Windturbine Design Cost & Scaling Model - Traducción al Español

PROYECTO AEROGENERADOR. TEMA 9: MODELO DE COSTES DE AEROGENERADOR

Amapola Munuera González CURSO 07/08

TRADUCCIÓN

Wind Turbine Design Cost and Scaling Model-TRADUCCIÓN Technical Report

NREL/TP-500-40566 December 2006

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NOTA AL LECTOR:

Esta traducción pretende ser una ayuda a la hora de resolver las posibles dudas planteadas en la lectura del informe original en inglés, necesario a la hora de abordar la redacción del capítulo de costes del proyecto de Aerogenerador.

No debe tomarse como una traducción totalmente fidedigna, y para ello se adjuntan a páginas intercaladas el original y la traducción al español, para que el lector pueda contrastar, con actitud crítica, lo que se expone en este documento.

Además se han corregido erratas presentes en el informe original (fundamentalmente aquellas que han resultado erratas obvias resultado de incoherencias entre fórmulas y unidades, distintamente descritas a lo largo del texto); para su fácil localización los cambios se encuentran sombreados en gris. Note el lector que estos cambios han sido profundamente contrastados ante de realizarse. Aún así, el lector notará que siguen aparenciendo algunas incoherencias, que han resultado imposibles de aclarar.

Amapola Munuera

Marzo 2008



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Table of Contents

Executive Summary……………………………………………………….……………….5

1.0 Purpose of the model...............................................................................................5

2.0 History………………………………………………………………………………….7

3.0 Model Description…………………………………………………………………….11

3.1 Overview………………………………………………………………...…….11

3.2 COE…………...……………………………………………………………….11

3.3 Cost Summary…………………………………………………………………17

3.4 Component Formulas………………………………………………………….23

3.5 AEP……………......…………………………………………………………..59

4.0 Output Examples……………………………………………………………………...72

5.0 References……………………………………………………………………………..75

List of Figures

Figure 1. Blade Mass Scaling Relationship……………………………………………...25

Figure 2. Blade Cost Scaling Relationship (per blade)………………………………….27

Figure 3. Tower Mass Scaling Relationship……………………………………………..43

List of Tables

Table 1. GDP Escalation for All Categories Versus PPI for Selected Categories……..17

Table 2. Cost Estimate from Scaling Model: Land-Based, 1.5-MW Baseline Turbine..73

Table 3. Cost Estimate from Scaling Model: Offshore (Shallow-Water) 3 MW Baseline

Turbine…………………………………………………………………………..74



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Resumen de Contenidos

Resumen…………..……………………………………………………….……………….6

1.0 Objetivo del modelo.................................................................................................6

2.0 Historia………………………………………………………………………………….8

3.0 Descripción del Modelo……………………………………………………………....12

3.1 Resumen.………………………………………………………………...…….12

3.2 COE…………...……………………………………………………………….12

3.3 Resumen de Costes……………………………………………………………18

3.4 Fórmulas de Componentes……..……………………………………………..24

3.5 AEP……………......…………………………………………………………..60

4.0 Ejemplos……….……………………………………………………………………...73

5.0 Referencias..…………………………………………………………………………..75

Lista de Figuras

Figura 1. Relación de Escala de Masa de Pala…..……………………………………...26

Figura 2. Relación de Escala de Coste de Pala (por pala)………………………………28

Figura 3. Relación de Escala de Masa de Torre………………………………………...44

Lista de Tablas

Tabla 1. Escala de todas las categorías con el PIB Versus Escala de categorías

seleccionadas con PPI ……………………………………………………...…..18

Tabla 2. Estimación de Costes con el Modelo de Escala: Aerogenerador de Tierra,

1.5-MW Básico…………………………………………………………………73

Tabla 3. Estimación de Costes con el Modelo de Escala: Aerogenerador Marino (Aguas

poco Profundas) 3 MW Básico………………………………..………………..74



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Executive Summary The National Renewable Energy Laboratory's (NREL) National Wind Technology Center has been working to develop a reliable tool for estimating the cost of wind-generated electricity, from both land-based and offshore wind turbines. This model is also intended to provide projections of the impact on cost from changes in economic indicators such as the Gross Domestic Product (GDP) and Producer Price Index (PPI). The model described has been built from work originally done by University of Sutherland under a United Kingdom Department of Trade and Industry Study and work performed for the U. S. Department of Energy (DOE) under its Wind Partnerships for Advanced Component Technology (WindPACT) projects. These models are intended to provide reliable cost projections 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 market factors beyond the scope of this work. The models in this study allow projections of both land-based and offshore technologies, though offshore technologies are still in their infancy and forecasts are extremely rough. These models also allow modeling of the cost impacts of certain advanced technologies that were studied under the WindPACT and Low Wind Speed Technology (LWST) projects. Cost estimates are projected based on turbine rating, rotor diameter, hub height, and other key turbine descriptors. Cost scaling functions have been developed for major components and subsystems. Wherever current industry information is available, the models have been cross checked or improved based on this industry information. Annual energy production has been estimated based on the Weibull probability distributions of wind, a standardized power curve, physical description of the turbine and physical constants and estimates from aerodynamic and engineering principles associated with aero and machine performance (efficiencies). The product of this work is a set of scaling functions and a tool that is capable of constant update and improvement as additional data are made available. As additional data become available and this model is updated it is expected that new versions of this description will be issued.

1.0 Purpose of Model

When evaluating any change to the design of a wind turbine, it is critical that the designer evaluate the impact of the design change on the system cost and performance. The designer must consider several elements of this process: initial capital cost (ICC), balance of station (BOS), operations and maintenance (O&M), levelized replacement cost (LRC), and annual energy production (AEP). As wind turbines grow more sophisticated and increase 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, proposed improvements may actually have a negative overall impact.

The levelized COE has been used by DOE for some years to attempt to evaluate the total system impact of any change in design. This levelized COE is calculated using a simplified formula that attempts to limit the impact of financial factors, such as cost of money in wind farm development, so that the true impact of technical changes can be assessed.



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Resumen El Centro Nacional de Tecnología del Viento, perteneciente al Laboratorio Nacional de Energía Renovable de USA (NREL) ha estado trabajando para desarrollar una herramienta fiable que estime el coste de la electricidad generada por el viento, tanto para aerogeneradores de tierra como marinos. Este modelo pretende proporcionar a su vez previsiones sobre el impacto en el coste que provocan los cambios en indicadores económicos como el Producto Interior Bruto (PIB) y el Índice de Precios de Producción (PPI). El modelo aquí descrito ha sido elaborado con el trabajo desarrollado originalmente por la Universidad de Sutherland para el Departamento de Comercio e Industria del Reino Unido, y el trabajo realizado por el Departamento de Energía estadounidense (DOE) con sus proyectos WindPACT (Wind Partnerships for Advanced Component Technology). Estos modelos pretenden proporcionar previsiones de coste fiables para la electricidad eólica, para diferentes tamaños (escalas) de turbinas. No pretenden predecir el precio de la turbina, que es función de factores volátiles del mercado, y que está más allá del alcance de este estudio. Los modelos presentes en este trabajo permiten previsiones tanto para aerogeneradores de tierra como marinos, aunque las tecnologías marinas están todavía en su infancia y las previsiones son extremadamente burdas. Estos modelos permiten también modelar el coste del impacto de ciertas tecnologías avanzadas estudiadas con los proyectos WindPACT y en los proyectos LWST (Low Wind Speed Technology). Las estimaciones de los costes se han proyectado en base a la potencia de la turbina, el diámetro del rotor, la altura del buje, y otros parámetros clave. Las funciones de costes escaladas se han desarrollado para componentes principales y subsistemas. Siempre que haya habido información actualizada disponible de la industria, los modelos se han contrastado o mejorado basándose en dicha información. La Producción de Energía Anual (AEP) se ha estimado basándose en las distribuciones de probabilidad de Weibull para el viento, la curva de potencia estándar, una descripción física de la turbina, y en constantes físicas y estimaciones que provienen de principios ingenieriles y aerodinámicos, y de las actuaciones de máquina y del viento (eficiencias). El resultado de este trabajo es un conjunto de funciones escaladas y una herramienta capaz de actualizarse y mejorarse continuamente según estén disponibles datos adicionales. Según esté disponible información adicional y este modelo se vaya actualizando, se espera que se publiquen nuevas versiones de este trabajo.

1.0 Objetivo del Modelo

Al considerar cualquier cambio de diseño en un aerogenerador, es crítico que el diseñador evalúe el impacto de dicho cambio en el coste del sistema y en la actuación del mismo. El diseñador 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), el coste de reposición medio (LRC), y la producción anual de energía (AEP). Según sean más sofisticados los aerogeneradores y aumenten de tamaño, el impacto del diseño de estos parámetros no estará siempre claro. Por ejemplo, incrementar el AEP puede incrementar el ICC. Si un escalón no se compensa con otro, las mejoras propuestas pueden en realidad tener un impacto global negativo.

El COE ha sido usado por el DOE durante varios años para intentar evaluar el impacto global de cualquier cambio de diseño en el sistema. Este COE medio se calcula usando una 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 impacto de los cambios técnicos pueda ser evaluado.



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The constant pressure to grow wind turbines has also been a challenge for designers. It is often difficult to determine what the total impact of increasing the rating or rotor diameter of a turbine will be. Models that predict component cost and performance at a range of sizes or configurations have been a goal of the Federal Wind Energy Program for some years. Such models are invaluable to modelers and forecasters when attempting to project technology pathways. The work described in this document is an attempt to develop such a model, in a spreadsheet format, that can be used by designers to look at the impact of scaling and configuration on overall COE. A note of caution to the reader. Much of the data used to develop scaling functions for machines of greater than 1 to 2 MWs is based on conceptual designs. Many components are scaled using functions that are close to a cubic relationship. This is what would normally be expected for technologies that did not undergo design innovations as they grew in size. The WindPACT studies were not designed as optimization studies, but were structured to identify barriers to size increase. Once such barriers are clearly identified and evaluated, it is expected that designers will find innovative ways to get around them. This model should be viewed as a tool to help identify such barriers and quantify the cost and mass impact of design changes on components without such innovation. With expansion it can then be used to help designers to quantify the net value of an improvement of any component. The importance of this should not be lost on those that use these models. It would be difficult for a user to exercise these models in an optimization mode without taking into account the innovation that could be applied to the design of many of the major components to reduce the size, mass and cost as they increase in rating.

2.0 History There have been several attempts to develop modem scaling models. But because wind turbines have changed in size and configuration so rapidly, many models are out of date before they can be used effectively by designers. In the mid to late 1990s, the configuration for utility-scale turbines began to stabilize around the three-bladed, upwind design. During this same period, an effort at the University of Sunderland resulted in a set of scaling tools for the machines of the period [1]. This report contained valuable models to predict the impact of machine size on turbine components. But within a few years of the publication, machine size had increased by a factor of 2 to 4 in some cases, and several new technology approaches began to be incorporated.

Beginning in 1999, DOE began its WindPACT projects. These projects were focused on determining the potential technology pathways that would lead to more cost-effective wind turbine design. One of the elements and goals of this work was to determine the impact of increased machine size and machine configuration on total COE. This was done by completing several major studies. In each study, the team completed conceptual designs 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 seven principal studies:

• Composite Blades for 80-m to 120-m Rotors [2]

• Turbine, Rotor and Blade Logistics [3]



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La constante presión de hacer aerogeneradores cada vez mayores ha sido también un reto para los diseñadores. A veces es difícil determinar cual será el impacto total de un aumento de potencia o de un aumento del diámetro de la turbina. Los modelos que predicen el coste de los componentes y las actuaciones para un rango de tamaños o configuraciones han sido un logro del Programa Federal de Energía Eólica varios años. Estos modelos no tienen ningún valor 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, en formato de hoja de cálculo, para que pueda ser usado por los diseñadores para observar el impacto del tamaño y de la configuración, en el COE global.

Nota para el lector: Muchos de los datos usados para desarrollar las funciones escaladas para máquinas mayores de 1 o 2 MW están basados en diseños conceptuales. Muchos componentes están escalados usando funciones próximas a una relación cúbica. Esto es lo que se esperaría normalmente en tecnologías que no se hubiesen sometido a innovaciones de diseño mientras han crecido en tamaño. Los estudios WindPACT no han sido diseñados como estudios de optimización, pero han sido estructurados para identificar obstáculos derivados del aumento de tamaño. Una vez que esos obstáculos están claramente identificados y evaluados, se espera que los diseñadores encuentren formas innovadoras de soslayarlos. Este modelo debe verse como una herramienta que ayude a identificar estos obstáculos y cuantificar el impacto en el coste y la masa de los cambios en el diseño de componentes sin dicha innovación. Extrapolando, puede usarse para ayudar a los diseñadores a cuantificar el valor neto de una mejora de cualquier componente. Quienes usen estos modelos no deben perder de vista la importancia de esto. Para un usuario sería difícil utilizar estos modelos a modo de optimización sin tener en cuenta la innovación que pudiera ser aplicada al diseño de muchos de los componentes principales para reducir el tamaño, la masa y el coste, y al mismo tiempo, aumentar la potencia.

2.0 Historia Ha habido varios intentos de desarrollar modelos de escala modernos. Pero como los aerogeneradores han aumentado en tamaño y configuración tan rápido, muchos modelos han quedado desfasados antes de que hayan podido ser usados por los diseñadores de forma efectiva. De mediados a finales de los 90, la configuración de aerogenerador útil para el modelo 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 herramientas de escala para las máquinas de dicho periodo [1]. Dicho informe contuvo modelos válidos para predecir el impacto de la potencia de la máquina en los componentes de la turbina. Pero después de pocos años de esta publicación, la potencia de la máquina aumentó en un factor de 2 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 se enfocaron a determinar los senderos tecnológicos potenciales que llevarían a un diseño de mayor relación efectividad-coste del aerogenerador. Uno de los temas y logros de este trabajo fue la determinación del impacto sobre el COE total, de un incremento del tamaño y de la configuración de la máquina, lo cual se determinó al completar otros estudios de mayor envergadura. En cada uno de estos estudios, el equipo realizó diseños conceptuales de aerogeneradores y sistemas eólicos en un rango de potencias, desde 750kW a 5MW. Siempre que fue posible, estos estudios desarrollaron relaciones de escala para subsistemas, componentes o coste de elementos en función del rango de tamaños. Este trabajo culminó en siete estudios principales:

• Composite Blades for 80-m to 120-m Rotors [2] • Turbine, Rotor and Blade Logistics [3]



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• 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 relationships developed in the earlier Sunderland model for use or guidance. Where superior information was developed during the study efforts, the Sunderland model was abandoned and new relationships were defined. In addition to looking at scaling issues, the turbine rotor design study [6] developed structural models for more than 20 different turbine rotor and tower configurations and determined the structural and cost impact of these different design configurations. This rotor design study summarizes the scaling results up to the time of its completion in June 2002. The two alternative drivetrain design studies extended this work for drivetrains by each exploring a number of alternative drivetrain (gear box, generator, power converter) configurations at different machine sizes, and the total impact of these configurations on total COE. In 2002, the DOE Wind Energy Program began supporting LWST projects. These industry partnerships extended the work of WindPACT by beginning the development of actual turbine components and prototypes that would be expected to lower the COE for utility-scale wind turbines. Several of these projects have been completed, and a number of them are still under way and provide greater insight into the actual cost of systems and components in the large machines. Though much of the data from these studies are confidential, the aggregate results can be used to provide valuable additional data points and cross checks for scaling relationships. The baseline turbines in all of these studies was a three bladed upwind turbine modeled after the Zond/Enron/GE machines that evolved into the GE 1.5 MW machine. They are assumed to be grid-connected, full span pitch controlled, variable speed turbines with active yaw and steel tubular towers. However, the data for cost and mass of components in each of these studies were derived independently of any Zond/Enron/GE data. Costs were based on a 50 MW 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 wind velocity of 5.8 meters per second with a wind shear of 1/7. A more detailed description of turbines in each study can be found in the beginning of the study reports identified in the Appendix. Beginning in late 2005, researchers at NREL's National Wind Technology Center began developing a spreadsheet model of these scaling relationships to assist in projecting future wind turbine costs. The purpose of this work was two-fold. First, it was to provide a traceable process for projecting turbine cost and size impacts for the Government Performance and Results Act (GPRA). This was to be accomplished by providing detailed reproducible cost models for use in the National Energy Modeling System (NEMS) runs. The second purpose of this work was to provide a baseline tool for evaluating the impact of machine design and growth on cost for proposed offshore wind turbine systems.



