la energÍa eÓlica: principios básicos y tecnología. versión 4.0

LA ENERGÍA EÓLICA: Pr incipios básicos y tecnología.

Leganés, 2002, Antonio Lecuona Neumann

Catedrático de Máquinas y Motores Térmicos, Escuela Politécnica Superior, Departamento de Ingeniería, Universidad Carlos III de Madrid

Documento1 Versión 4.0

La Energía Eólica A. Lecuona

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Índice

Página

1. - Introducción 1

1.1. Evolución histórica

1.2. Tecnología actual y proyección hacia el futuro

2. - Recursos eólicos

2.1. Caracterización energética

2.1.1. Energía del viento

2.1.2. Caracterización energética de las variaciones temporales del viento

2.2. Recursos eólicos en España

3. - Aerodinámica de aeroturbinas

3.1. Teoría de cantidad de movimiento y límite de Betz

3.2. Teoría del momento cinético

3.3. Perfiles aerodinámicos

3.4. Teoría del elemento de pala

3.5. Actuaciones de las aeroturbinas

4. - Caracterización medioambiental y segur idad

5. Aspectos económicos y de gestión

6. – Tecnología de futuro

7. – Bibliografía

8. – Diccionar io de términos comunes


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1.- Introducción.

La energía eólica supone actualmente una fuente de energía renovable, competitiva con otras fuentes de energía renovables e incluso con las tradicionales no renovables. Actualmente se encuentra en rápida expansión y dispone de una tecnología madura. En 1994 la potencia eléctrica instalada en los países que hacen mas uso de ella sigue las cifras de la tabla 1.1, las cuales contrastan fuertemente con las de finales del 2 000:

País Aerogeneradores instalados MWe 1994

Mwe 2000

Estados Unidos 20 000 2 200 2 555 Alemania 3 000 643 6 113 Dinamarca 3 500 535 2 297 Inglaterra ? 170 Holanda ? 147 España ? 100 2 334

Tabla 1.1.- Potencia eléctrica instalada sobre la base de energía eólica en 1994 y 2000.

Gran parte de este desarrollo ha ocurrido en la década de los 90. Se preveia una aceleración para los primeros años del próximo siglo, tal y como puede verse en la figura 1.1.

Figura 1.1.- Capacidad generadora de los países europeos de energía eléctrica de procedencia eólica. La barra superior muestra la instalada en 1994. La barra inferior muestra la evolución prevista para el año 2 000. Las cifras entre paréntesis muestran la contribución porcentual de la energía eólica frente a la total.

Esa previsión ha sido ampliamente superada.

La European Wind Energy Association estimaba que para el año 2 030 un 10% de la electricidad en la Unión Europea puede ser de origen eólico. La UE ha resuelto fijar para 2 010 que el 12% de la generación primaria de energía provenga de fuentes renovables. Esto supone un 20% de la electricidad. En nuestro país, el Plan nacional de Promoción de las Energías Renovables estima instalar 9 000 MW para 2010, aunque los datos de las Comunidades Autónomas señalan valores superiores. Navarra estima generar un 46% de su consumo con energía eólica para 2 006.


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Si se consideran los costos ocultos debidos a la contaminación atmosférica, daños día a día a las construcciones y a las personas, daños y costos de limpieza de los vertidos habituales y accidentales, la energía eólica puede considerársela actualmente menos costosa que las formas convencionales de producción de energía eléctrica. Su coste interno está actualmente dentro de un intervalo entre 0,04 y 0,09 ¼N:K

La fabricación de turbinas eólicas constituye una industria floreciente (se han fabricado 50 000 unidades de aerogeneradores modernos) y por lo tanto una riqueza en sí misma, estimándose que los países en vías de desarrollo pueden ser importadores futuros que signifiquen un aumento importante de la facturación de aquellas industrias que logren sistemas evolucionados y competitivos. India y China constituyen mercados potenciales amplios. Dinamarca, el país europeo mas avanzado en este aspecto exportó en 1994 por valor de 40 mil mill ones de pesetas. El tamaño unitario ha aumentado desde los 100 kW de potencia nominal y 20 m de diámetro a los 600 a 1 500 kW y 40 a 60 m de diámetro.

El costo de la energía eólica está dominado por el costo de adquisición del aerogenerador y su infraestructura, el cual es aún alto debido a la falta de economías de escala. La salida de esta situación se ha visto incentivada por subvenciones directas de I+D, por regulaciones del precio de adquisición de la energía eléctrica producida eólicamente por parte de las compañías eléctricas o por favorecer económicamente la instalación de aerogeneradores en lugar de otro tipo de tecnología. Podría considerarse que estas subvenciones distorsionan el mercado de la energía e impiden una auténtica competencia libre. Aún siendo esto cierto, no es menos cierto que la industria energética convencional ha recibido en el pasado ayudas económicas y privilegios de mercado, que hacen que su posición actual sea en parte herencia de ellas.

El valor económico de la energía eólica es mayor del derivado de su coste, pues se genera cerca de donde se consume, lo cual ahorra pérdidas de transmisión, inevitable en las grandes centrales convencionales por tener que estar radicadas lejos del consumidor. Por otra parte, la instalación de un parque eólico genera empleo localmente en mayor medida que otras formas de energía.

Un aspecto económico importante radica en los costos evitados por la importación de crudo, aparte de los costos ocultos del daño ecológico, como la lluvia ácida y el calentamiento global.

Observando el mapa eólico europeo, mostrado en la figura 1.2 resulta evidente que los mejores vientos se encuentran en las costas occidentales y en menor medida en las costas del Mediterráneo y cuenca del Ebro.


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Figura 1.2.- Mapa eólico europeo. Las regiones más oscuras muestran recursos eólicos mayores. No incluye a Alemania del Este.

Este tipo de energía carece de residuos de ningún tipo, no requiere materiales exóticos o escasos, no emite contaminantes a la atmósfera y tan sólo puede atribuírsele una ligera emisión de ruido acústico y una alteración del paisaje, como inconvenientes dignos de tener en cuenta, aunque se está progresando mucho en la reducción de estos impactos ambientales.

Al estar basada su tecnología en gran parte en varias otras tecnologías convencionales, los fabricantes se encuentran poco concentrados, aunque hay que admitir una ventaja estadounidense en América y danesa en Europa. Existe pues la oportunidad de crear una industria nueva, con un mercado potencial amplio y con la ausencia de dominadores bien establecidos. Actualmente existen unos 20 fabricantes, que ofrecen aerogeneradores con garantía de curva de potencia y de disponibili dad, actualmente superior al 98%, en contraste con las primeras generaciones que apenas superaban el 80%.

En consecuencia, La energía eléctrica de origen eólico no solo es producida de una manera no contaminante y sostenible a largo plazo, sino que ha demostrado no ser más costosa que las tecnologías convencionales, especialmente si se les imputa los costos externos.

La producción eléctrica mayoritaria se realiza en parques eólicos, con un tamaño típico de 10 Mw. La figura 1.3 muestra una vista parcial de uno de ellos. Su vida es típicamente de 25 años, período por el cual se puede arrendar el terreno sobre el que se instala. Al término de ella es posible desmantelar la instalación y el valor residual del material puede cubrir los costos asociados, pudiendo quedar el terreno libre de degradaciones y con su aspecto original. El impacto ambiental predominante es el visual y éste es sufrido exclusivamente por la generación que disfruta de la energía producida, no por generaciones futuras.


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Figura 1.3.- Vista parcial de un parque eólico contemporáneo. Muestra aerogeneradores de eje horizontal situados en la cara de barlovento de una colina. El tercer aerogenerador, empezando por la derecha muestra claramente el sistema de control de potencia por medio de cambio de paso situado únicamente en punta de pala.

Haciendo uso de herramientas rudimentarias y materiales disponibles localmente (madera, piedras, hierro conformado en herrerías, etc.) es posible construir pequeños motores eólicos capaces de suministrar energía mecánica o bombear agua en pequeñas comunidades. Esto hace de esta energía un instrumento apropiado para el desarrollo en países del tercer mundo.

