1. Introducción
Es energía renovable: habrá viento hasta que el sol
se extinga o la atmósfera desaparezca. Es energía
limpia, sin emisión de gases de efecto invernadero. El
impacto ambiental de las instalaciones eólicas es muy
pequeño: – El ruido es pequeño: puede mantenerse
una conversación sin esfuerzo en la base de un
aerogenerador. El ruido es mayor cuando el viento es fuerte, pero
entonces el ruido ambiente también es mayor. El nivel de
ruido es como el de un frigorífico a 50 metros. – Las
granjas o parques eólicos sólo ocupan un 2% de la
tierra. El 98% restante puede utilizarse para pastos, carreteras,
industria, … – La muerte de aves es menor que la producida
por líneas de corriente, casas o coches. Los nuevos
diseños tubulares de las torres minimizan el problema. El
impacto en la fauna es positivo si uno tiene en cuenta la
reducción de emisiones que involucra. Proporciona
diversificación rural y empleo local, es fácil de
integrar en redes de potencia eléctrica ya existentes. El
diseño de aerogeneradores es flexible y con aplicaciones
diversas. El coste de producción ha bajado más de
un 80% en dos décadas. 1.1. Ventajas de la energía
eólica (Gp:) Industria energética con mayor ritmo
de crecimiento en la última década.
1.2. Historia de la energía eólica El hombre usa
por primeza vez la energía del viento en Egipto, alrededor
del año 3000 AC, para propulsar barcos de vela. Se dice
que Hammurabi usaba molinos de viento para irrigación en
el año 2000 AC. Los primieros molinos conocidos son los de
Seistan, del siglo VII. En el año 1400, el papa Celestino
III reclama la propiedad del viento: los molinos pueden usarlo
pagando una cuota. En 1854 Halladay introduce un molino de viento
ligero, barato, que se erige como uno de los símbolos de
las granjas americanas. In 1888 Brush construye la que se cree es
la primera turbina eólica para generación
eléctrica, mejorada en los años siguientes por Poul
La Cour. El primer molino de viento de grandes dimensiones para
generación de electricidad, la turbina Smith-Putnam, fue
construida en Vermont en 1945. En el año 2005, existen
generadores que producen más de 5 MW, y grandes parques (o
“granjas”) eólicas instaladas en el mar
(“offshore”).
(Gp:) 3000 AC Barcos de vela utilizan energía
eólica (Gp:) 2000 AC Molinos para regar (Gp:) 644 Molino
de viento persa (Gp:) 1100 Molinos de viento en Europa (Gp:) 1300
Uso intensivo del viento en Dinamarca para drenar tierra (Gp:)
1854 Halladay introduce en USA el molino de viento multipala
(Gp:) 1890 P. La Cour incorpora un generador eléctrico a
un molino de viento (Gp:) 1941 La turbina eléctrica de
Putman-Smith se construye en Vermont Algunos hitos en la historia
de la energía eólica
En 1888 Brush construyó la que hoy se cree fue la primera
turbina eólica de funcionamiento automático para
generación de electricidad (aerogenerador). Tenía
un diámetro de rotor de 17 m y 144 palas fabricadas en
madera de cedro. A pesar del tamaño de la turbina, el
generador era solamente de 12 kW, debido a que las turbinas
eólicas de giro lento del tipo americano tienen una
eficiencia media baja (Poul la Cour más tarde
descubrió que las turbinas eólicas de giro
rápido con pocas palas de rotor son más eficientes
para la producción de electricidad que las de giro
lento).La turbina funcionó durante 20 años actuando
como cargador de baterías. Turbina eólica de Brush
en Cleveland (12 kW, 17 metros) Poul la Cour (1846-1908), es
considerado el pionero de las modernas turbinas eólicas
generadoras de electricidad. También fué uno de los
pioneros de la moderna aerodinámica, y construyó su
propio túnel de viento para realizar experimentos. En 1918
unas 120 empresas públicas locales tenían un
aerogenerador, generalmente del tamaño de 20 a 35 kW.
Aerogeneradores La Cour Evolución tecnológica del
aerogenerador
Durante la segunda guerra mundial, la compañía
danesa de ingeniería F.L. Smidth construyó diversos
aerogeneradores bi y tripala. Los fabricantes daneses han
fabricado realmente aerogeneradores bipala, aunque el denominado
"concepto danés" se refiere a una máquina tripala.
