Tren de Fuerza con multiplicador (página 3)

Esta firma comercializa una turbina la cual tiene
incluida tecnología de punta
para disminuir la emisión de ruido al
ambiente. Este
modelo de
máquina es comercializada a gran escala, las
cuales tienen las siguientes características técnicas.

Características Técnicas

MWT – S300 MWT – S600 MWT –
S2000

Rotor Eje horizontal con control de
paso variable, velocidad
variable, conexión directa (sin,
multiplicador)

Potencia nominal 300 kW 600kW 2000 kW

Diámetro rotor 30m 45 m 75 m

Altura del buje 30 m 37 m 60 m

Velocidad derogación 16 – 46 rpm 10
– 34 rpm 8 – 24 rpm.

Veloc. Nominal del viento 14.5 m/s 13.0 m/s 13.0
m/s

Veloc. de arranque 2.5 m/s

Veloc. parada 25 m/s

Control de potencia Control de paso, AC/DC/AC

Tipo generador Sincrónico de imán
permanente.

Control direcc. Viento Control de
posición.

Fuente: Catálogo de MWT.

• ScanWind Group SA.

Grupo ingeniero líder
en el diseño
de turbinas eólicas en el rango de 3 MW y más,
diseña además para las condiciones extremas del
clima
Nórdico, en tierra y mar
adentro. La primera demostración de una unidad de ScanWind
finalizo en marzo del 2003 en Noruega, este equipo era una
turbina de 3 MW equipada con un generador sin multiplicador
vendido por SIEMENS.

Fuente: Página
Web: ScanWind Group SA.

• Vestas.

Firma reconocida en construcción de aerogeneradores,
especialmente en máquinas
de gran producción de megawatts. Con la nueva V
– 100 2.75 &3.0 MW Vestas esta enfocada en la elevada
eficiencia que
proporciona en turbinas onshore, para lugares de vientos de
velocidad media y baja. La V – 100 representa una
versión avanzada de la V90 – 3.0 MW. Las diferencias
con la V – 90 incluyen un rotor de palas más largas
y otra relación de transmisión para optimizar la
potencia de salida en áreas de baja velocidad del
viento.

• Rotor

Diámetro 100m

Área de barrido 7.850 m2

Revoluciones nominales 13.4 rpm

Intervalo de operaciones 7.2
– 15.3 rpm

Número de palas 3

Regulación Control de paso y de
posición

Freno de aire Puesta
en bandera de pala por tres cilindros
individuales.

• Torre

Altura del buje 80 m, 100 m

• Datos operacionales IEC IIA: 2.75 MW IEC IIIA: 3.0
  MW

Velocidad de arranque 4 m/s 4 m/s

Velocidad nominal 15 m/s 16 m/s

Velocidad de parada 25 m/s 25 m/s

• Generador IEC IIA: 2.75 MW IEC IIIA: 3.0
  MW

Tipo Asincrónico con convertidor

Potencia nominal de salida 2.75 MW 3.0 MW

Datos operacionales 60 Hz 60 Hz

1000 V 1000 V

• Multiplicador Dos etapas planetarias y una
  helicoidal
• Control Todas las funciones de
  la turbina controladas por un microprocesador con la opción de
  control remoto. Regulación de potencia de salida y
  optimización vía control de velocidad variable
  y OptiTip regulación de paso.

Para curva de potencia ver Catálogo de firma
Vestas

Vestas V80 – 2.0 MW

Es una máquina de tres palas, para instalar mar
afuera con regulación por control de paso de las palas y
de posición.

• Rotor 80 m

Área de barrido 5027 m2

Velocidad de rotación 18.1 rpm

Velocidad de rotación, intervalo

de operación 9.0 – 20.7 rpm

Sentido de rotación Manecillas del
reloj.

Orientación Frente al viento

Inclinación 6º

Conicidad de la pala 2º

Número de palas 3

Freno aerodinámico Completa puesta en bandera
de la pala.

• Pala

Material Fibra de vidrio
reforzado con epoxy

Conexión de la pala Pernos de acero

Perfil NACA63. XXX + FFA – W3

Largo 39 m

Ancho de la pala/anchote punta (3.52/0.48)m

Rotación 13º/0º

Peso Aprox. 6500 kg cada una.

• Rodamiento de la pala Rodamiento de bolas 4 –
  puntos.
• Buje

Tipo Función

Material EN – GJS – 400 – 18U
– LT

• Árbol principal

Tipo Árbol hueco forjado

Material 42CrMo4/ EN 10.083

• Sistema de control de posición

Tipo Sistema de
rodamiento plano

Material Aro forjad y tratado
térmicamente.

Velocidad de giro < 0.5º/ sec.

• Reductor de control de paso

Tipo Reductor planetario. Freno eléctrico del
motor

Motor 2.2 kW, 6 polos, asincrónico

• Torre

Las torres mencionadas son las torres estándar
de Vestas. Las torres offshore pueden ser diseñadas
específicamente para el proyecto.

Tipo Tubular cónica

Material S 235JO/JR

Tratamiento superficial Pintada

Clase anticorrosión ext. C5 – M (ISO 12944
– 2)

Clase anticorrosión int. C4 (ISO 129944 –
2)

Diámetro superior 2.3 m

Diámetro inferior 4.0 m

• Multiplicador

Tipo Etapa planetaria y 2 helicoidales

Relación de transmisión 50Hz:
1:92.6

60Hz: 1:111.1

Enfriamiento Con bomba de aceite
refrigerante

Calentador de aceite 2kW

Constructor Vestas tiene muchos suministradores de
multiplicadores. Todas estas cumplen con las especificaciones
de Vestas.

• Acoplamiento

Árbol principal

Tipo: Cónico, disco hidráulico de
apriete.

Generador – multiplicador

Tipo: Árbol compuesto.

• Generador (50/60)Hz

Potencia nominal 2.0MW

Tipo Asincrónico con rotor enrollado

Voltaje 690 VAC

Frecuencia 50 Hz / 60Hz

No de polos 4

Clase de protección IP
54

Velocidad nominal 1680 / 2016 rpm

Rango de factor de potencia 0.98 cap – 0.96ind
(opcional)

Para curva de potencia ver Catálogo de firma
Vestas

Fuente: Catálogo de Vestas. Revisar
pág. Web.

• Ecotécnia

La máquina Ecotécnia 750 es apta para el
emplazamiento en lugares con una media anual de viento de 8.5 m/s
y una velocidad de ráfaga extrema con una frecuencia de
repetición de 50 años de 59.5 m/s. Intensidad de
turbulencia del 20 %.

• Condiciones de diseño

Clase aerogenerador según IEC-1400 II

Velocidad media anual de viento para la

que es apta

8,5 m/s

Velocidad máx. (media 10’) 42,5
m/s

Velocidad de ráfaga extrema 59,5 m/s

Velocidad de conexión 3 a 4 m/s

Velocidad de parada 25 m/s

Velocidad de parada instantánea 34
m/s

Intensidad turbulencia 20 % permanentemente

• Datos Generales

Denominación ECOTECNIA 750

Orientación del rotor Barlovento

Sistema de control de potencia Pérdida
aerodinámica con mejora mediante dispositivos
adicionales

Altura del buje 45 m

Diámetro del rotor 48,38 m

Superficie barrida por el rotor 1838
m2

Potencia nominal 750 kW

Velocidad nominal del rotor 24,0 rpm. / 16
rpm.