1.1.- Evolución h istórica

La energía eólica encontró su aplicación masiva más evidente, en el panorama energético de la civili zación humana, con el uso de la vela para la propulsión de embarcaciones, lo cual fue de uso casi exclusivo hasta hace un siglo y aún sigue utili zándose. No incidiremos más en la propulsión naval.

Los motores hidráulicos, protagonistas de la generación de trabajo por medio de máquinas hasta la revolución industrial, fueron favorecidos frente a las máquinas eólicas por la mayor continuidad de las corrientes fluviales frente a las eólicas, las cuales están generalmente caracterizadas por cambios irregulares de intensidad y dirección. Por otra parte, las corrientes fluviales son fácilmente


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encauzables, lo que permitió un mejor control de la potencia y una protección mas efectiva frente a crecidas con la tecnología de entonces.

Salvo aplicaciones menores, los persas fueron probablemente los primeros en aplicar la energía eólica a la agricultura de forma masiva, usando motores de eje vertical para elevar agua de irrigación (siglo VII) y moler grano. Estos aparatos solían construirse aproximadamente de un mismo tamaño, usándose un mayor número de ellos si se requería más potencia, en lugar de ser construidos de mayor tamaño; probablemente debido a una optimización en base a los materiales y las rudimentarias técnicas de fabricación disponibles, o bien por su mayor durabili dad frente a la meteorología. La figura 1.4 muestra uno de estos ingenios, el cual usa una pantalla estacionaria de mampostería para reducir la fuerza del viento sobre las palas que avanzan a barlovento, y obtener así un par neto sobre el eje, al estar expuestas al viento las palas que avanzan a sotavento. Desgraciadamente esta solución anula la capacidad de esta máquina de eje vertical de funcionar con cualquier dirección del viento. Esto en las zonas de Persia en que se usaron no era un gran problema por ser los vientos de dirección dominante. El control de la potencia se realizaba incluyendo postigos en las aspas giratorias o en la obra de mampostería. En China se emplearon con anterioridad máquinas similares (denominadas Panémonas), suponiendo algunos que fueron sus precursoras. Otros piensan que se inspiraron directamente en las velas de los barcos. Se piensa también que estas máquinas fueron inspiradas por el molino hidráulico de eje vertical, anterior en el tiempo [2]. Aproximadamente en el siglo XIII estas máquinas ya se usaban para moler grano, tarea para la que han sido utili zados hasta hace bien poco, de ahí el término común de “molino de viento” . Este tipo de molino se conoce como tipo oriental, por dominar en esta región.

Figura 1.1.1.- Esquema de una máquina eólica persa de bombeo de agua para riego.

El molino occidental, en contraste, es de eje horizontal y se han encontrado referencias a él ya en el siglo XII. Su origen no está muy claro, aunque podría haber sido una evolución del molino persa, eventualmente traído a Occidente por los cruzados. Penetra en Occidente por Italia, España, Italia y


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Grecia. Por ser de eje horizontal requiere de un mecanismo de orientación para encarar el rotor o turbina al viento, lo cual complica su construcción (la turbina es de tipo axial). A cambio se obtiene una mayor potencia que con los de eje vertical antes descritos, al actuar de forma continua la presión de la corriente sobre las aspas, las cuales solían tener forma de cruz de 4 a 8 brazos. El tipo más antiguo consiste en un fuerte poste sobre el que puede girar todo el conjunto del molino, tal como muestra la figura 1.1.2.

Figura 1.1.2.- Molino de viento de poste (grabado de la época).

Hacia el siglo XIV se desarrolló el molino de torre, mostrando la figura 1.1.3 un ejemplo moderno. En éstos solo gira la parte superior del molino, que incluye el rotor, mientras que la parte inferior es una torre de ladrill o o piedra solidaria al suelo. Esta configuración permitía una mayor solidez y duración, así como menos necesidad de la preciada madera, aunque muchos se hicieron de ella. En este tipo de molino las aspas estaban siempre del lado de barlovento, realizándose en las primeras épocas la orientación de forma manual y posteriormente con mecanismos automáticos. El mecanismo más efectivo usado ha sido el molino de cola, el cual consiste en un eje horizontal dotado de aspas de pequeño tamaño y orientado perpendicularmente a las aspas principales. Si el rotor de potencia estaba encarado al viento el rotor de direccionamiento permanece estacionario al recibir el viento de lado. Un cambio en la dirección del viento hace que gire, al transmitirse este giro por medio de engranajes al eje vertical de orientación, lograba su correcto encaramiento, instante en el cual deja de girar. Una evolución de este mecanismo se emplea hoy en día.


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Figura 1.1.3.- Muestra de un molino tradicional europeo de eje horizontal en Dinamarca.

El molino occidental se ha usado no solo para moler sino para bombear agua, mover serrerías, extraer mineral y para otras aplicaciones en las que se requiriera potencia concentrada, como en las herrerías. Su uso fue contestado a menudo por el miedo al desempleo, ya desde la época del imperio romano. Su potencia máxima podría cifrarse en unos 7 a 15 kW, comparable a la de la turbina hidráulica de la misma época. Ambas máquinas configuraron los inicios de la revolución industrial en concentraciones de artesanos en torno a los ríos y otras regiones favorables, como las minas, habida cuenta de la imposibili dad de la transmisión de la potencia mecánica a larga distancia. La máquina de vapor solo se generalizó bien entrada la revolución industrial.

La potencia en los molinos occidentales se controla, bien por la cantidad de aspa recubierta de tela, bien con el uso de postigos de madera en las mismas. A partir del siglo XIX se incluyen mecanismos de regulación de potencia.

Las primeras referencias de molinos de viento en la península ibérica datan del medioevo, originalmente en las zonas cristianas, para posteriormente incrementar su presencia en el cali fato de Córdoba. De los siglos XVI a XIX queda gran cantidad de restos: molinos manchegos en Campo de Criptana, andaluces en Huelva y Cádiz, molinos cartageneros y mallorquines. Ya en el siglo XVII se realizaron mejoras tecnológicas que empiezan a configurar los molinos modernos, ver como ejemplo la figura 1.1.4.


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Figura 1.1.4.- Ejemplo de molino balear.

En el siglo XVIII se refinan los mecanismos del interior del molino, siendo ya común la existencia de rodamientos en los ejes de los molinos más avanzados. Las aspas pasan de ser un enrejado plano de madera recubierto de una simple lona, con un larguero central, a ser un ala rudimentaria de iguales materiales. Disponen el larguero más próximo al borde de ataque del aspa para mejorar la corriente alrededor del él y con torsión (de eje el propio larguero). Ambas mejoras son con el objeto de incrementar el rendimiento aerodinámico. A finales de este siglo se podía encontrar molinos de viento por toda Europa, formando parte fundamental del entramado social y económico, así como en América del Norte y del Sur, llevados por los emigrantes europeos.

No se conservan muchos molinos de esta época por estar construidos en parte de madera. Su uso resultó especialmente útil en las llanuras, particularmente en las del área mediterránea y en islas, por carecerse en estas zonas de corrientes fluviales, o bien por ser éstas lentas y por lo tanto poco apropiadas al empleo de las turbinas hidráulicas de bajo rendimiento de la época.

La aparición de los motores térmicos, primero la máquina de vapor y luego el motor de combustión interna, desplazó casi completamente a las máquinas eólicas durante la revolución industrial del siglo XIX, quedando su uso restringido a regiones rurales, especialmente las remotas y pobres, para la molienda del grano y para el bombeo de agua principalmente. Es de destacar en este siglo el desarrollo de la turbina eólica multipala americana, que se difundiría rápidamente por todo Estados Unidos. La figura 1.1.5 muestra una de estas máquinas. Consiste en un rotor multipala de unos 3m de diámetro, conectado a un mecanismo de biela - manivela. Éste mueve un eje vertical con movimiento alternativo que llega hasta una bomba de émbolo situada en la base de la torre,


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diseñada para acumular agua en un depósito. Su figura forma parte inseparable del rancho o granja norteamericanos. Es la máquina eólica más difundida de cuantas hayan existido, habiéndose fabricado unos 6 millones, de las cuales unas 150 000 deben de seguir en funcionamiento. Se exportaron a todo el mundo. En España es de destacar su presencia masiva en la isla de Fuerteventura. Su orientación al viento se realiza generalmente por medio de una veleta, la cual se puede plegar sobre el rotor manualmente para desactivar su funcionamiento, o bien se realiza automáticamente al sobrepasarse un valor de la velocidad de viento. Este ingenio marca la sustitución paulatina y finalmente completa de la madera por el hierro, comenzando a fabricarse sus álabes de este material a partir de 1890. Esta aeroturbina marca asimismo la sustitución de la fabricación unitaria por la fabricación en serie.

