Windturbine Design Cost & Scaling Model - Traducción al Español

1,170 views

Published on

Traducción al español del report realizado por el NREL "Windturbine design cost and scaling model"

Published in: Technology
0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total views
1,170
On SlideShare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
5
Actions
Shares
0
Downloads
32
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Windturbine Design Cost & Scaling Model - Traducción al Español

  1. 1. PROYECTO AEROGENERADOR. TEMA 9: MODELO DE COSTES DE AEROGENERADORAmapola Munuera GonzálezCURSO 07/08TRADUCCIÓN
  2. 2. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 2 de 76NOTA AL LECTOR:Esta traducción pretende ser una ayuda a la hora de resolver las posibles dudasplanteadas en la lectura del informe original en inglés, necesario a la hora de abordar laredacción del capítulo de costes del proyecto de Aerogenerador.No debe tomarse como una traducción totalmente fidedigna, y para ello se adjuntan apáginas intercaladas el original y la traducción al español, para que el lector puedacontrastar, con actitud crítica, lo que se expone en este documento.Además se han corregido erratas presentes en el informe original (fundamentalmenteaquellas que han resultado erratas obvias resultado de incoherencias entre fórmulas yunidades, distintamente descritas a lo largo del texto); para su fácil localización loscambios se encuentran sombreados en gris. Note el lector que estos cambios han sidoprofundamente contrastados ante de realizarse. Aún así, el lector notará que siguenaparenciendo algunas incoherencias, que han resultado imposibles de aclarar.Amapola MunueraMarzo 2008
  3. 3. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 3 de 76Table of ContentsExecutive Summary……………………………………………………….……………….51.0 Purpose of the model...............................................................................................52.0 History………………………………………………………………………………….73.0 Model Description…………………………………………………………………….113.1 Overview………………………………………………………………...…….113.2 COE…………...……………………………………………………………….113.3 Cost Summary…………………………………………………………………173.4 Component Formulas………………………………………………………….233.5 AEP……………......…………………………………………………………..594.0 Output Examples……………………………………………………………………...725.0 References……………………………………………………………………………..75List of FiguresFigure 1. Blade Mass Scaling Relationship……………………………………………...25Figure 2. Blade Cost Scaling Relationship (per blade)………………………………….27Figure 3. Tower Mass Scaling Relationship……………………………………………..43List of TablesTable 1. GDP Escalation for All Categories Versus PPI for Selected Categories……..17Table 2. Cost Estimate from Scaling Model: Land-Based, 1.5-MW Baseline Turbine..73Table 3. Cost Estimate from Scaling Model: Offshore (Shallow-Water) 3 MW BaselineTurbine…………………………………………………………………………..74
  4. 4. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 4 de 76Resumen de ContenidosResumen…………..……………………………………………………….……………….61.0 Objetivo del modelo.................................................................................................62.0 Historia………………………………………………………………………………….83.0 Descripción del Modelo……………………………………………………………....123.1 Resumen.………………………………………………………………...…….123.2 COE…………...……………………………………………………………….123.3 Resumen de Costes……………………………………………………………183.4 Fórmulas de Componentes……..……………………………………………..243.5 AEP……………......…………………………………………………………..604.0 Ejemplos……….……………………………………………………………………...735.0 Referencias..…………………………………………………………………………..75Lista de FigurasFigura 1. Relación de Escala de Masa de Pala…..……………………………………...26Figura 2. Relación de Escala de Coste de Pala (por pala)………………………………28Figura 3. Relación de Escala de Masa de Torre………………………………………...44Lista de TablasTabla 1. Escala de todas las categorías con el PIB Versus Escala de categoríasseleccionadas con PPI ……………………………………………………...…..18Tabla 2. Estimación de Costes con el Modelo de Escala: Aerogenerador de Tierra,1.5-MW Básico…………………………………………………………………73Tabla 3. Estimación de Costes con el Modelo de Escala: Aerogenerador Marino (Aguaspoco Profundas) 3 MW Básico………………………………..………………..74
  5. 5. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 5 de 76Executive SummaryThe National Renewable Energy Laboratorys (NREL) National Wind Technology Centerhas been working to develop a reliable tool for estimating the cost of wind-generatedelectricity, from both land-based and offshore wind turbines. This model is also intendedto provide projections of the impact on cost from changes in economic indicators such asthe Gross Domestic Product (GDP) and Producer Price Index (PPI). The model describedhas been built from work originally done by University of Sutherland under a UnitedKingdom Department of Trade and Industry Study and work performed for the U. S.Department of Energy (DOE) under its Wind Partnerships for Advanced ComponentTechnology (WindPACT) projects. These models are intended to provide reliable costprojections for wind-generated electricity based on different scales (sizes) of turbines.They are not intended to predict turbine "pricing," which is a function of volatile marketfactors beyond the scope of this work. The models in this study allow projections of bothland-based and offshore technologies, though offshore technologies are still in theirinfancy and forecasts are extremely rough. These models also allow modeling of the costimpacts of certain advanced technologies that were studied under the WindPACT andLow Wind Speed Technology (LWST) projects. Cost estimates are projected based onturbine rating, rotor diameter, hub height, and other key turbine descriptors. Cost scalingfunctions have been developed for major components and subsystems. Wherever currentindustry information is available, the models have been cross checked or improved basedon this industry information. Annual energy production has been estimated based on theWeibull probability distributions of wind, a standardized power curve, physicaldescription of the turbine and physical constants and estimates from aerodynamic andengineering principles associated with aero and machine performance (efficiencies). Theproduct of this work is a set of scaling functions and a tool that is capable of constantupdate and improvement as additional data are made available. As additional data becomeavailable and this model is updated it is expected that new versions of this descriptionwill be issued.1.0 Purpose of ModelWhen evaluating any change to the design of a wind turbine, it is critical that the designerevaluate the impact of the design change on the system cost and performance. Thedesigner must consider several elements of this process: initial capital cost (ICC), balanceof station (BOS), operations and maintenance (O&M), levelized replacement cost (LRC),and annual energy production (AEP). As wind turbines grow more sophisticated andincrease in size, the impact of design on these elements is not always clear. For example,increasing AEP may increase ICC. If one step does not balance out the other, proposedimprovements may actually have a negative overall impact.The levelized COE has been used by DOE for some years to attempt to evaluate the totalsystem impact of any change in design. This levelized COE is calculated using asimplified formula that attempts to limit the impact of financial factors, such as cost ofmoney in wind farm development, so that the true impact of technical changes can beassessed.
  6. 6. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 6 de 76ResumenEl Centro Nacional de Tecnología del Viento, perteneciente al Laboratorio Nacional deEnergía Renovable de USA (NREL) ha estado trabajando para desarrollar unaherramienta fiable que estime el coste de la electricidad generada por el viento, tanto paraaerogeneradores de tierra como marinos. Este modelo pretende proporcionar a su vezprevisiones sobre el impacto en el coste que provocan los cambios en indicadoreseconómicos como el Producto Interior Bruto (PIB) y el Índice de Precios de Producción(PPI). El modelo aquí descrito ha sido elaborado con el trabajo desarrolladooriginalmente por la Universidad de Sutherland para el Departamento de Comercio eIndustria del Reino Unido, y el trabajo realizado por el Departamento de Energíaestadounidense (DOE) con sus proyectos WindPACT (Wind Partnerships for AdvancedComponent Technology). Estos modelos pretenden proporcionar previsiones de costefiables para la electricidad eólica, para diferentes tamaños (escalas) de turbinas. Nopretenden predecir el precio de la turbina, que es función de factores volátiles delmercado, y que está más allá del alcance de este estudio. Los modelos presentes en estetrabajo permiten previsiones tanto para aerogeneradores de tierra como marinos, aunquelas tecnologías marinas están todavía en su infancia y las previsiones son extremadamenteburdas. Estos modelos permiten también modelar el coste del impacto de ciertastecnologías avanzadas estudiadas con los proyectos WindPACT y en los proyectosLWST (Low Wind Speed Technology). Las estimaciones de los costes se han proyectadoen base a la potencia de la turbina, el diámetro del rotor, la altura del buje, y otrosparámetros clave. Las funciones de costes escaladas se han desarrollado paracomponentes principales y subsistemas. Siempre que haya habido informaciónactualizada disponible de la industria, los modelos se han contrastado o mejoradobasándose en dicha información. La Producción de Energía Anual (AEP) se ha estimadobasándose en las distribuciones de probabilidad de Weibull para el viento, la curva depotencia estándar, una descripción física de la turbina, y en constantes físicas yestimaciones que provienen de principios ingenieriles y aerodinámicos, y de lasactuaciones de máquina y del viento (eficiencias). El resultado de este trabajo es unconjunto de funciones escaladas y una herramienta capaz de actualizarse y mejorarsecontinuamente según estén disponibles datos adicionales. Según esté disponibleinformación adicional y este modelo se vaya actualizando, se espera que se publiquennuevas versiones de este trabajo.1.0 Objetivo del ModeloAl considerar cualquier cambio de diseño en un aerogenerador, es crítico que el diseñadorevalúe el impacto de dicho cambio en el coste del sistema y en la actuación del mismo. Eldiseñador debe considerar varios elementos en este proceso: el coste inicial de capital(ICC), el balance de la estación (BOS), las operaciones y el mantenimiento (O&M), elcoste de reposición medio (LRC), y la producción anual de energía (AEP). Según seanmás sofisticados los aerogeneradores y aumenten de tamaño, el impacto del diseño deestos parámetros no estará siempre claro. Por ejemplo, incrementar el AEP puedeincrementar el ICC. Si un escalón no se compensa con otro, las mejoras propuestaspueden en realidad tener un impacto global negativo.El COE ha sido usado por el DOE durante varios años para intentar evaluar el impactoglobal de cualquier cambio de diseño en el sistema. Este COE medio se calcula usandouna formula simplificada que intenta limitar el impacto de los factores de financiación,como el coste del dinero en el desarrollo del campo eólico, para que el verdadero impactode los cambios técnicos pueda ser evaluado.