Las bipala (al igual que sus predecesoras) generaban CC. Las
tripla incorporaban un generador asíncrono de CA. Turbinas
F.L. Smidth El innovador aerogenerador Gedser de 200 kW
(construido por J. Juul para la compañía
eléctrica SEAS de Dinamarca) marcó los años
de postguerra. La turbina tripala con rotor a barlovento, con
orientación electromecánica y un generador
asíncrono fue un diseño pionero de los modernos
aerogeneradores. La turbina disponía de regulación
por pérdida erodinámica (básicamente, el
mismo empleado actualmente en las modernas turbinas). J. Juul
inventó los frenos aerodinámicos de emergencia en
punta de pala, que se sueltan por la fuerza centrífuga en
caso de sobrevelocidad. Funcionó durante 11 años
sin mantenimiento. El aerogenerador Gedser (200 kW, 24 m)
La máquina Bonus 30 kW, fabricada desde 1980, es un
ejemplo de uno de los primeros modelos de los fabricantes
actuales. Aerogenerador Bonus 30 kW La generación de
aerogeneradores de 55 kW que fueron desarrollados en 1980-1981
supuso la ruptura industrial y tecnológica para los
modernos aerogeneradores. El coste del kilovatio-hora (kWh) de
electricidad cayó alrededor de un 50 por ciento con la
aparición de esta nueva generación. La industria
eólica se hizo mucho más profesional.
Aerogeneradores Nordtank 55 kW En los años 70,
después de la primera crisis del petróleo (1973),
el interés por la energía eólica se
reavivó con fuerza en muchos paises. En Dinamarca,
Alemania, Suecia, el Reino Unido y los EE.UU., las
compañías de energía dirigieron su
atención a la construcción de grandes
aerogeneradores. En 1979 se construyeron dos aerogeneradores Nibe
de 630 kW, uno con regulación por cambio de paso de pala y
el otro de regulación por pérdida
aerodinámica. Las turbinas resultaron extremadamente caras
y, en consecuencia, el alto precio de la energía devino un
argumento clave en contra de la energía
eólica.
Evolución del tamaño de los aerogeneradores * El
diámetro de rotor es el diámetro del área
circular barrida por las palas (Gp:) Relación entre la
potencia nominal y el diámetro de rotor en una turbina
eólica moderna típica
2. El viento y su aprovechamiento energético
2.1. Naturaleza y clasificación del viento En este
apartado vemos primero (aquí abajo) la
clasificación convencional del viento en función de
su velocidad (español e inglés) . A
continuación estudiamos el origen del viento a distintas
escalas geográficas. 1 m/s = 3,6 km/h = 2,237 millas/h =
1,944 nudos 1 nudo = 1 milla náutica/h = 1,125 millas/h =
1,852 km/h = 0,5144 m/s
Naturaleza y causas del viento Los vientos tienen distinto origen
o naturaleza según la escala geográfica en la que
varían: Variación a escala global, ? 10.000 km
(vientos geostróficos) Variación en la macroescala,
? 1.000 km Variación en la mesoescala, ? 100 km
Variación en la microescala, ? 10 km ¿De
dónde viene la energía eólica? Todas las
fuentes de energía renovables (excepto la maremotriz y la
geotérmica), incluyendo la energía de los
combustibles fósiles, provienen, en último
término, del sol. La Tierra recibe 1,74 x 1014 kW de
potencia del sol. Alrededor de un 1 a un 2% de la energía
proveniente del sol es convertida en energía
eólica. Esto supone una energía alrededor de 50 a
100 veces superior a la convertida en biomasa por todas las
plantas de la tierra.
Causas del viento a escala global Desigual calentamiento de la
tierra (también causa de vientos a menor escala) Las
regiones alrededor del ecuador, a 0° de latitud, son
calentadas por el sol más que las zonas del resto del
globo. Estas áreas calientes están indicadas en
colores cálidos, rojo, naranja y amarillo, en esta imagen
de rayos infrarrojos de la superficie del mar (tomada de un
satélite de la NASA, NOAA-7, en julio de 1984). El aire
caliente es más ligero que el aire frío, por lo que
subirá hasta alcanzar una altura aproximada de 10 km y se
extenderá hacia el norte y hacia el sur. Si el globo no
rotase, el aire simplemente llegaría al Polo Norte y al
Polo Sur, para posteriormente descender y volver al ecuador.
Veamos los efectos de la rotación de La Tierra
…
En la página siguiente veremos como la fuerza de Coriolis
afecta a las direcciones del viento en el globo. La fuerza de
Coriolis es por tanto una fuerza ficticia o
“inercial” que explica el efecto descrito cuando se
obvia que el observador (nosotros) está girando. La fuerza
de Coriolis es un fenómeno visible. Las vías del
ferrocarril se desgastan más rápidamente de un lado
que del otro. Las cuencas de los ríos están
excavadas más profundamente en una cara que en la otra (de
cual se trate depende en qué hemisferio nos encontremos :
en el hemisferio norte las partículas sueltas son
desviadas hacia la derecha). En el hemisferio norte el viento
tiende a girar en el sentido contrario al de las agujas del reloj
(visto desde arriba) cuando se acerca a un área de bajas
presiones. En el hemisferio sur el viento gira en el sentido de
las agujas del reloj alrededor de áreas de bajas
presiones. (Gp:) Considere este cono rojo (a la derecha)
moviéndose hacia el sur en la dirección del
vértice del cono. La Tierra está girando si la
miramos desde una cámara situada en el espacio exterior.