Figura 1.1.5.- Bomba hidráulica eólica americana de rotor multipala.

Por la misma época, en 1892, en Dinamarca, país de importantes recursos eólicos, el profesor Latour diseño el primer aerogenerador eléctrico bajo los auspicios de un programa estatal, marcando el comienzo del desarrollo de la moderna tecnología eólica, ligado a la rotura de la ligadura de las turbinas eólicas con el bombeo de agua y la molienda. Se llegaron a instalar unos 120 aerogeneradores, con una potencia eléctrica máxima unitaria de unos 25 kW, antes de la primera guerra mundial.

El factor decisivo para el desarrollo posterior ha sido la tecnología aeronáutica, que ha permitido sustituir las aspas lentas y de bajo rendimiento, con una cierta similit ud a velas de barco, por aspas de diseño aerodinámico mas parecidas a hélices de avión. El comienzo del siglo XX vio la aparición de la teoría de perfiles aerodinámicos, realizada por Kutta y formalizada matemáticamente por Joukowsky, la teoría de la capa límite, enunciada por Pradtl y muchas otras aportaciones científicas y técnicas, fundamentadas en la Mecánica de Fluidos.

Betz demostró que la máxima fracción de energía extraíble de una corriente uniforme abierta es el 60%, conocido como límite de Betz. Posteriormente Glauert demostró que puede obtenerse mayor rendimiento cuanto mayor es el coeficiente de velocidad λ, cociente entre la velocidad de punta de pala y la velocidad incidente del viento.

En 1927 Dekkler construyó el primer rotor provisto de palas de sección aerodinámica (redondeado en su borde de ataque (barlovento) y afilado en su borde de salida (sotavento)), permitiendo velocidades de punta de pala de 4 a 5 veces la velocidad del viento incidente, frente al valor


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tradicional de 2 a 3 veces. La teoría había ya demostrado que al aumentar esta relación de velocidades, menor era la influencia del número de palas sobre el rendimiento, por lo que empezaron a aparecer aeroturbinas de dos y de tres palas, lo cual abarata su construcción. Hoy en día se experimenta con aeroturbinas de una sola pala.

De forma similar a las hélices, con el objeto de optimizar el ángulo de incidencia de la corriente a las palas, se implementó en las turbinas eólicas de eje horizontal el paso variable. Consiste en hacer giratoria la pala alrededor de un eje que corta el eje de la aeroturbina y que coincide sensiblemente con el eje longitudinal de la pala. El paso variable permite, además de una optimización de las prestaciones frente a vientos de velocidad distinta, poner las palas en bandera con vientos excesivamente fuertes, anulando su giro, con objeto de evitar el deterioro de la aeroturbina, aparte de otras ventajas.

Como consecuencia de la aplicación de la Ingeniería Aeronáutica, a partir de la década de los veinte, comenzó una serie de desarrollos que confirmaron definitivamente las aeroturbinas de alto rendimiento y alta velocidad como el diseño más efectivo para la producción de energía eléctrica. Pero hicieron aparecer toda una serie de nuevos problemas, como las vibraciones estructurales, las vibraciones de las palas acopladas con la corriente de aire (aeroelasticidad), los problemas de corrosión, de duración, etc., sobre los cuales se dispone hoy en día de una sólida experiencia.

Sobre esta base se fueron decantando más claramente las distintas familias de aeroturbinas:

• Aerobombas, en gran número y generalmente de tipo multipala, con regímenes de giro entre 5 y 15 r.p.m. Son capaces de dar un elevado par de arranque, óptimo para mover bombas alternativas.

• Aerogeneradores de muy pequeño tamaño para la recarga de baterías, de menos de 20 kW. Fueron muy populares en los Estados Unidos para suministrar energía eléctrica a asentamientos de colonos y granjas, antes de la electrificación general del país. Típicamente suministraban unos 5 kW. Resultan apropiados para alimentar balizas luminosas o radioeléctricas u otras instalaciones remotas, especialmente para potencias no muy pequeñas, por la competencia de las células fotovoltaicas, y para complementarlas durante la noche.

• Aerogeneradores de pequeño (20 kW a 100 kW), medio (100 kW a 500 kW) y gran tamaño (> 500 kW):

1.1. Para alimentación de una red eléctrica, generalmente agrupadas en parques eólicos.

1.2. Para supli r otro tipo de generadores, como los Diesel, en un sistema aislado de la red y por lo tanto autónomo. A su vez puede incluir baterías para almacenar energía sobrante de días ventosos o carecer de ellas.

El régimen de giro de estos aerogeneradores viene dado por su tamaño, pues típicamente operan con velocidades de punta de pala entre 5 y 10 veces la velocidad del viento. Así las aeroturbinas grandes giran a unas 30 - 40 r.p.m., mientras que las mas pequeñas pueden superar las 1 000 r.p.m.

En 1924 Savonius desarrolla una aeroturbina de eje vertical muy sencill a, con elevado par de arranque, por lo tanto adecuada para bombeo de agua, consistente en dos semicili ndros huecos, decalados y dispuestos según un eje vertical, como indica la figura 1.1.6. Se puede construir con técnicas y materiales sencill os y baratos, pero adolece del problema de no poderse proteger de los huracanes.


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Figura

Figura 1.1.6.- Ejemplo de aeroturbina de eje vertical tipo Savonius.

En 1927 desarrolla Darrieus la turbina de eje vertical que lleva su nombre, siendo actualmente competitiva. La figura 1.1.7 muestra una vista de una aeroturbina de este tipo. Consiste en aspas verticales con perfil aerodinámico.


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Figura 1.1.7.- Aeroturbina de eje vertical tipo Darrieus.

Hasta la segunda guerra mundial se realiza la construcción de aerogeneradores cada vez mayores, pero de resultado aún no del todo satisfactorio, resultado lógico de la inexperiencia y de lo somero de los estudios de desarrollo realizados. Tras la guerra, el bajo precio del petróleo ralentizó notablemente la expansión de la energía eólica, hasta la crisis del petróleo de 1973. Cabe destacar, sin embargo, la iniciativa realizada por el gobierno danés, que tras realizar una evaluación detallada de los recursos del país, instala en 1957 un generador de 240 kW en Gedser, que sirvió de base para el desarrollo pionero de modernas turbinas eólicas, lo que ha convertido a este país en un líder mundial.

Tras la crisis del petróleo, los países más desarrollados comienzan programas de investigación y desarrollo en energía eólica y fruto de ellos es la actual tecnología. Cabe destacar los resultados


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logrados en los Estados Unidos, como el aerogenerador MOD-0 de 100 kW en 1975 y el MOD-5B de 3,2 MW en 1987, construido por Boeing e instalado en Hawai.

En España la situación actual comienza en 1978 con el programa de desarrollo de una aeroturbina de 100 kW financiado por el entonces Ministerio de Industria, Comercio y Turismo (MICT), que finalmente se instala en Tarifa (Cádiz). Los trabajos financiados por el mismo Ministerio a través del Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial (CDTI), realizados entre 1981 y 1986, logran la creación de un embrión de industria nacional, basada en ese momento en aeroturbinas de pequeño y medio tamaño. En este período se realizaron actuaciones legislativas que se concretaron en la Ley 82/80 de 30 de diciembre, sobre Conservación de la Energía, de amplia repercusión. El Plan de Energías Renovables de 1986 (PER-86) marcó directrices que favorecieron la instalación de los primeros parques eólicos, de unos 300 kW, creados por colaboración entre el Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético (IDAE-MICT), Comunidades Autónomas, compañías eléctricas y empresas privadas. En 1988 se inició el segundo Plan de Energía Renovables (PER-89), el cual consideraba las indudables ventajas de estas energías desde el punto de vista de política energética, autonomía de recursos y aspectos medioambientales. El PER-89 estableció criterios de competitividad en los que se atendía más a los aspectos productivos, precio y calidad, que a las subvenciones directas para el desarrollo tecnológico.