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• 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 aquellas desarrolladas en el modelo de Sutherland usado como guía. Si se desarrollaba con el estudio información más avanzada, el modelo de Sutherland se abandonaba y se definían nuevas relaciones. Además de tener en cuenta temas de escala, el Estudio del Diseño del Rotor del Aerogenerador [6] desarrolló modelos estructurales para más de 20 rotores de aerogeneradores y configuraciones de torre diferentes y determinó el impacto estructural y en el coste de dichas configuraciones de diseño diferentes. Este Estudio del Diseño del Rotor resume los resultados de escala hasta la fecha de su finalización, en Junio del 2002. Los dos respectivos estudios de diseño de caja de transmisiones extienden este trabajo de caja de transmisión tanto al estudiar distintas configuraciones de cajas de transmisión (multiplicadora, generador, convertidor de potencia) para distintas potencias, y el impacto total de dichas configuraciones en el COE total. En 2002, el Programa de Energía Eólica del DOE comenzó a desarrollar los proyectos LWST. Estas asociaciones industriales ampliaron el trabajo de WindPACT comenzando el desarrollo de componentes y prototipos de aerogeneradores de los que se esperaba un menor COE para aerogeneradores de diseño útil. Varios de estos proyectos se han completado y muchos de ellos están en marcha y proporcionan gran entendimiento de los costes de sistemas y componentes de las máquinas grandes. Aunque muchos de los datos de estos estudios son confidenciales, las conclusiones pueden usarse para proporcionar puntos adicionales y contrastes para las funciones de escala. Los aerogeneradores básicos en todos estos estudios fueron de 3 palas, a barlovento modeladas a partir de las máquinas Zond/Enron/GE que evolucionaron a las máquinas GE 1.5 MW. Se supone que están conectados en red, con control de paso a lo largo de toda la envergadura, de velocidad variable con orientación activa y torre tubular de acero. Sin embargo, los datos de masas y costes de los componentes en cada uno de estos estudios se derivan de datos de Zond, Enron o GE. Los costes se basan en un campo eólico de 50 MW compuestos de máquinas con producción madura en instaladas en la zona superior de la parte norcentral de EEUU. Todos los cálculos de costes se basan en un emplazamiento de baja velocidad del viento con una velocidad del viento media anual de 5,8 m/s con una racha de viento de 1/7. Se puede encontrar una descripción más detallada de los aerogeneradores de cada estudio al principio de los Apéndices de los informes. A finales del 2005, los investigadores del Centro Nacional de Tecnología del Viento del NREL, comenzaron a desarrollar un modelo de hoja de cálculo con estas funciones para ayudar 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 los impactos para el Acta de Resultados y Actuaciones del Gobierno (GPRA). Esto se conseguiría al proporcionar modelos de coste reproducibles y detallados para su uso en el Sistema Nacional de Modelos de Energía (NEMS). El segundo, proporcionar una herramienta básica para evaluar el impacto del diseño y aumento del coste para los aerogeneradores marinos propuestos.



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To prepare this spreadsheet model, the WindPACT rotor study was used as a primary scaling formula source. In the process of computerizing these formulas and comparing them to current technology, a number of deviations were noted between this 2002 model and current trends. Data for these comparisons carne from several sources and will be discussed in more detail later in this report. The result was a set of models that could be used to project the total COE for a wind turbine over a range of sizes and configurations. This model is not intended as an end result in itself, but as a starting point for a continually growing and improving tool that constantly incorporates new data as the technology grows and improves. 3.0 Model Description 3.1 Overview The DOE/NREL scaling model is a spreadsheet-based tool that uses simple scaling relationships to project the cost of wind turbine components and subsystems for different sizes and configurations of components. The model does not handle all potential wind turbine configurations, but rather focuses on those configurations that are most common in the commercial 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 this configuration will dominate wind energy for some extended period, and the model can best be maintained using data for these designs as they become available. The model is not intended to be a stagnant, final product, but rather a constantly evolving tool that can be refined as new data become available. Formulas in the model, in its early versions, are quite simple. In most cases, cost and mass models are a direct function of rotor diameter, machine rating, tower height, or some combination of these factors. In cases where better definition is available, more sophisticated approaches are used or are under development. These will be discussed in each component section below. The results of each model are assumed to be in 2002 dollars. This has been done for purposes of consistency. Where cost data was available from different years, it was converted to 2002 dollars before the cost and scaling factors were developed. Cost data is based on a mature design and a 50 MW wind farm installation, with mature component production. 3.2 COE Though the model produces component cost and mass figures where they can be supported, its primary output is levelized COE . 3.2.1 Cost of Energy COE is calculated using the following equation:

netAEP

AOEICCFCRCOE

+⋅=



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Para obtener este modelo de hoja de cálculo, se usó el Estudio de Rotor WindPACT como fuente principal de formulas de escala. En el proceso de computerización de estas fórmulas y al compararlas con la tecnología actual, se observaron desviaciones entre este modelo del 2002 y datos actuales. Los datos sacados de esta comparación provinieron de diferentes fuentes y serán discutidos más detalladamente con posterioridad en este informe. El resultado fue un conjunto de modelos que podían ser usados para prever el COE total de un aerogenerador para un rango de tamaños y configuraciones. Este modelo no pretende ser un resultado final por sí mismo, sino un punto de partida para una herramienta en continuo crecimiento y mejora, que constantemente vaya incorporando nuevos datos según la tecnología crezca y mejore. 3.0 Descripción del Modelo 3.1 Resumen El modelo de escala del DOE/NREL es una herramienta basada en una hoja de cálculo que usa relaciones de escala simples para predecir el coste de los componentes y subsistemas de un aerogenerador para diferentes tamaños y configuraciones de componentes. Este modelo no maneja todas las configuraciones potenciales de aerogeneradores sino que se centra en aquellas más comunes en la industria comercial en el momento de escritura del mismo. Esta configuración 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 durante un amplio periodo, y el modelo podrá fácilmente mantenerse usando datos de estos aerogeneradores, según estén disponibles. El modelo no pretende ser un estandarte, un producto final, sino una herramienta que evolucione constantemente y que pueda refinarse según se disponga de nuevos datos. Las fórmulas en este modelo, en su versión preliminar, son bastante simples. En la mayor parte 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. En aquellos casos en los que esté disponible una mejor definición, se usan aproximaciones más sofisticadas, o se están desarrollando. Todo esto se discutirá en cada sección de cada componente, a continuación. Los resultados de este modelo están en dólares 2002. Se ha hecho así por motivos de coherencia. Los datos disponibles de otros años se han convertido a dólares 2002 antes de desarrollar el coste y los factores de escala. Los datos de coste están basados en un diseño maduro y una instalación de campo eólico de 50 MW, con componentes con producción madura. 3.2 COE Aunque el modelo proporciona los costes de componentes y las figuras de masas en aquellos casos desarrollados, su principal output es el COE medio. 3.2.1 Coste de Energía El COE se calcula usando la siguiente ecuación:

AOEAEP

ICCFCRCOE

net

+⋅

=



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where COE ≡ 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

≡ netAEP

LRCMOLLC

++

&

LLC ≡ land lease cost O&M ≡ levelized O&M cost LRC ≡ levelized replacement/overhaul cost

3.2.2 Fixed Charge Rate The fixed charge rate (FCR) is the annual amount per dollar of initial capital cost needed to cover the capital cost, a return on debt and equity, and various other fixed charges. This rate is imputed from a hypothetical project, modeled using a pro forma cash flow spreadsheet model. 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 set to 0.1158 per year. In future improvements to the model, alternative financial options will be provided. The 10-year Section 45 Renewable Energy Production Tax Credit is not included in the FCR, nor is it considered in any of the models. 3.2.3 Initial Capital Cost The 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 calculated and added separately through the fixed charge rate. The costs also do not include a debt service reserve fund, which is assumed to be zero for balance sheet financing. Primary cost elements tracked in the model include the following:

• Rotor o Blades o Hub o Pitch mechanisms and bearings o Spinner, nose cone

• Drive train, nacelle o Low-speed shaft o Bearings o Gearbox o Mechanical brake, high-speed coupling, and associated components o Generator o Variable-speed electronics o Yaw drive and bearing o Main frame



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donde, 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

≡ netAEP

LRCMOLLC ++ &

LLC ≡ coste de arrendamiento del terreno O&M ≡ coste de operaciones y mantenimiento medio LRC ≡ coste de reemplazo/sustitución medio

3.2.2 Ratio de Tasa Fijo El ratio de tasa fijo (FCR) es la cantidad anual por dólar de coste de capital inicial necesario para cubrir el coste de capital, el rendimiento de la deuda y del capital común, y otras tasas fijas. Este ratio se imputa a un proyecto hipotético, modelado usando un modelo de hoja de cálculo del movimiento de efectivo. Para el presente modelo, el FCR incluye financiación de la construcción, tasas de financiación, el rendimiento de la deuda y del capital común, la depreciación, impuesto sobre la renta, e impuestos de propiedad y seguros, y se fija en 0,1158 por 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 Renovables no se incluye en el FCR, y no se considera en ninguno de estos modelos. 3.2.3 Coste de Capital Inicial El coste de capital inicial es la suma del coste del sistema del aerogenerador más el coste del balance de la estación. Ninguno de estos costes incluye la financiación de la construcción o las tasas de financiación, ya que estas están calculadas y añadidas separadamente a través del FCR. El coste tampoco incluye el fondo de reserva de deuda, que se supone cero en el balance financiero. Los elementos incluidos en el modelo son los siguientes:

• Rotor o Palas o Buje o Mecanismos de paso y cojinetes o Cono

• Góndola o Eje de baja velocidad o Cojinetes o Multiplicadora o Freno mecánico, acoplamiento de alta velocidad y componentes asociados o Generador o Electrónica de velocidad variable o Control de orientación y cojinete o Chasis de la góndola



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o Electrical connections o Hydraulic and cooling systems o Nacelle cover

• Control, safety system, and condition monitoring • Tower • Balance of station

o Foundation/support structure o Transportation o Roads, civil work o Assembly and installation o Electrical interface/connections o Engineering permits

When evaluating offshore turbines, the following additional components or elements are considered:

• Marinization (added cost to handle marine environments) • Port and staging equipment • Personal access equipment • Scour protection • Surety bond (to cover decommissioning) • Offshore warranty premium

3.2.4 Annual Operating Expenses Land Lease Cost/Bottom Lease Cost Annual operating expenses (AOE) include land or ocean bottom lease cost, levelized O&M cost, and levelized replacement/overhaul cost (LRC). Land lease costs (LLC) are the rental or lease fees charged for the turbine installation. LLC is expressed in units of $/kWh. Levelized O&M Cost A 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 Cost LRC distributes the cost of major replacements and overhauls over the life of the wind turbine and is expressed in $/kW machine rating.



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o Conexiones eléctricas o Sistemas hidráulicos y de refrigeración o Cubierta de la góndola

• Sistemas de control y seguridad y de monitoreo atmosférico • Torre • Balance de la estación

o Cimientos/estructura de soporte o Transporte o Carreteras, trabajo civil o Montaje e instalación o Interfaces eléctricas /conexiones o Permisos ingenieriles

Al evaluar a los aerogeneradores marinos, se consideran los siguientes componentes adicionales:

• 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 marina

3.2.4 Gastos Anuales de Operación El Coste de Arrendamiento del Terreno o del Suelo del Océano Los Gastos Anuales de Operación (AOE) incluyen el Coste de Arrendamiento del Terreno o del 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 de alquiler cargadas a la instalación del aerogenerador. El LLC se expresa en $/año. El coste de O&M medio Es el componente del AOE más significativo. Se expresa en $/año. El coste de O&M normalmente incluye:

• Mano de obra, piezas, y recambios para el mantenimiento programado del aerogenerador

• Mano de obra, piezas, y recambios para el mantenimiento no programado del aerogenerador

• Piezas y recambios para el mantenimiento de equipos e instalaciones • Mano de obra de administración y apoyo.

El Coste Medio de Sustitución o Reemplazo El LRC distribuye el coste de los principales recambios y sustituciones a lo largo de la vida del aerogenerador y se expresa en $/año.



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3.2.5 Net Annual Energy Production The net AEP is a calculation of the projected energy output of the turbine based on a given annual average wind speed. The gross AEP is adjusted for factors such as rotor coefficient of power, mechanical and electrical conversion losses, blade soiling losses, array losses, and machine availability. The model used for calculating AEP is described in greater detail in section 3.5. 3.3 Cost Summary Costs used to develop scaling curves in these models are based on 2002 dollars. Where data from 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 and copper highlighted the impact that individual material costs have on major wind turbine components. To compensate for such fluctuations and to accurately project the cost of components into out years, a component cost escalation model was developed based on the PPI. The PPI maintained by the U. S. Department of Labor, Bureau of Labor Statistics, tracks costs of products and materials over a broad range of industries. They are sorted by North American Industry Classification System (NAICS) codes that provide a rational grouping of U.S. industries and products. The PPI was scoured for categories comparable to wind turbine components. In some instances, a wind turbine component is represented by a composite of several PPI categories. Labor-intensive components such as rotor blades and electrical interface components include a labor cost escalator, which was specified as the general inflation index, based on the Gross Domestic Product (GDP). Other components, such as the hub, are delivered in an essentially finished state so it was assumed that labor costs were included in the appropriate PPI category. While this approach allows the escalation of costs from 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 selected categories versus using the GDP for all categories. The TC Baseline is the wind energy technical characterization work being completed by NREL for DOE. Table1. GDP Escalation for All Categories Vs PPI for Selected Categories. 2002

Baseline Costs

2005 - PPI Component Escalation

2005 - GDP General Inflation Escalation

LWST, $/kW installed 981 1135 1079 LWST, $/kWh at 5.8 m/s 0.0480 0.0551 0.0528 TC Baseline, $/kW installed 1049 1225 1153 TC Baseline, $/kWh at 5.8 m/s 0.0433 0.0501 0.0476



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3.2.5 Producción de Energía Neta Anual La AEP neta es resultado de la previsión de energía resultante de un aerogenerador basado en la media anual de la velocidad del viento. La AEP bruta se ajusta con factores como el coeficiente de potencia del rotor, las pérdidas en las conversiones mecánicas y eléctricas, las pérdidas de la pala por efecto suelo, pérdidas por proximidad, y la disponibilidad de la máquina. El modelo usado para calcular el AEP se describe con detalle en la sección 3.5. 3.3 Resumen de Costes Los costes usados para el desarrollo de las curvas de escala en estos modelos están basados en dólares del 2002. Si ha habido datos de otros periodos que se han incorporado para evaluar las 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 acero estructural y cobre, subrayaron el impacto que el coste de un material individual tiene en los principales componentes del aerogenerador. Para compensar dichas fluctuaciones y proyectar apropiadamente el coste de los componentes con los años, se ha desarrollado un modelo de escala basado en el PPI. El PPI sostenido por el Departamento de Trabajo de EEUU (Bureau of Labor Statistics) compendia los costes de los productos y materiales para un rango amplio de industrias. Estas están clasificadas mediante los códigos del Sistema de Clasificación de la Industria Norteamericana (NAICS) que proporciona un agrupamiento racional de las industrias y productos estadounidenses. Se ha registrado el PPI en las categorías de los componentes de aerogeneradores. En algunos casos, hay componentes del aerogenerador que están representados por una composición de varias categorías de PPI. Aquellos componentes muy determinados por la mano de obra, como las palas del rotor y los componentes de interfaces eléctricas, incluyen un factor de escala de mano de obra, especificado como el índice de Inflación General, basado en el PIB. Otros componentes, como el buje, al ser entregados prácticamente en estado de acabado final, se asume que los costes de mano de obra se han incluido en la correspondiente categoría de PPI. Mientras que de esta forma se consigue escalar los costes desde el 2002 hasta el presente, no es posible realizar proyecciones futuras. La Tabla 1 proporciona un ejemplo de las diferencias que se verían usando el PPI para categorías seleccionadas o usando el GDP para todas las categorías. El TC básico es el Trabajo 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 categorías seleccionadas. 2002 costes

TC básica

2005 componentes escalados con PPI

2005 escala con PIB

LWST, $/kW instalado 981 1135 1079 LWST, $/kWh a 5.8 m/s 0.0480 0.0551 0.0528 TC Básico, $/kW instalado 1049 1225 1153 TC Básico $/kWh a 5.8 m/s 0.0433 0.0501 0.0476



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The PPI categories and the associated NAICS codes are detailed below for each wind turbine component listed in the baseline cost estimate. These are provided to indicate to the reader which PPI categories are used in this model to develop commodity inflation factors. The percentages expressed here are the percentages of each commodity assumed to make up the final product, not percentage increase in cost.