El cono se está moviendo recto hacia el sur. Las
imágenes son vistas frontales y de planta. (Gp:) Al lado
se muestran las mismas imágenes de arriba con la
cámara fija sobre la superficie terrestre. Mire
atentamente y se dará cuenta de que el cono rojo
está girando sobre una curva hacia la derecha mientras se
mueve. La razón por la que el cono no se mueve en la
dirección recta en la que está apuntando es que
nosotros, como observadores, estamos girando con el globo. La
fuerza de Coriolis
Influencia en el viento de la fuerza de Coriolis Debido a la
rotación del globo, como acabamos de ver, cualquier
movimiento en el hemisferio norte es desviado hacia la derecha,
si se mira desde nuestra posición en el suelo (en el
hemisferio sur es desviado hacia la izquierda). Esta aparente
fuerza de curvatura es conocida como fuerza de Coriolis (debido
al matemático francés Gustave Gaspard Coriolis
1792-1843). El viento sube desde el ecuador y se desplaza hacia
el norte y hacia el sur en las capas más altas de la
atmósfera. Alrededor de los 30° de latitud en ambos
hemisferios la fuerza de Coriolis evita que el viento se desplace
más allá. En esa latitud se encuentra un
área de altas presiones, por lo que el aire empieza a
descender de nuevo. Cuando el viento suba desde el ecuador
habrá un área de bajas presiones cerca del nivel
del suelo atrayendo los vientos del norte y del sur. En los
polos, habrá altas presiones debido al aire frío.
Teniendo en mente la fuerza de curvatura de la fuerza de
Coriolis, obtenemos los siguientes resultados generales de las
direcciones del viento dominantes: Direcciones de viento
dominantes El espesor de la atmósfera está
exagerado en el dibujo de arriba (hecho a partir de una
fotografía tomada desde el satélite de la NASA
GOES-8). Realmente la atmósfera tiene un espesor de
sólo 10 km, lo que representa 1/1200 del diámetro
del globo. Esta parte de la atmósfera, conocida con el
nombre de troposfera, es donde ocurren todos los fenómenos
meteorológicos (y también el efecto invernadero).
Las direcciones dominantes del viento son importantes para el
emplazamiento de un aerogenerador, ya que obviamente querremos
situarlo en un lugar en el que haya el mínimo
número de obstáculos posibles para las direcciones
dominantes del viento. Sin embargo la geografía local
puede influenciar en los resultados de la tabla anterior (ver
páginas siguientes, después de los mapas de vientos
globales).
Variación del viento a escala global
Lo mismo, en más detalle (pero en inglés
…)
Variación del viento en la macro-escala Causa:
combinación de fuerzas de presión y de
Coriolis
Variación del viento en la meso-escala: brisas marinas DIA
NOCHE Durante el día la tierra se calienta más
rápidamente que el mar por efecto del sol (debido al menor
calor específico del agua). El aire sube, circula hacia el
mar, y crea una depresión a nivel del suelo que atrae el
aire frío del mar. Esto es lo que se llama brisa marina. A
menudo hay un periodo de calma al anochecer, cuando las
temperaturas del suelo y del mar se igualan. Durante la noche los
vientos soplan en sentido contrario. Normalmente durante la noche
la brisa terrestre tiene velocidades inferiores, debido a que la
diferencia de temperaturas entre la tierra y el mar es más
pequeña. El conocido monzón del sureste
asiático es en realidad una forma a gran escala de la
brisa marina y la brisa terrestre, variando su dirección
según la estación, debido a que la tierra se
calienta o enfría más rápidamente que el
mar.
Variación del viento en la meso-escala: vientos de
montaña DIA NOCHE El viento del valle se origina en las
laderas que dan al sur (o en las que dan al norte en el
hemisferio sur). Cuando las laderas y el aire próximo a
ellas están calientes la densidad del aire disminuye, y el
aire asciende hasta la cima siguiendo la superficie de la ladera.
Durante la noche la dirección del viento se invierte,
convirtiéndose en un viento que fluye ladera abajo. Si el
fondo del valle está inclinado, el aire puede ascender y
descender por el valle; este efecto es conocido como viento de
cañón. Los vientos que soplan en las laderas a
sotavento pueden ser bastante potentes. Ejemplo de ello son: El
Fhon de los Alpes en Europa, el Chinook en las Montañas
Rocosas y el Zonda en los Andes. Ejemplos de otros sistemas de
viento locales son el Mistral, soplando a lo largo del valle del
Rhone hasta el Mar Mediterráneo, y el Sirocco, un viento
del sur proveniente del Sahara que sopla hacia el Mar
Mediterráneo.
