y el 65% La solución que se adopta es la de la implantación de aireadores dinámicos, aprovechando la diferencia de presiones y temperaturas entre el aire de las zonas altas y el de las zonas bajas se consigue una corriente convectiva que permite evacuar el aire, la salida es a través de chapa metálica plegada formando una tobera que permite que salga el aire sin retornar, también impide la entrada de lluvia, y se apoya de un ventilador para impulsar el aire. A su vez la renovación de aire implica un salto térmico de hasta 5ºC Existen diversos tipos de aireadores en función de la ventilación que proporcionan, los aireadores se subdividen en 2 grandes grupos estáticos, o dinámicos, la diferencia entre ellos es el uso o no de ventiladores para impulsar el aire. Aireador dinámico, 50 VE de Arcelor Mittal. El ventilador dinámico escogido está conformado por acero galvanizado: - base de sujeción: diámetro de 820 mm, escuadras de sujeción, deflactor anti lluvia. - ventiladores: son helicoidales, con hélices de plástico (poliamida 6) reforzado con fibra de vidrio, marco soporte en chapa de acero, rejilla de protección contra contactos para satisfacer la norma UNE 100250 - Motor: son motores con una eficiencia IE3 y una potencia de 7,5 kW Especificaciones Técnicas Tipos Velocidad(rpm) PotCalAbsa(kW) Caudal(m3/h) Peso(kg) NivelSonoro(dB) 25V 2800 0,19 1800 20 66 40V 1400 0,37 5110 50 69 50V 1400 0,7 9450 80 72 70V 1400 1,5 18000 135 77
143 Tabla 18.- Especificaciones Técnicas de Aireadores Estáticos Cada aireador consigue evacuar un caudal de 18000 (m3/h) la nave a evaluar posee unas dimensiones de 60x30x12 que equivalen a un volumen de 21600 m3, colocando 20 de estos aireadores conseguimos 8,3 renovaciones cada hora, superando las requeridas. Ilustración 26.- Imagen de un aireador estático Ventilación: 20 aireadores de 0,7 kW cada uno equivalen una potencia total de 140 kW
7. Instalaciones 144 7.2. Electricidad 7.2.1.CargasEléctricas Puente Grúa: con un consumo de un total de 172,5 kW de potencia máxima que demanda durante el arranque. El puente grúa deberá ser capaz de elevar verticalmente y desplazar horizontalmente tonelajes de hasta 30 toneladas. Este consumo total viene subdividido por los siguientes componentes que consumen energía que son: ‐ Motor de elevación: 160 kW ‐ Motor de carro: 5 kW ‐ Motor de puente: 7,5 kW Tomas de fuerza: cada toma de fuerza debe suministrar una potencia eléctrica de hasta 3,5 kW. Luminarias: con un total de 380 luminarias de 95 W cada una necesitaremos un cómputo de 36,1 kW. Carretillas: son máquinas que se desplazan por el suelo, de tracción motorizada, destinadas fundamentalmente a transportar, empujar, tirar o levantar cargas. Para cumplir esta función es necesaria una adecuación entre el aparejo de trabajo de la carretilla (implemento) y el tipo de carga. La carretilla elevadora es un aparato autónomo apto para llevar cargas en voladizo. Se asienta sobre dos ejes: motriz, el delantero y directriz, el trasero. Pueden ser eléctricas o con motor de combustión interna. Se tendrá en la nave de procesos 2 máquinas de 15 kW cada una, un total de 30 kW. Plataforma Elevadora Articulada: estas grúas permiten elevar y desplazar a operarios para ejecutar o supervisar operaciones a ciertas alturas, existen dos grandes tipos de plataformas elevadoras: articuladas o de tijeras, las de tijeras solo permiten elevaciones verticales, mientras que las articuladas además permiten cierto desplazamiento horizontal. Además, pueden ser propulsadas mediante accionamiento eléctrico o mediante combustión diésel. Bomba de Agua: para las instalaciones hidráulicas de protección contra incendios. La bomba no es más que una máquina generadora que transforma la energía electromecánica con la que es accionada en energía del fluido incompresible que mueve. Se utiliza para incrementar la presión de un líquido añadiendo energía al sistema hidráulico, para mover el fluido de una zona de menor presión o altitud a otra de mayor presión o altitud. Cada bomba consume 2 kW. Banco de pruebas 100 KW 7.2.2.PotenciaContratada Para determinar la potencia se tiene en cuenta las prescripciones técnicas expuestas en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (RBT) y sus instrucciones técnicas complementarias (ITC–BT–10). Los circuitos de alimentación de las lámparas estarán previstos para transportar la carga debida a los propios receptores, a sus elementos asociados y a sus corrientes armónicas y de arranque siendo la carga mínima prevista de 1,8 veces la potencia en vatios de las lámparas. (ITC–BT–44). Los conductores de conexión que alimentan a un solo motor deben estar dimensionados para una intensidad del 125 % de la intensidad a plena carga del motor. Asimismo, los conductores de conexión que alimentan a varios motores deben estar dimensionados para una intensidad no inferior a la suma
145 del 125 % de la intensidad a plena carga del motor de mayor potencia, más la intensidad a plena carga de todos los demás. (ITC–BT–47). La carga correspondiente a los edificios destinados a oficinas se calculará considerando un mínimo de 100 W por metro cuadrado y planta, con un mínimo por local de 3450 W a 230 V y coeficiente de simultaneidad 1. (ITC–BT–10). La carga correspondiente a los edificios industriales se calculará considerando un mínimo de 125 W por metro cuadrado y planta, con un mínimo por local de 10350 W a 230 V y coeficiente de simultaneidad 1. (ITC–BT–10).