• Baseline blade material cost o Fiberglass fabric (NAICS Code 3272123) = 60% o Vinyl type adhesives (NAICS Code 32552044) = 23% o Other externally threaded metal fasteners, including studs (NAICS Code

332722489) = 8% o Urethane and other foam products (NAICS Code 326150P) = 9%

• Advanced blade material o Fiberglass fabric (NAICS Code 3272123) = 61% o Vinyl type adhesives (NAICS Code 32552044) = 27% o Other externally threaded metal fasteners, including studs (NAICS Code

332722489) = 3% o Urethane and other foam products (NAICS Code 326150P) = 9%

• Blade assembly labor cost o General inflation index

• Hub o Ductile iron castings (NAICS Code 3315113)

• Pitch mechanisms and bearings o 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 shaft o Cast carbon steel castings (NAICS Code 3315131)

• Bearings o Bearings (NAICS Code 332991P)

• Gearbox o 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 electronics o Relay and industrial control manufacturing (NAICS Code 335314P)

• Yaw drive and bearing o Drive motors (NAICS Code 3353123) = 50% o Ball and roller bearings (NAICS Code 332991P) = 50%

• Main frame o Ductile iron castings (NAICS Code 3



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A continuación se detallan las categorías de PPI y los códigos NAUCS para cada componente del Aerogenerador tenido en cuenta en la estimación básica de costes. Se detallan para indicar al 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 aumento porcentual en el coste.

• Coste de Material de Pala Básica o 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 Avanzada o 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 Pala o Índice General de Inflación

• Buje o Fundiciones de hierro dúctil (Código NAICS: 3315113)

• Mecanismos de paso y cojinetes o 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 velocidad

o Piezas fundidas de acero fundido al carbono (Código NAICS: 3315131) • Cojinetes

o Cojinetes (Código NAICS: 332991P) • Multiplicadora

o 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 variable

o Relé y control de producción industrial (Código NAICS: 335314P) • Control de orientación y cojinete

o Motores de accionamiento (Código NAICS: 3353123) = 50% o Cojinetes de bolas y de rodillos (Código NAICS: 332991P) = 50%

• Chasis o Fundiciones de hierro dúctil (Código NAICS: 3)



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• Electrical connections o Switchgear and apparatus (NAICS Code 335313P) = 25% o Power wire and cable (NAICS Code 3359291) = 60% o Assembly labor (general inflation index) = 15%

• Hydraulic system o Fluid power cylinder and actuators (NAICS Code 339954)

• Nacelle cover o Fiberglass fabric (NAICS Code 3272123) = 55% o Vinyl type adhesives (NAICS Code 32552044) = 30% o Assembly labor (general inflation index) = 15%

• Control, safety system o Controller and drive - industrial process control (NAICS Code 334513)

• Tower o Rolled steel shape manufacturing - primary products (NAICS Code 331221)

• Foundations o Other heavy construction (NAICS Code BHVY)

• Transportation o General freight trucking, long-distance, truckload (NAICS Code 335312P)

• Roads, civil works o Highway and street construction (NAICS Code BHWY)

• Assembly and installation o 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, engineering o General inflation index

• Levelized replacement o General inflation index

• Operations and maintenance o General inflation index

• Land lease o General inflation index

Specific offshore categories include the following:

• Marinization o General inflation index

• Offshore warranty premium o General inflation index

• Monopole foundation (pile driven tower) o Other heavy construction (NAICS Code BHVY)

• Offshore port and staging equipment o Other heavy construction (NAICS Code BHVY)



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• Conexiones Eléctricas o 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 hidráulico o Actuadores y cilindro de potencia del fluido (Código NAICS: 339954)

• Cubierta de la góndola o 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 seguridad o Controlador y mecanismo de transmisión – proceso de control industrial

(Código NAICS: 334513) • Torre

o Fabricación de redondos de acero – productos primarios (Código NAICS: 331221)

• Cimientos o Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)

• Transporte o Vagones de carga, tren de larga distancia, tren de carga (Código NAICS:

335312P) • Carreteras, trabajo civil

o Construcción de calles y avenidas (Código NAICS: BHWY) • Montaje e instalación

o Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY) • Interfaces eléctricas y conexiones (coste establecido basado en un 40% de

transformador) 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 ingenieriles o Índice General de Inflación

• Sustitución media o Índice General de Inflación

• Operaciones y Mantenimiento o Índice General de Inflación

• Arrendamiento del terreno o Índice General de Inflación

Categorías especiales para aerogeneradores marítimos incluidas a continuación:

• Marinización o Índice General de Inflación

• Prima de garantía de la configuración marina o Índice General de Inflación

• Cimiento monopolar (torre-pilar) o Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)

• Equipos de puerto y profundidad de la configuración marina o Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)



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• Offshore site preparation (scour protection) o Other heavy construction (NAICS Code BHVY)

• Offshore LRC o General inflation index

• Offshore O&M o General inflation index

• Offshore personnel access equipment o General inflation index

The actual commodity cost factors are developed by extracting PPI codes from the Bureau of Labor Statistics data bases for the PPIs for the range of dates of interest. As the baseline costs models are primarily based on September 2002, comparing the September 2002 index for each category with the index for a later month and year will provide the user with the proper escalation factor. This PPI data can be found at http://www.bls.gov/ppi/. The PPI numbers are updated monthly and a11ow adjustments to cost on a monthly basis for comparison. Using this method, it is only possible to project cost from 2002 to the present. The model does not provide for any attempt at projecting commodity costs into the future. The General Inflation index identified here is based on the Gross Domestic Product. The GDP numbers are updated yearly. As additional information is obtained, these breakdowns and NAICS assignments may be adjusted. 3.4 Component Formulas Notice: 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 can then be applied using the PPIs or GDP, as earlier described. 3.4.1 Land Based 3.4.1.1 Blades Blade Mass – The blade mass relationships were developed using WindPACT scaling study designs [2, 6]. The WindPACT static load design was also used by TPI Composites in their blade cost scaling study [10]. The static load design used International Electrotechnical Commission (IEC) Class I wind conditions, while the WindPACT baseline designs used IEC Class II wind conditions. Industry data compare well with the WindPACT baseline mass scaling relationship. It appears that typical, 2002 technology blades follow the WindPACT baseline design. LM Glasfiber has a new line of blades that take advantage of a lower-weight root 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 several technology improvements to reduce blade weight. These designs were based on an IEC Class III wind condition, and the resulting weight is slightly lower than the commercially available LM blade of comparable length. The TPI study produced two blade designs using flat back airfoils: one was all fiberglass and the other included a carbon fiber spar. The study also developed 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.



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• Preparación del emplazamiento marino (protección de arrastre) o Otras construcciones pesadas (Código NAICS: BHVY)

• LRC para aerogeneradores marítimos o Índice General de Inflación

• O&M para aerogeneradores marítimos o Índice General de Inflación

• Equipo de Acceso de personal para aerogeneradores marítimos o Índice General de Inflación

El coste de los factores actuales de materias primas se obtiene extrayendo los códigos PPI de las bases de datos del Bureau of Labor Statistics para el rango de fechas de interés. Como los modelos de costes básicos están basados en Septiembre 2002, al comparar los índices de Septiembre 2002 de cada categoría con otros índices de meses y años posteriores, el usuario obtendrá el factor de escala apropiado. Estos datos de PPI pueden encontrase en http://www.bls.gov/ppi/. Los valores de PPI se actualizan mensualmente y permiten ajustes de los costes por comparación mensual de las bases. Al usar este método, sólo es posible proyectar los costes desde el 2002 hasta el presente. Este modelo no intenta proporcionar los costes de las materias primas en un futuro. El Índice General de Inflación usado aquí se basa en el Producto Interior Bruto. Los valores del PIB se actualizan anualmente. Según se obtenga información adicional, estos análisis y las asignaciones de los NAICS se ajustan. 3.4 Fórmulas de Componentes Nótese: A menos de que se especifique lo contrario, todas las dimensiones están en metros y las masas en kilogramos. Los resultados de todas las fórmulas estarán en $ 2002, a menos que se especifique lo contrario. Los resultados pueden transformarse usando el PPI o el GDP, como se ha descrito con anterioridad. 3.4.1 Configuración de Tierra 3.4.1.1 Palas Masa de Pala – Las funciones de masa se han desarrollado usando los diseños estudiados en el modelo de escala WindPACT [2, 6]. TPI Composites también han usado el diseño de carga estática WindPACT en su estudio de escala de costes [10]. El diseño de carga estática usa condiciones del viento Clase I del IEC (Comisión Electrotécnica Internacional), mientras que el diseño básico WindPACT baseline usa la Clase II del IEC. Los datos industriales se adaptan bien a las funciones másicas escaladas del diseño básico WindPACT. Parece que las palas típicas de tecnología 2002 se ajustan al diseño básico WindPACT. LM Glasfiber tiene una 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 fibra de carbono en su pala de 61,5m, pero parece ser que no se incluye en las otras 2 palas de bajo peso. TPI ha realizado un estudio innovador que utiliza varias mejoras tecnológicas para reducir el peso de la pala. Estos diseños se han basado en condiciones de viento Clase III del IEC, y el resultado en peso es ligeramente menor que el disponible comercialmente que la pala de LM de longitud comparable. El estudio de TPI ha proporcionado 2 diseños de pala usando perfiles aerodinámicos planos: uno todo de fibra de vidrio y el otro que incluye refuerzo de fibra de carbono. El estudio también ha proporcionado 2 diseños de la raíz: uno usando 120 remaches y otro con 60 tornillos en T. Las 4 permutaciones del esqueleto de la pala y del diseño de árbol, resultan en costes y masas similares.



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The use of carbon has not been isolated from other blade improvements, such as root design and airfoil selection. At this time, only one "advanced" blade curve seems appropriate, and this curve represents combinations of technology enhancements that may or may not include carbon. However, at some blade length, these improvements must include carbon to provide the 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 in diameter. The baseline blade mass relationship was selected to follow the WindPACT baseline design curve; the advanced blade mass relationship was selected to follow the LM Glasfiber design curve. The WindPACT final designs from the rotor study [6] indicate that even greater mass reduction as a function of blade length is achievable. Figure 1 shows the results of each of these studies.

Figure1. Blade mass scaling relationship Baseline: mass = 0.1452 * R2.9158 per blade Advanced: mass = 0.4948 * R2.53 per blade where R = rotor radius



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La fibra de carbono no se ha usado de forma aislada del resto de los avances con posibilidad de 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 de mejoras que pueden incluir o no fibra de carbono. Es decir, a una determinada longitud de pala, estas mejoras deben incluir fibra de carbono para proporcionar la rigidez necesaria para evitar 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 de diámetro. Se ha seleccionado la función de masa de pala básica para ajustar la curva de diseño básico de WindPACT; la función avanzada se ha seleccionado para ajustar la curva de diseño de LM Glasfiber. Los diseños finales de WindPACT del Estudio del Rotor [6] indican que es posible una mayor reducción de masa en función de la longitud de la pala. La Figura 1 muestra los resultados de estos estudios.

Figura 1. Función de Masa de Pala Escalada Básica: masa = 0.1452 * R2.9158 por pala Avanzada: masa = 0.4948 * R2.53 por pala donde R = radio del rotor



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Blade 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 costs such as tooling, and transportation. Because this cost model does not include transportation of the blades in the turbine capital cost, the transportation portion of blade cost estimated by TPI was excluded. It was assumed that the profit, overhead, and other costs were a percentage of the 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, divided by (1 - 0.28) such that the other costs were maintained at 28% of the total blade cost. It was assumed that the labor costs would scale the same for the baseline blade and for the advanced blade. Two cost curves were created for the blade materials, representing the baseline design and the advanced design. A linear relationship between cost and R3 was developed for the blade material cost to minimize deviation in the total blade cost curve fit. It was assumed that the advanced blade cost would scale with the baseline cost. Although the mass curves scale differently between the baseline and advanced blades, this simplifying assumption was made because the baseline cost did not scale exactly the same as the mass. The cost estimate for the advanced blade consists of the average of the four cost estimates for the four different blade designs from the TPI innovative study. Because we lacked cost data for the advanced blade designs, the scaling was assumed to follow the baseline blade material cost. Note that the advanced blade cost is not in any way related to the advanced blade mass based on LM Glasfiber These cost scaling relationships are shown in Figure 2 with the WindPACT rotor study cost for comparison.



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Coste 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 y superávit, y otros costes como utillaje y transporte. Como el presente modelo de costes no incluye el transporte de las palas como TCC, la parte correspondiente al coste estimado del informe TPI ha sido excluida. Se asume que el beneficio y otros costes son un porcentaje de los costes de material y mano de obra. En media, esta cantidad es un 28% por encima de las longitudes de pala estudiadas. Así, el coste de pala se computa como la suma de costes de material y de mano de obra dividido por (1-0,28) ya que los otros costes se mantienen como el 28% del total del coste de pala. Se asume que los costes de mano de obra se escalan de igual forma para la pala básica y para la avanzada. Se han creado 2 curvas de costes para materiales de pala representando el diseño básico y el avanzado. Se ha obtenido una relación proporcional entre el coste y R3 para minimizar la desviación al ajustar la curva de coste total de pala. Se ha hecho la hipótesis de que el coste de pala avanzada se escala con el coste básico. Aunque las curvas de masa se escalan de forma diferente entre palas básicas y avanzadas, se realiza esta hipótesis simplificatoria porque el coste no se escala exactamente igual que la masa. La estimación del coste para palas avanzadas se realiza como una media de 4 costes de 4 diseños de palas distintas del estudio de TPI. Al carecer de datos de coste en diseños de pala avanzada, se asume que se ajusta al coste de material de pala básico. Nótese que el coste de pala avanzada no está de ningún modo relacionado a la masa de pala avanzada de LM Glasfiber. Estas funciones de escala se muestran en la Figura 2 comparadas con el Estudio del Coste de Rotor de WindPACT.