En esta época se instaló un aerogenerador de 1 200 kW (AWEC-60), resultado de la colaboración hispano – alemana, en cabo Vill ano (La Coruña) y el parque eólico de Monteahumada (Cádiz), ejemplo de integración de máquinas de distinto tipo. El progreso de la tecnología nacional, fruto de las medidas de apoyo de los sucesivos Planes de Energías Renovables, permitieron tener en 1990 cuatro parques operativos de un total de ocho, mientras la industria nacional lograba máquinas competitivas que superaban los 100 kW, constituyentes o precursoras de los actuales parques eólicos.

El nivel tecnológico logrado tras esta época, junto con la producción eléctrica, situaron en 1990 a nuestro país en el cuarto lugar en Europa, la cual totalizó un 25% de la potencia total mundial, siendo el resto prácticamente en los EE.UU. Los parques actuales están siendo realizados en base a máquinas de tecnología nacional, de las empresas ENDESA y ECOTÉCNIA, con tecnología transferida de empresas extranjeras U. S. Wind Power y VESTAS a las empresas nacionales AWP y ACSA respectivamente.

Tras estos años de maduración y contando con la experiencia recientemente adquirida en nuestro país con la instalación y explotación de grandes parques nos encontramos ante la posibili dad de un mercado industrial caracterizado por la rentabili dad económica.

1.2.- Tecnología actual y proyecc ión h acia el futuro.

Los positivos resultados obtenidos por la tecnología eólica en las últimas décadas ha dado lugar a un rápido desarrollo en los últimos años. Como exponente de ello cabe citar que actualmente existe mas de una veintena de fabricantes en el mundo, con plenas garantías de curva de potencia y disponibili dad (tanto por ciento del tiempo útil que el aerogenerador está operativo), la cual puede llegar al 95% frente al 80% o 90% logrado por las centrales eléctricas convencionales. Los 10 fabricantes más importantes son:


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1 NEG MIKON AG (Dinamarca) 6 BONUS A/S (Dinamarca)

2 ENRON Wind Corp. (EEUU) 7 NORDEX (Dinamarca)

3 VESTAS A/S (Dinamarca) 8 MADE (España)

4 ENERCON (Alemania) 9 ECOTECNIA (España)

5 GAMESA (España) 10 MITSUBISHI (Japón)

Como consecuencia de la maduración de la tecnología el precio de adquisición ha bajado hasta llegar a valores en torno a 800 ¼N:SDUDXQPDUJHQGHSRWHQFLDVPi[LPDVGHDN:/RV

costes de explotación se han reducido correspondientemente, situándose actualmente en el intervalo de 0,035 a 0,09 ¼N:KSDUD]RQDVGHSRWHQFLDOHyOLFRDFHSWDEOHFRQXQYDORU WtSLFRGH

0,04 – 0,05 ¼N:KIUHQWHD ODV¼N:KGHODHQHUJtDFRQYHQFLRQDO/DIUDFFLyQGHODHQHUJtD

cinética del viento convertida en energía eléctrica es como máximo del 40% al 45%, a lo que se denomina rendimiento o coeficiente de potencia.

Estos logros han sido en parte consecuencia de una maduración tecnológica que ha originado una base estable de la cual aún cabe esperar mejoras.

A continuación se indican características básicas que definen con un mayor detalle la tecnología actual, aunque este resumen ha de ser incompleto necesariamente, dada la amplia gama de tamaños disponibles y de aplicaciones. Nos centraremos en los aerogeneradores de que actualmente equipan los parques eólicos.

Disposición general

Los aerogeneradores actuales de eje horizontal están constituidos por una cimentación de hormigón armado adecuada al terreno y a las cargas del viento, sobre la cual se levanta una torre, típicamente de acero, de estructura de celosía, o bien de tipo tubular de acero o hormigón armado para mejorar su aspecto. Elevan el aerogenerador bastante, con el objeto de evitar las bajas velocidades de viento junto a la superficie del terreno. N valor típico de la altura es H = 0,75D+10m. Al extremo de la torre se fija una góndola giratoria de acero o fibra de vidrio, ver la figura 1.2.1, a la cual se accede por el interior de la torre, o por el exterior si se trata de un modelo pequeño. Ésta encierra:

• El tren de potencia (eje del rotor (lento), caja multiplicadora (de engranajes planetarios o normal), de régimen de salida hasta unas 1 000 a 1500 r.p.m. y de elevado rendimiento, típicamente un 90% a 95%, eje rápido y acoplamientos flexibles).

• La maquinaria eléctrica (generador eléctrico, con un rendimiento del orden del 90%, controles, accionamientos y máquinas auxili ares).

• Mecanismos auxili ares, generalmente hidráulicos (freno de emergencia del rotor, freno de orientación de la góndola, mecanismo de cambio de paso, aerofrenos, sistema de orientación).

• Sistema de control basado en un microprocesador y encargado de la supervisión de las variables operativas, registro de incidencias y control del funcionamiento (arranque, parada,


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enganche a la red, protección de embalamiento, orientación, paso de las palas). Suele incluir un módulo de comunicación con una base de control central.

En el exterior encontramos:

• El buje, que une las palas del rotor y que puede incorporar sus articulaciones, como cambio de paso, conicidad, etc..

• Las palas, cuyo eje de giro suele estar inclinado algunos grados sobre la horizontal, al objeto de alejar las palas de la torre

• El mecanismo aerodinámico de orientación. Suele ser de veleta de cola o molino de cola para pequeños tamaños. Para tamaños medios y grandes se usa orientación asistida detectando la dirección del viento por medio de un sensor de dirección y orientando la góndola con un motor eléctrico o hidráulico engranado a una corona horizontal.

• Estación meteorológica, con medida de la velocidad y dirección del viento, temperatura y presión atmosférica.

1. Bancada 2. Eje de baja velocidad 3. Mecanismo de cambio de paso 4. Pala

5. Buje 6. Caja multiplicadora 7. Fijación del basculamiento 8. Freno de disco

9. Generador 10. Eje de alta velocidad 11. Fusible de par 12. Unidad hidráulica

13. Motor de orientación 14. Corona de orientación 15. Sensor de orientación 16. Unidad de control en góndola

Figura 1.2.1.- Disposición típica dentro de la góndola de un aerogenerador de eje horizontal de tamaño medio con sistemas modulares [23].

Tamaño

Los aerogeneradores de pequeña potencia (< 100 kW) y de media potencia (< 700 kW) ofrecen un alto grado de madurez tecnológica, mientras que los cercanos a 700 kW y superiores son de


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primera generación. Sin embargo, cabe esperar que su puesta a punto sea corta por la experiencia adquirida con los de menor tamaño.

Actualmente se trabaja intensamente en prototipos con potencias máximas en torno a 4,5 MW, con el objeto de determinar la tecnología más adecuada y los costos reales de instalación y producción. Esto es debido a que los explotadores han demandado unidades de mayor tamaño, que permitan un mayor aprovechamiento del terreno, una potencia por unidad de superficie barrida por el rotor mayor (debido a que la velocidad del viento aumenta con la altura) y un menor número de unidades que atender para igual potencia instalada. Sin embargo, la mera extrapolación de la tecnología de las aeroturbinas de media potencia no parece adecuada. El peso y por lo tanto el costo aumenta aproximadamente con el cubo del diámetro del rotor y la potencia con el cuadrado (área barrida) o algo más, pero no tanto como el cubo, debido al pequeño efecto de la mayor velocidad del viento con la altura. Esto parece indicar que un mero aumento de la escala es negativo. El uso de dos palas en lugar de tres reduce el costo y el peso sobre el buje y el tren de potencia, pero las mayores asimetrías de cargas por el giro del rotor que aparecen, crean problemas de fatiga y vibraciones, que intentan aliviarse con el uso de bujes basculantes. Otros recursos para permitir una competitividad a las aeroturbinas de gran tamaño son:

• Empleo de tren de potencia de diseño integrado, en lugar a recurrir a un montaje modular.