Potencia máxima (promedio 1 hora) 850
kW

Potencia máxima (promedio 10 min) 862
kW

Potencia máxima instantánea 975
kW

Temperatura ambiente de operación De -20 a 50
ºC

Diámetro inferior de la torre 3 m

Diámetro superior de la torre 1,6 m

Color estándar RAL 7035

• Freno aerodinámico

Tipo Giro de la punta de la pala

Activación Hidráulica

• Soporte de cargas

Material del buje GGG 40.3. Fundición
esferoidal

Tipo de cojinetes principales Rodillos
cónicos, alojados en el interior del buje

Material del eje de transmisión F-1252 (UNE
36-012-75)

Longitud del eje 4.690 m

Materiales de la plataforma de la góndola GGG
40.3 y St44

• Sistema de transmisión

Sistema de acoplamiento buje-eje Anillo de
contracción y acoplamiento elástico (solo
torsión)

Sistema del acoplamiento eje-multiplicador Anillo de
contracción

Tipo de multiplicador Ejes paralelos, gemelos (eje de
salida doble)

Relación de multiplicación
63,14

Refrigeración del multiplicador Radiador de
aceite con aire forzado

Fabricante del multiplicador Pujol Muntalá o
Drive Norte

Sistema de acoplamiento

multiplicador-generador Anillo de contracción
y acoplamiento elástico

Temperatura de funcionamiento

del multiplicador 75 a 40 ºC de temperatura
ambiente

• Freno mecánico

Tipo De seguridad,
independiente del suministro de red.

Freno de baja velocidad

Tipo Disco

Posición Directamente sobre el buje, sin
cargas

añadidas a acoplamientos, ni
multiplicador

Número de zapatas 5 de doble
pistón

Freno de alta velocidad

Tipo Disco

Posición Eje de alta velocidad (uno)

Número de zapatas 1

• Generador

Tipo 2 generadores de inducción trifásicos 1 PP8
357-4ZZ90-Z

Construcción IMB3

Potencia nominal 2 x 375 kW/105 kW

Velocidad de giro 1518 rpm/1014 rpm

Tensión nominal 690 + 5% – 10% V

Frecuencia 50 5 % Hz

Grado de protección IP55

Tipo de refrigeración Eléctrica,
independiente

Factor de potencia 0.90 (corregido a 0,98)

Conexión Y

Clase de aislamiento F

Rendimiento (VDE) 95,8 %

• Protección contra rayos.

Sistema de protección integrado frente a
descargas atmosféricas; con protección en la
góndola mediante perfiles metálicos y receptor en
la parte superior de la carcasa y censores, así como en
las palas; protección contra descargas en la torre, y
protección contra descargas indirectas a través de
la red

Para curva de potencia ver Catálogo de firma
ECOTECNIA

Fuente: Características del aerogenerador
ECOTECNIA 750 2 velocidades. Enero 2002

• Grupo ENERPAL Energía
  solar y eólica

Grupo Enerpal es una empresa de
ingeniería que realiza proyectos e
instalaciones de energías renovables así como la
comercialización de productos,
ofreciendo al usuario final la gestión
y asesoramiento integral del proyecto alcanzando desde la
dirección de obra hasta la
tramitación de todos los permisos y subvenciones
necesarias para conseguir nuestro objetivo final
que es la satisfacción del cliente. Esta
empresa esta
certificada con las normas de control
de la calidad ISO
– 9000 e ISO – 14000 de Enerpal S.L

Este Grupo
además de ofrecer servicios de
Energía solar fotovoltaica, Solar térmica entre
otros también realiza en relación a la
energía eólica lo siguiente:

• Localización de terrenos
• Estudios de vientos
• Estudio de impacto ambiental
• Proyecto de ejecución
• Asesoría en la
  financiación

Fuente: Presentación Comercial en Internet. Grupo
ENERPAL.

• General Electric.

Esta firma de elevada experiencia en equipos
eléctricos y todo lo que concierne el uso de energía
eléctrica pone en el mercado una
máquina de 1.5 MW de velocidad variable con
regulación de potencia por control activo de paso y de
posición, un generador asincrónico. El generador y
el multiplicador están sustentados por materiales
elastómeros para minimizar las emisiones de ruido. Esta
máquina esta probada mundialmente en tierra y fuera de
costa. A través del uso de electrónica de punta, la turbina de 1.5 MW
con control de velocidad variable es más eficiente y
confiable. Estas características permiten que el sistema
de control de la turbina ajuste los niveles de rotación
del rotor para un empuje óptimo a cada velocidad del
viento permitiendo a la turbina continuar operando a su
máximo nivel de eficiencia aerodinámica. Por lo
contrario las turbinas de velocidad fija solo logran su
eficiencia máxima a una sola velocidad.

Características Técnicas

1.5 s 1.5 se 1.5sl 1.5 sle

La turbina de 3.6s MW de velocidad variable están
instaladas en España
desde Septiembre del 2002, en parques eólicos en tierra al
sudeste de Madrid, en la
Costa de Irlanda hay 6 máquinas instaladas de 3.6 MW como
plataforma demostrativa, las cuales fueron diseñadas
expresamente para ser instaladas en el mar.

• Datos operativos.

Capacidad nominal 3600 kW

Velocidad de arranque 3.5 m/s

Velocidad de parada 27 m/s

Velocidad nominal 14 m/s

• Rotor

No de palas 3

Diámetro del rotor 104 m

Área de barrido 8 495 m2

Velocidad de rotación 8.5 – 15.3
rpm

• Torre

Altura del buje Depende del sitio

• Control de potencia Control activo de paso de
  pala.
• Datos de diseño

IEC 61400 – 1 ed2: Clase
IB

• Multiplicador Sistema de tres etapas planetarias de
  diente recto
• Generador Asincrónico doblemente
  alimentado
• Convertidor Pulsos – con convertidor de
  frecuencia modulada IGBT.

Sistema de frenado Control de paso
electromecánico para cada pala (prueba de
fallos)

Freno de emergencia hidráulico.

• Torre Híbrido hecho con concreto
  pretensado y segmentos tubulares de acero, torre
  tubular de acero

Fuente WWW. Gewindenergy.com

• Mitsubishi

MHI desarrolla turbinas de velocidad variable para
reducir las fluctuaciones de potencia y el ruido.

• Generador Sincrónico de imán
  permanente
• Velocidad del rotor Variable
• Configuración del sistema.

Gráfica 6 Fluctuación de
potencia Fig. # 6 Configuración del
sistema

• Nai Kun

Esta firma se dedica a la producción de turbinas
eólicas de velocidad variable, con una elevada
tecnología en la fabricación de palas usando fibra
de vidrio y madera –
epoxy. Los generadores son de imán permanente y no hay
presencia de multiplicador.