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Cost = (material cost + labor cost)/(1 - 0.28) Baseline: cost = [(0.4019 * R3 - 955.24) * BCE + 2.7445 * R2.5025GDPE]/(1 - 0.28) per blade Advanced: cost = [(0.4019 * R3 - 21051) * BCE + 2.7445 * R2.5025GDPE]/(1 - 0.28) per blade where R = rotor radius, BCE = blade material cost escalator, GDPE =labor cost escalator Cost Escalation Methodology - In the TPI cost scaling study [10], the blade material components were presented for the three blade lengths studied. The average composition was determined and grouped into fiberglass, resin & adhesive, core, and studs corresponding to NAICS industry codes. The TPI innovative blade design study [11] used costs in 2003 dollars. The blade composition was also presented for the four advanced blade designs, but for the escalation methodology only the two fiberglass blades were examined. Using the blade material composition and the four NAICS codes, the blade costs were deescalated to 2002 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 is composed of 61% fiberglass, 27% vinyl adhesive, 3% studs, and 9% core material. In the equations above, the labor cost is escalated with the GDP, and the blade material cost is escalated with the composite escalator depending on the technology. 3.4.1.2 Hub Development 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 project reports. A revised scaling curve was developed using hub mass as a function of a single blade mass. The revised formula is: Hub mass = 0.954 * (blade mass/single blade) + 5680.3 Hub cost = hub mass * 4.25 [6] 3.4.1.3 Pitch Mechanisms and Bearings The pitch mechanisms model began with the WindPACT rotor design study data and was augmented with other available industry data and data from LWST reports. The bearing mass was calculated as a function of the blade mass for all three blades. Actuators and drives were estimated as 32.8% of the bearing mass + 555 kg. Total Pitch Bearing Mass = .1295*total blade mass(three blades) +491.31 Total Pitch System Mass = (Total Pitch Bearing Mass * 1.328) + 555 Cost of the pitch bearings was estimated as a function of the rotor diameter. The pitch housing and actuator cost was estimated as 128% of the bearing cost. Total pitch system cost (three blades) = 2.28 * (.2106*Rotor Diameter2.6578)



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Coste = (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 pala Avanzado: coste = [(0.4019 * R3 - 21051)* BCE + 2.7445*R2.5025GDPE]/(1 - 0.28) por pala donde R = radio del rotor, BCE=escalador de coste de material de pala, GDPE=escalador de coste de mano de obra. Método de Escalado de Costes – En el Estudio Escalado de Costes de TPI [10], los componentes del material de la pala se presentan para las 3 longitudes de pala estudiadas. La composición media se determinó y se clasificó en fibra de vidrio, resina y adhesivo, núcleo y remaches que se corresponden con los códigos NAICS respectivos. El Estudio de Diseño Innovador de Pala de TPI [11] usa costes en dólares del 2003. La composición de la pala se representa también por 4 diseños de pala avanzada, pero para el método escalado sólo 2 palas de fibra de vidrio se han examinado. Usando la composición del material de pala con los 4 códigos NAICS, los costes se han desescalado a dólares del 2002 para poder determinar la función escalada de costes de material de la pala. El resultado del modelo de costes, que permite al usuario especificar el resultado en dólares de un año en concreto, se computa usando la fórmula anterior. El coste del material de la pala se ha escalado basado en 4 componentes principales: fibra de vidrio, resina y adhesivo, núcleo y remaches. La pala básica 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% de fibra de vidrio, un 27% de adhesivo vinílico, un 3% de remaches, y un 9% de material de sandwich. En la ecuación anterior, el coste de mano de obra se escala con el PIB, y el coste del material de pala se escala con el escalador de composición que depende de la tecnología. 3.4.1.2 Buje El desarrollo de las fórmulas de escala para bujes comienza con el Estudio de Diseño del Rotor WindPACT [6]. A estos datos posteriormente se les ha añadido datos sacados de sitios web industriales y de los proyectos LWST. Se ha obtenido una curva de escala revisada para la 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) + 5680.3 Coste del Buje = Masa del Buje * 4.25 [6] 3.4.1.3 Mecanismos de paso y cojinetes El desarrollo del modelo para los mecanismos de pasa y cojinetes comienza con datos del Estudio del Diseño del Rotor WindPACT al que se la añaden los datos industriales disponibles y los procedentes de los informes LWST. La masa del cojinete se calcula como función de la masa de las 3 palas. Los actuadores y las transmisiones se estiman como un 32.8% de la masa del cojinete+ 555 kg. Masa Total del Cojinete de Paso = 0.1295*masa total de pala (3 palas) +491.31 Masa Total del Mecanismo de Paso = (Masa Total del Cojinete de Paso* 1.328) + 555 El coste del cojinete de paso se ha estimado como una función del diámetro del rotor. El coste de 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)



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3.4.1.4 Spinner, Nose Cone The spinner (nose cone) was not calculated independently in the WindPACT rotor study, so a new formula was derived, primarily from data in WindPACT drivetrain and LWST reports, augmented with data from the Advanced Research Turbine at the National Wind Technology Center. Nose cone mass = 18.5 * rotor diameter - 520.5 Nose cone cost = nose cone mass * 5.57 3.4.1.5 Low-Speed Shaft Low-speed shaft mass and cost were derived based on rotor diameter. All data were taken from the WindPACT rotor study. Several alternative drive train designs do not use independent low-speed shafts, so no low-speed shaft data are calculated in developing cost and mass data for direct drive, single-stage drive, or multi-generator drives. Low-speed shaft mass = 0.0142 * rotor diameter2.888

Low-speed shaft cost = 0.01 * rotor diameter2.887

3.4.1.6 Main Bearings The WindPACT main bearing mass and cost as reported on page 19 of the original WindPACT rotor design study report was stated incorrectly. This was corrected and reissued in April of 2006. The formula as stated in the revised report was used for this calculation. It is a function of the rotor diameter. Bearing mass = (rotor diameter * 8/600 - 0.033) * 0.0092 * rotor diameter2.5 The 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 Gearbox Gearboxes and generators are perhaps the most complicated components to predict a mass and 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 drivetrain studies. The four designs covered in this model include a three-stage planetary/helical gearbox 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 source for information for the three-stage planetary/helical is the WindPACT rotor study, with costs adjusted from additional information in the two WindPACT advanced drivetrain studies[7,8].



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3.4.1.4 Cono El cono no se calculó de forma independiente en el Estudio del Rotor WindPACT, así que se ha desarrollado una nueva fórmula principalmente derivada de los datos del Drive Train WindPACT y de los informes LWST, completados con datos del Advanced Research Turbine del Centro Nacional de Tecnología del Viento. Masa del cono = 18.5 * diámetro del rotor - 520.5 Coste del cono = Masa del cono * 5.57 3.4.1.5 Eje de baja velocidad La masa y el coste del eje de baja se han obtenido en función del diámetro del rotor. Se han tomado todos los datos del Estudio del Rotor WindPACT. Algunos diseños alternativos de caja de transmisión no usan ejes de baja independientes, así que no se calculan los datos de masa 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 2.888

Coste del Eje de Baja = 0.1 * diámetro del rotor 2.887

3.4.1.6 Cojinetes Principales La masa y el coste del cojinete principal WindPACT tal y como se expresa en la página 19 del Estudio del Diseño del Rotor WindPACT original, es incorrecto. Se corrigió y se volvió a publicar en Abril del 2006. La fórmula utilizada en este modelo es la del informe revisado. Es función del diámetro del rotor. Masa del Cojinete = (diámetro del rotor* 8/600 - 0.033) * 0.0092 * diámetro del rotor2.5 Se 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 Multiplicadora Las multiplicadoras y los generadores son las partes más complicadas a la hora de predecir su coste y masa. Hay una gran cantidad de diseños y miles de formas de configurarlos. En este trabajo se consideran 4 tipos básicos de diseños, todos ellos estudiados con detalle en los 2 Estudios Drivetrain de WindPACT. Los 4 diseños estudiados en este modelo son: la multiplicadora de 3 etapas planetaria/helicoidal con un generador de alta velocidad, la transmisión unietapa con generador de media velocidad, transmisión múltiple con generadores múltiples, y la transmisión directa sin multiplicadora. La fuente principal para el diseño de 3 etapas planetario/helicoidal es el Estudio del Rotor WindPACT, con los costes ajustados con información adicional de los 2 Estudios Avanzados del Tren de Transmisiones WindPACT [7,8].



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Data for the remaining three design types come primarily from the drivetrain studies and are adjusted for data from industry and LWST reports, where available. The mass for gearboxes is scaled based on the low-speed shaft torque and thus adjusts for differences in rotor diameter and tip speed. The cost is a function of machine rating in kW. Three-Stage Planetary/Helical Mass = 70.94 * low-speed shaft torque 0.759 Total Cost = 16.45* machine rating 1.249 Single-Stage Drive with Medium-Speed Generator Mass = 88.29 * low-speed shaft torque 0.774 Total Cost = 74.1 * machine rating l.00 Multi-Path Drive with Multiple Generators Mass = 139.69 * low-speed shaft torque 0.774

Total Cost = 15.26 * machine rating 1.249 Direct Drive The direct-drive approach has no gearbox. 3.4.1.8 Mechanical Brake, High-Speed Coupling, and Associated Components Brake cost is estimated as a function of machine rating. This was developed from the WindPACT rotor study cost data, converted to a function based on machine rating. Mass is back calculated based on $10/kg [8]. Brake/coupling cost = 1.9894 * machine rating - 0.1141 Brake/coupling mass = (brake coupling cost/10) 3.4.1.9 Generator There are a wide range of possible generator designs. For this model, these designs are limited to high-speed wound rotor designs used with high-speed gearboxes, and permanent-magnet generators used with single-stage gearboxes, multi-generator gearboxes, and direct drive. Data for these designs were extracted primarily from the WindPACT rotor study and the two WindPACT drivetrain studies. These data were cross-checked with other data where



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Los datos de los 3 tipos restantes provienen principalmente de los estudios drivetrain y están ajustados con los datos disponibles provenientes de la industria y de los informes LWST. La masa de la multiplicadora se escala con el momento en el eje de baja velocidad y de esta manera se ajustan las diferencias en diámetro del rotor y velocidad de punta. El coste es función de la potencia de la máquina en kW. 3 Etapas, Planetario/Helicoidal Masa = 70.94 * momento en el eje de baja 0.759 Coste Total = 16.45* potencia 1.249 Transmisión de Etapa Única con Generador de Media Velocidad Masa = 88.29 * momento en el eje de baja 0.774 Coste Total = 74.1 * potencia l.00 Transmisión Múltiple con Varios Generadores Masa = 139.69 * momento en el eje de baja 0.774

Coste Total = 15.26 * potencia 1.249 Transmisión Directa La transmisión directa no tiene multiplicadora. 3.4.1.8 Freno Mecánico, Embrague de Alta Velocidad y Componentes Asociados El coste del freno se estima como una función de la potencia. Se ha desarrollado a partir de los datos de costes del Estudio del Rotor WindPACT, convertida en una función de la potencia. La masa está calculada a continuación a partir de $10/kg [8]. Coste del Freno/Acoplador = 1.9894 * potencia - 0.1141 Masa del Freno/Acoplador = (Coste del Freno Acoplador /10) 3.4.1.9 Generador Hay un amplio rango de posibles diseños de generadores. Para este modelo, estos diseños se han limitado a: rotor bobinado de alta velocidad usado con multiplicadora de lata velocidad, generador magnético permanente usado con multiplicadora unietapa, multiplicadora con varios generadores, y transmisión directa. Los datos para estos diseños se han extraído principalmente 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 Controles Avanzados de Investigación de Aerogeneradores del Centro Nacional de Tecnología del Viento.



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available, such as the Controls Advanced Research Turbine at the National Wind Technology Center. 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 were each 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 Generator Mass = 6.47 * machine rating 0.9223

Total Cost = machine rating * 65 Single-Stage Drive with Medium-Speed, Permanent-Magnet Generator Mass = 10.51 * machine rating 0.9223

Total Cost = machine rating * 54.73 Multi-Path Drive with Permanent-Magnet Generator Mass = 5.34 * machine rating 0.9223

Total Cost = machine rating * 48.03 Direct Drive Mass = 661.25 * low-speed shaft torque 0.606 Total Cost = machine rating * 219.33 3.4.1.10 Variable-Speed Electronics All designs in this model are assumed to have a power converter capable of handling full power output. This allows both variable-speed operation as well as “low-voltage ride through” when properly programmed. All converters are calculated as a function of rated machine power. A number of alternative approaches to power converters are possible, but they require additional study and modeling before incorporation into this tool. Mass for this component is not calculated, though in some designs a portion or all of the converter could be in the nacelle impacting structural and dynamics design issues. Total Cost = machine rating * 79 [7]



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Los cálculos de la masa de los diseños para el generador con rotor bobinado de alta velocidad, del generador magnético permanente de media velocidad, y del caso de varios generadores están en función de la potencia en kW. Se asume que siguen la misma curva de potencia. 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 Velocidad Masa = 6.47 * potencia 0.9223

Coste total = potencia * 65 Transmisión Unietapa con Generador Magnético Permanente de Velocidad Media Masa = 10.51 * potencia 0.9223

Coste total = potencia * 54.73 Transmisión Múltiple con Generador Magnético Permanente Masa = 5.34 * potencia 0.9223

Coste total = potencia * 48.03 Transmisión Directa Masa = 661.25 * momento en el eje de baja 0.606 Coste total = potencia * 219.33 3.4.1.10 Electrónica de Velocidad Variable Se supone que todos los diseños de este modelo tienen un convertidor de potencia con capacidad para toda la potencia de salida. Esto hace posible tanto la operación de velocidad variable como la de “low-voltage ride through”, si se ha programado adecuadamente. Todos los convertidores están en función de la potencia. Son posibles mejoras alternativas en los convertidores de potencia, pero requiere estudio adicional y modelado antes de incorporarlo a esta herramienta. No se calcula la masa de este componente, aunque en algunos diseños una parte o el convertidor completo puede estar en la góndola, impactando así en factores estructurales y dinámicos del diseño. Coste total = potencia * 79 [7]



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3.4.1.11 Yaw Drive and Bearing Yaw bearing costs were calculated using the original formula developed in the WindPACT rotor study; these were based on quotes from Avon Bearing. These calculations were sized on rotor diameter. Total yaw system cost is twice the bearing cost. Mass data in the WindPACT study were based on calculated moments. These moments were calculated using a structural dynamics program such as Fatigue, Aerodynamics, Structures, and Turbulence (FAST) or Automated Dynamic Analysis of Mechanical Systems (ADAMS). However, since the design and cost scaling model does not have these moments available to it, the yaw bearing mass was calculated as a function of rotor diameter, taken from the data supplied in the WindPACT 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 Mainframe The mainframe cost is calculated as a function of rotor diameter. Platforms and railing are calculated on $/kg. Data for these relationships were extracted primarily from the WindPACT rotor study and the two WindPACT drivetrain reports. Minor adjustments were made where other industry or LWST data were available. Mainframe mass and cost are functions of the type of drive train. Each drive train design distributes its load in a different manner and will have a different length. Mass and cost for the mainframe are calculated as a function of the rotor diameter. The mass functions for all three designs were assumed to follow the same power law function, which is slightly less than a square relationship. It is assumed that designers find more creative ways to handle the loads as size increases keeping this from following a cubic relationship as might seem intuitive. Additional mass of 12.5% is added for platforms and railing. Costs for the additional platforms and railing are calculated on a $/kg basis. Three-Stage Drive with High-Speed Generator Mainframe mass = 2.233 * rotor diameter 1.953 Mainframe cost = 9.489 * rotor diameter 1.953 Single-Stage Drive with Medium-Speed, Permanent-Magnet Generator Mainframe mass = 1.295 * rotor diameter 1.953 Mainframe cost = 303.96 * rotor diameter 1.067