• Empleo de perfiles aerodinámicos de mayor espesor pero de similares características aerodinámicas específicamente diseñados para aeroturbinas, lo cual permite aumentar el módulo a flexión y torsión de la pala y con ello permitir que sea más ligera.

• Empleo de sistemas de control más avanzados que reduzcan las sobrecargas.

Esta situación mantiene un intenso debate técnico sobre si la solución a un aumento de la potencia instalada ha de realizarse sobre la base de los abaratamientos al fabricar en masa unidades de media potencia, o basándose en las hipotéticas ventajas de unidades grandes de nuevo desarrollo.

Las aeroturbinas de gran tamaño parecen adecuadas para enclaves de fácil acceso, p. e. llanuras y el mar. En nuestro país abundan los enclaves de compleja orografía, lo cual afecta a la accesibili dad y supone un viento turbulento, por lo que no parece que se difundan las grandes aeroturbinas tan fácilmente.

Rotor

La mayoría actualmente son de rotor horizontal, si bien los de tipo Darrieus se siguen fabricando y explorando como candidatos para un futuro. Existe una marcada tendencia a los rotores tripala por su mayor suavidad de giro, si bien al aumentar el tamaño se detecta una mayor proporción de rotores bipala, por la reducción de coste y peso que representa.

Los materiales empleados van desde la tradicional madera, por su buen comportamiento a la fatiga, al metal, como el acero o el aluminio. Sin embargo, el material mas utili zado es la fibra de vidrio con resinas sintéticas (poliéster), si bien se explora continuamente el empleo de fibras de carbono y Kevlar con epoxi, en previsión de una futura reducción de su costo.

El rotor puede ser una pieza rígida o poseer articulaciones. La más frecuente es la de cambio de paso, si bien se ha usado la articulación que permite conicidad al rotor, aunque no es frecuente. Además, es posible encontrar partes de las aspas que pueden deflectarse, con el objeto de actuar


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de modificadores de la aerodinámica, como pueden ser flaps o frenos aerodinámicos. Se ha estudiado el dotar de cierta flexibili dad a las aspas al objeto de que actúe de reductora de vibraciones por amortiguamiento aerodinámico.

En la mayoría de los casos el rotor está situado a barlovento de la torre, con el objeto de reducir las cargas cíclicas sobre las aspas que aparecen si se situara a sotavento de ella, pues al pasar una pala por la estela de la torre, la velocidad incidente está muy alterada. Debido a este fenómeno, las torres de aeroturbinas con rotores a sotavento son de celosía, por su mayor transparencia al viento.

Sistema de control

La aeroturbina comienza a dar potencia a partir de una velocidad del viento que permite vencer sus pérdidas de potencia internas a la velocidad de giro mínima requerida para la generación eléctrica. A partir de ese momento resulta interesante controlar el paso de las palas, si éstas disponen de mecanismo de variación de paso, con el objeto de orientar óptimamente las palas al viento. Otra posibili dad adicional o sustitutoria es que sea posible ir aumentando la velocidad de giro del rotor a medida que aumenta la velocidad del viento, lo cual permite asimismo mejorar el rendimiento de extracción, pero dificulta el uso de la maquinaria eléctrica. Es necesario evitar sobrecargar el tren de potencia de la aeroturbina, fundamentalmente por par motor. Es necesario también evitar una velocidad de giro excesiva que ocasione sobreesfuerzos centrífugos. Finalmente han de respetarse los límites de funcionamiento del generador, generalmente régimen de giro e intensidad. En consecuencia, debido a la inconstancia del viento es necesario disponer de métodos pasivos o activos de control del aerogenerador.

El sistema de control más necesario es el de protección frente al exceso de viento. Fundamentalmente existen dos tipos:

• Control por cambio de paso.

• Control por pérdida aerodinámica.

El control por cambio de paso se encuentra frecuentemente en los aerogeneradores de mayor tamaño, pues al resultar caro y complejo se puede justificar al permitir ganancias apreciables de potencia. Frente a vientos intensos ofrece protección efectiva al permitir colocar las palas en bandera (en dirección al viento). Con el objeto de reducir los inconvenientes del sistema de cambio de paso en toda la pala se explora actualmente realizarlo solamente en punta de pala, incluso con mecanismos autónomos y se emplea en algunas aeroturbinas, ver figura 1.3. Las menores cargas que origina el control de cambio de paso, permite reducir el peso de la caja de engranajes.

El control por pérdida aerodinámica consiste en usar un fenómeno natural de los perfiles aerodinámicos, que consiste en una brusca disminución de la sustentación (fuerza que hace girar las palas) y asociada a ello un también brusco aumento de la resistencia (fuerza que se opone al giro de las palas). Esto ocurre cuando el ángulo de ataque de la corriente incidente al perfil sobrepasa un cierto valor, siendo debido al desprendimiento de la corriente de la superficie del perfil . Así, si un rotor gira a velocidad constante, lo cual es muy frecuente, como es el caso de disponer de generador de inducción, al aumentar la velocidad del viento aumenta el ángulo de ataque, con lo que a partir de una cierta velocidad aparece la pérdida aerodinámica, limitándose de forma natural el par que aparece en el eje. Debido a que puede resultar insuficiente, se añaden frenos aerodinámicos, consistentes en desprendedores de la corriente retráctiles.


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La entrada en pérdida ocasiona vibraciones que hace que el conjunto móvil haya de ser reforzado.

Sistema eléctr ico

Los aerogeneradores de muy pequeño tamaño, decenas de watios, usan generadores de corriente continua, dínamos. Su limitado rango de funcionamiento hace que a partir de 100 W se usen alternadores de imanes permanentes, hasta los 5 kW. Por no necesitar excitación externa se usan en aplicaciones aisladas de la red, en cuyo caso suelen incorporar un grupo rectificador para permitir la acumulación de energía en baterías. Este tipo de aplicaciones permite régimen de giro variable.

La tendencia general es el uso de generadores de inducción con rotor en jaula de ardill a, por su sencill ez, ausencia de contacto giratorio, robustez, bajo coste, bajo mantenimiento y sencill ez de enganche a la red, con velocidades diferentes a la de sincronismo. Las bobinas del estátor requieren alimentación y consumen potencia reactiva. Cuando están conectados a la red, el régimen de giro es próximo al de sincronismo por lo que las turbinas operan a régimen casi constante. Requieren una protección que evite que funcionen como motores al bajar la velocidad del viento.

Los generadores síncronos se usan minoritariamente. Requieren efectuar maniobras complicadas para lograr en sincronismo con la red.

Debido a las ventajas de rendimiento y de reducción de ruido de la velocidad de giro variable (por girar más espacio con vientos flojos), se exploran alternativas. Otra posibili dad en desarrollo es el uso de generadores multipolares, que permiten la eliminación de la caja multiplicadora, necesaria por la insuficiente velocidad de giro de las palas cuando el tamaño excede un cierto valor que es bastante pequeño.

Sistema de almacenamiento

Con el objeto de disponer del beneficio buscado en los períodos de viento flojo o de calma, se dispone de sistemas de almacenamiento de diverso tipo, inútil en sistemas de generación eléctrica conectados a la red.

Acumulación térmica: la energía extraída del viento se usa para calentar agua, directamente por medio de un freno hidráulico o por calentamiento de resistencias eléctricas tras la conversión a electricidad. El agua se almacena y el aprovechamiento energético posterior sería solo adecuado si se requiere en forma calorífica. Un aerogenerador podría almacenar energía moviendo un compresor de aire que es enviado a un depósito presurizado, preferiblemente aislado térmicamente, utili zándose posteriormente la energía expansionando el aire a través de una turbina o expansor volumétrico con una eventual combustión previa. Este último sistema proporciona elevados rendimientos, cifrables en un 60% al 80%. Sin embargo, sin combustión, el rendimiento máximo teórico es el 50% si se deja enfriar el aire comprimido.