7. Instalaciones 146 7.4. Protección Contra Incendios 1. Establecimiento. Se entiende por establecimiento el conjunto de edificios, edificio, zona de este, instalación o espacio abierto de uso industrial o almacén, según lo establecido en el artículo 2, destinado a ser utilizado bajo una titularidad diferenciada y cuyo proyecto de construcción o reforma, así como el inicio de la actividad prevista, sea objeto de control administrativo. Los establecimientos industriales se caracterizarán por: a) Su configuración y ubicación con relación a su entorno. b) Su nivel de riesgo intrínseco. 2. Características de los establecimientos industriales por su configuración y ubicación con relación a su entorno. Las muy diversas configuraciones y ubicaciones que pueden tener los establecimientos industriales se consideran reducidas a: 2.1 Establecimientos industriales ubicados en un edificio: TIPO A: el establecimiento industrial ocupa parcialmente un edificio que tiene, además, otros establecimientos, ya sean estos de uso industrial ya de otros usos. TIPO B: el establecimiento industrial ocupa totalmente un edificio que está adosado a otro u otros edificios, o a una distancia igual o inferior a tres metros de otro u otros edificios, de otro establecimiento, ya sean estos de uso industrial o bien de otros usos. Para establecimientos industriales que ocupen una nave adosada con estructura compartida con las contiguas, que en todo caso deberán tener cubierta independiente, se admitirá el cumplimiento de las exigencias correspondientes al tipo B, siempre que se justifique técnicamente que el posible colapso de la estructura no afecte a las naves colindantes. TIPO C: el establecimiento industrial ocupa totalmente un edificio, o varios, en su caso, que está a una distancia mayor de tres metros del edificio más próximo de otros establecimientos. Dicha distancia deberá estar libre de mercancías combustibles o elementos intermedios susceptibles de propagar el incendio. 2.2 Establecimientos industriales que desarrollan su actividad en espacios abiertos que no constituyen un edificio: TIPO D: el establecimiento industrial ocupa un espacio abierto, que puede estar totalmente cubierto, alguna de cuyas fachadas carece totalmente de cerramiento lateral. TIPO E: el establecimiento industrial ocupa un espacio abierto que puede estar parcialmente cubierto (hasta un 50 por ciento de su superficie), alguna de cuyas fachadas en la parte cubierta carece totalmente de cerramiento lateral. 3. Caracterización de los establecimientos industriales por su nivel de riesgo intrínseco.