  7. 7. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 7 de 76The constant pressure to grow wind turbines has also been a challenge for designers. It isoften difficult to determine what the total impact of increasing the rating or rotor diameterof a turbine will be. Models that predict component cost and performance at a range ofsizes or configurations have been a goal of the Federal Wind Energy Program for someyears. Such models are invaluable to modelers and forecasters when attempting to projecttechnology pathways.The work described in this document is an attempt to develop such a model, in a spreadsheetformat, that can be used by designers to look at the impact of scaling and configuration onoverall COE.A note of caution to the reader. Much of the data used to develop scaling functions formachines of greater than 1 to 2 MWs is based on conceptual designs. Many components arescaled using functions that are close to a cubic relationship. This is what would normally beexpected for technologies that did not undergo design innovations as they grew in size. TheWindPACT studies were not designed as optimization studies, but were structured to identifybarriers to size increase. Once such barriers are clearly identified and evaluated, it is expectedthat designers will find innovative ways to get around them. This model should be viewed asa tool to help identify such barriers and quantify the cost and mass impact of design changeson components without such innovation. With expansion it can then be used to help designersto quantify the net value of an improvement of any component. The importance of this shouldnot be lost on those that use these models. It would be difficult for a user to exercise thesemodels in an optimization mode without taking into account the innovation that could beapplied to the design of many of the major components to reduce the size, mass and cost asthey increase in rating.2.0 HistoryThere have been several attempts to develop modem scaling models. But because windturbines have changed in size and configuration so rapidly, many models are out of datebefore they can be used effectively by designers. In the mid to late 1990s, theconfiguration for utility-scale turbines began to stabilize around the three-bladed, upwinddesign. During this same period, an effort at the University of Sunderland resulted in a setof scaling tools for the machines of the period [1]. This report contained valuable modelsto predict the impact of machine size on turbine components. But within a few years ofthe publication, machine size had increased by a factor of 2 to 4 in some cases, andseveral new technology approaches began to be incorporated.Beginning in 1999, DOE began its WindPACT projects. These projects were focused ondetermining the potential technology pathways that would lead to more cost-effectivewind turbine design. One of the elements and goals of this work was to determine theimpact of increased machine size and machine configuration on total COE. This was doneby completing several major studies. In each study, the team completed conceptualdesigns of turbines and wind systems at a range of sizes, from 750 kW to 5 MW.Wherever possible, these studies developed scaling relationships for subsystems,components, or cost elements across the range of sizes. This work culminated in sevenprincipal studies:• Composite Blades for 80-m to 120-m Rotors [2]• Turbine, Rotor and Blade Logistics [3]
  8. 8. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 8 de 76La constante presión de hacer aerogeneradores cada vez mayores ha sido también un retopara los diseñadores. A veces es difícil determinar cual será el impacto total de un aumentode potencia o de un aumento del diámetro de la turbina. Los modelos que predicen el coste delos componentes y las actuaciones para un rango de tamaños o configuraciones han sido unlogro del Programa Federal de Energía Eólica varios años. Estos modelos no tienen ningúnvalor para los modelistas y pronosticadores cuando intentan proyectar senderos tecnológicos.El trabajo descrito en este documento es un intento de desarrollar este tipo de modelo, enformato de hoja de cálculo, para que pueda ser usado por los diseñadores para observar elimpacto del tamaño y de la configuración, en el COE global.Nota para el lector: Muchos de los datos usados para desarrollar las funciones escaladas paramáquinas mayores de 1 o 2 MW están basados en diseños conceptuales. Muchoscomponentes están escalados usando funciones próximas a una relación cúbica. Esto es loque se esperaría normalmente en tecnologías que no se hubiesen sometido a innovaciones dediseño mientras han crecido en tamaño. Los estudios WindPACT no han sido diseñadoscomo estudios de optimización, pero han sido estructurados para identificar obstáculosderivados del aumento de tamaño. Una vez que esos obstáculos están claramenteidentificados y evaluados, se espera que los diseñadores encuentren formas innovadoras desoslayarlos. Este modelo debe verse como una herramienta que ayude a identificar estosobstáculos y cuantificar el impacto en el coste y la masa de los cambios en el diseño decomponentes sin dicha innovación. Extrapolando, puede usarse para ayudar a los diseñadoresa cuantificar el valor neto de una mejora de cualquier componente. Quienes usen estosmodelos no deben perder de vista la importancia de esto. Para un usuario sería difícil utilizarestos modelos a modo de optimización sin tener en cuenta la innovación que pudiera seraplicada al diseño de muchos de los componentes principales para reducir el tamaño, la masay el coste, y al mismo tiempo, aumentar la potencia.2.0 HistoriaHa habido varios intentos de desarrollar modelos de escala modernos. Pero como losaerogeneradores han aumentado en tamaño y configuración tan rápido, muchos modelos hanquedado desfasados antes de que hayan podido ser usados por los diseñadores de formaefectiva. De mediados a finales de los 90, la configuración de aerogenerador útil para elmodelo de escala comenzó a estabilizarse en torno al diseño con 3 palas y a barlovento.Durante el mismo periodo, la Universidad de Sutherland obtuvo un conjunto de herramientasde escala para las máquinas de dicho periodo [1]. Dicho informe contuvo modelos válidospara predecir el impacto de la potencia de la máquina en los componentes de la turbina. Perodespués de pocos años de esta publicación, la potencia de la máquina aumentó en un factor de2 a 4 en algunos casos, y nuevos avances tecnológicos empezaron a ser incorporados.A principios de 1999, el DOE comenzó con sus proyectos WindPACT. Estos proyectos seenfocaron a determinar los senderos tecnológicos potenciales que llevarían a un diseño demayor relación efectividad-coste del aerogenerador. Uno de los temas y logros de este trabajofue la determinación del impacto sobre el COE total, de un incremento del tamaño y de laconfiguración de la máquina, lo cual se determinó al completar otros estudios de mayorenvergadura. En cada uno de estos estudios, el equipo realizó diseños conceptuales deaerogeneradores y sistemas eólicos en un rango de potencias, desde 750kW a 5MW. Siempreque fue posible, estos estudios desarrollaron relaciones de escala para subsistemas,componentes o coste de elementos en función del rango de tamaños. Este trabajo culminó ensiete estudios principales:• Composite Blades for 80-m to 120-m Rotors [2]• Turbine, Rotor and Blade Logistics [3]
  9. 9. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 9 de 76• Self Erecting Tower and Nacelle Feasibility [4]• Balance of Station Cost [5]• Turbine Rotor Design Study [6]• Drive Train Alternative Design Studies [7] [8]The scaling relationships developed during these studies also evaluated the relationshipsdeveloped in the earlier Sunderland model for use or guidance. Where superior informationwas developed during the study efforts, the Sunderland model was abandoned and newrelationships were defined.In addition to looking at scaling issues, the turbine rotor design study [6] developed structuralmodels for more than 20 different turbine rotor and tower configurations and determined thestructural and cost impact of these different design configurations. This rotor design studysummarizes the scaling results up to the time of its completion in June 2002. The twoalternative drivetrain design studies extended this work for drivetrains by each exploring anumber of alternative drivetrain (gear box, generator, power converter) configurations atdifferent machine sizes, and the total impact of these configurations on total COE.In 2002, the DOE Wind Energy Program began supporting LWST projects. These industrypartnerships extended the work of WindPACT by beginning the development of actualturbine components and prototypes that would be expected to lower the COE for utility-scalewind turbines. Several of these projects have been completed, and a number of them are stillunder way and provide greater insight into the actual cost of systems and components in thelarge machines. Though much of the data from these studies are confidential, the aggregateresults can be used to provide valuable additional data points and cross checks for scalingrelationships.The baseline turbines in all of these studies was a three bladed upwind turbine modeled afterthe Zond/Enron/GE machines that evolved into the GE 1.5 MW machine. They are assumedto be grid-connected, full span pitch controlled, variable speed turbines with active yaw andsteel tubular towers. However, the data for cost and mass of components in each of thesestudies were derived independently of any Zond/Enron/GE data. Costs were based on a 50MW wind farm composed of machines of mature production installed in the upper Midwest.All cost calculations were based on a low wind speed site with an annual average windvelocity of 5.8 meters per second with a wind shear of 1/7. A more detailed description ofturbines in each study can be found in the beginning of the study reports identified in theAppendix.Beginning in late 2005, researchers at NRELs National Wind Technology Center begandeveloping a spreadsheet model of these scaling relationships to assist in projecting futurewind turbine costs. The purpose of this work was two-fold. First, it was to provide a traceableprocess for projecting turbine cost and size impacts for the Government Performance andResults Act (GPRA). This was to be accomplished by providing detailed reproducible costmodels for use in the National Energy Modeling System (NEMS) runs. The second purposeof this work was to provide a baseline tool for evaluating the impact of machine design andgrowth on cost for proposed offshore wind turbine systems.
  10. 10. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 10 de 76• Self Erecting Tower and Nacelle Feasibility [4]• Balance of Station Cost [5]• Turbine Rotor Design Study [6]• Drive Train Alternative Design Studies [7] [8]Las relaciones de escala desarrolladas en estos estudios también englobaban aquellasdesarrolladas en el modelo de Sutherland usado como guía. Si se desarrollaba con el estudioinformación más avanzada, el modelo de Sutherland se abandonaba y se definían nuevasrelaciones.Además de tener en cuenta temas de escala, el Estudio del Diseño del Rotor delAerogenerador [6] desarrolló modelos estructurales para más de 20 rotores deaerogeneradores y configuraciones de torre diferentes y determinó el impacto estructural y enel coste de dichas configuraciones de diseño diferentes. Este Estudio del Diseño del Rotorresume los resultados de escala hasta la fecha de su finalización, en Junio del 2002. Los dosrespectivos estudios de diseño de caja de transmisiones extienden este trabajo de caja detransmisión tanto al estudiar distintas configuraciones de cajas de transmisión(multiplicadora, generador, convertidor de potencia) para distintas potencias, y el impactototal de dichas configuraciones en el COE total.En 2002, el Programa de Energía Eólica del DOE comenzó a desarrollar los proyectosLWST. Estas asociaciones industriales ampliaron el trabajo de WindPACT comenzando eldesarrollo de componentes y prototipos de aerogeneradores de los que se esperaba un menorCOE para aerogeneradores de diseño útil. Varios de estos proyectos se han completado ymuchos de ellos están en marcha y proporcionan gran entendimiento de los costes desistemas y componentes de las máquinas grandes. Aunque muchos de los datos de estosestudios son confidenciales, las conclusiones pueden usarse para proporcionar puntosadicionales y contrastes para las funciones de escala.Los aerogeneradores básicos en todos estos estudios fueron de 3 palas, a barloventomodeladas a partir de las máquinas Zond/Enron/GE que evolucionaron a las máquinas GE1.5 MW. Se supone que están conectados en red, con control de paso a lo largo de toda laenvergadura, de velocidad variable con orientación activa y torre tubular de acero. Sinembargo, los datos de masas y costes de los componentes en cada uno de estos estudios sederivan de datos de Zond, Enron o GE. Los costes se basan en un campo eólico de 50 MWcompuestos de máquinas con producción madura en instaladas en la zona superior de la partenorcentral de EEUU. Todos los cálculos de costes se basan en un emplazamiento de bajavelocidad del viento con una velocidad del viento media anual de 5,8 m/s con una racha deviento de 1/7. Se puede encontrar una descripción más detallada de los aerogeneradores decada estudio al principio de los Apéndices de los informes.A finales del 2005, los investigadores del Centro Nacional de Tecnología del Viento delNREL, comenzaron a desarrollar un modelo de hoja de cálculo con estas funciones paraayudar a predecir el coste futuro de los aerogeneradores. Su propósito era doble. Por un lado,proporcionar un proceso trazable para predecir el coste del aerogenerador y medir losimpactos para el Acta de Resultados y Actuaciones del Gobierno (GPRA). Esto seconseguiría al proporcionar modelos de coste reproducibles y detallados para su uso en elSistema Nacional de Modelos de Energía (NEMS). El segundo, proporcionar una herramientabásica para evaluar el impacto del diseño y aumento del coste para los aerogeneradoresmarinos propuestos.