Bombeo de agua: Durante períodos con exceso de producción de energía se puede usar la energía eléctrica para bombear agua hasta un depósito elevado. Durante períodos de viento insuficiente la carga podría alimentarse con una minicentral hidráulica cuyo generador síncrono se conectaría en paralelo con el aerogenerador a través de un sistema de protección y control adecuado. Este método proporciona una eficiencia de energía eléctrica recuperada a energía


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eléctrica enviada al almacenamiento del 50% al 80%. Requiere inversiones iniciales elevadas. Es la solución encontrada para poder electrificar eólicamente al 100% la isla de El Hierro.

Baterías: Es el sistema más utili zado actualmente y permite construir sistemas de muy pequeño tamaño, adecuados para balizas, repetidores de señal, estaciones de recogida de datos y puestos de socorro remotos. Su rendimiento es del 60% al 75%. Se emplean baterías especiales que permitan reducciones de su carga hasta el 60% sin daños. Su vida en estas condiciones es del orden de 5 a 7 años. No es adecuado para tamaños grandes por su elevado coste y dificultades de mantenimiento.

Generación de hidrógeno y célula de combustible: La electricidad producida descompondría el agua, almacenándose el hidrógeno y eventualmente el oxígeno. Su uso posterior podría ser directo, como combustible, o bien para generar electricidad de corriente continua directamente con una célula de combustible. El rendimiento de recuperación gira en torno al 50%, pudiendo llegar al 70%. Se estima que es el sistema de almacenamiento del futuro para grandes instalaciones. LA célula de combustible puede ser usada con otros compuestos.

Volante de inercia: Se almacena la energía en un volante capaz de girar a elevado régimen en un recinto al vacío, que impida la resistencia aerodinámica, probablemente haciendo uso de cojinetes magnéticos. Este sistema es capaz de absorber potencias instantáneas elevadas, resultando por ello conveniente a las fuertes fluctuaciones de la energía eólica. Logran un rendimiento de recuperación alto, del orden del 80%. Otra de sus ventajas es una vida operativa larga, del orden de 20 años. El intercambio de energía puede ser electromagnético o por medio de un tren de engranajes.

Desalación de agua: En lugares donde coincida la demanda de agua potable con la disponibili dad de energía eólica y su impacto ecológico sea aceptable, es posible recurrir a emplear la energía sobrante en desalinizar agua, la cual es fácilmente almacenable y proporciona una utili dad completa.

Curva de potencia

Define la potencia eléctrica disponible como función de la velocidad del viento. Es nula hasta una velocidad mínima o de arranque va y a partir de ella crece rápidamente (aproximadamente como el cubo de la velocidad) creciendo asimismo el régimen de giro del rotor. Al ll egar el viento a una velocidad, vn, en torno a los 10 a 15 m/s comienzan a actuar los mecanismos de limitación y la potencia de salida y régimen del rotor se mantienen aproximadamente constantes. Esta potencia se denomina potencia nominal Pn, y se mantiene hasta los 20 a 25 m/s. A partir de aquí, vpa, la potencia de salida cae rápidamente o se anula el funcionamiento, pues comienzan a actuar los mecanismos de protección, frenando el rotor para evitar riesgos. La velocidad de viento de supervivencia puede ser en torno a los 50 a 60 m/s.

La figura 1.2.2 muestra las curvas de potencia de una misma turbina de eje horizontal dotada de regulación por cambio de paso y por pérdida aerodinámica.


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P (kW) Paso fijo y pérdida aerodinámica Potencia Paso variable nominal Pn Carga parcial Plena carga va vn vpa v (m/s) Velocidad Velocidad Velocidad de arranque nominal de parada

Figura 1.2.2.- Curvas de potencia de una misma turbina, con regulación por cambio de paso y con regulación por pérdida aerodinámica.

Configuración de un parque eólico

Un parque eólico típico hace uso de aerogeneradores de media potencia, con torres tubulares de 30 m a 40 m de altura, y rotores de unos 20 m a 30 m de diámetro. Se separan unos 100 m a 200 m para reducir la interferencia entre las estelas turbulentas creadas por las turbinas y para permitir que el mezclado turbulento del aire rellene el defecto de cantidad de movimiento en ellas. El terreno ocupado por las cimentaciones, las vías de acceso y el sistema eléctrico son del 1%, por lo que el restante 99% puede ser dedicado a la agricultura normal. Esto supone una ocupación por kW producido del orden de 1/3 de una central térmica de carbón.

La configuración precisa depende del tipo de terreno (llano, ondulado o accidentado) sobre el que se asiente el parque y de la variabili dad del viento. Los terrenos llanos permiten disposiciones armoniosas y muy extensas, lo que contribuye a la estética del conjunto. Los terrenos accidentados, frecuentes en nuestro país, permiten la instalación muy concentrada de aerogeneradores, dificultando el diseño de las instalaciones, la construcción de las mismas y en general dan como resultado una estética menos aceptable. En este tipo de parques se llega a juntar las torres dos o tres diámetros de rotor si la dirección del viento es dominante. Para vientos variables de dirección es necesaria una separación mayor que evite interferencias aerodinámicas mutuas.

Las instalaciones situadas sobre el mar tienen un gran interés por la gran extensión disponible y por la calidad del viento, sin embargo, aún son muy costosas y quedan muchas incógnitas técnicas por despejar.

Disponibili dad de la energía

No siempre hay viento, por lo tanto no se puede lograr disponer continuamente de energía eólica. Así, en una buena colina, con una velocidad media del viento de 8 m/s se dispone típicamente de energía 2 días de cada tres. Si el consumo es menor que el suministro se puede recurrir al almacenamiento. Aún así, la solución del almacenamiento resulta cara y compleja, sólo justificable en lugares remotos o bajo circunstancias muy especiales.


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La solución más adecuada supone inyectar la totalidad de la energía a la red integrada o inyectar la sobrante si hay consumo propio. El estar conectado a la red permite así un mejor aprovechamiento, una rentabili zación de los costos y una seguridad en el suministro.

La intermitencia de la energía eólica inyectando en una red es acomodada variando la carga en las centrales térmicas e hidráulicas para igualar la producción al consumo. La variación de esta carga puede llegar a ser del 50% si la energía eólica contribuyese hasta un 20% al 30% del total, lo cual es un límite razonable por esta consideración.

En sistemas aislados se recurre a configuraciones de generación híbridas a partir de unos 100 kW, por resultar a partir de esta potencia excesivamente caro el sistema de acumulación por baterías. En los sistemas híbridos se recurre generalmente a la combinación eólica - Diesel por la fiabili dad, robustez y facili dad de mantenimiento de los grupos generadores basados en un motor alternativo Diesel. El objetivo en estos sistemas es reducir el tiempo de funcionamiento del Diesel al máximo, dentro de las limitaciones del consumo requerido, las variaciones del viento y las características operativas del conjunto. La experiencia demuestra que debido al elevado costo de uno de estos sistemas, tan solo se justifica su uso desde el punto de vista de la rentabili dad económica si la zona tiene velocidades de viento medias superiores a 6 m/s y si está situada lo suficientemente lejos de la red para que el costo de la conexión sea alto. La adición de un sistema de almacenamiento de baja capacidad, 5 a 10 minutos, beneficia a estos sistemas, por evitar arranques y paradas continuas del motor Diesel. Actualmente, la tecnología de los ultracondensadores promete posibili dades en este terreno.

Distr ibución de costos de adquisición

La figura 1.2.3 muestra la contribución relativa del coste de adquisición en origen de un aerogenerador de media potencia. Es de destacar el costo del rotor, un 25%, aparte de que su peso condiciona el peso del resto de los componentes estructurales y por lo tanto su coste. Así, un rotor ligero reducirá el costo del resto de otros subsistemas, pero puede resultar en sí mismo mas caro por requerir su aligeramiento una mayor tecnología.