Fuente. Presentación comercial en Internet de
Nai Kun.

• NORDEX.

Nordex es una firma reconocida en la producción
de aerogeneradores con multiplicador. Ya producen máquinas
en la clase de los megawatts que pueden funcionar en lugares de
velocidades bajas y altas de los vientos.

Nordex N50/800 kW

• Rotor

No de palas 3

Velocidad de roto 15.3/23.75 rpm

Diámetro 50 m

Área de barrido 1964 m2

Regulación de potencia Perdida
aerodinámica

Velocidad de salida 3 – 4 m/s

Velocidad de parada 25 m/s

Potencia nominal a 14 m/s

Velocidad de supervivencia 65 m/s

Freno Puntas pivótables

Peso 16000 kg

• Palas

Largo 23.3 m

Material GRP

Peso 3000 kg

• Multiplicador

Tipo Combinado, 3 etapas.

Relación de transmisión 1:
63.7

Peso 4500 kg

Cantidad de aceite 75 lts.

Cambio de aceite Chequeo anual, cambio
cuando lo requiera

Rodamiento del árbol principal Rodamiento de
rodillo cilíndrico.

• Generador

Potencia 200/800 kW

Voltaje 690 V

Tipo Asincrónico 6/4 polos, enfriamiento por
líquido.

Velocidad 1000/1500 rpm

Clase de protección IP 54

Peso 3400 kg.

• Sistema control de posición

Rodamiento De bolas

Freno Disco

Sistema de transmisión 2 motores
asincrónicos con freno incluido.

Velocidad 0.6 º/s.

• Frenos

Diseño Dos sistemas
independientes, prueba de fallos, diversa frecuencia de
freno

Aerodinámico Punta de palas
pivótables

Mecánico Freno de disco
hidráulico

• Torre

Tipo Tubular cónica de acero, con recubrimiento
epoxyco.

Altura del buje Acero tubular 46m, Certificada o a
pedido

Acero tubular 50m, Certificada GL 1

Acero tubular 70m, Certificada DIBt 3;

IEC 2a.

Altura del buje

Fuente. Catálogo de la firma
Nordex.

Tabla 7. Precio de
algunos Aerogeneradores puestos en el mercado 2006 (Fuente:
Directorio Internacional de Energía Eólica
2006)

Tabla 8. Mercado de Aerogeneradores 2006 (Fuente:
Directorio Internacional de Energía Eólica
2006)

Tabla 9. Aerogeneradores probados y medidos en Alemania en
2006 (Fuente: Directorio Internacional de Energía
Eólica 2006)

Fuente: Ver Revista Wind
Turbine Market 2005/2006

1. La mayoría de de las tecnologías de
   aerogeneradores se refieren a las de eje horizontal o
   "HAWTs" (que corresponde a las siglas Horizontal Axis Wind
   Turbines), dado que todos los aerogeneradores comerciales
   conectados a redes son
   de eje horizontal.

   En los grandes aerogeneradores las torres suelen
   ser de acero, de celosía o de hormigón (este
   tipo con menos uso en grandes aerogeneradores). La
   mayoría de las turbinas entregadas son torres
   tubulares de acero troncocónicas, fabricadas en
   secciones de 20 – 30 metros con bridas en cada uno de
   los extremos y son unidas con pernos "in situ".

   Las primeras torres que se construyeron fueron de
   hormigón armado, pero se dejaron de usar por la
   complejidad a la hora de construirlas. Las especificaciones
   técnicas de los aerogeneradores actuales de 1.0 y
   2.5 MW requisen palas de 40 m y torres de 60 y 70m, sin
   embargo las nuevas generaciones de 4.5 y 5.0 MW instaladas
   en parques eólicos con longitudes de rotor de 60m,
   se esta tomando en consideración el uso de torres de
   hormigón pretensadas que son mas rígidas y
   mas fuertes que las especificadas actualmente.

   Actualmente se están instalando distintos
   tipos de torres en dependencia del lugar, la velocidad de
   los vientos, tipo de máquina a montar y por otro
   lado el factor económico. Por ejemplo en
   aerogeneradores pequeños se pueden usar torres de
   celosía hechos con perfiles de acero y además
   con vientos (tensores) para aumentar la resistencia a las altas velocidades de
   vientos (los aerogeneradores abatibles usan esta
   tecnología) por lo cual se gastara mucho menos
   material que haciéndola de acero, pero esto es solo
   en este caso pues grandes aerogeneradores de elevadas
   potencias de salida no usarían una torres de este
   tipo dado la falta de rigidez y resistencia.

   Para la construcción de torres de acero es
   necesario una máquina enrolladora la cual para logra
   la forma cónica de las torres los rodillos deben
   tener una presión diferente en los extremos y
   de esta forma se curve adecuadamente. Las torres son
   cortadas en subsecciones pequeñas que son cortadas y
   laminadas con la forma correcta y posteriormente unidas por
   soldadura. Para conseguir una sección
   conforma de cono la lamina tiene que tener los lados mas
   largos curvados y los cortos no tiene que ser
   paralelos.

   Las torres de aerogeneradores se construyen en
   secciones de 20 a 30 m siendo la limitante el medio de
   transporte para su movimiento si tren o carretera. Las
   secciones de la torres están soldadas con arco
   sumergido, cada sección está soldada con un
   cordón longitudinal, además de un
   cordón circular que la une a las siguientes
   secciones. Esto se hace colocando la sección de
   torre sobre un banco de
   rodillos que gira lentamente mientras que un operador
   suelda por el exterior y otro suelda el correspondiente
   grupo de secciones desde el interior. Los cordones de
   soldadura son inspeccionados con dispositivos de
   ultrasonido y rayos – X, y los cordones importantes
   son verificados al 100%.

   Las torres suelen estar unidas con pernos a las
   cimentaciones de hormigón donde reposan, sin embargo
   hay otros métodos como el caso en que es
   fundida la parte inferior en el hormigón armado por
   lo que la parte superior de la torre debe ser soldada en el
   lugar de emplazamiento. Otra forma consiste en poner los
   pernos de anclaje de la torre cuando se funde la
   cimentación por lo que solamente hay que transportar
   la parte inferior, montarla y atornillarla.

   

   Fig. # 7 Montaje de una turbina
   eólica

   Para su montaje se utilizan grúas de 400
   Ton o más para poder
   elevar las secciones a la altura necesaria. Las secciones
   de un aerogenerador son atornilladas utilizando bridas de
   acero laminado en caliente soldadas a los extremos de cada
   sección de la torres. Estas bridas son de acero
   calmado

   En la fijación por pernos es de gran
   importancia que la tolerancia
   de error sea mínima tal y como se muestra
   en la figura, además influye también en la
   resistencia de las torres el torque aplicado a los pernos
   lo cual se hace con instrumentos hidráulicos de
   presición.

   

   . Fig. # 8 Nivel de
   precisión en el montaje de secciones de
   torre.