  11. 11. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 11 de 76To prepare this spreadsheet model, the WindPACT rotor study was used as a primary scalingformula source. In the process of computerizing these formulas and comparing them tocurrent technology, a number of deviations were noted between this 2002 model and currenttrends. Data for these comparisons carne from several sources and will be discussed in moredetail later in this report. The result was a set of models that could be used to project the totalCOE for a wind turbine over a range of sizes and configurations. This model is not intendedas an end result in itself, but as a starting point for a continually growing and improving toolthat constantly incorporates new data as the technology grows and improves.3.0 Model Description3.1 OverviewThe DOE/NREL scaling model is a spreadsheet-based tool that uses simple scalingrelationships to project the cost of wind turbine components and subsystems for differentsizes and configurations of components. The model does not handle all potential wind turbineconfigurations, but rather focuses on those configurations that are most common in thecommercial industry at the time of writing. This configuration focuses on the three-bladed,upwind, pitch-controlled, variable-speed wind turbine and its variants. It is believed that thisconfiguration will dominate wind energy for some extended period, and the model can bestbe maintained using data for these designs as they become available. The model is notintended to be a stagnant, final product, but rather a constantly evolving tool that can berefined as new data become available.Formulas in the model, in its early versions, are quite simple. In most cases, cost and massmodels are a direct function of rotor diameter, machine rating, tower height, or somecombination of these factors. In cases where better definition is available, more sophisticatedapproaches are used or are under development. These will be discussed in each componentsection below. The results of each model are assumed to be in 2002 dollars. This has beendone for purposes of consistency. Where cost data was available from different years, it wasconverted to 2002 dollars before the cost and scaling factors were developed. Cost data isbased on a mature design and a 50 MW wind farm installation, with mature componentproduction.3.2 COEThough the model produces component cost and mass figures where they can be supported,its primary output is levelized COE.3.2.1 Cost of EnergyCOE is calculated using the following equation:netAEPAOEICCFCRCOE+⋅=
  12. 12. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 12 de 76Para obtener este modelo de hoja de cálculo, se usó el Estudio de Rotor WindPACT comofuente principal de formulas de escala. En el proceso de computerización de estas fórmulas yal compararlas con la tecnología actual, se observaron desviaciones entre este modelo del2002 y datos actuales. Los datos sacados de esta comparación provinieron de diferentesfuentes y serán discutidos más detalladamente con posterioridad en este informe. El resultadofue un conjunto de modelos que podían ser usados para prever el COE total de unaerogenerador para un rango de tamaños y configuraciones. Este modelo no pretende ser unresultado final por sí mismo, sino un punto de partida para una herramienta en continuocrecimiento y mejora, que constantemente vaya incorporando nuevos datos según latecnología crezca y mejore.3.0 Descripción del Modelo3.1 ResumenEl modelo de escala del DOE/NREL es una herramienta basada en una hoja de cálculo queusa relaciones de escala simples para predecir el coste de los componentes y subsistemas deun aerogenerador para diferentes tamaños y configuraciones de componentes. Este modelo nomaneja todas las configuraciones potenciales de aerogeneradores sino que se centra enaquellas más comunes en la industria comercial en el momento de escritura del mismo. Estaconfiguración se centra en un aerogenerador de 3 palas, a barlovento, con control de paso,velocidad variable y sus variantes. Se cree que dicha configuración será dominante duranteun amplio periodo, y el modelo podrá fácilmente mantenerse usando datos de estosaerogeneradores, según estén disponibles. El modelo no pretende ser un estandarte, unproducto final, sino una herramienta que evolucione constantemente y que pueda refinarsesegún se disponga de nuevos datos.Las fórmulas en este modelo, en su versión preliminar, son bastante simples. En la mayorparte de los casos, los modelos de masas y costes son función directa del diámetro del rotor,de la potencia de la máquina, de la altura de la torre, o combinaciones de estos factores. Enaquellos casos en los que esté disponible una mejor definición, se usan aproximaciones mássofisticadas, o se están desarrollando. Todo esto se discutirá en cada sección de cadacomponente, a continuación. Los resultados de este modelo están en dólares 2002. Se hahecho así por motivos de coherencia. Los datos disponibles de otros años se han convertido adólares 2002 antes de desarrollar el coste y los factores de escala. Los datos de coste estánbasados en un diseño maduro y una instalación de campo eólico de 50 MW, concomponentes con producción madura.3.2 COEAunque el modelo proporciona los costes de componentes y las figuras de masas en aquelloscasos desarrollados, su principal output es el COE medio.3.2.1 Coste de EnergíaEl COE se calcula usando la siguiente ecuación:AOEAEPICCFCRCOEnet+⋅=
  13. 13. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 13 de 76whereCOE ≡ levelized cost of energy ($/kWh) (constant $)FCR ≡ fixed charge rate (constant $) (1/yr)ICC ≡ initial capital cost ($)AEPnet ≡ net annual energy production (kWh/yr)AOE ≡ annual operating expenses≡netAEPLRCMOLLC++&LLC ≡ land lease costO&M ≡ levelized O&M costLRC ≡ levelized replacement/overhaul cost3.2.2 Fixed Charge RateThe fixed charge rate (FCR) is the annual amount per dollar of initial capital cost needed tocover the capital cost, a return on debt and equity, and various other fixed charges. This rateis imputed from a hypothetical project, modeled using a pro forma cash flow spreadsheetmodel. For the current base model, FCR includes construction financing, financing fees,return on debt and equity, depreciation, income tax, and property tax and insurance, and is setto 0.1158 per year. In future improvements to the model, alternative financial options will beprovided. The 10-year Section 45 Renewable Energy Production Tax Credit is not includedin the FCR, nor is it considered in any of the models.3.2.3 Initial Capital CostThe initial capital cost is the sum of the turbine system cost and the balance of station cost.Neither cost includes construction financing or financing fees, because these are calculatedand added separately through the fixed charge rate. The costs also do not include a debtservice reserve fund, which is assumed to be zero for balance sheet financing.Primary cost elements tracked in the model include the following:• Rotoro Bladeso Hubo Pitch mechanisms and bearingso Spinner, nose cone• Drive train, nacelleo Low-speed shafto Bearingso Gearboxo Mechanical brake, high-speed coupling, and associated componentso Generatoro Variable-speed electronicso Yaw drive and bearingo Main frame
  14. 14. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 14 de 76donde,COE ≡ coste de energía medio ($/kWh) (a $ constantes)FCR ≡ ratio de tasa fijo (a $ constantes) (1/año)ICC ≡ coste inicial de capital ($)AEPnet ≡ producción de energía neta anual (kWh/año)AOE ≡ gastos anuales de operación≡netAEPLRCMOLLC ++ &LLC ≡ coste de arrendamiento del terrenoO&M ≡ coste de operaciones y mantenimiento medioLRC ≡ coste de reemplazo/sustitución medio3.2.2 Ratio de Tasa FijoEl ratio de tasa fijo (FCR) es la cantidad anual por dólar de coste de capital inicial necesariopara cubrir el coste de capital, el rendimiento de la deuda y del capital común, y otras tasasfijas. Este ratio se imputa a un proyecto hipotético, modelado usando un modelo de hoja decálculo del movimiento de efectivo. Para el presente modelo, el FCR incluye financiación dela construcción, tasas de financiación, el rendimiento de la deuda y del capital común, ladepreciación, impuesto sobre la renta, e impuestos de propiedad y seguros, y se fija en 0,1158por año. En futuras mejoras del modelo se proporcionarán opciones financieras alternativas.El Impuesto de Crédito de 10 años de la Sección 45 de Producción de Energías Renovablesno se incluye en el FCR, y no se considera en ninguno de estos modelos.3.2.3 Coste de Capital InicialEl coste de capital inicial es la suma del coste del sistema del aerogenerador más el coste delbalance de la estación. Ninguno de estos costes incluye la financiación de la construcción olas tasas de financiación, ya que estas están calculadas y añadidas separadamente a través delFCR. El coste tampoco incluye el fondo de reserva de deuda, que se supone cero en elbalance financiero.Los elementos incluidos en el modelo son los siguientes:• Rotoro Palaso Bujeo Mecanismos de paso y cojineteso Cono• Góndolao Eje de baja velocidado Cojineteso Multiplicadorao Freno mecánico, acoplamiento de alta velocidad y componentes asociadoso Generadoro Electrónica de velocidad variableo Control de orientación y cojineteo Chasis de la góndola
  15. 15. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 15 de 76o Electrical connectionso Hydraulic and cooling systemso Nacelle cover• Control, safety system, and condition monitoring• Tower• Balance of stationo Foundation/support structureo Transportationo Roads, civil worko Assembly and installationo Electrical interface/connectionso Engineering permitsWhen evaluating offshore turbines, the following additional components or elements areconsidered:• Marinization (added cost to handle marine environments)• Port and staging equipment• Personal access equipment• Scour protection• Surety bond (to cover decommissioning)• Offshore warranty premium3.2.4 Annual Operating ExpensesLand Lease Cost/Bottom Lease CostAnnual operating expenses (AOE) include land or ocean bottom lease cost, levelized O&Mcost, and levelized replacement/overhaul cost (LRC). Land lease costs (LLC) are the rental orlease fees charged for the turbine installation. LLC is expressed in units of $/kWh.Levelized O&M CostA component of AOE that is larger than the LLC is O&M cost. O&M is expressed in units of$/kWh. The O&M cost normally includes• Labor, parts, and supplies for scheduled turbine maintenance• Labor, parts, and supplies for unscheduled turbine maintenance• Parts and supplies for equipment and facilities maintenance• Labor for administration and support.Levelized Replacement/Overhaul CostLRC distributes the cost of major replacements and overhauls over the life of the windturbine and is expressed in $/kW machine rating.