Variación del viento en la microescala Causa:
pequeños obstáculos, cerros, colinas, estelas de
aeroturbinas u otros obstáculos (Gp:) Zona de flujo
turbulento tras edificio (Gp:) Viento prevalente (Gp:)
Región de flujo perturbado (Gp:) Alta velocidad (Gp:)
Turbulencia
Como la masa de aire que atraviesa el área A en un tiempo
t es m = ? A d, y d = Vt (donde V es la velocidad del viento),
tenemos que: 2.2. Potencia eólica Potencia = Trabajo / t =
EK / t = ½mV2 / t La potencia del viento nos da un primer
límite para la potencia de un aerogenerador. Para
calcularla, evaluamos la energía cinética (EK) de
la masa de aire (m) que atraviesa, por unidad de tiempo, la
sección barrida por las palas (A). (Gp:) V (Gp:) A (Gp:) d
(Gp:) Esquema del cilindro de aire que atraviesa el rotor en un
tiempo t (disco violeta en el dibujo de la izquierda). El volumen
es Vol = A*d: (Gp:) Potencia eólica = ½?AV3 (Gp:)
… la potencia depende de la velocidad al CUBO ! Potencia =
½(?Ad)V2/t = =½?AV2(d/t) = ½?AV3
Potencia de una turbina: coeficiente de potencia CP La
fracción de la energía del viento que una turbina
convierte en la práctica en energía mecánica
de rotación se llama “coeficiente de potencia”
(CP) de esa turbina. Así: Potencia de una turbina = CP *
Potencia del viento = CP ½?AV3 (Gp:) Nótese que una
turbina nunca puede extraer toda la energía
cinética del viento, puesto que el aire no se para al
atravesar la turbina (es decir, CP < 1). Su velocidad
disminuye de v1 a v2, como muestra la figura. Por
conservación de la masa, si la velocidad disminuye, la
sección del tubo de corriente considerado aumenta. En el
apartado siguiente calcularemos cúal es el máximo
coeficiente de potencia con que puede funcionar una turbina
(límite de Betz).
2.3. Límite de Betz (Gp:) Sea un tubo de corriente como el
esquematizado en la figura. Se supondrá que, a barlovento
de la hélice, el aire posee una velocidad v1 (velocidad
del viento sin perturbar) en la sección transversal A1,
mientras que la velocidad v2 se corresponde con la sección
transversal A2 a sotavento de la zona en que se encuentra la
hélice. En el plano que contiene la hélice, la
sección transversal batida por la misma (área del
rotor) es un disco imaginario de área A, siendo v la
velocidad del viento en la misma (velocidad útil).
Asimilamos la hélice a un disco de de área A que
capta parte de la energía del aire en movimiento que llega
a él, es decir v2 < v1. Sin embargo, es obvio que v2
nunca es cero (no puede extraerse toda la energía
cinética del aire). (Gp:) Modelo de Betz (Gp:) Qm = ? Q =
? A1v1 = ? A2v2 = ? A v (1) (Gp:) El caudal másico (Qm =
densidad x caudal = ? Q) es constante (conservación de la
masa), es decir: (Esto explica que el tubo de corriente se
ensanche tras la turbina, como v2 < v1, entonces A2 > A1)
Podemos expresar la potencia útil transferida por el
viento a la turbina de dos maneras: i) Pérdida, por unidad
de tiempo, de energía cinética del viento al pasar
por la hélice: (Gp:) donde hemos utilizado los argumentos
y variables definidas dos transparencias atrás; en
particular nótese que v = d /?t y ii) el trabajo generado,
por unidad de tiempo, por la fuerza del viento (igual, por las
leyes 2ª y 3ª de Newton, a menos la tasa de cambio en
la cantidad de movimiento del aire al pasar por la hélice)
sobre el área A: (Gp:) Nótese que, por la 3ª
ley de Newton: Fuerza del viento = – Fuerza sobre el viento = = –
m(v2 – v1)/?t = ?Av(v1 – v2)
(Gp:) De las ecuaciones (2) y (3) anteriores tenemos que (Gp:) y,
por tanto, recordando que (a2 – b2) = (a+b)(a-b), que (Gp:)
Es decir, en el modelo de Betz, y para que las ecuaciones (2) y
(3) sean consistentes entre sí, la velocidad del viento en
el plano de la hélice (velocidad útil) es la media
de las velocidades del viento antes y después de la misma.
(Gp:) Insertemos este resultado en, por ejemplo, la
expresión (2) para la potencia de la turbina, y hagamos el
cambio v2 = bv1 (sabemos, de la transparencia anterior, que 0
< b < 1 ): (Gp:) El valor máximo para la potencia se
obtiene ahora haciendo (Gp:) , que nos deja: (Gp:) Soluciones
(Gp:) b = -1 (sin sentido físico) b = 1/3 ? v2 = (1/3) v1
De modo que la potencia máxima es (sustituyendo la
solución en (5)): (Gp:) es decir, el coeficiente de
potencia máximo (ideal) de una turbina eólica (ver
dos transparecias atrás) es: (Gp:) LIMITE DE BETZ
Consideraciones prácticas.- La ecuación de Betz
proporciona el límite superior de las posibilidades de un
aerogenerador, pero es todavía poco realista al no tener
en cuenta una serie de factores como: La resistencia
aerodinámica de las palas La pérdida de
energía por la estela generada en la rotación La
compresibilidad del fluido La interferencia de las palas
Además, habrá que tener en cuenta además el
rendimiento de los diversos mecanismos que componen el
aerogenerador, por lo que considerando –por ejemplo- el
siguiente balance para los distintos componentes: Rendimiento de
Betz ……………………………………………….