2. Montaje y fabricación de
   torres
3. Tren de Fuerza.

El tren de fuerza de un aerogenerador esta compuesto por
tres sistemas de accionamiento los cuales son:

• Accionamiento de paso
• Accionamiento direccional
• Accionamiento principal.

En este caso solo nos referiremos al multiplicador. El
cual cumple la función de convertidor de par y momento
torsor para que al generador lleguen las revoluciones necesarias
para poder trabajar a su potencia nominal. Además ayuda a
disminuir las dimensiones de la turbina, pues conectar un
generador directo al eje principal daría como resultado
instalar un generador demasiado grande y costoso afectando la
eficiencia de la turbina eólica. Inclusive permite la
reducción del tamaño de la góndola y las
dimensiones de los equipos auxiliares y determina la capacidad de
carga de la grúa para el montaje y el mantenimiento.

El multiplicador requiere una cuidadosa
consideración del espectro de cargas para asegurar que el
multiplicador tenga una adecuada capacidad de carga,
además de tener restricciones de tamaño y
peso.

Los multiplicadores deben ser diseñados para
maximizar la eficiencia mientras se minimizan los niveles de
ruido. Dado el elevado numero de turbinas eólicas y la
limitada accesibilidad de mantenimiento, la confiabilidad y
posibilidad de mantenimiento son consideraciones importantes. Las
condiciones ambientales de operación requieren
multiplicadores que sean resistentes a extremas temperaturas,
contaminación y corrosión. Para información en el diseño de
multiplicadores ver [2], [3], [4], [5], [6], [7] y AGMA 901
– A92.

En sus inicios los multiplicadores era de tres ejes
paralelos y 3 etapas los cuales brindaban buenas prestaciones
pero no son lo eficientes que pueden ser los actuales, los cuales
son de 2 a tres etapas que incluyen de 1 – 2 etapas
planetarias (los cuales son los menos, ejemplo: Turbina 48/750
Golwind de montaje chino).

Fig. # 9 Multiplicador planetario de 1
etapa planetaria y 2 helicoidales

1. Árbol principal
2. Árbol secundario
3. Árbol rápido

4, 5, 6 y 7 Engranajes.

1. Compacticidad del Accionamiento
   Principal

Existen tres tipos de distribución del accionamiento
principal:

• Modular: Todos los componentes
  separados
• Integrado: La mayoría de los componentes
  están integrados al multiplicador.
• Parcialmente integrado.

Modular: El sistema modular consiste en un
ensamble eje del rotor, multiplicador, generador y posiblemente,
sistema de posición. Los cuales esta montaos separadamente
a un chasis común. Al contrario del sistema integrado, el
modular transfiere las cargas de apoyo del rotor a la torre a
través de los rodamientos que están separados del
multiplicador. Con este sistema de montaje las partes componentes
del tren de fuerza pueden ser desmontados con facilidad para
reparaciones.

Integrado: En un sistema integrado la carcaza del
multiplicador contiene el soporte para el apoyo del rodamiento
principal del rotor y de interfase para otros componentes como el
generador, disco de frenad y reductores de posición. Dado
que el eje del rotor esta integrado con el multiplicador la
carcasa del multiplicador también esta sometido a las
cargas del rotor por lo que su carcaza debe se diseñada
con cuidado para que las cargas se trasmita hacia la torre sin
causar cargas o estrés
elevado al cuerpo del dispositivo. Este sistema es un impedimento
para el mantenimiento pues se debe desmontar todo el sistema para
reparar un solo componente de este.

Ruedas dentadas para Turbinas Eólicas.
Consideraciones de cálculo

Existen tres tipos de engranajes usados
comúnmente en los multiplicadores de turbinas
eólicas: diente recto, helicoidal simple y doble
helicoidal. En dependencia de la aplicación el comprador
puede especificar el tipo de rueda dentada.

La geometría de los dientes influye en la
capacidad de soportar cargas y el nivel de emisión de
sonidos del multiplicador. Cuando esta apropiadamente
diseñado y construido, las ruedas dentadas trabajan suave
y silenciosamente, y tienen una adecuada capacidad de carga para
transmitir la potencia requerida para el periodo de vida
diseñado.

Ver ANSI/AGMA 1012 – F90 y la figura siguiente
para la nomenclatura de
la rueda.

Fig. # 10 Nomenclatura del perfil de un
diente

Para una máxima resistencia a las
microporosidades, los piñones deben tener al menos un
valor de
dureza de 2 HRC más que las ruedas. Esto es especialmente
importante para los piñones del sol. Ver AGMA 925 –
A03 para más información.

Los modos de fallos cubiertos por las normas existentes
(ISO 6396) solo tienen en cuenta la ruptura por pitting y
torcimiento por cargas de fatiga. En consecuencia modos
típicos de fallos en los engranajes de las turbinas
eólicas no están normalizado tales como:

• Micropitting.
• Pitting en el dedendum/addendum o al final de los
  dientes.
• Desgaste
• Arrastre

Estos modos de fallos pueden ocurrir en su forma
genérica, pero más frecuentemente ocurren
combinados. Sin embargo, estos datos
están sustentados en la norma ISO 6336:1996 y ISO/CD 6336
– 6: 2003. El desgaste en su forma moderada puede no ser
peligroso, pero en su forma mas severa llamada arrastre puede
conducir a un daño
mayor. Para el arrastre solo está disponible la norma ISO
Technical Report tipo 2

(Ver: ISO/TR 13989-1:2000 Cálculo de capacidad
de carga al arrastre de ruedas cilíndricas, oblicuas e
hipoideas -Parte 1: Método de
la temperatura).

Cálculo de durabilidad de la superficie
(pitting): El factor SH de dos ruedas
cilíndricas en contacto de ser calculado de acuerdo a la
ISO 6336 – 2 método B o A. Debe usarse la regla de
Miner´s de acuerdo a la norma ISO/CD 6336 – 6. El
factor SH2 debe al menos 1.45 según
la regla de Miner´s.

Factor de Tamaño Zx: Las ecuaciones
siguientes debe ser aplicadas para la determinación de
este factor (Zx) para el endurecimiento (DIN 3990 – 2: 1987
método B) ver tabla en la Pág.
Siguiente.

Tabla 10. Factor de tamaño Zx en
función del modulo del engranaje

Si el fabricante del engranaje puede documentar que la
profundidad de endurecimiento elegida es apropiada para todas las
condiciones de operaciones, pueden ser usados valores
mayores de Zx = 1.

Factor de durabilidad ZNT:
ZNT debe ser seleccionado de la tabla No 2 en la norma
ISO 6336 – 2, y debe ser fijada a 0.85 a 1010
ciclos desconsiderando el material y las condiciones.

Factor de distribución de carga en las caras
KHβ:
Refleja las distribuciones de cargas a través de la
sección transversal. La distribución esta
influenciada por los niveles de cargas, rigidez de los
engranajes, desviaciones en la línea del flanco debido a
desviaciones de los fabricantes así como deflexiones y
deformaciones de las ruedas, ejes, rodamientos y carcasas.
Además las distribuciones de cargas son influenciadas por
deformaciones térmicas como se describe en la
sección 7.1 de la ISO 6336 – 1.