  16. 16. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 16 de 76o Conexiones eléctricaso Sistemas hidráulicos y de refrigeracióno Cubierta de la góndola• Sistemas de control y seguridad y de monitoreo atmosférico• Torre• Balance de la estacióno Cimientos/estructura de soporteo Transporteo Carreteras, trabajo civilo Montaje e instalacióno Interfaces eléctricas /conexioneso Permisos ingenierilesAl evaluar a los aerogeneradores marinos, se consideran los siguientes componentesadicionales:• Marinización (coste adicional debido al ambiente marino)• Equipo de puerto y de profundidad• Equipo de acceso de personal• Protección contra el arrastre• Fianza de caución (para cubrir el reemplazamiento de una máquina)• Prima de garantía de la configuración marina3.2.4 Gastos Anuales de OperaciónEl Coste de Arrendamiento del Terreno o del Suelo del OcéanoLos Gastos Anuales de Operación (AOE) incluyen el Coste de Arrendamiento del Terreno odel Fondo del Océano, el Coste Medio O&M, y el Coste Medio de Reemplazo/Sustitución(LRC). El Coste de Arrendamiento del Terreno (LLC) comprende las rentas o las tasas dealquiler cargadas a la instalación del aerogenerador. El LLC se expresa en $/año.El coste de O&M medioEs el componente del AOE más significativo. Se expresa en $/año. El coste de O&Mnormalmente incluye:• Mano de obra, piezas, y recambios para el mantenimiento programado delaerogenerador• Mano de obra, piezas, y recambios para el mantenimiento no programado delaerogenerador• Piezas y recambios para el mantenimiento de equipos e instalaciones• Mano de obra de administración y apoyo.El Coste Medio de Sustitución o ReemplazoEl LRC distribuye el coste de los principales recambios y sustituciones a lo largo de la vidadel aerogenerador y se expresa en $/año.
  17. 17. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 17 de 763.2.5 Net Annual Energy ProductionThe net AEP is a calculation of the projected energy output of the turbine based on a givenannual average wind speed. The gross AEP is adjusted for factors such as rotor coefficient ofpower, mechanical and electrical conversion losses, blade soiling losses, array losses, andmachine availability. The model used for calculating AEP is described in greater detail insection 3.5.3.3 Cost SummaryCosts used to develop scaling curves in these models are based on 2002 dollars. Where datafrom other periods have been incorporated into the data for evaluating the scaling curves,they have been deescalated using the Producer Price Indexes (PPIs) described below.In 2004 and 2005, rapid changes in the cost of such key materials as structural steel andcopper highlighted the impact that individual material costs have on major wind turbinecomponents. To compensate for such fluctuations and to accurately project the cost ofcomponents into out years, a component cost escalation model was developed based on thePPI. The PPI maintained by the U. S. Department of Labor, Bureau of Labor Statistics, trackscosts of products and materials over a broad range of industries. They are sorted by NorthAmerican Industry Classification System (NAICS) codes that provide a rational grouping ofU.S. industries and products. The PPI was scoured for categories comparable to wind turbinecomponents. In some instances, a wind turbine component is represented by a composite ofseveral PPI categories. Labor-intensive components such as rotor blades and electricalinterface components include a labor cost escalator, which was specified as the generalinflation index, based on the Gross Domestic Product (GDP). Other components, such as thehub, are delivered in an essentially finished state so it was assumed that labor costs wereincluded in the appropriate PPI category. While this approach allows the escalation of costsfrom the 2002 baseline date to the present, it does not allow for projections into the future.Table 1 provides an example of the differences that would be seen in using PPIs for selectedcategories versus using the GDP for all categories. The TC Baseline is the wind energytechnical characterization work being completed by NREL for DOE.Table1. GDP Escalation for All Categories Vs PPI for Selected Categories.2002BaselineCosts2005 - PPIComponentEscalation2005 - GDPGeneralInflationEscalationLWST, $/kW installed 981 1135 1079LWST, $/kWh at 5.8 m/s 0.0480 0.0551 0.0528TC Baseline, $/kW installed 1049 1225 1153TC Baseline, $/kWh at 5.8 m/s 0.0433 0.0501 0.0476
  18. 18. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 18 de 763.2.5 Producción de Energía Neta AnualLa AEP neta es resultado de la previsión de energía resultante de un aerogenerador basado enla media anual de la velocidad del viento. La AEP bruta se ajusta con factores como elcoeficiente de potencia del rotor, las pérdidas en las conversiones mecánicas y eléctricas, laspérdidas de la pala por efecto suelo, pérdidas por proximidad, y la disponibilidad de lamáquina. El modelo usado para calcular el AEP se describe con detalle en la sección 3.5.3.3 Resumen de CostesLos costes usados para el desarrollo de las curvas de escala en estos modelos están basadosen dólares del 2002. Si ha habido datos de otros periodos que se han incorporado para evaluarlas curvas de escala, han sido deescalados usando el PPI como se describe a continuación.En el 2004 y en el 2005, los cambios rápidos en el coste de materiales clave como aceroestructural y cobre, subrayaron el impacto que el coste de un material individual tiene en losprincipales componentes del aerogenerador. Para compensar dichas fluctuaciones y proyectarapropiadamente el coste de los componentes con los años, se ha desarrollado un modelo deescala basado en el PPI. El PPI sostenido por el Departamento de Trabajo de EEUU (Bureauof Labor Statistics) compendia los costes de los productos y materiales para un rango ampliode industrias. Estas están clasificadas mediante los códigos del Sistema de Clasificación de laIndustria Norteamericana (NAICS) que proporciona un agrupamiento racional de lasindustrias y productos estadounidenses. Se ha registrado el PPI en las categorías de loscomponentes de aerogeneradores. En algunos casos, hay componentes del aerogenerador queestán representados por una composición de varias categorías de PPI. Aquellos componentesmuy determinados por la mano de obra, como las palas del rotor y los componentes deinterfaces eléctricas, incluyen un factor de escala de mano de obra, especificado como elíndice de Inflación General, basado en el PIB. Otros componentes, como el buje, al serentregados prácticamente en estado de acabado final, se asume que los costes de mano deobra se han incluido en la correspondiente categoría de PPI. Mientras que de esta forma seconsigue escalar los costes desde el 2002 hasta el presente, no es posible realizarproyecciones futuras.La Tabla 1 proporciona un ejemplo de las diferencias que se verían usando el PPI paracategorías seleccionadas o usando el GDP para todas las categorías. El TC básico es elTrabajo de Caracterización Técnico de Energía Eólica completado por el NREL del DOE.Tabla 1. Escala con PIB para todas las categorías Vs Escala para PPI con las categoríasseleccionadas.2002 costesTCbásica2005componentesescalados conPPI2005escala con PIBLWST, $/kW instalado 981 1135 1079LWST, $/kWh a 5.8 m/s 0.0480 0.0551 0.0528TC Básico, $/kW instalado 1049 1225 1153TC Básico $/kWh a 5.8 m/s 0.0433 0.0501 0.0476
  19. 19. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 19 de 76The PPI categories and the associated NAICS codes are detailed below for each wind turbinecomponent listed in the baseline cost estimate. These are provided to indicate to the readerwhich PPI categories are used in this model to develop commodity inflation factors. Thepercentages expressed here are the percentages of each commodity assumed to make up thefinal product, not percentage increase in cost.• Baseline blade material costo Fiberglass fabric (NAICS Code 3272123) = 60%o Vinyl type adhesives (NAICS Code 32552044) = 23%o Other externally threaded metal fasteners, including studs (NAICS Code332722489) = 8%o Urethane and other foam products (NAICS Code 326150P) = 9%• Advanced blade materialo Fiberglass fabric (NAICS Code 3272123) = 61%o Vinyl type adhesives (NAICS Code 32552044) = 27%o Other externally threaded metal fasteners, including studs (NAICS Code332722489) = 3%o Urethane and other foam products (NAICS Code 326150P) = 9%• Blade assembly labor costo General inflation index• Hubo Ductile iron castings (NAICS Code 3315113)• Pitch mechanisms and bearingso Bearings (NAICS Code 332991P) = 50%o Drive motors (NAICS Code 3353123) = 20%o Speed reducer, i.e., gearing (NAICS Code 333612P) = 20%o Controller and drive - industrial process control (NAICS Code 334513) = 10%• Low-speed shafto Cast carbon steel castings (NAICS Code 3315131)• Bearingso Bearings (NAICS Code 332991P)• Gearboxo Industrial high-speed drive and gear (NAICS Code 333612P)• Mechanical brake, high-speed coupling, etc.o Motor vehicle brake parts and assemblies (NAICS Code 3363401)• Generator (not permanent-magnet generator)o Motor and generator manufacturing (NAICS Code 335312P)• Variable-speed electronicso Relay and industrial control manufacturing (NAICS Code 335314P)• Yaw drive and bearingo Drive motors (NAICS Code 3353123) = 50%o Ball and roller bearings (NAICS Code 332991P) = 50%• Main frameo Ductile iron castings (NAICS Code 3
  20. 20. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 20 de 76A continuación se detallan las categorías de PPI y los códigos NAUCS para cada componentedel Aerogenerador tenido en cuenta en la estimación básica de costes. Se detallan para indicaral lector qué categorías usa este modelo para los factores de inflación de las materias primas.Los porcentajes aquí expuestos son los constituyentes del producto final y no su aumentoporcentual en el coste.• Coste de Material de Pala Básicao Tejido de Fibra de Vidrio (Código NAICS: 3272123) = 60%o Adhesivos Vinílicos (Código NAICS: 32552044) = 23%o Otros sellantes metálicos externos, incluidos remaches (Código NAICS:332722489) = 8%o Uretano y otros gómicos(Código NAICS: 326150P) = 9%• Material de Pala Avanzadao Tejido de Fibra de Vidrio (Código NAICS: 3272123) = 61%o Adhesivos Vinílicos (Código NAICS: e 32552044) = 27%o Otros sellantes metálicos externos, incluidos remaches (Código NAICS:332722489) = 3%o Uretano y otros gómicos (Código NAICS: 326150P) = 9%• Coste de Mano de Obra de Montaje de Palao Índice General de Inflación• Bujeo Fundiciones de hierro dúctil (Código NAICS: 3315113)• Mecanismos de paso y cojineteso Cojinetes (Código NAICS: 332991P) = 50%o Motor de accionamiento (Código NAICS: 3353123) = 20%o Reductor de Velocidad, i.e., engranaje (Código NAICS: 333612P) = 20%o Controlador y mecanismo de transmisión – proceso de control industrial(Código NAICS: 334513) = 10%• Eje de baja velocidado Piezas fundidas de acero fundido al carbono (Código NAICS: 3315131)• Cojineteso Cojinetes (Código NAICS: 332991P)• Multiplicadorao Transmisión de alta velocidad y engranaje (Código NAICS: 333612P)• Freno mecánico, acoplador de alta velocidad, etc.o Piezas de freno de vehículo y montaje (Código NAICS: 3363401)• Generador (generador no magnético permanente)o Producción de generador y de motor (Código NAICS: 335312P)• Electrónica de velocidad variableo Relé y control de producción industrial (Código NAICS: 335314P)• Control de orientación y cojineteo Motores de accionamiento (Código NAICS: 3353123) = 50%o Cojinetes de bolas y de rodillos (Código NAICS: 332991P) = 50%• Chasiso Fundiciones de hierro dúctil (Código NAICS: 3)