Coste F. O. B. de aerogeneradores de media potencia

Montaje y otros10%

Palas20%

Sistema de control10%

Tren de potencia15%

Sistema eléctrico10%

Góndola10%

Buje5%

Torre20%

0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%

Figura 1.2.3.- Reparto de costes de adquisición de un aerogenerador completo.


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Consideraciones económicas

Los aerogeneradores son bienes de equipo de elevado precio de adquisición, pero con unos costes de operación bajos. En consecuencia, los costes financieros tienen una repercusión elevada en la inversión de capital a realizar y por lo tanto en la rentabili dad. La figura 1.2.4 muestra la sensibili dad del coste de la energía a los parámetros más relevantes. Destaca la sensibili dad al coste de la inversión, a la velocidad media del viento y a la disponibili dad.

La reducción de coste en los desarrollos futuros ha de venir por las siguientes vías:

• Reducción de tensiones en los materiales. Puede venir por el uso de construcciones más ligeras y en el uso de sistemas de velocidad variable con control de par, lo que se traducirá en trenes de potencia más ligeros y por lo tanto más baratos.

• Uso de conceptos mecánicos más simples. Se ha de lograr una reducción del número de piezas, de la complejidad de montaje y ajustes y del mantenimiento. El uso de trenes de potencia integrados puede ofrecer ventajas sustanciales frente al uso de trenes de potencia modulares formados por subconjuntos comerciales.

• Uso de materiales más efectivos con relación a su coste. La elección idónea del diseño, método de fabricación y materiales adecuados es algo aún en estado de maduración

Figura 1.2.4.- Sensibilidad del coste de la energía eólica a los parámetros mas influyentes.

Panorama español

Nuestro país se encuentra situado entre los más avanzados de Europa en el desarrollo de la energía eólica, tanto por la potencia instalada, como por disponer de fabricantes nacionales y por la actividad de I+D que se realiza, fundamentalmente en el organismo público CIEMAT y en algunas Universidades. Dos fabricantes con tecnología propia GAMESA y MADE dominan el mercado y disponen de máquinas hasta 1 000 kW. Esta oferta está complementada por fabricantes bajo licencia y distribuidores, como ACSA, AWP, CENEMESA, etc. Se dispone de


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numerosos parques eólicos y en ellos se ensayan prototipos singulares, como el AWEC-60 de 1,2 MWe en Cabo Vill ano, La Coruña. Disponemos del parque eólico mayor de Europa con 30 MW en Tarifa.

El Programa de Energías Renovables contemplado en el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética del Plan Energético Nacional prevé un incremento de estas energías sustancial y entre ellas la energía eólica está llamada a desempeñar un papel importante. Las estimaciones actuales dan como probable una inversión del orden de 200 000 millones de pesetas en los próximos 5 años.

La UE, en su V Programa Marco, ha apoyado la energía eólica a través de los programas no específicos THERMIE de apoyo a proyectos innovadores y de difusión, y el programa ALTENER de apoyo a proyectos de aplicación.

La administración española ofrece ayudas que signifiquen conservación de la energía, aplicables por lo tanto a este sector. Son de tipo fiscal, financiero, expropiación forzosa y subvenciones [21].


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2.- Recursos eólicos

La energía eólica tiene una procedencia directa de la energía solar.

Los recursos eólicos provienen de las corrientes horizontales en la superficie generadas por el diferente calentamiento del aire en la troposfera, que origina corrientes verticales por efecto del menor peso del aire calentado con respecto al que le rodea. Estas corrientes verticales generan las mucho más intensas horizontales, por desplazamiento del aire, lo cual se manifiesta por la aparición de gradientes de horizontales. Debido a ellos el viento debería ser perpendicular a las isobaras e ir de las altas presiones a las bajas, pero la fuerza de Coriolis, debida al giro de la Tierra, desvía las corrientes. La fuerza de Coriolis es proporcional a la velocidad del viento y normal a ella. La desviación inducida hace que las corrientes rodeen las zonas de baja presión (borrasca) dejándolas a su izquierda (movimiento antihorario), en el hemisferio Norte y dejan correspondientemente a su derecha a las zonas de alta presión (anticiclón).

La atmósfera en media emite mas calor por radiación del que recibe y la diferencia es aportada por el suelo, que al recibir la radiación del Sol calienta el aire por conducción, el cual tiende a ascender generando la inestabili dad antes citada, que induce movimientos verticales y por lo tanto un mezclado efectivo. De esta manera se establece un equili brio dinámico que comporta movimientos aproximadamente cíclicos, debido al período día-noche y al anual, aparte de otros de mayor período. Sin embargo, el suelo radia muy eficazmente en noches claras, enfriándose y absorbiendo calor del aire más próximo por conducción. Esto hace que el aire junto al suelo se densifique, tendiendo a permanecer junto al él, creándose una atmósfera estable que previene el mezclado de capas altas de la atmósfera con capas junto al suelo. Se dice que una atmósfera es neutra cuando aparece una indiferencia al traslado de masas a distintas alturas, situación por lo tanto intermedia entre atmósfera estable e inestable.

Cerca de la superficie el viento pierde cantidad de movimiento por la disipación de energía que supone el rozamiento con el suelo, estableciéndose una capa límite turbulenta de gran espesor1, tanto mayor cuanto mayor y mas tupidos sean los obstáculos en la superficie. La inestabili dad de la atmósfera reduce el espesor de la capa límite pues el trasiego de masas altas, por lo tanto con gran velocidad, con bajas más lentas supone una adición de cantidad de movimiento cerca del suelo.

A efectos de aprovechar la energía del viento, interesa que la capa límite sea delgada, con el objeto de lograr altas velocidades del viento. La capa límite se ve alterada localmente por la presencia de obstáculos. Así en el lado de barlovento de una colina o acantilado se tiene la conjunción de un aumento de la velocidad del viento por la desviación que le impone el obstáculo y una reducción de la altura de la capa límite. A sotavento, sin embargo, se nota una alta turbulencia y un defecto de velocidad, denominándose esta región la estela.

La península ibérica se encuentra la mayor parte del año en una zona de vientos generales del Oeste, propios de las latitudes medias del hemisferio Norte, fenómeno que es parte de la circulación general del aire en el planeta, por lo que las costas gallegas poseen un buen potencial eólico. Su intensidad decae en verano. Sin embargo, el archipiélago canario se encuentra en la zona de los alisios, vientos muy constantes del Este, lo que hace que esta zona posea recursos eólicos interesantes.

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 1El espesor de la capa límite se suele convenir que es aquella separación de la superficie firme para la cual la velocidad es el 99% de la velocidad libre alejada de la superficie.


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A estas corrientes generales es necesario añadir los vientos locales que provienen de calentamientos diferenciales, como las brisas marinas, las corrientes valle - montaña, etc. Normalmente no justifican su explotación con parques eólicos, salvo casos excepcionales.

Efectos locales adicionales pueden ser debidos a particularidades orográficas que ocasionan zonas, generalmente pequeñas, con potencial aprovechable. Efectos locales notables son la canalización del viento que produce el valle del Ebro y el Estrecho de Gibraltar, pues proporcionan un contenido energético explotable.

2.1. Caracterización energética

El viento, debido a su origen, presenta una gran variabili dad, tanto en dirección como en intensidad, así como de un lugar a otro. Su caracterización desde el punto de vista energético es de gran importancia para determinar:

• Potencial disponible y con ello permitir deducir de él la rentabili dad económica de la instalación.

• Emplazamiento más adecuado.

• Cargas sobre el sistema, que permita el dimensionado idóneo.

• Estrategia operativa de arranque, parada, regulación, orientación al viento, etc.

• Vida útil del sistema por el efecto de la turbulencia, ráfagas, tormentas, etc.

• Comportamiento energético de la explotación eólica.

La valoración del emplazamiento es un interrogante de gran importancia que es necesario despejar antes de la toma de decisiones económicas. Ello requiere la realización de una campaña de medidas y una explotación de datos que ha de incluir:

• Distribución de frecuencias de la velocidad y dirección (rosa de vientos).