Factor de distribución de carga combinada
KHα y
KHβ:
El factor de distribución de carga sobre la
sección transversal
KHβ
tendra usualmente una mayor influencia que el factor de
distribución sobre el perfil del largo
KHα.
Típicamente las dos influencias son analizadas por
separado aunque software pueden analizar
estos factores combinados
(KHβα)
de una vez. Sin embargo sí se analizan por separado
entonces
KHβα
puede ser determinado por:

. (4)

Ecuación # 4 Cálculo del
factor
KHβα

Factor de carga distribuida Kγ:
Según las etapas planetarias las fuerzas de las
ruedas planetas
pueden ser diferentes debido a las tolerancias de los
fabricantes, especialmente el portaplanetas. Aquí
Kγ expresa la fuerza
máxima de los dientes de la rueda planeta en
relación a una distribución uniforme de carga. En
este caso Kγ puede ser
escasamente analizado estadísticamente pero es
típicamente calculado como el factor combinado de cargas
dinámicas . Para los LS con etapas planetarias con 3 planetas y
ensamblaje fijo de los brazos, el valor =1.05 es recomendado.

Cálculo de los esfuerzos de torcedura del
diente:

Factor YNT: YNT debe ser
seleccionado de la tabla 1 en ISO 6336 – 3, y debe ser
fijada a 0.85 a 1010 ciclos desconsiderando el
material y las condiciones.

Factor de carga distribuida Kγ:
Se calcula igual que el anterior.

Factor de distribución de carga
KFα y
KFβ: El factor de
distribución de carga
KFα y
KFβ debe ser
derivado de KHα
y KHβ usando
las ecuaciones pertinentes de la norma ISO 6336 – 1 para el
respectivo nivel de carga en consideración con el
acápite del factor de distribución de carga en las
caras KHβ
expuesto anteriormente.

Factor de diseño YD para torcedura
inversa: Son apropiados valores de stress de acuerdo
a la norma ISO 6336 – 5 para dientes cargados de forma
unidireccional repetidamente, y deben ser reducidos cuando
ocurren inversiones a
máxima carga. En el caso mas severo (Ej. Donde ocurre una
inversión a máxima carga cada ciclo
de una rueda loca o planeta.) el valor de
σFE y
σFlim deben ser
reducidos por un factor igual a 0.7.

Cálculo de la capacidad de carga de
arrastre: La resistencia al arrastre debe ser calculada de
acuerdo a la clasificación DNV (DIN 51354-2:1990
Prüfung von Schmierstoffen;
FZG-Zahnrad-Verspannungs-Prüfmaschine; Prüfverfahren
A/8,3/90 für schmieröle) usando el criterio de la
temperatura. El coeficiente mínimo de seguridad
SS = 1.3. El nivel de carga usado para los
cálculos es la carga máxima operacional esperada
dentro del periodo de vida con todos los factores K determinados
en los respectivos niveles de carga.

Micro pitting: Es un modo de fallo pertinente e
todos los multiplicadores de turbinas eólicas, pero no
existen procedimientos de
cálculos aceptables generalmente. El suministrador de
multiplicadores debe sin embargo documentar que ha dado una
atención razonable a los factores
principales que influyen e el micropitting tales como:

• Acabad inicial de la superficie (rugosidad de la
  superficie)
• Rugosidades persistentes en las
  superficies
• Dureza relativa de la superficie
• Presión de contacto en las extremidades del
  área de contacto, especialmente en el
  dedendum.
• Metalurgia, especialmente austerita
  retenida.

Resistencia y calidad de las ruedas.: Todos los
materiales usados, los tratamientos térmicos usados, y las
respectivas mediciones de calidad a lo largo del proceso de
fabricación debe al menos cumplir con el nivel – MQ
de acuerdo con la ISO 6336 – 5.

Cálculo del eje: El cálculo de
resistencia del eje puede documentarse usando DIN 743 (DIN
743:2000 Tragfäihigkeitsberechnung von wellen und achsen,
teil 1: Einführung, Grundlagen, Teil 2: Formzahlen und
kerbwirkungszahlen, Teil 3: Werkstof-Festigkeitswerte). Las
propiedades del material deben seleccionarse para un 50% de la
probabilidad
de supervivencia con un intervalo de seguridad del 95%. El factor
de seguridad mínimo debe ser de acuerdo con IEC 61400
– 1 sección 6.7.2.2 para producción y
sección 6.7.3.2 para mediciones de fatiga que deben ser
tomadas para incluir la influencia tecnológica del efecto
de tamaño, rugosidad superficial, relación de
estrés y factores de cambio de sección.

Conexión árbol – eje: La
conexión entre el eje y el buje pueden ser
diseñados como una conexión principal o ensamblaje
por contracción o una combinación de ambos. De
preferencia la de contracción. (Ver DIN
7190:2001).

Para analizar los lubricantes y las regulaciones que
tiene la selección,
montaje y puesta en funcionamiento de los lubricantes y
dispositivos relacionados con este se puede revisar la norma AGMA
(AWEA), "Recomendaciones para cumplir con los requerimientos en
los Criterios Técnicos para el Esquema Danés de
turbinas eólicas". De las características de
cálculo de los engranajes también se pueden
encontrar los mismos análisis con actualizaciones en la norma
ANSI – AGMA – AWEA 6006 – A03.

2. CapÍtulo
   3. Potencial Eólico. Perspectivas en años
   venideros.

Hoy la energía eólica está en la
vanguardia de
las tecnologías de la energía limpia, y Europa es el
líder mundial con varias compañías que
dominan el mercado. No obstante a pesar de estos avances,
todavía existen dudas a cerca de su fiabilidad. La Revista
Wind Energy – The Facts suministra una visión global
de los logros esenciales acerca de la energía
eólica hoy día, así como tecnología,
costos, precios,
medio
ambiente, empleo e
industria,
R&D y desarrollo del
mercado.

La energía eólica es relativamente joven
pero con una rápida expansión industrial. En la
década pasada (1990 – 2000), la capacidad global
instalada aumento desde 2500 MW en 1992 a más de 40 000 MW
al final del 2003 con un crecimiento anual cerca del 30 %. Han
sido instalados en Europa casi tres cuartos de esta capacidad.
Los niveles de penetración en el sector eléctrico
han alcanzado un 20 % en Dinamarca y sobre un 5% en ambas
alemanias y España. El estado
norteño alemán de Schlewig – Holstein tiene
1.800 MW de capacidad eólica instalada, suficiente para
cubrir un 30 % de la demanda
eléctrica de la región, mientras en Navarra,
España, el 50% del consumo
energético esta cubierto por la potencia eólica. Si
continua desarrollándose el positivo apoyo
político, EWEA ha proyectado que la energía
eólica podrá lograr instalar una capacidad de 75
000 MW en la UE para el 2010 representando un 5,5% de suministro
energético global. Para el 2020 estas cifras se espera
aumenten más de un 12 %, consumo equivalente de 195
millones de hogares.