  21. 21. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 21 de 76• Electrical connectionso Switchgear and apparatus (NAICS Code 335313P) = 25%o Power wire and cable (NAICS Code 3359291) = 60%o Assembly labor (general inflation index) = 15%• Hydraulic systemo Fluid power cylinder and actuators (NAICS Code 339954)• Nacelle covero Fiberglass fabric (NAICS Code 3272123) = 55%o Vinyl type adhesives (NAICS Code 32552044) = 30%o Assembly labor (general inflation index) = 15%• Control, safety systemo Controller and drive - industrial process control (NAICS Code 334513)• Towero Rolled steel shape manufacturing - primary products (NAICS Code 331221)• Foundationso Other heavy construction (NAICS Code BHVY)• Transportationo General freight trucking, long-distance, truckload (NAICS Code 335312P)• Roads, civil workso Highway and street construction (NAICS Code BHWY)• Assembly and installationo Other heavy construction (NAICS Code BHVY)• Electrical interface and connections (cost established based on transformer at 40%)o Power and distribution transformers (NAICS Code 3353119) =40%o Switchgear and apparatus (NAICS Code 335313P) = 15%o Power wire and cable (NAICS Code 3359291) = 35%o Assembly labor (general inflation index) = 10%• Permits, engineeringo General inflation index• Levelized replacemento General inflation index• Operations and maintenanceo General inflation index• Land leaseo General inflation indexSpecific offshore categories include the following:• Marinizationo General inflation index• Offshore warranty premiumo General inflation index• Monopole foundation (pile driven tower)o Other heavy construction (NAICS Code BHVY)• Offshore port and staging equipmento Other heavy construction (NAICS Code BHVY)
  22. 22. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 22 de 76• Conexiones Eléctricaso Conmutador y aparatos (Código NAICS: 335313P) = 25%o Cable y línea de transporte de energía (Código NAICS: 3359291) = 60%o Mano de Obra de Montaje (Índice General de Inflación) = 15%• Sistema hidráulicoo Actuadores y cilindro de potencia del fluido (Código NAICS: 339954)• Cubierta de la góndolao Tejido de Fibra de Vidrio (Código NAICS: 3272123) = 55%o Adhesivos vinílicos (Código NAICS: 32552044) = 30%o Mano de Obra de Montaje (Índice General de Inflación) = 15%• Sistema de control y seguridado Controlador y mecanismo de transmisión – proceso de control industrial(Código NAICS: 334513)• Torreo Fabricación de redondos de acero – productos primarios (Código NAICS:331221)• Cimientoso Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)• Transporteo Vagones de carga, tren de larga distancia, tren de carga (Código NAICS:335312P)• Carreteras, trabajo civilo Construcción de calles y avenidas (Código NAICS: BHWY)• Montaje e instalacióno Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)• Interfaces eléctricas y conexiones (coste establecido basado en un 40% detransformador)o Potencia y distribución de transformadores (Código NAICS: 3353119) =40%o Conmutador y aparatos (Código NAICS: 335313P) = 15%o Cable y línea de transporte de energía (Código NAICS: 3359291) = 35%o Mano de Obra de Montaje (Índice General de Inflación) = 10%• Permisos ingenierileso Índice General de Inflación• Sustitución mediao Índice General de Inflación• Operaciones y Mantenimientoo Índice General de Inflación• Arrendamiento del terrenoo Índice General de InflaciónCategorías especiales para aerogeneradores marítimos incluidas a continuación:• Marinizacióno Índice General de Inflación• Prima de garantía de la configuración marinao Índice General de Inflación• Cimiento monopolar (torre-pilar)o Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)• Equipos de puerto y profundidad de la configuración marinao Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)
  23. 23. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 23 de 76• Offshore site preparation (scour protection)o Other heavy construction (NAICS Code BHVY)• Offshore LRCo General inflation index• Offshore O&Mo General inflation index• Offshore personnel access equipmento General inflation indexThe actual commodity cost factors are developed by extracting PPI codes from the Bureau ofLabor Statistics data bases for the PPIs for the range of dates of interest. As the baseline costsmodels are primarily based on September 2002, comparing the September 2002 index foreach category with the index for a later month and year will provide the user with the properescalation factor. This PPI data can be found at http://www.bls.gov/ppi/. The PPI numbers areupdated monthly and a11ow adjustments to cost on a monthly basis for comparison. Usingthis method, it is only possible to project cost from 2002 to the present. The model does notprovide for any attempt at projecting commodity costs into the future. The General Inflationindex identified here is based on the Gross Domestic Product. The GDP numbers are updatedyearly. As additional information is obtained, these breakdowns and NAICS assignmentsmay be adjusted.3.4 Component FormulasNotice: Unless otherwise noted, all dimensions are in meters and all masses are in kilograms.The outputs of all formulas will be in 2002 dollars, unless otherwise noted. An escalation canthen be applied using the PPIs or GDP, as earlier described.3.4.1 Land Based3.4.1.1 BladesBlade Mass – The blade mass relationships were developed using WindPACT scaling studydesigns [2, 6]. The WindPACT static load design was also used by TPI Composites in theirblade cost scaling study [10]. The static load design used International ElectrotechnicalCommission (IEC) Class I wind conditions, while the WindPACT baseline designs used IECClass II wind conditions. Industry data compare well with the WindPACT baseline massscaling relationship. It appears that typical, 2002 technology blades follow the WindPACTbaseline design. LM Glasfiber has a new line of blades that take advantage of a lower-weightroot design (http://www.lmglasfiber.com/Products/Wing%20Overview/2000-5000.aspx).Carbon is included in the 61.5-m blade, but apparently it is not included in the other two,lower-weight blades. TPI performed an innovative blade design study that used severaltechnology improvements to reduce blade weight. These designs were based on an IEC ClassIII wind condition, and the resulting weight is slightly lower than the commercially availableLM blade of comparable length. The TPI study produced two blade designs using flat backairfoils: one was all fiberglass and the other included a carbon fiber spar. The study alsodeveloped two root designs: one used 120 studs and the other used 60 T-bolts.The four permutations of blade shell and root design in blades of similar mass and cost.
  24. 24. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 24 de 76• Preparación del emplazamiento marino (protección de arrastre)o Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)• LRC para aerogeneradores marítimoso Índice General de Inflación• O&M para aerogeneradores marítimoso Índice General de Inflación• Equipo de Acceso de personal para aerogeneradores marítimoso Índice General de InflaciónEl coste de los factores actuales de materias primas se obtiene extrayendo los códigos PPI delas bases de datos del Bureau of Labor Statistics para el rango de fechas de interés. Como losmodelos de costes básicos están basados en Septiembre 2002, al comparar los índices deSeptiembre 2002 de cada categoría con otros índices de meses y años posteriores, el usuarioobtendrá el factor de escala apropiado. Estos datos de PPI pueden encontrase enhttp://www.bls.gov/ppi/. Los valores de PPI se actualizan mensualmente y permiten ajustesde los costes por comparación mensual de las bases. Al usar este método, sólo es posibleproyectar los costes desde el 2002 hasta el presente. Este modelo no intenta proporcionar loscostes de las materias primas en un futuro. El Índice General de Inflación usado aquí se basaen el Producto Interior Bruto. Los valores del PIB se actualizan anualmente. Según seobtenga información adicional, estos análisis y las asignaciones de los NAICS se ajustan.3.4 Fórmulas de ComponentesNótese: A menos de que se especifique lo contrario, todas las dimensiones están en metros ylas masas en kilogramos. Los resultados de todas las fórmulas estarán en $ 2002, a menos quese especifique lo contrario. Los resultados pueden transformarse usando el PPI o el GDP,como se ha descrito con anterioridad.3.4.1 Configuración de Tierra3.4.1.1 PalasMasa de Pala – Las funciones de masa se han desarrollado usando los diseños estudiados enel modelo de escala WindPACT [2, 6]. TPI Composites también han usado el diseño de cargaestática WindPACT en su estudio de escala de costes [10]. El diseño de carga estática usacondiciones del viento Clase I del IEC (Comisión Electrotécnica Internacional), mientras queel diseño básico WindPACT baseline usa la Clase II del IEC. Los datos industriales seadaptan bien a las funciones másicas escaladas del diseño básico WindPACT. Parece que laspalas típicas de tecnología 2002 se ajustan al diseño básico WindPACT. LM Glasfiber tieneuna nueva línea de palas que se beneficien de un diseño de rotor de menor peso(http://www.lmglasfiber.com/Products/Wing%20Overview/2000-5000.aspx). Se incluye fibrade carbono en su pala de 61,5m, pero parece ser que no se incluye en las otras 2 palas de bajopeso. TPI ha realizado un estudio innovador que utiliza varias mejoras tecnológicas parareducir el peso de la pala. Estos diseños se han basado en condiciones de viento Clase III delIEC, y el resultado en peso es ligeramente menor que el disponible comercialmente que lapala de LM de longitud comparable. El estudio de TPI ha proporcionado 2 diseños de palausando perfiles aerodinámicos planos: uno todo de fibra de vidrio y el otro que incluyerefuerzo de fibra de carbono. El estudio también ha proporcionado 2 diseños de la raíz: unousando 120 remaches y otro con 60 tornillos en T. Las 4 permutaciones del esqueleto de lapala y del diseño de árbol, resultan en costes y masas similares.