147 Los establecimientos industriales se clasifican, según su grado de riesgo intrínseco, atendiendo a los criterios simplificados y según los procedimientos que se indican a continuación. 3.1 Los establecimientos industriales, en general, estarán constituidos por una o varias configuraciones de los tipos A, B, C, D y E. Cada una de estas configuraciones constituirá una o varias zonas (sectores o áreas de incendio) del establecimiento industrial. 1. Para los tipos A, B y C se considera «sector de incendio» el espacio del edificio cerrado por elementos resistentes al fuego durante el tiempo que se establezca en cada caso. 2. Para los tipos D y E se considera que la superficie que ocupan constituye un «área de incendio» abierta, definida solamente por su perímetro. 3.2 El nivel de riesgo intrínseco de cada sector o área de incendio se evaluará: 1. Calculando la siguiente expresión, que determina la densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, de dicho sector o área de incendio: donde: Qs = densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, del sector o área de incendio, en MJ/m2 o Mcal/m2. Gi = masa, en kg, de cada uno de los combustibles (i) que existen en el sector o área de incendio (incluidos los materiales constructivos combustibles). qi = poder calorífico, en MJ/kg o Mcal/kg, de cada uno de los combustibles (i) que existen en el sector de incendio. Ci = coeficiente adimensional que pondera el grado de peligrosidad (por la combustibilidad) de cada uno de los combustibles (i) que existen en el sector de incendio. Ra = coeficiente adimensional que corrige el grado de peligrosidad (por la activación) inherente a la actividad industrial que se desarrolla en el sector de incendio, producción, montaje, transformación, reparación, almacenamiento, etc. Cuando existen varias actividades en el mismo sector, se tomará como factor de riesgo de activación el inherente a la actividad de mayor riesgo de activación, siempre que dicha actividad ocupe al menos el 10 por ciento de la superficie del sector o área de incendio. A = superficie construida del sector de incendio o superficie ocupada del área de incendio, en m2. Los valores del coeficiente de peligrosidad por combustibilidad, Ci, de cada combustible pueden deducirse de la tabla 1.1, del Catálogo CEA de productos y mercancías, o de tablas similares de reconocido prestigio cuyo uso debe justificarse. Los valores del coeficiente de peligrosidad por activación, Ra, pueden deducirse de la tabla 1.2. Los valores del poder calorífico qi, de cada combustible, pueden deducirse de la tabla
7. Instalaciones 148 2. Como alternativa a la fórmula anterior se puede evaluar la densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, Qs, del sector de incendio aplicando las siguientes expresiones. a) Para actividades de producción, transformación, reparación o cualquier otra distinta al almacenamiento: qsi = densidad de carga de fuego de cada zona con proceso diferente según los distintos procesos que se realizan en el sector de incendio (i), en MJ/m2 o Mcal/m2. Si = superficie de cada zona con proceso diferente y densidad de carga de fuego, qsidiferente, en m2. Si = superficie de cada zona con proceso diferente y densidad de carga de fuego, qsidiferente, en m2. b) Para actividades de almacenamiento: 3. El nivel de riesgo intrínseco de un edificio o un conjunto de sectores y/o áreas de incendio de un establecimiento industrial, a los efectos de la aplicación de este reglamento, se evaluará calculando la siguiente expresión, que determina la densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, Que, de dicho edificio industrial. Qe = densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, del edificio industrial, en MJ/m2 o Mcal/m2. Qsi = densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, de cada uno de los sectores o áreas de incendio, (i), que componen el edificio industrial, en MJ/m2 o Mcal/m2. Ai = superficie construida de cada uno de los sectores o áreas de incendio, (i), que componen el edificio industrial, en m2. 3.4 A los efectos de este reglamento, el nivel de riesgo intrínseco de un establecimiento industrial, cuando desarrolla su actividad en más de un edificio, ubicados en un mismo recinto, se evaluará calculando la siguiente expresión, que determina la carga de fuego, ponderada y corregida, QE, de dicho establecimiento industrial: donde:
149 QE = densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, del establecimiento industrial, en MJ/m2 o Mcal/m2. Qei = densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, de cada uno de los edificios industriales, (i), que componen el establecimiento industrial en MJ/m2 o Mcal/m2. Aei = superficie construida de cada uno de los edificios industriales, (i), que componen el establecimiento industrial, en m2. 3.5 Evaluada la densidad de carga de fuego ponderada, y corregida de un sector o área de incendio, (Qs), de un edificio industrial (Qe) o de un establecimiento industrial (QE), según cualquiera de los procedimientos expuestos en los apartados 3.2, 3.3 y 3.4, respectivamente, el nivel de riesgo intrínseco del sector o área de incendio, del edificio industrial, o del establecimiento industrial, se deduce de la tabla 1.3. 