Recurso Eólico

Al considerar la instalación de un parque
eólico, la característica más sencilla e
importante es la velocidad del viento. Con el doble de la
velocidad promedio del viento, la energía de este aumenta
por un factor de 8, incluso pequeños cambios en la
velocidad del viento pueden producir grandes cambios en la
ejecución económica del parque. De forma
ilustrativa si la velocidad promedio de un sitio dado aumenta de
6 m/s a 10 m/s la cantidad de energía producida por la
granja eólica aumentara sobe un 130%. Evaluaciones
iniciales del recurso eólico disponible en un sitio dado
involucra el estudio de datos de estaciones meteorológicas
cercanas y especialistas en programas
computacionales los cuales son capaces de modelar el recurso
eólico. A pesar de que los detalles varían de
país a país, estos mapas muestran la
velocidad del viento promedio esperada en una región dada.
Si el sitio es prometedor son llevadas a cabo más
mediciones detalladas a través de la erección de mástiles
anemométricos sosteniendo un número de dispositivos
– anemómetros – instalados a distintas alturas
en el mástil para medir la velocidad y dirección
del viento. Evaluaciones del recurso son refinadas
progresivamente por el análisis de condiciones como:
geografía
local, economía, y uso alternativo de la tierra,
para alcanzar un recurso práctico.

El recurso explotable tierra dentro para la UE –
25 es estimado conservativamente en 600 TWh y el recurso
eólico off shore sobre los 3000 TWh; esto excede por mucho
el límite máximo de consumo de electricidad de
la UE – 15. El Atlas de Vientos Europeo producido por el
Laboratorio
Nacional de Investigaciones
Danes, Forskningscenter Riso, da una buena visión del
potencial de la UE. Y la versión off shore esta
también disponible. También hay considerable
potencial en nuevos estados miembros y en Rusia.

Explotando el Recurso
Eólico

Una vez que el recurso eólico esta establecido,
el reto ingenieril es absorber toda la energía y
convertirla en electricidad. En contraste con los molinos de
viento comunes en el siglo 19, una moderna turbina de viento es
diseñada para generar con alta calidad, frecuencia
eléctrica de red, y operar continuamente, sola y con bajo
mantenimiento por más de 20 años o 120 000 horas de
operación.

El rotor de las turbinas modernas consisten generalmente
en 3 palas, y su velocidad y potencia están controladas
por perdida aerodinámica (stall) o de cambio de paso
(pitch). El rotor puede estar acoplado a su generador a
través de una caja de engranajes (multiplicador) y tren de
fuerza, o directamente al generador en un arreglo conocido como
"gearless" (sin engranajes). Las turbinas capaces de operar a
velocidad variable se han convertido excesivamente comunes, y sus
características mejoran la compatibilidad con la red
eléctrica.

Gráfico 7. Crecimiento de las
dimensiones de los aerogeneradores comerciales

Las turbinas comerciales empezaron en los principios de los
´80, y en los últimos 20 años la potencia de
las turbinas ha aumentado por un factor de 100. En el mismo
periodo el costo de la
generación por energía eólica declino por un
80%. Desde principios de 1980 las turbinas han evolucionado desde
unidades de 20 – 60 kW con rotores de 20 m, hasta portar
generadores de 5000 kW con rotores de 100 m (ver Fig. 7). Algunos
prototipos diseñados para turbinas mar afuera tiene
generadores y rotores más largos.

El dramático incremento en tamaño y el
método "saber – como", unido con la economía
de un rápido crecimiento de volúmenes de
producción ha reducido los costos de la producción
energética al punto donde algunos grandes logros en
parques en tierra firme se están aproximando a precios
competitivos con la alternativa más barata: plantas de
energía de ciclo combinado con gas. El ruido
mecánico ha sido prácticamente eliminado y el ruido
aerodinámico enormemente reducido. Las turbinas
eólicas son altamente confiables con disponibilidad
operativa cerca del 98 %: ellas son capaces de operar durante el
98% de las horas del año siendo la tecnología de
generación de mayor disponibilidad. Un mercado creciente
para la generación fuera de costa es el principal camino
para el desarrollo de grandes turbinas. Los parques
eólicos operan en las afueras de las costas de Dinamarca,
Suecia, Irlanda, Los Países Bajos y el Reino Unido. Aunque
todavía hay muchos retos, incluyendo costos para la
conexión a redes y la cimentación, hay grandes
ventajas en el sentido de la velocidad de viento, baja
turbulencia (ejemplo: larga duración de la turbina) y
reducidas restricciones a encontrar fuera de costa, y un recurso
para suministrar toda la electricidad de Europa.

Transmisión y Distribución de la
Electricidad Eólica.

Un elemento estratégico clave en la
penetración exitosa de la energía eólica es
su eficiente integración en la red europea de
distribución y transmisión. Consideraciones
técnicas, económicas y regulatorias deben nacer
cuando nos acercamos a esta área. Los tres principales
problemas son
conexión a la red de transmisión, operatividad y
actualización de la red, y planes para nuevas capacidades
de generación.

El rápido aumento en la penetración de la
producción de energía del viento en las redes crea
un número de problemas.

• La potencia de salida del parque eólico
  fluctúa en cierto grado de acuerdo al
  clima.
• Los parques están situados a menudo al final
  de la línea de distribución. La mayoría
  de las redes europeas han sido diseñadas para la
  generación a gran escala de electricidad a partir de
  un pequeño número de grandes plantas, enviando
  energía hacia la periferia, no en la dirección
  contraria.
• Las características técnicas de la
  generación eólica a las de las plantas
  convencionales, alrededor de las cuales ha evolucionado el
  sistema existente.

Los requisitos para los operadores de redes para manejar
la creciente proporción de semejante distribución
de la generación, viene no solo de la energía
eólica. Consideraciones medioambientales y la
liberación del mercado energético ha aumentado el
interés
en la generación en pequeña escala; es necesario un
cambio en la posición de las utilidades, y la
operación de redes para acomodar este desarrollo.
Problemas ocasionales requieren una comprensión basada en
variabilidad y predicción. La variabilidad de la potencia
de salida de una turbina es pequeña, medida en la escala
de pocos minutos, para granjas de gran extensión es
pequeña en un periodo de horas. Elevados niveles de datos
permiten a los operadores de redes determinar el nivel de la
reserva a mantener. Las técnicas de predicción
están aun en el presente en un estado de
desarrollo primario.

Estatus de la Industria
Eólica.

La industria ha cambiado significativamente en los
últimos 5 años. Cinco años atrás un
parque eólico de 20 MW seria considerado grande, hoy el
parque más grande es de 278.2 MW y una financiación
para un parque en España cubre 1200 MW. La creciente
escala de los proyectos eólicos han traído nuevos
jugadores al mercado, incluyendo conglomerados industriales como
General Electric y Shell así como compañías
de energía convencionales como Siemens y ABB.