  25. 25. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 25 de 76The use of carbon has not been isolated from other blade improvements, such as root designand airfoil selection. At this time, only one "advanced" blade curve seems appropriate, andthis curve represents combinations of technology enhancements that may or may not includecarbon. However, at some blade length, these improvements must include carbon to providethe necessary stiffness to avoid extreme blade deflection. This length is not yet identified.Also, the advanced blade technology should not be used for rotors less than 100 m indiameter. The baseline blade mass relationship was selected to follow the WindPACTbaseline design curve; the advanced blade mass relationship was selected to follow the LMGlasfiber design curve. The WindPACT final designs from the rotor study [6] indicate thateven greater mass reduction as a function of blade length is achievable. Figure 1 shows theresults of each of these studies.Figure1. Blade mass scaling relationshipBaseline: mass = 0.1452 * R2.9158per bladeAdvanced: mass = 0.4948 * R2.53 per bladewhere R = rotor radius
  26. 26. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 26 de 76La fibra de carbono no se ha usado de forma aislada del resto de los avances con posibilidadde incorporación en la pala, como el diseño del rotor y la selección del perfil. De momento,solamente la curva avanzada parece la apropiada, y dicha curva representa combinaciones demejoras que pueden incluir o no fibra de carbono. Es decir, a una determinada longitud depala, estas mejoras deben incluir fibra de carbono para proporcionar la rigidez necesaria paraevitar deflexiones de los extremos de la pala. Esta longitud de pala aún no se ha identificado.Además no debe usarse la tecnología avanzada de pala para rotores de menos de 100 m dediámetro. Se ha seleccionado la función de masa de pala básica para ajustar la curva dediseño básico de WindPACT; la función avanzada se ha seleccionado para ajustar la curva dediseño de LM Glasfiber. Los diseños finales de WindPACT del Estudio del Rotor [6] indicanque es posible una mayor reducción de masa en función de la longitud de la pala. La Figura 1muestra los resultados de estos estudios.Figura 1. Función de Masa de Pala EscaladaBásica: masa = 0.1452 * R2.9158por palaAvanzada: masa = 0.4948 * R2.53 por paladonde R = radio del rotor
  27. 27. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 27 de 76Blade Cost - The blade costs were developed using the TPI blade cost scaling report [10].This study investigated the scaling effects of materials, labor, profit & overhead, other costssuch as tooling, and transportation. Because this cost model does not include transportation ofthe blades in the turbine capital cost, the transportation portion of blade cost estimated by TPIwas excluded. It was assumed that the profit, overhead, and other costs were a percentage ofthe material and labor costs. On average, this amounted to 28% over all blade lengths studied.The blade cost was then computed as the sum of the material costs and labor costs, dividedby (1 - 0.28) such that the other costs were maintained at 28% of the total blade cost. It wasassumed that the labor costs would scale the same for the baseline blade and for the advancedblade. Two cost curves were created for the blade materials, representing the baseline designand the advanced design. A linear relationship between cost and R3was developed for theblade material cost to minimize deviation in the total blade cost curve fit. It was assumed thatthe advanced blade cost would scale with the baseline cost. Although the mass curves scaledifferently between the baseline and advanced blades, this simplifying assumption was madebecause the baseline cost did not scale exactly the same as the mass. The cost estimate for theadvanced blade consists of the average of the four cost estimates for the four different bladedesigns from the TPI innovative study. Because we lacked cost data for the advanced bladedesigns, the scaling was assumed to follow the baseline blade material cost. Note that theadvanced blade cost is not in any way related to the advanced blade mass based on LMGlasfiber These cost scaling relationships are shown in Figure 2 with the WindPACT rotorstudy cost for comparison.
  28. 28. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 28 de 76Coste de Pala – Los costes de pala se han desarrollado usando el Informe de Costes de TPI[10]. Este estudio investiga los efectos del material, la mano de obra, los beneficios ysuperávit, y otros costes como utillaje y transporte. Como el presente modelo de costes noincluye el transporte de las palas como TCC, la parte correspondiente al coste estimado delinforme TPI ha sido excluida. Se asume que el beneficio y otros costes son un porcentaje delos costes de material y mano de obra. En media, esta cantidad es un 28% por encima de laslongitudes de pala estudiadas. Así, el coste de pala se computa como la suma de costes dematerial y de mano de obra dividido por (1-0,28) ya que los otros costes se mantienen comoel 28% del total del coste de pala. Se asume que los costes de mano de obra se escalan deigual forma para la pala básica y para la avanzada. Se han creado 2 curvas de costes paramateriales de pala representando el diseño básico y el avanzado. Se ha obtenido una relaciónproporcional entre el coste y R3para minimizar la desviación al ajustar la curva de coste totalde pala. Se ha hecho la hipótesis de que el coste de pala avanzada se escala con el costebásico. Aunque las curvas de masa se escalan de forma diferente entre palas básicas yavanzadas, se realiza esta hipótesis simplificatoria porque el coste no se escala exactamenteigual que la masa. La estimación del coste para palas avanzadas se realiza como una media de4 costes de 4 diseños de palas distintas del estudio de TPI. Al carecer de datos de coste endiseños de pala avanzada, se asume que se ajusta al coste de material de pala básico. Nóteseque el coste de pala avanzada no está de ningún modo relacionado a la masa de pala avanzadade LM Glasfiber. Estas funciones de escala se muestran en la Figura 2 comparadas con elEstudio del Coste de Rotor de WindPACT.
  29. 29. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 29 de 76Cost = (material cost + labor cost)/(1 - 0.28)Baseline: cost = [(0.4019 * R3- 955.24) * BCE + 2.7445 * R2.5025GDPE]/(1 - 0.28) per bladeAdvanced: cost = [(0.4019 * R3- 21051) * BCE + 2.7445 * R2.5025GDPE]/(1 - 0.28) per bladewhere R = rotor radius, BCE = blade material cost escalator, GDPE =labor cost escalatorCost Escalation Methodology - In the TPI cost scaling study [10], the blade materialcomponents were presented for the three blade lengths studied. The average composition wasdetermined and grouped into fiberglass, resin & adhesive, core, and studs corresponding toNAICS industry codes. The TPI innovative blade design study [11] used costs in 2003dollars. The blade composition was also presented for the four advanced blade designs, butfor the escalation methodology only the two fiberglass blades were examined. Using theblade material composition and the four NAICS codes, the blade costs were deescalated to2002 dollars to determine the blade material cost scaling relationship. The cost model output,which allows the user to specify the output dollar year, is computed using the formula above.The blade material cost is escalated based on the four primary components: fiberglass, resin& adhesive, core, and studs. The baseline blade is assumed to be composed of 60%fiberglass, 23% vinyl adhesive, 8 % studs, and 9% core material. The advanced blade iscomposed of 61% fiberglass, 27% vinyl adhesive, 3% studs, and 9% core material. In theequations above, the labor cost is escalated with the GDP, and the blade material cost isescalated with the composite escalator depending on the technology.3.4.1.2 HubDevelopment of a scaling formula for hubs began with the WindPACT rotor design study [6].These data were further augmented by data from industry Web sites and LWST projectreports. A revised scaling curve was developed using hub mass as a function of a single blademass. The revised formula is:Hub mass = 0.954 * (blade mass/single blade) + 5680.3Hub cost = hub mass * 4.25 [6]3.4.1.3 Pitch Mechanisms and BearingsThe pitch mechanisms model began with the WindPACT rotor design study data and wasaugmented with other available industry data and data from LWST reports. The bearing masswas calculated as a function of the blade mass for all three blades. Actuators and drives wereestimated as 32.8% of the bearing mass + 555 kg.Total Pitch Bearing Mass = .1295*total blade mass(three blades) +491.31 Total Pitch SystemMass = (Total Pitch Bearing Mass * 1.328) + 555Cost of the pitch bearings was estimated as a function of the rotor diameter. The pitchhousing and actuator cost was estimated as 128% of the bearing cost.Total pitch system cost (three blades) = 2.28 * (.2106*Rotor Diameter2.6578)
  30. 30. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 30 de 76Coste = (coste de material + coste de mano de obra)/(1 - 0.28)Básico: coste = [(0.4019 * R3- 955.24) * BCE + 2.7445 * R2.5025GDPE]/(1 - 0.28) por palaAvanzado: coste = [(0.4019 * R3- 21051)* BCE + 2.7445*R2.5025GDPE]/(1 - 0.28) por paladonde R = radio del rotor, BCE=escalador de coste de material de pala, GDPE=escalador decoste de mano de obra.Método de Escalado de Costes – En el Estudio Escalado de Costes de TPI [10], loscomponentes del material de la pala se presentan para las 3 longitudes de pala estudiadas. Lacomposición media se determinó y se clasificó en fibra de vidrio, resina y adhesivo, núcleo yremaches que se corresponden con los códigos NAICS respectivos. El Estudio de DiseñoInnovador de Pala de TPI [11] usa costes en dólares del 2003. La composición de la pala serepresenta también por 4 diseños de pala avanzada, pero para el método escalado sólo 2 palasde fibra de vidrio se han examinado. Usando la composición del material de pala con los 4códigos NAICS, los costes se han desescalado a dólares del 2002 para poder determinar lafunción escalada de costes de material de la pala. El resultado del modelo de costes, quepermite al usuario especificar el resultado en dólares de un año en concreto, se computausando la fórmula anterior. El coste del material de la pala se ha escalado basado en 4componentes principales: fibra de vidrio, resina y adhesivo, núcleo y remaches. La palabásica se asume compuesta de un 60% de fibra de vidrio, un 23% de adhesivo vinílico, un 8% de remaches, y un 9% material de sandwich. La pala avanzada se compone de un 61% defibra de vidrio, un 27% de adhesivo vinílico, un 3% de remaches, y un 9% de material desandwich. En la ecuación anterior, el coste de mano de obra se escala con el PIB, y el costedel material de pala se escala con el escalador de composición que depende de la tecnología.3.4.1.2 BujeEl desarrollo de las fórmulas de escala para bujes comienza con el Estudio de Diseño delRotor WindPACT [6]. A estos datos posteriormente se les ha añadido datos sacados de sitiosweb industriales y de los proyectos LWST. Se ha obtenido una curva de escala revisada parala masa del buje en función de la masa de una única pala. Dicha fórmula revisada es:Masa del Buje = 0.954 * (Masa de una única pala) + 5680.3Coste del Buje = Masa del Buje * 4.25 [6]3.4.1.3 Mecanismos de paso y cojinetesEl desarrollo del modelo para los mecanismos de pasa y cojinetes comienza con datos delEstudio del Diseño del Rotor WindPACT al que se la añaden los datos industrialesdisponibles y los procedentes de los informes LWST. La masa del cojinete se calcula comofunción de la masa de las 3 palas. Los actuadores y las transmisiones se estiman como un32.8% de la masa del cojinete+ 555 kg.Masa Total del Cojinete de Paso = 0.1295*masa total de pala (3 palas) +491.31Masa Total del Mecanismo de Paso = (Masa Total del Cojinete de Paso* 1.328) + 555El coste del cojinete de paso se ha estimado como una función del diámetro del rotor. El costede la carcasa y del actuador se estima como el 128% del coste del cojinete.Coste Total del Sistema de Paso (3 palas) = 2.28 * (0.2106*Rotor Diameter2.6578)
  31. 31. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 31 de 763.4.1.4 Spinner, Nose ConeThe spinner (nose cone) was not calculated independently in the WindPACT rotor study, so anew formula was derived, primarily from data in WindPACT drivetrain and LWST reports,augmented with data from the Advanced Research Turbine at the National Wind TechnologyCenter.Nose cone mass = 18.5 * rotor diameter - 520.5Nose cone cost = nose cone mass * 5.573.4.1.5 Low-Speed ShaftLow-speed shaft mass and cost were derived based on rotor diameter. All data were takenfrom the WindPACT rotor study. Several alternative drive train designs do not useindependent low-speed shafts, so no low-speed shaft data are calculated in developing costand mass data for direct drive, single-stage drive, or multi-generator drives.Low-speed shaft mass = 0.0142 * rotor diameter2.888Low-speed shaft cost = 0.01 * rotor diameter2.8873.4.1.6 Main BearingsThe WindPACT main bearing mass and cost as reported on page 19 of the originalWindPACT rotor design study report was stated incorrectly. This was corrected and reissuedin April of 2006. The formula as stated in the revised report was used for this calculation. It isa function of the rotor diameter.Bearing mass = (rotor diameter * 8/600 - 0.033) * 0.0092 * rotor diameter2.5The bearing housing mass was assumed to be equal to the bearing mass.Total bearing system cost = 2 * bearing mass * 17.6 [6]3.4.1.7 GearboxGearboxes and generators are perhaps the most complicated components to predict a massand cost for. There are a range of designs and a myriad of ways in which to configure them.This work assumes four basic designs, all studied in detail in the two WindPACT drivetrainstudies. The four designs covered in this model include a three-stage planetary/helicalgearbox with high-speed generator, single-stage drive with medium-speed generator, a multi-path drive with multiple generators, and a direct drive with no gearbox. The primary sourcefor information for the three-stage planetary/helical is the WindPACT rotor study, with costsadjusted from additional information in the two WindPACT advanced drivetrain studies[7,8].