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3.4.1.11 Mecanismo de Orientación y Cojinete Los costes del cojinete de orientación se calculan usando la fórmula original desarrollada en el Estudio del Rotor WindPACT; estos costes están basados en datos de Avon Bearing. Estos cálculos son función del diámetro del rotor. El coste del sistema total de orientación es el doble del coste del cojinete. Los datos de la masa en el estudio WindPACT se basaron en los momentos calculados según un programa de dinámica estructural como el Fatigue, Aerodynamics, Structures, and Turbulence (FAST) o el Automated Dynamic Analysis of Mechanical Systems (ADAMS). Sin embargo, como este modelo no ha dispuesto de estos momentos, la masa del mecanismo de orientación se ha calculado en función del diámetro del rotor, tomado los datos suministrados por el Estudio del Rotor WindPACT. La carcasa del cojinete 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 Chasis El coste del chasis se calcula como función del diámetro del rotor. Las plataformas y raíles se calculan en $/kg. Los datos de estas relaciones se han extraído principalmente del Estudio del Rotor WindPACT y de los dos informes de caja de transmisión WindPACT. Cuando se ha dispuesto 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 diseño distribuye la carga de diferente manera y tiene diferente longitud. La masa y el coste del chasis se calculan en función del diámetro del rotor. Se supone que las funciones de masa para los 3 diseños siguen la misma función de ley de potencia, que es una relación algo menor que parabólica. Se supone que los diseñadores encontrarán maneras más creativas de manejar los aumentos de carga y de tamaño que aumentar a una relación cúbica, aunque pareciera intuitivo. Se añade masa adicional del 12.5% para contabilizar las plataformas y raíles. Los costes de las plataformas y raíles se calculan en base a $/kg. Transmisión de 3 Etapas con Generador de Alta Velocidad Masa del Chasis = 2.233 * diámetro del rotor 1.953 Coste del Chasis = 9.489 * diámetro del rotor 1.953 Transmisión Unietapa con Generador Magnético Permanente de Media Velocidad Masa del Chasis = 1.295 * diámetro del rotor 1.953 Coste del Chasis = 303.96 * diámetro del rotor 1.067



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Multi-Path Drive with Permanent-Magnet Generator Mainframe mass = 1.721 * rotor diameter 1953 Mainframe cost = 17.92 * rotor diameter 1.672 Direct Drive Mainframe mass = 1.228 * rotor diameter 1.953 Mainframe cost = 627.28 * rotor diameter 0.85 Platforms and Railings Platform and railing mass = 0.125 * mainframe mass Platform and railing cost = mass * 8.7 3.4.1.13 Electrical Connections Electrical connections, including switchgear and any tower wiring, were taken from the WindPACT rotor study and are calculated as $40/kW of machine rating. No adjustment was made to these data. Electrical connection cost = machine rating * 40 [6] 3.4.1.14 Hydraulic and Cooling Systems Hydraulic and cooling system estimates were taken from LWST reports. Mass is a function of machine rating in kW. Cost is a function of machine rating times $/kW. Hydraulic, cooling system mass = 0.08 * machine rating Hydraulic, cooling system cost = machine rating * 12 3.4.1.15 Nacelle Cover Nacelle cover costs were derived from WindPACT rotor study data combined with WindPACT drive-train study and LWST report data. A single function was derived for all drivetrain configurations, as data were too scarce to develop individual formulas for different drivetrain configurations. The calculations are a function of machine rating in kW. Nacelle cover mass was derived from Nacelle cover cost. The cost per kg for the nacelle cover was taken from the WindPACT rotor study.



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Transmisión Múltiple con Generador Magnético Permanente Masa del Chasis = 1.721 * diámetro del rotor 1953 Coste del Chasis = 17.92 * diámetro del rotor 1.672 Transmisión Directa Masa del Chasis = 1.228 * diámetro del rotor 1.953

Coste del Chasis = 627.28 * diámetro del rotor 0.85 Plataformas y raíles Masa de las plataformas y raíles = 0.125 * masa del chasis Coste de las plataformas y railes = masa * 8.7 3.4.1.13 Conexiones Eléctricas Las conexiones eléctricas, incluyendo conmutadores y el cableado de la torre, se han tomado del Estudio del Rotor WindPACT y se calculan como $40/kW de la potencia. Estos datos no han sido ajustados. Coste de la conexiones eléctricas = potencia * 40 [6] 3.4.1.14 Sistema hidráulico y de refrigeración Las estimaciones para el sistema hidráulico y de refrigeración se han tomado de los informes LWST. La masa es función de la potencia en kW. El coste es una función de la potencia como $/kW. Masa del sistema = 0.08 * potencia Coste del sistema = potencia * 12 3.4.1.15 Cubierta de la góndola Los costes de la cubierta de la góndola se derivan de datos del Estudio del Rotor WindPACT combinados con el Estudio del Tren de Transmisiones WindPACT y los datos de los informe LWST. Se ha obtenido una única función para todas las configuraciones de tren de transmisiones, ya que los datos escaseaban para desarrollar fórmulas individuales para las diferentes configuraciones de tren de transmisiones. Los cálculos son función de la potencia en kW. La fórmula de la masa de la cubierta de la góndola se deriva de la del coste. El coste de la cubierta de la góndola se toma del Estudio del Rotor WindPACT.



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Nacelle cost = 11.537 * machine rating + 3849.7 Nacelle mass = nacelle cost / 10 [6] 3.4.1.16 Control, Safety System, Condition Monitoring WindPACT studies identified a cost of $10,000 for control, safety, and condition monitoring systems for a 750-kW turbine. A slight scaling factor was applied for larger machines to take into 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 monitoring systems. 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 expected to 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 on discussions with industry development partners. 3.4.1.17 Tower The tower mass and cost scaling relationships were based primarily on the WindPACT studies [3, 6]. All towers discussed here are steel tubular towers. The tower mass is scaled with the product of the swept area and hub height, as shown in Figure 3. Given any turbine diameter, hub height, and tower mass, a comparison can be made between steel tubular towers. The initial WindPACT scaling studies provide a crude estimate of tower mass based on the most extreme base moment. Turbines are designed for trade-offs between buckling and overturning moment for a more precise set of load conditions. Fatigue loads are also estimated. The WindPACT rotor study baseline design [6] uses conventional technology circa 2002 and scales it up. The WindPACT rotor study final design [6] uses advanced technologies 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 show the trends for future design. Commercial turbines were compared with these WindPACT scaling relationships. This comparison 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 and tradeoffs for turbines with different rotors and hub heights. The WindPACT rotor study baseline design scaling relationship represents most commercial turbines today, but it may be somewhat conservative. The WindPACT rotor study final design scaling relationship may be achievable through technology innovation, but it results in mass projections much lower than what is commercially available today. The impact of towers with base diameters of greater than 4.3 meters is generally reflected in the transportation and erection costs, but these functions should be used carefully when looking at towers of much greater than 80 meters, as design tradeoff for transportation and erection will have a major impact on design.



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Coste de la góndola = 11.537 * potencia + 3849.7 Masa de la góndola = coste de la góndola / 10 [6] 3.4.1.16 Control, Sistema de Seguridad, Monitoreo Ambiental Los estudios WindPACT identifican un coste de $10,000 para control, y sistemas de seguridad, y de monitoreo ambiental para un aerogenerador de 750-kW. Se ha aplicado un pequeño factor de escala para considerar sensores y cableado adicionales en máquinas mayores. Sin embargo, estos datos están basados en diseños de 1999. Durante el comienzo de los 2000, los operadores tasaron los sistemas de monitoreo y sensores adicionales. Para considerar esto, este valor se aumenta a $35,000 en dólares 2002, para configuración terrestre, sin depender de la potencia o el tamaño. Se supone que los aerogeneradores marinos son más sofisticados y de mayor alcance, así que este número aumenta $55,000, sin depender de la potencia o el tamaño. Estas estimaciones burdas son resultado de discusiones con socios industriales para el desarrollo. 3.4.1.17 Torre Las funciones escaladas de masa y coste de la torre están basadas principalmente en los estudios WindPACT [3, 6]. Todas las torres consideradas aquí son tubulares. La masa de la torre se escala con el producto de la altura del buje y del área mojada, como se muestra en la Figura 3. Dado cualquier diámetro de aerogenerador, altura de buje y masa de l atorre, se puede hacer comparaciones entre torres de acero tubulares. Los estudios de escala WindPACT iniciales proporcionan una burda estimación de la masa de la torre en función del momento más extremo en la base. Los aerogeneradores se diseñan como una solución de compromiso entre el momento flector y el torsor para unas condiciones concretas de carga. También se estiman las cargas de fatiga. El diseño básico del Estudio del Rotor WindPACT [6] usa la tecnología convencional del 2002 y la escala. Este diseño básico final usa tecnología avanzada incluyendo retroalimentación en el sistema de control, acoplamiento flap-twist en la pala, y solidez reducida de pala junto con mayores velocidades típicas. Estos diseños finales muestran las tendencias para los diseños futuros. Se han comparado los aerogeneradores comerciales con estas relaciones de escala WindPACT. Esta comparación se hace bajo la hipótesis de que rotores diferentes tienen similares coeficientes de empuje. La masa de la torre, proporcionada por los fabricantes, se basa en un diseño hecho para varias condiciones de diseño y soluciones de compromiso con aerogeneradores de distintos rotores y alturas de buje. La relación de escala del diseño básico del Estudio del Rotor WindPACT representa a los aerogeneradores más comerciales hoy en día, pero puede ser algo conservativo. La relación de escala del diseño final del Estudio del Diseño del Rotor WindPACT puede alcanzarse mediante innovación tecnológica, pero los resultados de las proyecciones de masa son mucho menores de lo disponible comercialemente hoy en día. El impacto de las torres con diámetros de la base mayores de 4,3 metros se refleja generalmente en los costes de transporte y de construcción, pero estas funciones deben usarse con cuidado en torres mayores de 80 metros, ya que un compendio entre transporte y construcción tendrá un mayor impacto en diseño.



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Figure 3. Tower mass scaling relationship. Baseline: mass = 0.3973 * swept area * hub height - 1414 Advanced: mass = 0.2694 * swept area * hub height + 1779 WindPACT cost of steel was $1.50/kg in 2002 dollars. The tower cost is computed as follows: Total Cost = mass * 1.50 The cost is then escalated using the PPI to the appropriate year dollars. 3.4.1.18 Foundation Foundation estimates are based solely on the WindPACT rotor study report. Foundations used to develop these estimates were primarily based on a design by Patrick and Henderson that can generally be described as a hollow drilled pier. These foundations are approximately the diameter of the tower base and may be 30 or more feet in depth. A number of alternate foundation designs are possible that will vary based on local soil conditions. No attempt has been made here to try to evaluate different design approaches. Foundations were scaled as a function of hub height times rotor swept area, which is directly proportional to the tower overturning moment. No mass data were calculated for the foundation. Foundation cost = 303.24 * (hub height * rotor swept area) 0.4037



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Figure 3. Relación de escala de la masa de la torre. Básico: masa = 0.3973 * area mojada * altura del buje - 1414 Avanzado: masa = 0.2694 * area mojada * altura del buje + 1779 Los costes del acero fueron $1.50/kg en dólares 2002 dollars según WindPACT. El coste de la torre se calcula como sigue: Coste total = masa * 1.50 El coste se escala después usando el PPI para dólares del año apropiado. 3.4.1.18 Cimientos Las estimaciones para los cimientos sólo están basadas en el informe del Estudio del Rotor WindPACT. Los cimientos usados para desarrollar estas estimaciones se estimaron en principio basándose en un diseño de Patrick and Henderson que puede describirse en general como cimentación mediante pilotes. Estos cimientos son aproximadamente del diámetro de la base de la torre y pueden ser de 30 o más pies de profundidad. Son posibles un gran número de diseños alternativos de cimientos que pueden variar basadas en las condiciones locales del suelo. Aquí no se ha intentado evaluar los alcances de distintos diseños. Los cimientos se escalann como función de la altura del buje y del area mojada del rotor, que es directamente proporcional al momento torsor de la torre. Los datos de masa no se han calculado para estos cimientos. Coste de cimientos = 303.24 * (altura del buje * area mojada del rotor) 0.4037



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3.4.1.19 Transportation The transportation estimate was taken from the WindPACT logistics study [3] and is a function of machine rating. These costs reflect the large cost increases required for 3- and 5-MW turbines if transported and erected onshore. Transportation cost factor $/kW =

1.581E-5 * machine rating2 - 0.0375 * machine rating + 54.7 Transportation cost = machine rating * cost factor above 3.4.1.20 Roads, Civil Work Estimates for roads and civil work were taken directly from the WindPACT logistics study [3]. These estimates include modifications to road widths and crane pads to handle larger machines. Cost is a function of machine rating in kW. Roads, civil work cost factor $/kW =

2.17E-6 * machine rating 2 - 0.0145 * machine rating + 69.54 Roads, civil work cost = machine rating * cost factor above 3.4.1.21 Assembly and Installation Data for this relationship come from the WindPACT rotor study, which developed a formula based on $/kW of machine rating. This formula was not used. Instead, it was found that a relationship based on hub height times rotor diameter gave almost a straight line relationship. Though both of these relationships give a close-to-linear relationship, it is believed that a function that takes into account the physical size of the largest components will give a more direct relationship as these components change in size. This relationship was used in the model. It is probable that some type of step function will be more appropriate in the future to take into account changes in requirements for different crane models as tower height increases. The data to develop such a function may be available in the WindPACT Logistics Study [3], but further evaluation is needed. Assembly and installation = 1.965 * (hub height * rotor diameter) 1.1736 3.4.1.22 Electrical Interface/Connections Electrical interface covers the turbine transformer and the individual turbine's share of cables to the substation. These data originally carne from the WindPACT balance-of-station study [5] and were used in this model as originally derived. Electrical interface/connection cost factor $/kW =

3.49E-6 * machine rating 2 - 0.0221 * machine rating + 109.7 Electrical interface/connection cost = machine rating * electrical cost factor above



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3.4.1.19 Transporte La estimación del transporte se toma de los estudios logísticos WindPACT [3] y es función de la potencia. Estos costes reflejan el gran aumento de costes requerido para aerogeneradores de 3 y 5 MW si se transportan y erigen en tierra. Factor de coste de transporte $/kW =

1.581E-5 * potencia2 - 0.0375 * potencia + 54.7 Coste de Transporte = potencia * cost factor above 3.4.1.20 Carreteras, Trabajo Civil Las estimaciones para las carreteras y el trabajo civil se toman directamente del Estudio Logístico WindPACT [3]. Estas estimaciones incluyen modificaciones en la anchura de las carreteras y crane pads para manejar grandes máquinas. El coste en función de la potencia en kW. Factor de costes de carreteras y trabajo civil $/kW =

2.17E-6 * potencia 2 - 0.0145 * potencia + 69.54 Coste de carreteras y trabajo civil = potencia * factor de coste anterior 3.4.1.21 Instalación y Montaje Los datos para estas funciones provienen del Estudio del Rotor WindPACT, el cual desarrolla una fórmula basada la relación $/kW de potencia. Esta fórmula no se usa. En vez de ella se ha encontrado una fórmula casi lineal en función de la altura del buje y del diámetro del rotor. Aunque ambes relaciones son cercanas a una linear, se cree que una función que tenga en cuenta el tamaño físico de los componentes mayores proporcionará una relación más directa según éstos cambien de tamaño. Esta es la relación que se ha usado en el modelo. Es probable que alguna otra función de medida sea más apropiada en un futuro para tener en cuenta los cambios en los requerimientos de los diferentes modelos de grúas según aumenta la altura de la torre. Los datos para desarrollar esta función están disponibles en el Estudio Logístico WindPACT [3], pero es necesario evaluarlos más profundamente. Instalación y Montaje = 1.965 * (altura del buje * diámetro del rotor) 1.1736 3.4.1.22 Interfaces Eléctricas y Conexiones La interface eléctrica engloba al transformador del aerogenerador y la porción de cables del aerogenerador hasta la subestación. Estos datos proceden originalmente del Estudio del Balance de la Estación WindPACT [5] y se han usado en este modelo como se obtuvieron originalmente. Factor de coste de las interfaces eléctricas y conexiones $/kW =

3.49E-6 * potencia 2 - 0.0221 * potencia + 109.7 Coste de las interfaces eléctricas y conexiones = potencia * factor de coste anterior