El progreso mundial de la energía eólica
en años recientes ha sido impresionante, con Europa
liderando el mercado mundial. Al final del 2003 aproximadamente
40 000 MW de turbinas eólicas estaban operando en 50
países en todo el mundo. Un nuevo mercado esta emergiendo
mar afuera. Se han instalado cerca de 500 MW de capacidad
eólica mar afuera en Holanda, Dinamarca, Suecia, Irlanda y
el Reino Unido. De acuerdo con The Douglas Westwood World
Offshore Wind Database, esta fijado para construcción
más de 9000 MW en el norte europeo para el 2006. Algunas
de las mayores instalaciones están planeadas para las
afueras del Báltico y la costa norte de Alemania y el
Reino Unido (UK).

Grafica 8. EU-15 y Acumulado Global de
Capacidad Eólica Instalada, 1990 – 2003

Nueve de los diez mayores productores de turbinas
eólicas están en Europa y compañías
europeas suministraron el 90 % de la capacidad vendida en el
mundo en el 2002.

El desarrollo de la energía eólica en
Europa a sido sostenido por incentivos del
mercado apoyado por metas puestas para promover la
producción de electricidad de fuentes
limpias, y para desarrollar la tecnología para asegurar en
el futuro una alternativa de energía limpia a gran escala
para combatir los cambios climáticos producto de la
emisión de gases. Otros
mercados por
ejemplo en la India,
está guiado por una escasez de
energía, lo que da un empuje competitivo a esta
tecnología en su mercado.

Grafica 9. Mayores 10
compañías suministradoras de turbinas escala MW en
2002

Metas para la Energía
Eólica.

EWEA pronostica que si es positiva la política de apoyo a
la energía eólica 75 000 MW pueden ser instalados
en UE – 15 para el final de la década, de los cuales
10 000 MW serán instalados mar afuera. También para
el 2010 la ultima proyección de la Comisión Europea
sugiere que en Europa la energía eólica puede
alcanzar un total de 69 900 MW. EWEA pronostica que serán
alcanzados un total de 180 000 MW para el 2020, de los cuales 70
000 MW pueden ser en el mar.

En 1997, EWEA adopto como objetivo en el Libro Blanco
de la Comisión Europea respecto a energías
renovables instalar 40 000 MW para el 2010. Tres años
después, EWEA corrigió sus metas para 60 000 MW
para el mismo año (incluyendo 5 000 MW en las costas) y
150 000 MW para el 2020 (incluyendo 50 000 MW en el mar). Estas
previsiones fueron corregidas en el 2003. En cada ocasión
los objetivos
trazados por EWEA han sido conservativos, y fueron dejados
atrás por altos crecimientos en la realidad.

Grafica 10. Objetivos de la UE – 15
para Energía Eólica

En términos de consumo energético europeo,
las proyecciones de EWEA ven una contribución del 5.5 % de
la energía para el 2010 y 12.1 en el 2020. Esto es
equivalente a las necesidades de electricidad de más de
195 millones de personas. Se calcula que para el periodo 2001
– 2010 la energía eólica puede aportar el 50
% del crecimiento neto de la capacidad generadora europea y solo
el 70% en el periodo 2011 – 2020.

Previsiones de mercado para el periodo 2007
– 2012

Las valoraciones de mercado con un horizonte de cinco
años es considerado como una previsión más
exacta. Detrás de esto la capacidad de predicción
es muy reducida porque el factor de definición es
difícil de prever con exactitud.

• Dentro del escenario convencional, el promedio
  anual de crecimiento de capacidad cumulativa es 20.6 % en el
  periodo 2003 – 07 para alcanzar 80 050 MW instalados
  mundialmente, y de un 15 % en el periodo 2008 – 12 para
  alcanzar 160 900 MW.
• En el escenario avanzado el promedio anual de
  crecimiento cumulativo es 27% en el periodo 2003 – 07
  para alcanzar 106 000 MW instalados mundialmente, y un 24% en
  el periodo 2008 – 12 para alcanzar 311 000 MW

Tabla 11. Resumen de los Mercados
Convencional y Avanzado (Acumulado Instalado MW)

Los mercados dominantes continuaran siendo Alemania y
España, aunque emergerán mercados importantes en
Francia, el
Reino Unido, Los Países Bajos, Italia y Suecia.
Las previsiones de mercado indican que un ligero declive en el
mercado europeo de tierra firme, pero sí un incremento en
países que no han jugado un mayor papel en la actualidad.
Existirá un periodo de tiempo antes
de que el mercado off shore se imponga reemplazando el de tierra
adentro. Hay un crecimiento significativo en los Estados Unidos.
Nuevos mercados están empezando en Australia, Japón,
Canadá y América
del Sur.

Otros países que están considerando
invertir seriamente incluyen Canadá, Brasil,
Túnez, China,
Egipto,
Marruecos, Filipinas, Turquía y Viet Nam. Es necesario
destacar que el mercado eólico esta influenciado por las
decisiones politicas. Estas restricciones reducen el mercado
potencial global en el 2012 en un 50%.

Desarrollo e Investigaciones.

La Unión
Europea consolida programas de desarrollo e investigaciones
así como esos dentro del quinto programa
Framework, que han dado un gran impulso a la industria
eólica en los últimos 15 años. Los
resultados de estos programas incluyen el desarrollo de una gama
a gran escala de mega – turbinas (MW), el primer Mapa
Eólico de Europa, y apoyo para proyectos demostrativos
como el primer parque eólico fuera de costa.

Los grandes avances hechos en la tecnología
eólica tienen como base enormes esfuerzos por parte de
instituciones
privadas y la industria. Investigaciones posteriores en la
industria eólica son esenciales para que la energía
eólica alcance una posición en la cual se tan
competitiva como la mas barata de las alternativas. Un objetivo
principal del futuro es alcanzar los niveles de
penetración eólica descritos en el Libro Blanco de
la Unión Europea. Para lograr esto la industria
necesita:

• Continuar reduciendo los costos
• Posibilitar un incremento en la penetración
  de la energía eólica
• Minimizar el impacto
  ambiental y social.

Este acápite requiere para la energía
eólica un aumento en las políticas
de apoyo, viendo en el 2020 una capacidad instalada mayor de 1200
GW generando 3000 TWh de electricidad. Esto habría de
ahorrar una emisión de aproximadamente 11 000 millones de
toneladas de CO2.

Fuente: Todo lo antes mencionado en este capitulo se
puede encontrar en la Revista The Fact de la EWEA

Reseña de los eventos,
publicaciones y artículos especializados en la industria
eólica.

• Ing. Marco A. Borja Díaz; Instituto de
  Investigaciones Eléctricas; "Prospectiva de la
  Tecnología de Generación Eoloeléctrica",
  Julio 2005.
• La Turbina Eólica: Componentes y Operatividad
  (Versión de Acrobat en edición especial del Bonus – Info
  1998)
• Especial Energía Eólica. Anexo 2.
  Fabricantes de Aerogeneradores y características de sus
  máquinas.