59,3% Rendimiento de la
hélice…………………………………………..
85% Rendimiento del
multiplicador…………………………………. 98%
Rendimiento del
alternador……………………………………… 95%
Rendimiento del
transformador……………………………….. 98% se
obtiene un rendimiento global de la instalación del orden
del 46%. La ley de Betz fue formulada por primera vez por el
físico alemán Albert Betz en 1919. Su libro
"Wind-Energie", publicado en 1926, proporciona buena parte del
conocimiento que en ese momento se tenía sobre
energía eólica y aerogeneradores. Es sorprendente
que se pueda hacer una afirmación general tan tajante que
se pueda aplicar a cualquier aerogenerador con un rotor en forma
de disco. Rendimiento global del aerogenerador
2.4. Variabilidad de la velocidad del viento Variabilidad del
viento a corto plazo La velocidad del viento está siempre
fluctuando, por lo que el contenido energético del viento
varía continuamente. De qué magnitud sea
exactamente esa fluctuación depende tanto de las
condiciones climáticas como de las condiciones de
superficie locales y de los obstáculos. La
producción de energía de una turbina eólica
variará conforme varíe el viento, aunque las
variaciones más rápidas serán hasta cierto
punto compensadas por la inercia del rotor de la turbina
eólica. Variaciones diurnas (noche y día) del
viento En la mayoría de localizaciones del planeta el
viento sopla más fuerte durante el día que durante
la noche. El gráfico de la izquierda muestra, en
intervalos de 3 horas, como varía la velocidad del viento
a lo largo del día en Beldringe (Dinamarca)
(información obtenida del Atlas Eólico Europeo).
Esta variación se debe sobretodo a que las diferencias de
temperatura, p.ej. entre la superficie del mar y la superficie
terrestre, son mayores durante el día que durante la
noche. El viento presenta también más turbulencias
y tiende a cambiar de dirección más
rápidamente durante el día que durante la noche.
Desde el punto de vista de los propietarios de aerogeneradores,
el hecho de que la mayor parte de la energía eólica
se produzca durante el día es una ventaja, ya que el
consumo de energía entonces es mayor que durante la noche.
Muchas compañías eléctricas pagan más
por la electricidad producida durante las horas en las que hay
picos de carga (cuando hay una falta de capacidad generadora
barata). Variación estacional en la energía
eólica En zonas templadas los vientos de verano son
generalmente más débiles que los de invierno. El
consumo de electricidad es generalmente mayor en invierno que en
verano en estas regiones. Por lo tanto, en zonas frías del
planeta la calefacción eléctrica es perfecta en
combinación con la energía eólica, pues el
enfriamiento de las casas varía con la velocidad del
viento de la misma forma que la producción de electricidad
en los aerogeneradores varía con las velocidades del
viento. Las centrales eléctricas convencionales
desaprovechan una gran cantidad de calor, así como de
combustible (al menos el 60 %), es decir, por cada unidad de
calor útil consumido por una casa, la central
eléctrica ha malgastado 1,5 unidades de calor (y de
combustible). Finalmente, por completitud, mencionar que las
variaciones anuales en el viento no responden a patrones
sencillos y son de alrededor de un al 10% (en producción
de energía).
(Gp:) P(v) (Gp:) v (m/s) Para la industria eólica es muy
importante ser capaz de describir la variación de las
velocidades del viento. Los proyectistas de turbinas necesitan la
información para optimizar el diseño de sus
aerogeneradores, así como para minimizar los costes de
generación. Los inversores necesitan la información
para estimar sus ingresos por producción de electricidad.