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3.4.1.23 Engineering, Permits Engineering and permits covers the cost of designing and permitting the entire wind facility, allocated on a turbine-by-turbine basis. These costs are highly dependent upon the location, environmental conditions, availability of electrical grid access, and local permitting requirements. The formulas provided here were first derived from the WindPACT balance-of-station cost study [5] and were used in this model without modification. Engineering, permits cost factor $/kW = 9.94E-4 * machine rating + 20.31 Engineering, permits cost = machine rating * engineering, permits cost factor above 3.4.1.24 Levelized Replacement Cost Levelized replacement cost is a sinking fund factor to cover long-term replacements and overhaul of major turbine components, such as blades, gearboxes, and generators. The WindPACT rotor study originally developed this number from a Danish study. Additional crosschecking of this with limited U.S. experience lowered this number for use in the LWST Project. The LWST factor is used in this model. This term is based on $/kW/year. Work is under way to develop more sophisticated models of this function based on actual wind farm experience in the United States. However, as of this writing, no improved estimate is available. LRC cost factor = $10.7/kW machine rating Annual LRC = machine rating * LRC cost factor above 3.4.1.25 Operations and Maintenance O&M cost covers the day-to-day scheduled and unscheduled maintenance and operations cost of running a wind farm. Different wind turbine designs, due to varying complexity, may have different O&M costs. However, many new configurations have insufficient operating experience to extract a meaningful O&M cost history. Industry cost estimates range from 0.5¢/kWh to more than 1 ¢/kWh. The LWST project in 2002 recommended a cost factor of 0.7 ¢/kWh, regardless of machine size or configuration. This allowed studies to determine the impact of other technology elements on COE without factoring in O&M cost impacts, which were extremely difficult to estimate at the time. New work is under way to evaluate O&M costs based on actual wind farm experience in the United States. Preliminary results from these studies indicate that the cost per kWh can change significantly between installations of the same machine based on wind farm size, tower height or other operational factors. This indicates that a fixed cost per kWh for O&M is inappropriate. Work is underway to better quantify these effects and build the varying factors into the model. Until this work is concluded, the fixed cost of $0.007kWh is being retained as the best estimate available. Land-based O&M cost in $ = 0.007 * AEP



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3.4.1.23 Ingeniería y Permisos Los permisos ingenieriles cubren el coste de planificación y permisos de la instalación eólica completa, formada en base a aerogeneradores consecutivos. Estos costes dependen mucho de la localización, las condiciones ambientales, la disponibilidad del acceso a la red de suministro, y los requerimientos de los permisos locales. Las fórmulas proporcionadas aquí derivan desde un principio del Estudio del Coste del Balance de la Estación WindPACT [5] y se han usado en este modelo sin incluir modificaciones. Factor de Coste de los Permisos Ingenieriles $/kW = 9.94E-4 * potencia + 20.31 Coste de los Permisos Ingenieriles = potencia * factor de coste anterior 3.4.1.24 Coste de Reemplazamiento Medio El coste de reemplazamiento medio es un factor de fondos de inversión que cubre las sustituciones a largo plazo y la puesta a punto de los componentes principales del aerogenerador, como palas, multiplicadoras y generadores. El Estudio del Rotor WindPACT obtuvo estos números originalmente de un estudio danés. Tras contrastar estos números con datos estadounidenses, se ajustaron a la baja para los proyectos LWST. El factor LWST es el que se usa en este modelo. Este término está basado en $/kW/año. Están en marcha estudios para desarrollar modelos más sofisticados de esta función basados en datos de campos eólicos en los EEUU. Sin embargo, para este escrito, no se ha dispuesto de dichas mejoras. Factor de coste LRC = $10.7/kW potencia LRC anual = potencia * LRC factor de coste anterior 3.4.1.25 Operaciones y Mantenimiento El coste de O&M cubre los costes de operaciones y mantenimiento programados y los no programados del funcionamiento de un campo eólico. Distintos diseños de aerogeneradores, debido a que tienen complejidad variable, tendrán diferentes costes de O&M. Sin embargo, muchas de las configuraciones nuevas carecen de suficiente experiencia operativa como para poder extraer una historia de costes de O&M significativa. Las estimaciones de costes de la industria varían desde 0.5¢/kWh a más de 1 ¢/kWh. El proyecto LWST de 2002 recomienda un factor de coste de 0.7 ¢/kWh, independientemente de la potencia o de la configuración de la máquina. Esto permite que los estudios determinen el impacto de otros elementos tecnológicos en el COE sin escalar los impactos del coste de O&M, que han sido extremadamente difíciles de estimar por el momento. Hay nuevos trabajos en marcha para evaluar los costes de O&M basados en los datos de campos eólicos de EEUU. Resultados preliminares de estos estudios indican que el coste por kWh puede cambiar significativamente entre instalaciones de la misma máquina dependiendo del tamaño del campo eólico, de la altura de la torre y de otros factores operacionales. Estos nos indica que un coste por kWh fijo para el O&M es inapropiado. Se están realizando estudios para cuantificar mejor estos efectos e implementar factores de variación en el modelo. Hasta que este trabajo esté concluído, se retiene como mejor estimación un coste fijo de $0.007kWh. Coste de O&M en $ del aerogenerador de tierra = 0.007 * AEP



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3.4.1.26 Land Lease Costs Wind turbines normally pay lease fees for land used for wind farm development.. This cost is principally based upon the land used by the turbine. The factors applied in different wind farm developments vary widely depending on the wind class of the particular site, the nature and value of the land, and the potential market price for the wind. No single number or model is currently available to predict these costs based on turbine rating, size, or wind class. The number used in this model is based on a cost kWh of production making it highly variable with wind class and machine performance. This cost was proposed for the LWST Project and defined in the report on pathways analysis [8]. While the use of a cost kWh appears inappropriate in the long run, this number is currently frozen at $0.00108lkWh until better information is available. LLC cost = $0.00108/kWh * AEP 3.4.2 Offshore Elements The turbine cost and scaling model was originally developed for land-based technology. The need to evaluate offshore wind technology led to expanding the model. The majority of cost for land-based components will not be affected by offshore designs, so the models proposed here for turbine subsystems and components are believed to be appropriate for offshore. Some of the cost factors used for both land-based and offshore differ for the two different types of installation. If there are differences, they are noted below. A few additional elements of cost specific for offshore installation and preparation must be added. These factors are discussed below. The data for deriving these factors are extremely meager and are primarily based on magazine articles or private industry communications converted to scaling factors. Where data are public domain, they have been referenced. At this time, the model only handles shallow water installations. In most cases, these numbers are very rough estimates, and each area is one in which more in-depth research is required for the development of offshore technology. Data provided for the Shallow Water installation here are primarily based on a 500 MW wind farm using 167, 3 MW turbines. These machines would have a rotor diameter of 90 meters and a hub height of 80 meters. This wind farm would be installed in 10 meter water depth 5 miles from shore. Array spacing would be 7 rotor diameters by 7 rotor diameters. This is assumed to be a mature design with mature component productions. This baseline turbine and the sources of many of the factors below are described in greater detail in [13], a draft report to be published by NREL in the near future. 3.4.2.1 Marinization The Marinization component covers special preparation for all components to increase their survivability in the extremes of an offshore ocean environment. These preparations include special paints and coatings, improved seals for gearboxes, generators, electrical components, and electrical connections. It is calculated as a percentage of all turbine costs from the tower up. The percentage used in the current model was derived from data published in a range of European journals. These numbers suggest marinization factors of between 10% and 15% [10].



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3.4.1.26 Costes de Arrendamiento del Terreno Los aerogeneradores normalmente pagan menos tasas de alquiler del terreno para que se desarrollen los campos eólicos. Este coste se basa principalmente en el uso del terreno por el aerogenerador. Los factores aplicados en el desarrollo de los distintos campos eólicos varían ampliamente dependiendo de la clase del viento del emplazamiento, la naturaleza y el valor de la tierra y el precio del mercado potencial del viento. Actualmente, ningún número o modelo están disponibles para predecir estos costes basados en la potencia, tamaño o clase del viento del aerogenerador. El número usado en este modelo se basa en el coste por kWh de producción haciéndolo altamente variable con la clase de viento y la actuación de la máquina. Este coste fue propuesto paralos proyectos LWST y fue definido en el informe Análisis de Senderos Tecnológicos [8]. Mientras el uso del coste en kWh parece inapropiado a largo plazo, este número actualmente se toma como $0.00108/kWh hasta que esté disponible mejor información. Coste LLC = $0.00108/kWh * AEP

3.4.2 Elementos de la Configuración Marin El coste del aerogenerador y el modelo de escala se desarrollan originalmente para aerogeneradores de tierra. La necesidad de evaluar tecnología marina ha permitido expandir el modelo. La mayor parte del coste de componentes terrestres no afecta a los diseños marinos, así que se cree que los modelos aquí propuestos para subsistemas y componentes de aerogeneradores son los apropiados para la configuración marina. Algunos de los factores usados para ambas configuraciones, marina y terrestre, se diferencian por los dos distintos tipos de instalación. Si sa dan diferencias, se anuncian a continuación. Deben añadirse algunos elementos de coste específicos preparación e instalación de la configuración marina. Estos factores se discusen a continuación. Los datos de los que derivan estos factores son extremadamente exiguos y se basan principalmente en artículos de revistas o en comunicados privados industriales convertidas con factores de escala. Cuando los datos son de dominio público, han sido referenciados. En este momento, el modelo sólo considera instalaciones de aguas poco profundas. En la mayor parte de los casos, estas estimaciones son burdas y en cada área se requiere de más datos de mayor profundidad para desarrollar tecnología marina. Los datos aquí proporcionados para instalaciones de aguas poco profundas se basan principalmente en un campo eólico de 500 MW con 167 aerogeneradores, de 3 MW. Estas máquinas tendrán un diámetro del rotor de 90m y una altura del buje de 80m. Este campo eólico se instalará en una profundidad de 10m y a 5 millas de la costa. El espaciado del conjunto será de 7 en 7 diámetros de rotor. Se supone que es un diseño maduro con componentes de producción madura. Esta turbina básica y las fuentes de muchos de los factores enunciados a continuación se describen con más detalle en [13], un borrador de un informe que el NREL publicará próximamente.

3.4.2.1 Marinización

El componente de marinización considera la preparación especial de todos los componentes para aumentar su resistencia al ambiente extremo oceánico. Esta preparación incluye pinturas y recubrimientos especiales, cierres herméticos mejorados para multiplicadoras, generadores, componentes eléctricos y conexiones eléctricas. Se calcula como un porcentaje del coste de todos los aerogeneradores desde que han sido alzados. El porcentaje usado en el modelo actual se deriva de los datos publicados en una selección de revistas Europeas. Estos números sugieren unos factores de coste de marinización de entre el 10% y el 15% [10].



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A number of 13.5 % has been chosen for the baseline model. This is a rough estimate and may vary with the design. Marinization cost = 13.5% of turbine and tower costs. 3.4.2.2 Offshore Support Structure Land-based turbines are normally installed on concrete foundations. Offshore turbines must be attached to a form of foundation that extends from sea bed to sea level so that the tower can be affixed atop it. These foundations can take several forms, but the most often used is a driven pile (a steel pile driven into the sea bed) that protrudes above the water line. The wind turbine tower is bolted to the top of this structure. The cost for installing such a pile is normally significantly greater than the basic concrete footers used for a land-based turbine. Costs in this model were derived from a University of Massachusetts study [11], augmented with private industry communications expressed as a function based on machine rating. Effort is under way to develop engineering-based models for these structures. Offshore support structure cost = 300 * machine rating Cost is in 2003 dollars. 3.4.2.3 Offshore Transportation There are two elements of transporting an offshore wind turbine. One element is to get the turbine components to the port staging and assembly arca. The second is to get the assembled turbine to the installation site. This second of these cost elements is covered in the offshore installation cost (see Section 3.4.2.5). The cost element in the offshore transportation category (somewhat of a misnomer) covers only the cost of bringing the components to the assembly site onshore. The costs for 3 to 5 MW turbines show a significant increase over smaller machines due to the premiums for moving such large structures over the road or by rail to wind farm sites in the central plains. These costs may be significantly reduced by locating fabrication facilities close to the port and staging areas. For the estimates in this model, the scaling formulas developed in the WindPACT studies were used. These are the same factors as described in Section 3.4.1.19 above. Offshore transportation cost factor $/kW =

1.581E-5 * machine rating 2 - 0.0375 * machine rating + 54.7 Offshore transportation cost = machine rating * cost factor above 3.4.2.4 Port and staging equipment Offshore wind installations require unique facilities to install and maintain operation. Special ships and barges are needed for installing piles, setting towers and turbines, laying underwater electrical lines, and providing ongoing servicing. Long-term data on these costs are still sketchy. The costs available to date are based on private industry communications



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Se ha seleccionado para el modelo básico un porcentaje del 13.5 %. Esta es una estimación burda y debería variar con el diseño. Coste de Marinización = 13.5% del coste de turbina y torre. 3.4.2.2 Estructura de Soporte Marino Los aerogeneradores terrestres se instalan normalmente en cimientos de hormigón. Los aerogeneradores marinos deben de estar fijados con un tipo de cimientos que se extienda desde el lecho marino al nivel del mar de modo que la torre pueda fijarse sobre el mismo. Estos cimientos pueden tomar distintas formas, pero la más utilizada es la de pilote (un pilar de acero clavado en el lecho marino) que sobresale de la línea de flotación. La torre del aerogenerador se atornilla a la parte superior de esta estructura. El coste de instalar este pilar es significativamente mayor que las básicas zapatas de hormigón usadas en los aerogeneradores terrestres. Los costes en este modelo provienen del Estudio de la Universidad de Massachusetts [11], ampliados con comunicados industriales privadas que están expresadas en función de la potencia. Se están realizando esfuerzos por desarrollar modelos de base ingenieril para estas estructuras. Coste de la estructura de soporte marino = 300 * potencia Coste en dólares 2003. 3.4.2.3 Transporte Marino Hay dos elementos a considerar en el transporte de un aerogenerador marino. El primero es el transporte de los componentes del aerogenerador hasta el área de montaje y al pantanal. El segundo es el transporte del aerogenerador montado al emplazamiento. Este segundo coste se considera en el Coste de Instalación Marino (ver Sección 3.4.2.5). Este elemento del coste de la categoría de transporte marino (de algún modo mal empleado) considera sólo el coste de llevar los componentes al lugar de ensamblaje en tierra. El coste de aerogeneradores de 3 a 5 MW muestra un aumento significativo sobre máquinas más pequeñas debido a las primas de seguro por mover estructuras tan grandes por carretera o en tren hasta los campos eólicos de las llanuras centrales. Estos costes pueden reducirse significativamente si las fábricas se sitúan cerca de los puertos y pantalanes. Para las estimaciones de este modelo, se usan las fórmulas de escala desarrolladas en los estudios WindPACT. Estos son los mismos factores descritos en la sección 3.4.1.19 anterior. Factor de coste de transporte marino $/kW =

1.581E-5 * potencia 2 - 0.0375 * potencia + 54.7 Coste de transporte marino = potencia * factor de coste anterior 3.4.2.4 Equipo de puerto y profundidad

Las instalaciones eólicas marinas requieren instalaciones únicas para instalar y mantener la operación. Se necesitan barcos y barcazas especiales para instalar los pilares, las torres y turbinas, las líneas eléctricas marinas y el servicio en curso. Los datos a largo plazo de estos costes siguen siendo poco precisos. Los costes disponibles hasta la fecha se basan en comunicados privadas industriales escaladas con la potencia y contrastadas con datos publicados en revistas europeas. Pocos datos detallados industriales están disponibles.