  32. 32. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 32 de 763.4.1.4 ConoEl cono no se calculó de forma independiente en el Estudio del Rotor WindPACT, así que seha desarrollado una nueva fórmula principalmente derivada de los datos del Drive TrainWindPACT y de los informes LWST, completados con datos del Advanced ResearchTurbine del Centro Nacional de Tecnología del Viento.Masa del cono = 18.5 * diámetro del rotor - 520.5Coste del cono = Masa del cono * 5.573.4.1.5 Eje de baja velocidadLa masa y el coste del eje de baja se han obtenido en función del diámetro del rotor. Se hantomado todos los datos del Estudio del Rotor WindPACT. Algunos diseños alternativos decaja de transmisión no usan ejes de baja independientes, así que no se calculan los datos demasa y coste del eje de baja al obtener las masas y costes para la transmisión directa,transmisión de una etapa, o transmisiones de multigenerador.Masa del Eje de Baja = 0.0142 * diámetro del rotor 2.888Coste del Eje de Baja = 0.1 * diámetro del rotor 2.8873.4.1.6 Cojinetes PrincipalesLa masa y el coste del cojinete principal WindPACT tal y como se expresa en la página 19del Estudio del Diseño del Rotor WindPACT original, es incorrecto. Se corrigió y se volvió apublicar en Abril del 2006. La fórmula utilizada en este modelo es la del informe revisado. Esfunción del diámetro del rotor.Masa del Cojinete = (diámetro del rotor* 8/600 - 0.033) * 0.0092 * diámetro del rotor2.5Se asume que la masa de la carcasa es igual a la del cojinete.Coste del sistema total del cojinete = 2 * masa del cojinete * 17.6 [6]3.4.1.7 MultiplicadoraLas multiplicadoras y los generadores son las partes más complicadas a la hora de predecir sucoste y masa. Hay una gran cantidad de diseños y miles de formas de configurarlos. En estetrabajo se consideran 4 tipos básicos de diseños, todos ellos estudiados con detalle en los 2Estudios Drivetrain de WindPACT. Los 4 diseños estudiados en este modelo son: lamultiplicadora de 3 etapas planetaria/helicoidal con un generador de alta velocidad, latransmisión unietapa con generador de media velocidad, transmisión múltiple congeneradores múltiples, y la transmisión directa sin multiplicadora. La fuente principal para eldiseño de 3 etapas planetario/helicoidal es el Estudio del Rotor WindPACT, con los costesajustados con información adicional de los 2 Estudios Avanzados del Tren de TransmisionesWindPACT [7,8].
  33. 33. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 33 de 76Data for the remaining three design types come primarily from the drivetrain studies and areadjusted for data from industry and LWST reports, where available. The mass for gearboxesis scaled based on the low-speed shaft torque and thus adjusts for differences in rotordiameter and tip speed. The cost is a function of machine rating in kW.Three-Stage Planetary/HelicalMass = 70.94 * low-speed shaft torque 0.759Total Cost = 16.45* machine rating 1.249Single-Stage Drive with Medium-Speed GeneratorMass = 88.29 * low-speed shaft torque 0.774Total Cost = 74.1 * machine rating l.00Multi-Path Drive with Multiple GeneratorsMass = 139.69 * low-speed shaft torque 0.774Total Cost = 15.26 * machine rating 1.249Direct DriveThe direct-drive approach has no gearbox.3.4.1.8 Mechanical Brake, High-Speed Coupling, and AssociatedComponentsBrake cost is estimated as a function of machine rating. This was developed from theWindPACT rotor study cost data, converted to a function based on machine rating. Mass isback calculated based on $10/kg [8].Brake/coupling cost = 1.9894 * machine rating - 0.1141Brake/coupling mass = (brake coupling cost/10)3.4.1.9 GeneratorThere are a wide range of possible generator designs. For this model, these designs arelimited to high-speed wound rotor designs used with high-speed gearboxes, and permanent-magnet generators used with single-stage gearboxes, multi-generator gearboxes, and directdrive. Data for these designs were extracted primarily from the WindPACT rotor study andthe two WindPACT drivetrain studies. These data were cross-checked with other data where
  34. 34. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 34 de 76Los datos de los 3 tipos restantes provienen principalmente de los estudios drivetrain y estánajustados con los datos disponibles provenientes de la industria y de los informes LWST. Lamasa de la multiplicadora se escala con el momento en el eje de baja velocidad y de estamanera se ajustan las diferencias en diámetro del rotor y velocidad de punta. El coste esfunción de la potencia de la máquina en kW.3 Etapas, Planetario/HelicoidalMasa = 70.94 * momento en el eje de baja 0.759Coste Total = 16.45* potencia 1.249Transmisión de Etapa Única con Generador de Media VelocidadMasa = 88.29 * momento en el eje de baja 0.774Coste Total = 74.1 * potencia l.00Transmisión Múltiple con Varios GeneradoresMasa = 139.69 * momento en el eje de baja 0.774Coste Total = 15.26 * potencia 1.249Transmisión DirectaLa transmisión directa no tiene multiplicadora.3.4.1.8 Freno Mecánico, Embrague de Alta Velocidad y ComponentesAsociadosEl coste del freno se estima como una función de la potencia. Se ha desarrollado a partir delos datos de costes del Estudio del Rotor WindPACT, convertida en una función de lapotencia. La masa está calculada a continuación a partir de $10/kg [8].Coste del Freno/Acoplador = 1.9894 * potencia - 0.1141Masa del Freno/Acoplador = (Coste del Freno Acoplador /10)3.4.1.9 GeneradorHay un amplio rango de posibles diseños de generadores. Para este modelo, estos diseños sehan limitado a: rotor bobinado de alta velocidad usado con multiplicadora de lata velocidad,generador magnético permanente usado con multiplicadora unietapa, multiplicadora convarios generadores, y transmisión directa. Los datos para estos diseños se han extraídoprincipalmente del Estudio del Rotor WindPACT y de los 2 Estudios Drivetrain WindPACT.Estos datos han sido contrastados con otros datos disponibles, tal y como los ControlesAvanzados de Investigación de Aerogeneradores del Centro Nacional de Tecnología delViento.