Si se mide las velocidades del viento a lo largo de un año
observará que en la mayoría de áreas los
fuertes vendavales son raros, mientras que los vientos frescos y
moderados son bastante comunes. La variación del viento en
un emplazamiento típico suele describirse utilizando la
llamada Distribución de Weibull, como la mostrada en el
dibujo. Este emplazamiento particular tiene una velocidad media
del viento de 7 metros por segundo, y la forma de la curva
está determinada por un parámetro de forma de 2. La
gente que esté familiarizada con la estadística se
dará cuenta de que el gráfico muestra una
distribución de probabilidad. El área bajo la curva
siempre vale exactamente 1, ya que la probabilidad de que el
viento sople a cualquiera de las velocidades, incluyendo el cero,
debe ser del 100 por cien. La mitad del área azul
está a la izquierda de la línea negra vertical a
6,6 metros por segundo. Los 6,6 m/s son la mediana de la
distribución. Esto significa que la mitad del tiempo el
viento soplará a menos de 6,6 m/s y la otra mitad
soplará a más de 6,6 m/s. Puede preguntarse por
qué decimos entonces que la velocidad del viento media es
de 7 m/s. La velocidad del viento media es realmente el promedio
de las observaciones de la velocidad del viento que tendremos en
ese emplazamiento. Como podrá observar, la
distribución de las velocidades del viento es sesgada, es
decir, no es simétrica. A veces tendrá velocidades
de viento muy altas, pero son muy raras. Por otro lado, las
velocidades del viento de 5,5 m/s son las más comunes. Los
5,5 metros por segundo es el llamado valor modal de la
distribución. Si multiplicamos cada diminuto intervalo de
la velocidad del viento por la probabilidad de tener esa
velocidad particular, y los sumamos todos, obtenemos la velocidad
del viento media. La distribución estadística de
las velocidades del viento varía de un lugar a otro del
globo, dependiendo de las condiciones climáticas locales,
del paisaje y de su superficie. Por lo tanto, la
Distribución de Weibull puede variar tanto en la forma
como en el valor medio. Si el parámetro de forma es
exactamente 2, como en el gráfico de esta página,
la distribución es conocida como distribución de
Rayleigh. Los fabricantes de aerogeneradores proporcionan
gráficas de rendimiento para sus máquinas usando la
distribución de Raileigh. Descripción de las
variaciones del viento: distribución de Weibull
De la página sobre la energía en el viento sabemos
que la potencia del viento varía proporcionalmente con el
cubo de la velocidad del viento (la tercera potencia), y
proporcionalmente a la densidad del aire (su masa por unidad de
volumen). Ahora podemos combinar todo lo que hemos aprendido
hasta el momento: si multiplicamos la potencia de cada velocidad
del viento con la probabilidad correspondiente en la
gráfica de Weibull , habremos calculado la
distribución de energía eólica a diferentes
velocidades del viento = la densidad de potencia. Observe que la
curva de Weibull anterior cambia de forma, debido a que las altas
velocidades del viento tienen la mayor parte de la potencia del
viento. De densidad de potencia a potencia disponible En el
gráfico de la derecha, el área bajo la curva gris
nos da la cantidad de potencia eólica por metro cuadrado
de flujo del viento que puede esperarse en este emplazamiento en
particular. En este caso tenemos una velocidad del viento media
de 7 m/s y un Weibull k = 2, por lo que tenemos 402 W/m 2 .
Observe que esta potencia es casi el doble de la obtenida cuando
el viento sopla constantemente a la velocidad media. El
gráfico consta de cierto número de columnas
estrechas, una para cada intervalo de 0,1 m/s de la velocidad del
viento. La altura de cada columna es la potencia (número
de vatios por metro cuadrado), con la que cada velocidad del
viento en particular contribuye en la cantidad total de potencia
disponible por metro cuadrado. El área bajo la curva azul
indica qué cantidad de potencia puede ser
teóricamente convertida en potencia mecánica
(según la ley de Betz , será 16/27 de la potencia
total del viento). El área total bajo la curva roja nos
dice cual será la potencia eléctrica que un
aerogenerador producirá en dicho emplazamiento.
Aprenderemos a calcularlo cuando lleguemos a la página
sobre curvas de potencia. Los mensajes más importantes del
gráfico Lo más importante es observar que la mayor
parte de la energía eólica se encontrará a
velocidades por encima de la velocidad media del viento
(promedio) en el emplazamiento. No es tan sorprendente como
parece, ya que sabemos que las velocidades del viento altas
tienen un contenido energético mucho mayor que las
velocidades del viento bajas. Función de densidad de
potencia 2.5. Curva de potencia de un aerogenerador
Recuérdese que el coeficiente de potencia indica con
qué eficiencia el aerogenerador convierte la
energía del viento en electricidad. Ahora podemos calcular
cuál es el coeficiente de potencia real de un
aerogenerador dado: Revisitando el coeficiente de potencia Una
mayor eficiencia técnica no es necesariamente el camino a
seguir No es un fin en si mismo el tener una gran eficiencia
técnica en un aerogenerador. Lo que en realidad interesa
es el coste de sacar los kWh del viento durante los
próximos 20 años. Dado que en este caso el
combustible es gratis no hay necesidad de ahorrarlo. Por tanto,
la turbina óptima no tiene por qué ser
necesariamente la de mayor producción anual de
energía. Por otro lado, cada metro cuadrado de área
de rotor cuesta dinero, por lo que, por supuesto, es necesario
obtener toda la energía que se pueda (mientras puedan
limitarse los costes por kWh). Volveremos sobre este tema en la
página de optimización de aerogeneradores. Para
ello simplemente dividiremos la potencia eléctrica
disponible por la potencia eólica de entrada. En otras
palabras, tomamos la curva de potencia y la dividimos por el
área del rotor para obtener la potencia disponible por
metro cuadrado de área del rotor. Posteriormente, para
cada velocidad del viento, dividimos el resultado por la cantidad
de potencia en el viento por metro cuadrado. El gráfico
muestra la curva del coeficiente de potencia para un
aerogenerador danés típico. Aunque la eficiencia
media de estos aerogeneradores suele estar por encima del 20 por
cien, la eficiencia varía mucho con la velocidad del
viento (pequeñas oscilaciones en la curva suelen ser
debidas a errores de medición). Como puede observar, la
eficiencia mecánica del aerogenerador más alta (en
este caso del 44%) se da a velocidades alrededor de 9 m/s. Este
valor ha sido elegido deliberadamente por los ingenieros que
diseñaron la turbina. A bajas velocidades del viento la
eficiencia no es tan alta, ya que no hay mucha energía que
recoger. A altas velocidades del viento, la turbina debe disipar
cualquier exceso de energía por encima de aquella para la
que ha sido diseñado el generador. Así pues, la
eficiencia interesa sobretodo en la zona de velocidades de viento
donde se encuentra la mayor parte de la energía.