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converted to a scaling factor based on machine rating, and cross-checked with some data published in European journals. Little hard detailed industry data are available. Port and staging equipment = 20 * machine rating 3.4.2.5 Offshore Turbine Installation In the future, to help lower costs, specialized equipment should be developed for installing turbines on piles or floating platforms. Ocean-going cranes and special barges capable of station keeping in currents and winds will be needed to allow erection of the turbine. An alternative to special ships with cranes will be land-based cranes loaded onto special barges and maneuvered into place for installation. Regardless, it is expected that the installation of very large offshore turbines will be more cost effective in the long run than similar land-based installations, due to the greater hauling capacity of barges and lifting capacity of offshore crane equipment. For shallow water installation, this cost element also includes transport of the turbine from shore to the installation site. In the future a separate cost element will need to be developed for transport of turbines to sites further offshore. Costs in this model are once again based on private industry communications converted to a scaling factor according to machine rating. Offshore turbine installation = 100 * machine rating Cost is in 2003 dollars. 3.4.2.6 Offshore Electrical Interface and Connection In most cases, offshore wind installations will require their own electrical transmission system to bring the turbine power to shore. In addition to the connections to shore, underwater electrical cables will be required to go from turbine to turbine to gather the turbine power. Some forms of redundancy may also be considered for such installations. Because few such large-scale installations have been built, very little detailed information for this cost element has been developed, though a modeling effort is under way. The costs in this element include the cost of cabling between turbines and the cable to interconnect the grid at the shore. Costs in this model are based on calculations and data developed for the first DOE offshore white paper [12].The cost for cable and other equipment for this calculation carne from an internal DOE/NREL study and a report that has not been published. This number should be used with significant care, as it is calculated specifically based on a distance to shore of 5 miles, a water depth of 10 meters, and an array spacing of 7 by 7. Changes to any of these factors would be expected to change this number significantly, as the electrical cost factor is primarily driven by cable cost. Work is underway to develop an improved model that will adjust electrical interconnect costs based on all of these factors. It is hoped that this work will be completed in 2007. Offshore electrical interface and connection cost = 260 * machine rating Cost is in 2003 dollars.



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Equipo de puerto y profundidad = 20 * potencia 3.4.2.5 Instalación del Aerogenerador Marino En el futuro, para ayudar a bajar los costes, debe desarrollarse equipo especial para instalar los aerogeneradores en los pilares o en las plataformas flotantes. Para alzar al aerogenerador se necesitan grúas marinas y barcazas especiales capaces de mantenerse bajo condiciones de viento y corrientes. Una alternativa a estos barcos especiales son las grúas de tierra montadas sobre barcazas especiales y manipuladas en el emplazamiento para la instalación. A pesar de esto, se espera que la instalación de aerogeneradores marinos muy grandes cueste menos a largo plazo que instalaciones similares terrestres, debido a la gran capacidad de transporte de las barcazas y la capacidad de elevación de las grúas marinas. Para instalaciones de agua poco profundas, este coste incluye también el transporte del aerogenerador desde la costa al emplazamiento. En un futuro será necesario desarrollar un coste de forma separada para el transporte de aerogeneradores a emplazamientos más alejados de la costa. Los costes de este modelo se basan de nuevo en comunicados privados de la industria escalados de acuerdo con la potencia. Instalación del aerogenerador marino = 100 * potencia Costes en dólares 2003. 3.4.2.6 Conexiones e Interfaces Eléctricas Marinas En muchos casos, las instalaciones eólicas marinas requieren de su propio sistema de transmisión eléctrico para transportar la potencia del aerogenerador a la costa. Además de las conexiones de tierra, se requieren cables eléctricos submarinos que conecten los aerogeneradores para reunir la potencia eólica. Se consideran varias redundancias en estas instalaciones. Ya que se han construido pocas instalaciones a gran escala, se ha desarrollado poca información detallada de este coste, aunque se está modelando. El coste incluye el de cableado entre aerogeneradores y el del cable de conexión de la red a la costa. Los costes de este modelo se basan en los cálculos y los datos desarrollados por el primer Artículo Blanco Marino del Doe [12]. El coste por cable y otros equipos para estos cálculos provienen de un estudio interno del DOE/NREL y de un informe que todavía no han sido publicados. Este número debe usarse con cuidado especial, ya que está calculado en concreto para una distancia a la costa de 5 millas y una profundidad de 10m y un espaciado entre aerogeneradores de 7 a 7. Cualquier cambio en estos factores afectará al número significativamente, ya que el factor de coste eléctrico es función principalmente del coste del cable. Se está desarrollando un modelo mejorado que ajuste los costes de las interconexiones eléctricas basadas en estos factores. Se espera que esté completo en el 2007. Coste de las conexiones e interfaces eléctricas marinas = 260 * potencia Costes en dólares 2003.



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3.4.2.7 Offshore Permits, Engineering, and Site Assessment Permitting, developing detailed engineering plans, and measuring wind conditions for an offshore site are all more complicated and time consuming than for a land-based site, as there is a minimum of experience developed for the process. Initial estimates for these costs are quite high, as the first offshore wind farms developed have had to go through an extensive developmental process. The costs in this model are based on private industry communications converted to a $/kW scaling factor. During the first of such installations in the United States, these costs are expected to fluctuate as new agencies and states become involved in the process. However, over time, they would be expected to come down as the process is better understood and streamlined. Offshore permits, engineering, and site assessment cost = 37 * machine rating Cost is in 2003 dollars. 3.4.2.8 Personnel Access Equipment Wind turbines located offshore must be accessed from marine vessels, small boats, or helicopters for servicing. The environment will present many hazards for those performing this service. To improve the safety for these operations, special personnel access equipment will be required. Aside from typical equipment such as for fall protection, servicing may require special boat access ramps or docking equipment, lifesaving equipment located at each turbine, special tool lifts, and emergency survival equipment in case service personnel are stranded at a turbine. The full scope of these requirements will be developed over time, as additional facilities are developed and the needs identified. The initial estimates in this document were developed from private industry communications and cross-checked with such published industry numbers when available. Personal access equipment = $60,000 /turbine (regardless of turbine rating) Cost is in 2003 dollars. 3.4.2.9 Scour Protection Shallow-water turbines will be mounted on towers or piles that are fixed to the ocean bottom. These foundations may be driven piles or large concrete footers sitting on the bottom. In any case, currents swirling around the base of the footing will have a tendency to scour bottom material from the base, causing danger of foundation failure. To mitigate against such scouring, rip rap (graded boulder and rock) may be placed around the base to reduce the effects of such currents. Cost for this can be relatively easily estimated depending upon the level of current and the nature of the seabed. Cost estimates in this model are currently based on private industry communications converted to a scaling factor by machine rating. Scour protection = 55 * machine rating Cost is in 2003 dollars.



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3.4.2.7 Permisos, Ingeniería y Valoración del Emplazamiento Marino Los permisos, el desarrollo de los planes detallados ingenieriles y la medida de las condiciones del viento de un emplazamiento marino son todos ellos más complicados y costosos en tiempo que para el caso terrestre, ya que hay mínima experiencia en ello. Las estimaciones iniciales de estos costes son bastante altos, ya que los primeros campos eólicos desarrollados han pasado por un extenso proceso de desarrollo. Los costes en este modelo se basan en comunicados privados de la industria escalados mediante el factor $/kW. Para las primeras de estas instalaciones en los EEUU, se esparaba que estos costes fluctuaran mientras nuevas compañías y estados se involucraban en el desarrollo. Sin embargo, al pasar el tiempo, se esparaba que se redujeran mientras el desarrollo se entendía y se racionalizaba mejor. Coste de permisos, ingeniería y valoración del emplazamiento marino = 37 * potencia Costes en dólares 2003. 3.4.2.8 Equipo de Acceso de personal Los aerogeneradores marinos deben poder ser accesibles desde buques, barcos pequeños o helicópteros para ser revisados. El ambiente será peligroso para aquellos encargados de la revisión. Para mejorar la seguridad de estas operaciones, se necesita equipo de acceso de personal especial. A parte del equipo típico como el de protección anticaída, el servicio requiere rampas de acceso para barcos especiales o equipo de puerto, equipo salvavidas para cada aerogenerador, herramientas especiales de elevación, y equipo de supervivencia de emergencia en caso de que el personal de servicio quede aislado en el aerogenerador. El alcance de estos requerimientos se desarrollará con el tiempo, según se desarrollen instalaciones adicionales y se identifiquen las necesidades. Las estimaciones iniciales de este documento se han desarrollado de cominicados industriales privados que se han contrastado con los datos publicados por la industria cuando han estado disponibles. Equipo de acceso de personal= $60,000 /aerogenerador (independiente de la potencia) Costes en dólares 2003. 3.4.2.9 Protección contra el Arrastre Los aerogeneradores de aguas poco profundas se montan sobre pilares que se fijan al fondo marino. Estos cimientos pueden ser pilotes o zapatas de hormigón emplazados en el fondo. En ambos casos, las corrientes alrededor de la base tenderán a arrastrar material del fondo de la base, causando peligro de fallo de la cimentación. Para mitigar este arrastre, se coloca un rip rap (rocas y pedruscos graduados) alrededor de la base para reducir los efectos de estas corrientes. Este coste se estima relativamente fácilmente dependiendo del nivel de la corriente y de la naturaleza del lecho marino. La estimación de este coste en este modelo se basa en comunicados privados de la industria escalados con la potencia. Protección contra el arrastre = 55 * potencia Costes en dólares 2003.



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3.4.2.10 Surety Bond Offshore installations, once decommissioned at the end of their lifetimes, may present long-term navigational hazards. Once developed, it is unlikely that good wind sites will be abandoned. However, there is the possibility that older foundation or support structures may need to be removed when turbines are replaced. To guarantee that funds are provided for removing these older structures, a surety bond is provided for. This is a percentage of the ICC less the offshore warranty cost. Surety bond cost = 3% (ICC - offshore warranty cost) 3.4.2.11 Offshore Warranty Premium Offshore turbines operate in an extreme environment. Because of this and their remote location, many manufacturers believe that providing an adequate warranty will represent a greater risk than for land-based installations. As offshore installations become more common and operational history improves, warranty cost would be expected to be adjusted appropriately. Current warranty estimates are based on private industry communications. Additional study and experience is required to improve the current estimate. Offshore warranty premium = 15.0% of turbine and tower cost 3.4.2.12 Offshore Levelized Replacement Cost LRC is a sinking fund factor to cover long-term replacements and overhaul of major turbine components, such as blades, gearboxes, and generators. Offshore installations are believed to carry a higher risk of wear and damage that will require more frequent replacements and overhaul. The estimate of LRC for offshore installations has been developed based on private industry communications and converted to a scaling factor based on $17/kW. Offshore LRC = 17 * machine rating Cost is in 2003 dollars. 3.4.2.13 Offshore Bottom Lease Cost As on land, the surface space a turbine occupies is not free. Someone inevitably holds the rights to the ocean floor in a particular region. Most of these rights are held by the Federal or State governments, and a cost for leasing these sites will be incurred (similar to offshore drilling leases). The cost in this model is based on the same approach as the land-based model on a fixed cost of $.00108/kWh of production. This estimate may change as a better understanding of offshore leasing arrangements is developed. Offshore bottom lease cost = 0.00108 * AEP



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3.4.2.10 Fianza de Caución Las instalaciones marinas, una vez desmanteladas al final de su vida útil, pueden presentarse como un peligro para la navegación a largo plazo. Tras desarrollarse, es improbable que los emplazamientos con buenas condiciones de viento se abandonen. Sin embargo, existe la posibilidad de que los cimientos o las estructuras de soporte viejas necesiten ser extraídas al reemplazar al aerogenerador. La fianza de caución se proporciona para garantizar que hay fondos para poder extraer estas estructuras viejas. Esta se constituye como un porcentaje del ICC menos el coste de garantía marino. Coste de la fianza de caución = 3% (ICC – coste de garantía marino) 3.4.2.11 Prima Marina del Seguro Los aerogeneradores marinos operan en un ambiente extremo. Por este motivo y su localización remota, muchos fabricantes creen que proporcionar un seguro adecuado constituirá mayor riesgo que para las instalaciones de tierra. Como las instalaciones marinas se están haciendo más comunes y su historial de operación está mejorando, se espera que el coste del seguro se ajuste apropiadamente. El coste del seguro actual se basa en comunicados privados industriales. Es necesario mejorar esta estimación con estudio y experiencia adicional. Prima de seguro de la configuración marina = 15.0% del coste de turbina y torre 3.4.2.12 Coste de Reemplazo Medio Marino El LRC es un factor de disminución de fondos para cubrir sustituciones a largo plazo y reparaciones de los componentes principales del aerogenerador, tales como las palas, las multiplicadoras y los generadores. Se cree que las instalaciones marinas soportan mayor riesgo de desgaste y deterioro, y requieren sustituciones y reparaciones más frecuentes. El LRC estimado LRC para instalaciones marinas se ha obtenido basado en comunicados privados de la industria y escalados con factor basado en $17/kW. LRC marino = 17 * potencia Coste en dólares 2003. 3.4.2.13 Coste de Arrendamiento del Fondo Marino Como en tierra, el espacio ocupado por un aerogenerador no es gratis. Inevitablemente alguien tiene los derechos del suelo del océano en una región particular. Muchos de esos derechos los tienen los gobiernos estatales o federales y se incurre en un coste de arrendamiento de estos emplazamientos (similar al arrendamiento de perforación marino). En este modelo el coste se basa en la misma aproximación que el modelo de tierra, fijado en un coste de $.00108/kWh de la producción. Esta estimación puede cambiar según se desarrolle un mejor entendimiento de los acuerdos de arrendamiento marinos. Coste de arrendamiento del fondo marino = 0.00108 * AEP



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3.4.2.14 Offshore O&M Because of the extreme operating environment, the remote location, and the specialized access and servicing equipment (barges, ships, boats) needed, offshore O&M costs are expected to be much higher than those for land-based installations, at least during the early period of development. The magnitude of these costs will be a strong driver in advancements in turbine design and operational reliability. As experience and equipment improve, O&M costs will be expected to fall. For this model, initial offshore O&M costs are expected to be almost three times that of current onshore estimates. Costs are estimated on a $0.02/kWh basis. Offshore O&M cost = 0.02 * AEP Cost in 2003 dollars. 3.5 AEP The AEP spreadsheet is designed to compute annual energy capture and other related factors for a wind turbine specified by certain generic input parameters. Notably, these parameters do not include blade geometry, airfoil performance, or even a Coefficient of Power (Cp) versus tip-speed-ratio (k) curve. Only a peak CP is given, and the λ at which it occurs. This strategy enables parametric studies around the available parameters to be completed. The AEP spreadsheet works by dividing up the operational range into ¼ m/s bins. In each bin, necessary parameters such as hub power, drive-train efficiency, and total energy are computed. Important parameters such as energy capture and capacity factor are computed from the column totals. 3.5.1 Inputs The inputs include the following:

• 50-m wind speed • Weibull K parameter • Rated power • Rotor diameter • Hub height • Altitude above mean sea level • Rotor peak Cp, which is called Cp

* below • Tip speed ratio (A) at which Cp

* occurs, which is called λ* below • Maximum rotor tip speed Region 2 ½ slope • Power law shear exponent (shear) • Three conversion efficiency constants described below

The following two parameters are specified but could be modified if desired:

• Cut-in wind speed • Cut-out wind speed



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3.4.2.14 O&M Marino Debido al ambiente de operación extremo, el emplazamiento remoto, el acceso especial y el equipo de servicio especial (barcazas, barcos, botes) necesarios, se espera que los costes de O&M sean mucho mayores que los de instalaciones terrestres, al menos durante el primer periodo de desarrollo. La magnitud de estos costes será un fuerte catalizador de los avances en el diseño del aerogenerador y de la fiabilidad operacional. Según mejora el equipo y la experiencia, se espera que se reduzcan los costes de O&M. Para este modelo, los costes iniciales de O&M marinos se esperan que sean al menos 3 veces las estimaciones para los terrestres. Los costes se estiman en base a $0.02/kWh. Coste de O&M marino = 0.02 * AEP Costes en dólares 2003. 3.5 AEP La hoja de cálculo del AEP se diseña para computar la producción anual de energía y otros factores relacionados para un aerogenerador específico con ciertos parámetros de entrada genéricos. Nótese, que estos parámetros no incluyen la geometría de la pala, la actuación del perfil aerodinámico, o incluso el Coeficiente de Potencia (Cp) respecto a la función del ratio de velocidad de punta de pala (k). Se da el máximo del CP, y el λ al que ocurre. Esta estrategia permite completar los estudios paramétricos con los parámetros disponibles. La hoja de cálculo del AEP funciona dividiendo el rango de operación en conjuntos de datos de ¼ m/s. En cada uno, se computan parámetros necesarios como la potencia del buje, la eficiencia de la caja de transmisiones, y la energía total. Se computan parámetros importantes como el factor de capacidad o la producción de energía de los totales de las columnas. 3.5.1 Datos de Entrada Las entradas son las siguientes:

• Velocidad del viento a 50 m • Parámetro de Weibull K • Potencia nominal • Diámetro del rotor • Altura del buje • Altitud sobre el nivel del mar • Máximo Cp del rotor, llamado a continuación Cp

* • Ratio de velocidad de punta de pala (A) al que ocurre Cp

*, llamado λ* a continuación • Pendiente máxima de la región 2 ½ de velocidad de punta de pala del rotor • Exponente de potencia de racha • 3 constantes de eficiencia de conversión descritas a continuación

Los dos parámetros siguientes pueden especificarse y modificarse si se desea:

• Velocidad de viento mínima • Velocidad de viento máxima



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The following image represents the top portion of the AEP spreadsheet.