3.6 Para la evaluación del riesgo intrínseco se puede recurrir igualmente al uso de métodos de evaluación de reconocido prestigio; en tal caso, deberá justificarse en el proyecto el método empleado. TABLA 1.2 Valores de densidad de carga de fuego media de diversos procesos industriales, de almacenamiento de productos y riesgo de activación asociado, Ra Actividad Fabricación y venta Qs Ra MJ/m2 Mcal/m2 Motores eléctricos 300 72 1 Tabla 19.- Densidad de carga de fuego media Nivel de riesgo intrínseco Densidad de carga de fuego ponderada y corregida Mcal/m2 MJ/m 2 BAJO 1 Qs ≤ 100 Qs ≤ 425 2 100 < Qs ≤ 200 425 < Qs ≤ 850 MEDIO 3 200 < Qs ≤ 300 850 < Qs ≤ 1.275 4 300 < Qs ≤400 1.275 < Qs ≤ 1.700 5 400 < Qs ≤ 800 1.700 < Qs ≤ 3.400 ALTO 6 800 < Qs ≤ 1.600 3.400 < Qs ≤ 6.800 7 1.600< Qs ≤ 3.200 6.800 < Qs ≤ 13.600 8 3.200 < Qs 13600 < Qs Tabla 20.- Nivel de Riesgo Intrínseco Nivel de riesgo intrínseco: Bajo Sección SI 4 Instalaciones de protección contra incendios 1 Dotación de instalaciones de protección contra incendios 1 Los edificios deben disponer de los equipos e instalaciones de protección contra incendios que se
7. Instalaciones 150 indican en la tabla 1.1. El diseño, la ejecución, la puesta en funcionamiento y el mantenimiento de dichas instalaciones, así como sus materiales, componentes y equipos, deben cumplir lo establecido en el “Reglamento de Instalaciones de Protección contra Incendios”, en sus disposiciones complementarias y en cualquier otra reglamentación específica que le sea de aplicación. La puesta en funcionamiento de las instalaciones requiere la presentación, ante el órgano competente de la Comunidad Autónoma, del certificado de la empresa instaladora al que se refiere el artículo 18 del citado reglamento. Los locales de riesgo especial, así como aquellas zonas cuyo uso previsto sea diferente y subsidiario del principal del edificio o del establecimiento en el que estén integradas y que, conforme a la tabla 1.1 del Capítulo 1 de la Sección 1 de este DB, deban constituir un sector de incendio diferente, deben disponer de la dotación de instalaciones que se indica para cada local de riesgo especial, así como para cada zona, en función de su uso previsto, pero en ningún caso será inferior a la exigida con carácter general para el uso principal del edificio o del establecimiento. 3. Sistemas automáticos de detección de incendio. 3.1 Se instalarán sistemas automáticos de detección de incendios en los sectores de incendio de los establecimientos industriales cuando en ellos se desarrollen: a) Actividades de producción, montaje, transformación, reparación u otras distintas al almacenamiento si: 1.º Están ubicados en edificios de tipo A y su superficie total construida es de 300 m2 o superior. b) Actividades de almacenamiento si: 1.º Están ubicados en edificios de tipo A y su superficie total construida es de 150 m2 o superior. 4. Sistemas manuales de alarma de incendio. 4.1 Se instalarán sistemas manuales de alarma de incendio en los sectores de incendio de los establecimientos industriales cuando en ellos se desarrollen: a) Actividades de producción, montaje, transformación, reparación u otras distintas al almacenamiento, si: 1.º Su superficie total construida es de 1.000 m2 o superior, o 2.º No se requiere la instalación de sistemas automáticos de detección de incendios, según el apartado 3.1 de este anexo. b) Actividades de almacenamiento, si: 1.º Su superficie total construida es de 800 m2 o superior, o 5. Sistemas de comunicación de alarma. 5.1 Se instalarán sistemas de comunicación de alarma en todos los sectores de incendio de los establecimientos industriales, si la suma de la superficie construida de todos los sectores de incendio del establecimiento industrial es de 10.000 m2 o superior. No hace falta
151 8. Extintores de incendio. 8.1 Se instalarán extintores de incendio portátiles en todos los sectores de incendio de los establecimientos industriales. 9.1 Se instalarán sistemas de bocas de incendio equipadas en los sectores de incendio de los establecimientos industriales si: a) Están ubicados en edificios de tipo A y su superficie total construida es de 300 m2 o superior. 9.2 Tipo de BIE y necesidades de agua. Además de los requisitos establecidos en el Reglamento de instalaciones de protección contra incendios, para su disposición y características se cumplirán las siguientes condiciones hidráulicas: NIVEL DE RIESGO INTRÍNSECO DEL ESTABLECIMIENTO INDUSTRIAL TIPO DE BIE SIMULTANEIDAD TIEMPO DE AUTONOMÍA BAJO DN 25 mm 2 60 min Tabla 21.- Simultaneidad El caudal unitario será el correspondiente a aplicar a la presión dinámica disponible en la entrada de la BIE, cuando funcionen simultáneamente el número de BIE indicado, el factor «K» del conjunto, proporcionado por el fabricante del equipo. Los diámetros equivalentes mínimos serán 10 mm para BIE de 25 y 13 mm para las BIE de 45 mm. Se deberá comprobar que la presión en la boquilla no sea inferior a dos bar ni superior a cinco bar, y, si fuera necesario, se dispondrán dispositivos reductores de presión. Alarmas, BIES y Extintores separados a una distancia de 15 m cada uno