Curva de potencia de un aerogenerador Velocidad de
conexión Normalmente, los aerogeneradores están
diseñados para empezar a girar a velocidades alrededor de
3-5 m/s. Es la llamada velocidad de conexión. El
área azul de la izquierda (en la gráfica de la
página anterior) muestra la pequeña cantidad de
potencia perdida debido al hecho de que la turbina sólo
empieza a funcionar a partir de, digamos, 5 m/s. Velocidad de
corte El aerogenerador se programará para pararse a altas
velocidades del viento, de unos 25 m/s, para evitar posibles
daños el la turbina o en sus alrededores. La velocidad del
viento de parada se denomina velocidad de corte. La
minúscula área azul de la derecha representa la
pérdida de potencia. La curva de potencia de un
aerogenerador es un gráfico que indica cuál
será la potencia eléctrica disponible en el
aerogenerador a diferentes velocidades del viento. Dos
velocidades características en estas curvas son: (Gp:)
Curva de potencia típica de un aerogenerador de 600 kW Las
curvas de potencia se obtienen a partir de medidas realizadas en
campo, dónde un anemómetro es situado sobre un
mástil relativamente cerca del aerogenerador (no sobre el
mismo aerogenerador ni demasiado cerca de él, pues el
rotor del aerogenerador puede crear turbulencia, y hacer que la
medida de la velocidad del viento sea poco fiable). Si la
velocidad del viento no está variando demasiado
rápidamente, pueden usarse las medidas de la velocidad del
viento realizadas con el anemómetro y leer la potencia
eléctrica disponible directamente del aerogenerador, y
dibujar los dos tipos de valores conjuntamente en un
gráfico similar al de arriba.
Incertidumbre en mediciones de curvas de potencia En realidad, en
el gráfico (construido justo como acaba de explicarse)
puede verse una nube de puntos esparcidos alrededor de la
línea negra, y no una curva bien definida. El motivo es
que en la práctica la velocidad del viento siempre
fluctúa, y no se puede medir exactamente la columna de
viento que pasa a través del rotor del aerogenerador
(colocar un anemómetro justo enfrente del aerogenerador no
es una solución factible, ya que el aerogenerador
también proyectará un "abrigo" que frenará
el viento enfrente de él). Así pues, en la
práctica se debe tomar un promedio de las diferentes
medidas para cada velocidad del viento, y dibujar el
gráfico con esos promedios. Además, es
difícil hacer medidas exactas de la propia velocidad del
viento. Si se tiene un 3 por ciento de error en las mediciones de
la velocidad del viento, entonces la energía del viento
puede ser un 9 por ciento superior o inferior (recuerde que el
contenido energético varía con la tercera potencia
de la velocidad del viento). En consecuencia, pueden existir
errores hasta de ±10% incluso en curvas certificadas. Las
curvas de potencia están basadas en medidas realizadas en
zonas de baja intensidad de turbulencias , y con el viento
viniendo directamente hacia la parte delantera de la turbina. Las
turbulencia locales y los terrenos complejos (p.e.
aerogeneradores situados en una pendiente rugosa) pueden implicar
que ráfagas de viento golpeen el rotor desde diversas
direcciones. Por lo tanto, puede ser difícil reproducir
exactamente la curva en una localización cualquiera
dada.
Otra forma de conocer la producción anual de
energía de un aerogenerador es mirar el factor de carga de
una turbina en su localización particular. Con factor de
carga queremos decir la producción anual de energía
dividida por la producción teórica máxima,
si la máquina estuviera funcionando a su potencia nominal
(máxima) durante las 8766 horas del año. Ejemplo:
si una turbina de 600 kW produce 1,5 millones de kWh al
año, su factor de carga es 1.500.000 : (365,25 * 24 * 600)
= 1.500.000 : 5.259.600 = 0,285 = 28,5 por ciento. Los factores
de carga pueden variar en teoría del 0 al 100, aunque en
la práctica el rango de variación va del 20 al 70
por ciento, y muy frecuentemente están alrededor del 20 al
30 por ciento. La paradoja del factor de carga Aunque
generalmente se preferiría tener un gran factor de carga,
puede no ser siempre ventajoso desde el punto de vista
económico. Esto puede ser difícil de comprender
para aquellos que están acostumbrados a la
tecnología convencional y nuclear. En localizaciones con
mucho viento, por ejemplo, puede ser ventajoso usar un generador
más grande (de mayor potencia nominal) con el mismo
diámetro de rotor (o diámetro de rotor más
pequeño para un tamaño determinado de generador).