3.5.2 Computations Air density ρ (cell B15) above, at the given altitude (meters) is determined by the equation below:

)*0065.0288(*15.287

288*0065.01*101300

15.287*0065.080665.9

altitude

altitude

−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

=ρ

Hub-height mean wind speed (B16) is based on the power-law exponent:

speed wind50*50

mhubheight sheer

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

Rated hub power (B17) is just the hub power when the turbine is at rated power:

power ratedat efficiencypower rated



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The following image represents the top portion of the AEP spreadsheet.

3.5.2 Cómputos La densidad del aire ρ (celda B15) anterior, a la altitud dada (metros) se determina con la ecuación siguiente:

)*0065.0288(*15.287

288*0065.01*101300

15.287*0065.080665.9

altitud

altitud

−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

=ρ

La velocidad del viento a la altura del buje (B16) se basa en el exponente de potencia:

vientodel velocidad50*50

mujealturadelb racha

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

La potencia nominal del buje (B17) es la potencia del buje cuando el aerogenerador está a potencia nominal:

nominal potencia la a eficiencianominal potencia



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The following image represents the bottom portion of the AEP spread sheet which contains the computation matrix that is used to develop the estimated AEP.

The efficiency columns (Column G in the top portion and H in the bottom portion) are based on the concept that most losses can be fit one of three categories:

1) Losses that are constant and independent of power level a. Such losses include core loss in a transformer, switching loss in a constant-

switching-frequency power converter, windage losses in a constant-speed motor/generator, constant speed pumps, fans or other “hotel” loads.

b. Constant losses are undesirable because they absorb power whenever a turbine is in operation. Permanent-magnet generators tend to have very low constant losses because they don’t require current for magnetization.

2) Losses that change linearly with power level a. Very few losses usually fit this category. Possibilities include a fan whose

speed is proportional to temperature difference and switching loss in a converter whose switching frequency is proportional to load.

3) Losses that change with power level squared a. The most common term with this characteristic is copper losses at constant

voltage that follow the familiar I2R formula. Others can include lubrication losses in a variable-speed gearbox, certain other gearbox losses, and conduction losses in some switch types.

b. Direct-drive systems might eliminate all of the quadratic losses associated with the gearbox, but they also usually have quite a bit of quadratic losses in the generator in order to keep the generator small enough to be cost competitive. Medium-voltage system tend to reduce quadratic losses because the voltage is higher, which means that the I2R losses are lower at the same power level.



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La siguiente imagen muestra la parte de abajo de la hoja de cálculo del AEP, el cual contiene una matriz de cómputo que se usa para estimar el AEP.

Las columnas de eficiencia (Columna G en la parte superior y la H en la inferior) se basan en que todas las pérdidas pueden agruparse en las siguientes categorías:

1) Pérdidas que son constantes o independientes del nivel de potencia a. Estas pérdidas incluyen las pérdidas en el núcleo del transformador, las

pérdidas de conmutación en un convertidor de potencia con conmutador de frecuencia, pérdidas por ráfagas en un generador/motor de velocidad constante, bombas de velocidad constante, ventiladores u otras cargas de hotel.

b. Las pérdidas constantes son indeseables ya que absorben potencia siempre que el aerogenerador esté operativo. Los generadores magnéticos permanentes tienden a tener pocas pérdidas ya que no requieren corriente de magnetización.

2) Las pérdidas que cambian linealmente con el nivel de potencia a. Pocas pérdidas pertenecen a esta categoría normalmente. Entre las

posibilidades están los fanes de velocidad proporcional a la diferencia de temperatura y la pérdida de conmutación en un convertidoren el que la frecuencia de conmutación es proporcional a la carga.

3) Pérdidas que cambian con el cuadrado del nivel de potencia a. El término más común con estas características son las pérdidas en el cobre

a tensión constante que siguen la fórmula familiar I2R. Otras incluyen las pérdidas de lubricación en una multiplicadora de velocidad variable, otras pérdidas en la multiplicadora, y pérdidas de conducción en algunos tipos de interruptores.

b. Sistemas de transmisión directa pueden eliminar todas las pérdidas cuadráticas asociadas a la multiplicadora, pero además hay algunas pérdidas cuadráticas en el generador para mantener un generador suficientemente pequeño como para ser competitivo en coste. El sistema de medio voltaje tiende a reducir las pérdidas cuadráticas porque el voltaje es mayor, lo que significa que las pérdidas de I2R son menores al mismo nivel de potencia.



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This leads to the equation for efficiency:

rated

ratedratedrated

PP

PPQuadratic

PPLinearConst

PP

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅+⋅+−

=

2

η

Efficiency is set to zero if there is an error in computing it, such as when power is zero. The first computation column is the wind column (A), called "V" in the equations below. The Rayleigh probability column (B) is only provided for reference. The formula is:

*

2

42*2

VV

eVV ππ

The next column (C) is the Weibull probability. Its formula uses the Excel Weibull function:

Weibull ( )⎟⎟⎠⎞

⎜⎜

⎝

⎛

+ KVKV 11ln

,,*

γ

The Weibull-Betz column (D) computes the binned power of a Betz turbine operating in the specified Weibull wind regime:

2716

421 3

2

⋅⋅WeibullVDπρ

The Weibull Cp column (E) computes the binned power of the specified machine with its actual CP and efficiency curve:

efficiencyCWeibullVDP ⋅⋅⋅3

2

421 πρ

The turbine energy column (F) is the turbine power times the Weibull probability:

P⋅Weibull The rated wind speed is difficult to compute. Region 2 ½ is essentially a near constant speed region, which pulls the rotor off the optimal CP - λ peak point. Since the shape of the CP - λ curve is unavailable, an assumption is made about the wind speed at which we achieve rated power. This point is somewhere between the wind speed at which we would achieve rated



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Esto nos conduce a la siguiente ecuación para la eficiencia:

alno

alnoalnoalno

PP

PPCuadratica

PPLinealteCons

PP

min

2

minminmin

tan⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅+⋅+−

=η

La eficiencia tiende a cero si existe un error de cómputo, como que la potencia sea nula. La primera columna de cómputo es la columna del viento (A), llamada "V" en las ecuaciones a continuación. La columna de probabilidad de Rayleigh (B) sólo se da para proporcionar una referencia. La fórmula es:

*

2

42*2

VV

eVV ππ

La siguiente columna (C) es la probabilidad de Weibull. La fórmula usada es la función de Weibull de la base de datos de funciones de Excel:

Weibull ( )⎟⎟⎠⎞

⎜⎜

⎝

⎛

+ KVKV 11ln

,,*

γ

La columna de Weibull-Betz (D) computa el conjunto de datos de la potencia de una turbina Betz que opera en el régimen Weibull especificado de viento:

2716

421 3

2

⋅⋅WeibullVDπρ

La columna de Weibull Cp (E) computa el conjunto de datos de la potencia de la máquina especificada con su CP actual y la curva de eficiencia:

eficienciaCWeibullVDP ⋅⋅⋅3

2

421 πρ

La columna de la energía de la turbina (F) es la potencia del aerogenerador por la probabilidad de Weibull:

P⋅Weibull La velocidad del viento nominal es difícil de calcular. La region 2 ½ esencialmente está cerca de la región de velocidad constante, lo que empuja al rotor fuera del óptimo pico CP - λ. Desde que la forma de la curva CP – λ no está disponible, se supone que la velocidad del viento al que se alcanza la potencia nominal. Este punto se encuentra entre la velocidad del viento a la que se alcanzaría la potencia nominal sin la región 2½, y una extrapolación lineal



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power if we had no region 2½ at all, and linear extrapolation of where region 2 would intersect with rated power if its slope were maintained at the value it has when it reaches region 2½. From some studies of blade element momentum models of large machines, we have, somewhat arbitrarily, chosen 2/3 of the distance from the first point to the second point. This can lead to incorrect answer for unusual rotor and turbine designs. There is an error cell to indicate when there is no region 2½, but no method is provided to detect an error when the 2/3 assumption is incorrect. The hub power column (G) can be one of four different values: V # cut in 0

V # rated PCVD 32

421 πρ

V > rated Prated CVD 32

421 πρ

V cut out 0 Turbine power (I) is hub power times efficiency: hub power⋅efficiency Region 2 hub power (J) is the power the rotor produces if it is always in region 2 (maximun power tracking):

3*

21 ⎟

⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

DVk λ where k is the variable-speed torque constant 3*

*5

64λπρ PCD

Region 2½ hub power (K) is the power the rotor produces if it is in region 2½ (the linear connecting region from region 2 to region 3):

t

t

at wind- speed windratedat power -power hub ratedωω (V – wind at ωt) + power at ωt

Region 3 hub power (L) is the rated hub power. ωm is the rated rotor speed. ω0 is the rated rotor speed at which region 2 hits zero torque:

slope

m

+=

10ωω where slope is the slope in Region 2½.



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de donde la región 2 intersectaría a la potencia nominal si se mantiene la pendiente en el valor que alcanza en la región 2½. De varios estudios de modelos del momento elemntal de pala de máquinas grandes, hemos escogido arbitrariamente 2/3 de la distancia desde el primier punto al segundo. Esto puede conducir a conclusiones equívocas para diseños inusuales de rotores y aerogeneradores. Hay una celda de error que indica dónde no hay región 2½, pero no se proporciona método alguno para detectar errores cuando la hipótesis 2/3 es incorrecta. La columna de potencia del buje (G) puede tomar uno de los siguientes valores: V # mínima 0

V # nominal PCVD 32

421 πρ

V > nominal Palno CVD 3min

2

421 πρ

V máxima 0 La potencia del aerogenerador (I) es la eficiencia por la potencia del Buje: Potencia del buje⋅eficiencia La región 2 de la potencia del buje (J) es la potencia que el rotor produce si está siempre en la región 2 (máxima potencia):

3*

21 ⎟

⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

DVk λ donde k es la constante de momento de velocidad variable 3*

*5

64λπρ PCD

La región 2½ de la potencia del buje (K) es la potencia que el rotor produce si está en la región 2½ (la región de conexión lineal entre las regiones 2 y 3):

t

t

a viento- nominal vientodel velocidad a potencia -buje del nominal potenciaωω (V – viento a ωt) + potencia a ωt

La región 3 de la potencia del buje (L) es la potencia nominal del buje. ωm es la velocidad del rotor nominal. ω0 es la velocidad del rotor nominal en la que se alcanza momento nulo en la región 2:

pendiente

m

+=

10ωω donde pendiente, es la pendiente en la en la región 2½.



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Tm is the rated torque:

m

mwerratedhubpoT

ω=

ωt is the rotor speed at which region 2 and region 2½ intersect. It is derived from the quadratic equation:

a

acbbt 2

42 −−−−=ω

where a = k

0ωω −

−=m

mTb

0

0

ωωω−

−=m

mTc

The wind at ωt is given by:

*2λω Dt ⋅

The power at ωt is: kωt

3 The total turbine energy capture in the top section of the spread sheet (B26) is:

( ) ( ) ( ) ( )4

876011∑ ⋅⋅−⋅−⋅ tyavailabilisarraylossesessoilinglosrgyturbineene

The denominator “4” is to account for the ¼ m/s wind speed bins. Weibull CP and Weibull Betz are similarly the sums of their respective columns, each divided by 4. Capacity factor (B27) is:

8760⋅ratedpowerureenergycapt



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Tm es el momento nominal:

m

mllbujenomiapotenciadeT

ω=

ωt es la velocidad del rotor a la que intersectan las regiones 2 y 2½. Se deriva de la ecuación cuadrática:

a

acbbt 2

42 −−−−=ω

donde a = k

0ωω −

−=m

mTb

0

0

ωωω−

−=m

mTc

El viento a ωt se da por:

*2λω Dt ⋅

La potencia a ωt es: kωt

3 La producción de energía del aerogenerador total en la parte superior de la hoja de cálculo (B26) es:

( ) ( ) ( ) ( )4

876011∑ ⋅⋅−⋅−⋅ idaddisponibilproximidadperdidasdeoefectosueldoraerogeneraenergíadel

El denominador “4” es para contabilizar los conjuntos de datos de velocidad de viento para cada ¼ m/s. Las sumas de las columnas del Weibull CP y del Weibull Betz son similares, cada una divida por 4. El factor de capacidad (B27) es:

8760in ⋅almpotenciano

ducidaenergiapro



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Energy capture ratio (B28) is:

PWeibullCureenergycapt

The AEP spreadsheet is designed to compute annual energy production and other related outputs when the full turbine and rotor design are not known. Only those few inputs shown above are known, and one big assumption has to be made to complete the calculations (see the discussion above about finding rated wind speed). Therefore, the results from these calculations should be treated as approximate. The ability to change the inputs and quickly calculate new values of AEP allows fast evaluation of the effect of the input parameters on AEP, but the user must take care not to trigger the error cell (no region 2 ½) or go so far off normal as to violate the 2/3 assumption in the calculation of rated wind speed. 4.0 Output Examples Table 2 is an example of a cost estimate and COE calculation summary from a run of the cost model for the land-based 1.5-MW baseline turbine in 2005 dollars. Table 3 is an example of the cost estimate and COE calculation summary from a run of the cost model for the offshore (shallow water) 3-MW baseline turbine in 2005 dollars.



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El ratio de producción de energía (B28) es:

PWeibullC

deenergiaproduccion

La hoja de cálculo del AEP se diseña para computar la producción anual de energía y otros parámetros de salida relacionados cuando los diseños del aerogenerador y del rotor no son todavía conocidos. Sólo las entradas mostradas con anterioridad son conocidas, y una gran hipótesis se ha hecho para completar los cálculos (veáse la discusión anterior sobre la velocidad nominal del viento). Por tanto, los reslutados de estos cálculos deben tratarse como aproximados. La habilidad de cambiar las entradas y el cálculo rápido de los nuevos valores del AEP permiten una evaluación rápida del efecto de los parámetros de entrada en el AEP, pero el usuario debe tener cuidado de no provocar el error en la celda (sin region 2 ½) o ir demasiado lejos como para violar la hipótesis 2/3 de los cálculos de la velocidad nominal del viento. 4.0 Ejemplos La Tabla 2 es un ejemplo de la estimación del coste y del resumen de cálculos del COE como un ejemplo del modelo de costes para una configuración de tierra básica de 1,5 MW en dólares del 2005. La Tabla 3 es un ejemplo de la estimación de costes y el resumen de cálculos del COE para un ejemplo del modelo de costes para una confifuración marina (aguas superficiales) de 3 MW básica en dólares 2005.



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Windturbine Design Cost & Scaling Model - Traducción al Español

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Transcript of Windturbine Design Cost & Scaling Model - Traducción al Español