Como fabricantes de grandes aerogeneradores
implantados en España, tanto nacionales como extranjeros
figuran:

1. Aerogeneradores Canarios, S.A. –
   ACSA.
2. Bazán-Bonus (Empresa Nacional
   Bazán).
3. Desarrollos Eólicos, S.A. –
   DESA.
4. Dewind Iberia, S.A.
5. Ecotècnia MCC.
6. Enron Wind Ibérica, S.L.
7. Gamesa Eólica, S.A.
8. Made, Tecnologías Renovables,
   S.A.
9. Neg Micon Ibérica SAU.
10. Nordex Ibérica (Borsigenergy)
    S.A.

Es hecha una breve referencia a Enerlim, S.L. por su
desarrollo de un prototipo de aerogenerador de nuevo concepto,
fabricado en principio por Necesa.

• 3era Conferencia
  Australiana de Energía, Adelaide, febrero 2004. Cuales
  son los límites
  aceptables para la penetración eólica en los
  sistemas eléctricos.
• Conferencia Internacional de Engranajes. Septiembre
  del 14 al 16 del 2005, Munich Alemania http://www.vdi.de/gears2005.
• Tao Sun, Z Chen, Frede Blaabjerg; Nordic Conferencia
  de Energía Eólica, 1 – 2 marzo 2004.
  Análisis transitorio de las turbinas eólicas
  conectadas a la red con DFIG después de una falla
  externa de Corto Circuito.
• 4to Taller Nórdico en Energía y
  Electrónica Industrial, 14 – 16 Junio 2004.
  Representada por compañías líderes en la
  energía eólica NTNU, EFD, Vestas, Scan Wind entre
  otros.
• Wind Energy – The Facts. Un análisis de
  la energía eólica en la Unión Europea.
  Revista que representa el 98% de las compañías
  que tiene el mercado de la energía e informa sobre las
  actividades de la energía eólica en al menos 40
  países.
• Armando Bilbao, IDOM, Ingeniería, Arquitectura y
  Consultaría Diseño Estructural de un
  Aerogenerador. Normas de control para certificar los
  aerogeneradores que se construyen e instalan.
• Varios Autores, Comparación de topologías de generadores para turbinas
  sin multiplicador.
• DEWI Magazín # 18, Feb. 2001. Sistema de
  posicionamiento
  suave para turbinas eólicas.
• Bosch Rexroth AG. Mobile Hydraulics 07/02
  (Catálogo).
• • www. boschrexroth. de
• Bosch Rexroth AG. Mobile GFB para ajuste de control
  de paso y de posición 09/04 (Catálogo). www.
  boschrexroth. de
• Bosch Rexroth. Innovadores multiplicadores para
  turbinas eólicas.
• Riso National Laboratory, Varios Autores: Standards
  for measurements and testing of wind turbine power
  quality.
• Varios autores: European Wind Turbine Certification
  EWTC. Guide lines for design evaluation of wind
  turbines.
• Varios autores: Wind Turbine Generator Systems. Part
  1. 1998: Safety requirements. Normas a seguir para la
  instalación de sistemas de generador en una turbina
  eólica.
• Varios autores:Wind Energy – 1995, SED-Vol.16,
  ASME, pp. 91-97. The Spectral Content of the torque loads on a
  turbine gear tooth.
• Wind Turbine Induction Generator (Phasor Type):
  Accionamiento de un generador de inducción de jaula de
  ardilla instalado en una turbina de paso variable.
• Wind Turbine Doubly – Fed Induction Generator
  (Phasor Type): Accionamiento de un generador de velocidad
  variable doblemente alimentado por una turbina
  eólica.
• • American Wind Energy Association, Facts about
    Wind Energy and Noise.
  • REPP (Renewable Energy Policy Project), Technical
    Report Sept.2004, Wind Turbine Development: Location of
    Manufacturing Activity.
  • Iowa State University. Gear Transmissions
    Lab.
  • Catálogo: OMNI GEAR. Planetary Gear
    Drives. www. OmniGear.com
  • Revista NewsLetter Sep. 2005.
    www.lmglasbifer.com.Actualizaciones sobre nuevos
    diseños de palas y protecciones contra
    rayos.

1. Dado el perfil general que ha tenido esta tesina,
   buscando cumplir los objetivos planteados al inicio,
   considero que ha logrado dar una visión de las
   posibilidades que tiene la utilización de la fuerza
   motriz del viento en la producción de energía
   eléctrica o potencia mecánica en dependencia del tipo y fin
   de la máquina que se instale. Así como del
   camino que debemos seguir tomando en consideración los
   datos expuestos como país que se inicia en el empleo
   de una tecnología tan antigua como el hombre
   y tan moderna como los avances que hoy día
   expone.

   Según las expectativas que tiene Cuba de
   crear la Oficina de
   diseño de la Turbina Eólica Cubana es factible
   que además de lo expuesto en esta tesina se revisen
   muchos catálogos de fabricantes y de tecnología
   además de documentación relacionada con avances
   científico técnicos en esta esfera para la
   construcción de los elementos principales de estas
   máquinas. De las máquinas expuestas considero
   que las turbinas que cuyo tren de fuerza carecen de
   multiplicador son altamente eficientes al punto de tener una
   velocidad de arranque bastante baja y se pueden conectar
   directamente a la red eléctrica, pero por las
   características técnicas, de
   construcción, transportación y ensamblaje de
   los generadores nos es más factible el montaje de las
   máquinas estilo Danés con multiplicador, los
   cuales estamos analizando la posibilidad de construirlas en
   Cuba.

   Por otra parte el potencial eólico mundial
   sobre todo en Europa para la primera y segunda decena de este
   siglo va aumento favorecido esto por las políticas
   gubernamentales de algunos países y la crisis
   energética que sufren otros. Sin embargo países
   del tercer mundo como la India, México, Puerto
   Rico, Cuba entre otros muestran unos un elevado avance en
   el uso de esta tecnología, otros un pequeño
   pero fuerte inicio.

2. Conclusiones:

3. Recomendaciones:

1. Profundizar en las características de
   diseño de los diferentes partes
2. componentes en especial de los
   multiplicadores.
3. Continuar con la investigación de la tecnología de
   maquinado en Cuba para la fabricación de un
   multiplicador cubano.

Biografía del autor

Mi nombre es Ing. Raidel Izquierdo Paredes. Soy
ingeniero mecánico graduado en el año 2004 en la
Universidad de la
Ciudad de Pinar del Río Hermanos Saíz Montes de Oca
en Cuba.

Tengo 27 años y actualmente trabajo como
Ing. Energético en la CIA de Calderas
ALASTOR.

• He realizado postgrados de Energía
  Eólica en el CETER (Centro de Estudios de Energía
  Renovable) en la CUJAE.
• Cursos de Sistemas de gestión de la Calidad
  basado en la norma ISO 9000 del
  2000
• Cursos de Combustión para Generadores de
  Vapor.
• Postgrados de Mantenimiento
  Industrial.

La Tesina que deseo publicar fue confeccionada en
diciembre del 2006 en la ciudad de Pinar del
Río

La bibliografía del trabajo esta en el cuerpo
del documento a publicar.

Tutor: Dr. J. Llamos

Dr. J. Escanaverino

CUJAE 2006

Autor:

Ing. Raidel Izquierdo Paredes