Esto tendería a disminuir el factor de carga (utilizando
menos de la capacidad de un generador relativamente grande), pero
puede significar una producción anual sustancialmente
mayor. Si vale o no la pena tener un menor factor de carga con un
generador relativamente mayor, depende tanto de las condiciones
eólicas como, por supuesto, del precio de los diferentes
modelos de turbinas. Otra forma de ver la paradoja del factor de
carga es decir que, hasta cierto punto, se tiene la posibilidad
de elegir entre tener un producción de potencia
relativamente estable (cerca del límite de diseño
del generador) con un alto factor de carga, o bien una alta
producción de energía (que fluctuará) con un
bajo factor de carga. El factor de carga
3. Instalaciones Eólicas
3.1. Componentes de un aerogenerador Góndola Pala del
rotor Eje de baja velocidad Buje del rotor Multiplicador
Generador eléctrico Mecanismo de orientación Eje de
alta velocidad Sistema hidraúlico Anemómetro y
veleta Controlador electrónico Torre Unidad de
refrigeración
La góndola contiene los componentes clave del
aerogenerador, incluyendo el multiplicador y el generador
eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la
góndola desde la torre de la turbina. A la izquierda de la
góndola tenemos el rotor del aerogenerador, es decir, las
palas y el buje. El buje del rotor está acoplado al eje de
baja velocidad del aerogenerador. Las palas del rotor capturan el
viento y transmiten su potencia hacia el buje. En un
aerogenerador moderno de 1000 kW cada pala mide alrededor de 27
metros de longitud y su diseño es muy parecido al del ala
de un avión. El eje de baja velocidad del aerogenerador
conecta el buje del rotor al multiplicador. En un aerogenerador
moderno de 600 kW el rotor gira bastante lentamente, de unas 19 a
30 revoluciones por minuto (r.p.m.). El eje contiene conductos
del sistema hidráulico para permitir el funcionamiento de
los frenos aerodinámicos. El eje de alta velocidad gira
aproximadamente a 1.500 revoluciones por minuto (r.p.m.), lo que
permite el funcionamiento del generador eléctrico.
Está equipado con un freno de disco mecánico de
emergencia. El freno mecánico se utiliza en caso de fallo
del freno aerodinámico, o durante las labores de
mantenimiento de la turbina. El multiplicador tiene a su
izquierda el eje de baja velocidad. Permite que el eje de alta
velocidad que está a su derecha gire 50 veces más
rápidamente que el eje de baja velocidad. El generador
eléctrico suele llamarse generador asíncrono o de
inducción. En un aerogenerador moderno la potencia
máxima suele estar entre 500 y 3000 kilovatios (kW).
Góndolas (con buje) listas para ser montadas
El sistema hidráulico es utilizado para restaurar los
frenos aerodinámicos del aerogenerador. La unidad de
refrigeración contiene un ventilador eléctrico
utilizado para enfriar el generador eléctrico.
Además contiene una unidad de refrigeración del
aceite empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas
turbinas tienen generadores enfriados por agua. El
anemómetro y la veleta se utilizan para medir la velocidad
y la dirección del viento. Las señales
electrónicas del anemómetro son utilizadas por el
controlador electrónico del aerogenerador para conectar el
aerogenerador cuando el viento alcanza aproximadamente 5 metros
por segundo. El ordenador parará el aerogenerador
automáticamente si la velocidad del viento excede de 25
metros por segundo, con el fin de proteger a la turbina y sus
alrededores. Las señales de la veleta son utilizadas por
el controlador electrónico del aerogenerador para girar al
aerogenerador en contra del viento, utilizando el mecanismo de
orientación. La torre del aerogenerador soporta la
góndola y el rotor. En los grandes aerogeneradores las
torres tubulares pueden ser de acero, de celosía o de
hormigón. Las torres tubulares tensadas con vientos
sólo se utilizan en aerogeneradores pequeños
(cargadores de baterías, etc.). El mecanismo de
orientación es activado por el controlador
electrónico, que vigila la dirección del viento
utilizando la veleta. El dibujo muestra la orientación de
la turbina. Normalmente, la turbina sólo se
orientará unos pocos grados cada vez, cuando el viento
cambia de dirección. Mecanismo de orientación de
una máquina típica de 750 kW vista desde abajo,
mirando hacia la góndola El controlador electrónico
tiene un ordenador que continuamente monitoriza las condiciones
del aerogenerador y que controla el mecanismo de
orientación. En caso de cualquier disfunción (por
ejemplo, un sobrecalentamiento en el multiplicador o en el
generador), automáticamente para el aerogenerador y llama
al ordenador del operario encargado de la turbina a través
de un enlace telefónico mediante módem.
3.2. Aerodinámica de aerogeneradores Sustentación
El rotor, compuesto por las palas y el buje, está situado
corriente arriba de la torre y también la góndola
en la mayor&i
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