  35. 35. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 35 de 76available, such as the Controls Advanced Research Turbine at the National Wind TechnologyCenter. Generator mass calculations for high-speed wound rotor, medium-speed permanent-magnet, and multi-generator designs were based on machine power rating in kW. They wereeach assumed to follow the same power law curve. The direct-drive mass was based on low-speed shaft torque. All cost data are a direct function of machine rating.Three-Stage Drive with High-Speed GeneratorMass = 6.47 * machine rating 0.9223Total Cost = machine rating * 65Single-Stage Drive with Medium-Speed, Permanent-Magnet GeneratorMass = 10.51 * machine rating 0.9223Total Cost = machine rating * 54.73Multi-Path Drive with Permanent-Magnet GeneratorMass = 5.34 * machine rating 0.9223Total Cost = machine rating * 48.03Direct DriveMass = 661.25 * low-speed shaft torque 0.606Total Cost = machine rating * 219.333.4.1.10 Variable-Speed ElectronicsAll designs in this model are assumed to have a power converter capable of handling fullpower output. This allows both variable-speed operation as well as “low-voltage ridethrough” when properly programmed. All converters are calculated as a function of ratedmachine power. A number of alternative approaches to power converters are possible, butthey require additional study and modeling before incorporation into this tool. Mass for thiscomponent is not calculated, though in some designs a portion or all of the converter could bein the nacelle impacting structural and dynamics design issues.Total Cost = machine rating * 79 [7]
  36. 36. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 36 de 76Los cálculos de la masa de los diseños para el generador con rotor bobinado de altavelocidad, del generador magnético permanente de media velocidad, y del caso de variosgeneradores están en función de la potencia en kW. Se asume que siguen la misma curva depotencia. La masa de la transmisión directa está en función del momento en ele eje de baja.Todos los datos de los costes son función directa de la potencia.Transmisión de 3 Etapas con Generador de Alta VelocidadMasa = 6.47 * potencia 0.9223Coste total = potencia * 65Transmisión Unietapa con Generador Magnético Permanente de Velocidad MediaMasa = 10.51 * potencia 0.9223Coste total = potencia * 54.73Transmisión Múltiple con Generador Magnético PermanenteMasa = 5.34 * potencia 0.9223Coste total = potencia * 48.03Transmisión DirectaMasa = 661.25 * momento en el eje de baja 0.606Coste total = potencia * 219.333.4.1.10 Electrónica de Velocidad VariableSe supone que todos los diseños de este modelo tienen un convertidor de potencia concapacidad para toda la potencia de salida. Esto hace posible tanto la operación de velocidadvariable como la de “low-voltage ride through”, si se ha programado adecuadamente. Todoslos convertidores están en función de la potencia. Son posibles mejoras alternativas en losconvertidores de potencia, pero requiere estudio adicional y modelado antes de incorporarlo aesta herramienta. No se calcula la masa de este componente, aunque en algunos diseños unaparte o el convertidor completo puede estar en la góndola, impactando así en factoresestructurales y dinámicos del diseño.Coste total = potencia * 79 [7]
  37. 37. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 37 de 763.4.1.11 Yaw Drive and BearingYaw bearing costs were calculated using the original formula developed in the WindPACTrotor study; these were based on quotes from Avon Bearing. These calculations were sized onrotor diameter. Total yaw system cost is twice the bearing cost. Mass data in the WindPACTstudy were based on calculated moments. These moments were calculated using a structuraldynamics program such as Fatigue, Aerodynamics, Structures, and Turbulence (FAST) orAutomated Dynamic Analysis of Mechanical Systems (ADAMS). However, since the designand cost scaling model does not have these moments available to it, the yaw bearing masswas calculated as a function of rotor diameter, taken from the data supplied in theWindPACT rotor study. The bearing housing was estimated as 60% of the bearing mass.Total yaw system mass = 1.6 * (0.0009 * rotor diameter 3.314)Total Cost = 2 * (0.0339 * rotor diameter 2.964)3.4.1.12 MainframeThe mainframe cost is calculated as a function of rotor diameter. Platforms and railing arecalculated on $/kg. Data for these relationships were extracted primarily from the WindPACTrotor study and the two WindPACT drivetrain reports. Minor adjustments were made whereother industry or LWST data were available. Mainframe mass and cost are functions of thetype of drive train. Each drive train design distributes its load in a different manner and willhave a different length. Mass and cost for the mainframe are calculated as a function of therotor diameter. The mass functions for all three designs were assumed to follow the samepower law function, which is slightly less than a square relationship. It is assumed thatdesigners find more creative ways to handle the loads as size increases keeping this fromfollowing a cubic relationship as might seem intuitive. Additional mass of 12.5% is added forplatforms and railing. Costs for the additional platforms and railing are calculated on a $/kgbasis.Three-Stage Drive with High-Speed GeneratorMainframe mass = 2.233 * rotor diameter 1.953Mainframe cost = 9.489 * rotor diameter 1.953Single-Stage Drive with Medium-Speed, Permanent-Magnet GeneratorMainframe mass = 1.295 * rotor diameter 1.953Mainframe cost = 303.96 * rotor diameter 1.067
  38. 38. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 38 de 763.4.1.11 Mecanismo de Orientación y CojineteLos costes del cojinete de orientación se calculan usando la fórmula original desarrollada enel Estudio del Rotor WindPACT; estos costes están basados en datos de Avon Bearing. Estoscálculos son función del diámetro del rotor. El coste del sistema total de orientación es eldoble del coste del cojinete. Los datos de la masa en el estudio WindPACT se basaron en losmomentos calculados según un programa de dinámica estructural como el Fatigue,Aerodynamics, Structures, and Turbulence (FAST) o el Automated Dynamic Analysis ofMechanical Systems (ADAMS). Sin embargo, como este modelo no ha dispuesto de estosmomentos, la masa del mecanismo de orientación se ha calculado en función del diámetro delrotor, tomado los datos suministrados por el Estudio del Rotor WindPACT. La carcasa delcojinete se estima en un 60% de la masa del cojinete.Masa Total del Sistema de Orientación = 1.6 * (0.0009 * diámetro del rotor 3.314)Coste total = 2 * (0.0339 * diámetro del rotor2.964)3.4.1.12 ChasisEl coste del chasis se calcula como función del diámetro del rotor. Las plataformas y raíles secalculan en $/kg. Los datos de estas relaciones se han extraído principalmente del Estudio delRotor WindPACT y de los dos informes de caja de transmisión WindPACT. Cuando se hadispuesto de datos de los estudios LWST o de la industria se han realizado ajustes menores.La masa y el coste del chasis son función del tipo de caja de transmisión. Cada diseñodistribuye la carga de diferente manera y tiene diferente longitud. La masa y el coste delchasis se calculan en función del diámetro del rotor. Se supone que las funciones de masapara los 3 diseños siguen la misma función de ley de potencia, que es una relación algomenor que parabólica. Se supone que los diseñadores encontrarán maneras más creativas demanejar los aumentos de carga y de tamaño que aumentar a una relación cúbica, aunquepareciera intuitivo. Se añade masa adicional del 12.5% para contabilizar las plataformas yraíles. Los costes de las plataformas y raíles se calculan en base a $/kg.Transmisión de 3 Etapas con Generador de Alta VelocidadMasa del Chasis = 2.233 * diámetro del rotor 1.953Coste del Chasis = 9.489 * diámetro del rotor 1.953Transmisión Unietapa con Generador Magnético Permanente de Media VelocidadMasa del Chasis = 1.295 * diámetro del rotor 1.953Coste del Chasis = 303.96 * diámetro del rotor 1.067
  39. 39. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 39 de 76Multi-Path Drive with Permanent-Magnet GeneratorMainframe mass = 1.721 * rotor diameter 1953Mainframe cost = 17.92 * rotor diameter 1.672Direct DriveMainframe mass = 1.228 * rotor diameter 1.953Mainframe cost = 627.28 * rotor diameter 0.85Platforms and RailingsPlatform and railing mass = 0.125 * mainframe massPlatform and railing cost = mass * 8.73.4.1.13 Electrical ConnectionsElectrical connections, including switchgear and any tower wiring, were taken from theWindPACT rotor study and are calculated as $40/kW of machine rating. No adjustment wasmade to these data.Electrical connection cost = machine rating * 40 [6]3.4.1.14 Hydraulic and Cooling SystemsHydraulic and cooling system estimates were taken from LWST reports. Mass is a functionof machine rating in kW. Cost is a function of machine rating times $/kW.Hydraulic, cooling system mass = 0.08 * machine ratingHydraulic, cooling system cost = machine rating * 123.4.1.15 Nacelle CoverNacelle cover costs were derived from WindPACT rotor study data combined withWindPACT drive-train study and LWST report data. A single function was derived for alldrivetrain configurations, as data were too scarce to develop individual formulas for differentdrivetrain configurations. The calculations are a function of machine rating in kW. Nacellecover mass was derived from Nacelle cover cost. The cost per kg for the nacelle cover wastaken from the WindPACT rotor study.
  40. 40. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 40 de 76Transmisión Múltiple con Generador Magnético PermanenteMasa del Chasis = 1.721 * diámetro del rotor 1953Coste del Chasis = 17.92 * diámetro del rotor 1.672Transmisión DirectaMasa del Chasis = 1.228 * diámetro del rotor 1.953Coste del Chasis = 627.28 * diámetro del rotor 0.85Plataformas y raílesMasa de las plataformas y raíles = 0.125 * masa del chasisCoste de las plataformas y railes = masa * 8.73.4.1.13 Conexiones EléctricasLas conexiones eléctricas, incluyendo conmutadores y el cableado de la torre, se han tomadodel Estudio del Rotor WindPACT y se calculan como $40/kW de la potencia. Estos datos nohan sido ajustados.Coste de la conexiones eléctricas = potencia * 40 [6]3.4.1.14 Sistema hidráulico y de refrigeraciónLas estimaciones para el sistema hidráulico y de refrigeración se han tomado de los informesLWST. La masa es función de la potencia en kW. El coste es una función de la potenciacomo $/kW.Masa del sistema = 0.08 * potenciaCoste del sistema = potencia * 123.4.1.15 Cubierta de la góndolaLos costes de la cubierta de la góndola se derivan de datos del Estudio del Rotor WindPACTcombinados con el Estudio del Tren de Transmisiones WindPACT y los datos de los informeLWST. Se ha obtenido una única función para todas las configuraciones de tren detransmisiones, ya que los datos escaseaban para desarrollar fórmulas individuales para lasdiferentes configuraciones de tren de transmisiones. Los cálculos son función de la potenciaen kW. La fórmula de la masa de la cubierta de la góndola se deriva de la del coste. El costede la cubierta de la góndola se toma del Estudio del Rotor WindPACT.
  41. 41. Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓNTechnical ReportNREL/TP-500-40566December 2006Página 41 de 76Nacelle cost = 11.537 * machine rating + 3849.7Nacelle mass = nacelle cost / 10 [6]3.4.1.16 Control, Safety System, Condition MonitoringWindPACT studies identified a cost of $10,000 for control, safety, and condition monitoringsystems for a 750-kW turbine. A slight scaling factor was applied for larger machines to takeinto account additional wiring and sensors. However, these data were based on 1999 designs.During the early 2000s, operators realized the value of additional sensing and monitoringsystems. To take this into account, this number for land-based systems was increased to$35,000 in 2002 dollars, regardless of machine size or rating. Offshore systems are expectedto be more sophisticated and extensive. For offshore systems, this number was raised to$55,000, regardless of machine size or rating. These rough estimates were based ondiscussions with industry development partners.3.4.1.17 TowerThe tower mass and cost scaling relationships were based primarily on the WindPACTstudies [3, 6]. All towers discussed here are steel tubular towers. The tower mass is scaledwith the product of the swept area and hub height, as shown in Figure 3. Given any turbinediameter, hub height, and tower mass, a comparison can be made between steel tubulartowers. The initial WindPACT scaling studies provide a crude estimate of tower mass basedon the most extreme base moment. Turbines are designed for trade-offs between buckling andoverturning moment for a more precise set of load conditions. Fatigue loads are alsoestimated. The WindPACT rotor study baseline design [6] uses conventional technologycirca 2002 and scales it up. The WindPACT rotor study final design [6] uses advancedtechnologies including tower feedback in the control system, flap-twist coupling in the blade,and reduced blade solidity in conjunction with higher tip speeds. These final designs showthe trends for future design.Commercial turbines were compared with these WindPACT scaling relationships. Thiscomparison assumes that the different rotors have similar thrust coefficients. The tower mass,provided by the manufacturers, is based on a design for the variety of design conditions andtradeoffs for turbines with different rotors and hub heights. The WindPACT rotor studybaseline design scaling relationship represents most commercial turbines today, but it may besomewhat conservative. The WindPACT rotor study final design scaling relationship may beachievable through technology innovation, but it results in mass projections much lower thanwhat is commercially available today. The impact of towers with base diameters of greaterthan 4.3 meters is generally reflected in the transportation and erection costs, but thesefunctions should be used carefully when looking at towers of much greater than 80 meters, asdesign tradeoff for transportation and erection will have a major impact on design.

×