• Distribución de velocidades medias anuales.

• Variación del viento con la altura.

• Influencia de la topografía. Selección de emplazamientos.

• Estadística de ráfagas. Valores extremos.

2.1.1.- Energía del viento

Una masa de aire m con movimiento uniforme unidireccional de velocidad v tiene una energía cinética:

E mv= 12

2 (2.1.1.1)


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Si ρ es la densidad del aire de la corriente uniforme, la energía por unidad de volumen de esta masa es:

e v= 12

2ρ (2.1.1.2)

El flujo volumétrico Q a través de una superficie de control estacionaria de sección frontal A es:

Q Av= (2.1.1.3)

Luego, el flujo de energía o potencia eólica de la corriente a través de A es:

312

P eQ Avρ= = (2.1.1.4)

Esta expresión nos muestra la gran dependencia de la potencia con la velocidad. Asimismo nos indica la conveniencia de operar a nivel del mar, donde la densidad es máxima, con un valor medio de 1,225 kg/m3. Permitámonos obtener la potencia eólica de una corriente uniforme, en principio enteramente disponible para su transformación en otra forma de energía mecánica, por metro cuadrado de sección y a nivel del mar y para varias velocidades del viento. Los resultados los muestra la tabla 2.1.1.1.

Velocidad (m/s) 1 2 5 7 10 20 40 Fuerza del viento (grados Beaufort)

1 2 3 4 5 9 12

Definición por observación de sus efectos

No mueve banderas.

Mueve banderas.

Extiende banderas

Levanta polvo. Mueve las ramas pequeñas de árboles

Mueve los árboles pequeños. En estanques forma pequeñas olas

Desperfectos en partes salientes de edificios. Derribo de chimeneas

No hay experiencia

Densidad de potencia (W/m2)

0,6 4,9 76 210 612 4,9 * 103 39 * 103

Energía anual kWh

5,3 43 666 1,84 * 103 5,36 * 103 42,9 * 103 341 * 103

Presión dinámica (mbar)

6,1 * 10-3 0,025 0,15 0,30 0,61 2,45 9,8

Tabla 2.1.1.1- Relación entre la velocidad del viento, su valor en grados Beaufort, sus efectos fácilmente apreciables, la densidad de potencia, la energía a lo largo de un año y la presión dinámica ρV2/2.

Puede deducirse de los valores obtenidos que por encima de 5 m/s la densidad de potencia del viento es interesante.

La totalidad de la energía cinética del viento no puede extraerse, debido a que se trata de una corriente abierta, por lo que una deceleración substancial hace que la corriente rodee a la masa de aire remansada, reduciéndose el caudal por la sección preparada para su captura. Adicionalmente, aparecen pérdidas de diverso tipo en la extracción de la energía, en su transmisión mecánica y finalmente en su conversión eléctrica. Por ello se define el coeficiente de potencia Cp, a modo de eficiencia de conversión, como el cociente entre la potencia extraída, es decir, aprovechada Pa, y la disponible en el viento. Para una corriente estacionaria valdría:

CP

Avp

a= 12

3ρ

(2.1.1.5)

Un valor representativo máximo es del orden de 0,4 para una aeroturbina moderna de tipo rápido. La figura 2.1.1 muestra el coeficiente de potencia máximo obtenible para distintos tipos de


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aeroturbinas actuales como función del parámetro λ de velocidad del rotor. Las aeroturbinas rápidas presentan una serie de ventajas:

• Se obtienen elevados valores de Cp junto con un amplio margen de velocidades para los que son posibles valores aceptables.

• Proporcionan rotores más ligeros, debido fundamentalmente a aumentar la velocidad relativa a la pala y con ello los efectos aerodinámicos, siendo por lo tanto posible construirlo de menor anchura (cuerda).

• La rapidez del rotor ocasiona que para igual potencia sea menor el par (P = C ω), reduciéndose las cargas sobre la parte lenta del eje, con lo que puede construirse más ligero. Un régimen de giro alto del rotor requiere una multiplicación menor en la caja de engranajes, reduciéndose su costo y aumentando su eficiencia. Veremos que la obtención de elevados coeficientes de potencia para λ elevados requiere de un diseño aerodinámico depurado.

• Afortunadamente, el reducido Cp a bajas velocidades, que ocasiona pares bajos en el arranque, es compatible con el bajo par de arranque de los generadores eléctricos.

El área de referencia para calcular P en una aeroturbina es la de la sección recta frontal al viento de la zona afectada por el giro de las aspas. Para una aeroturbina de eje horizontal es A = π D2/4, siendo D el diámetro del rotor.

La densidad del aire ρ puede cambiar por efecto de la climatología, afectando de manera detectable la potencia disponible.


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Figura 2.1.1.1.- Variación del coeficiente de potencia Cp máximo con el parámetro de velocidad del rotor λ para diferentes tipos de aeroturbinas con tecnología actual.

La velocidad del viento evoluciona con la distancia al suelo, debido a la capa límite terrestre, siendo afectada por los obstáculos aguas arriba del punto considerado y del perfil del terreno en las inmediaciones. Las mediciones de viento a menudo no se han realizado a la altura a la que se va a instalar la aeroturbina, aunque ello es aconsejable. Con el objeto de corregir los datos se suele usar una ley de variación con la altura como la siguiente:

( )0 0/n

v v h h= (2.1.1.6)

donde:

v = Velocidad del viento a la altura h sobre el punto de velocidad nula (altura de árboles, de edificios, de hierba, etc.)

v0 = Velocidad del viento en el punto de medida, típicamente 30 metros por encima del punto de velocidad nula.

Valores orientativos de n se indican en la tabla 2.1.1.2. [7].


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Tipo de terreno aguas arriba n Liso (mar, arena llano, nieve llano) 0,10 - 0,13 Moderadamente rugoso (hierba corta, campo de cereales, regiones rurales despobladas) 0,13 - 0,20 Rugoso (bosques, barrios) 0,20 - 0,27 Muy rugoso (ciudades, edificios altos) 0,27 - 0,40

Tabla 2.1.1.2.- valores orientativos de n para distintos tipos de terreno.

2.1.2.- Caracterización energética de las variaciones temporales del viento.

El movimiento atmosférico está caracterizado por escalas temporales y espaciales que cubren un rango muy amplio, en virtud del elevado valor del número de Reynolds que lo caracteriza. Así, podemos encontrar que la velocidad del viento puede variar del orden de sí misma en escalas de centímetros, debido a la turbulencia de pequeña escala (microescala). Puede cambiar del orden de sí misma en escalas del orden de metros, también por la turbulencia y por el gradiente vertical de velocidad media debido a la capa límite. Finalmente, puede variar del orden de sí misma en escalas mayores, debido al efecto de la orografía y de las estructuras climatológicas. Las aeroturbinas, con tamaños característicos de metros o decenas de ellos, detectan estas variaciones locales durante su giro, lo cual carga su estructura con fuerzas variables, generando fatiga e irregularidades en la electricidad.

Lo mismo ocurre con las variaciones temporales, pues el viento medido a punto fijo muestra una variabili dad de corto período, digamos que desde segundos a minutos debido a la turbulencia, por lo que afectan la marcha de la aeroturbina. Las escalas temporales mayores, muestran un comportamiento coherente, al contrario que las espaciales, pues no se detectan variaciones importantes en el rango de 2 a 10 horas. Esto permite elegir este período para obtener estadísticas fiables. En contraste, se detectan variaciones importantes en escalas de ½ día y 1 día. Las escalas mayores se deben al tiempo de residencia de fenómenos meteorológicos, típicamente varios días, al período anual y variaciones más largas. Estas escalas temporales determinan la capacidad energética disponible y han de ser tenidas en cuenta.

La estructura del viento puede por lo tanto considerarse como la superposición de variaciones turbulentas, aleatorias, y variaciones cuasiperiódicas. Para la correcta evaluación del potencial eólico conviene, por tanto, usar períodos de medida T iguales al período más próximo (1/2 día, 1 día, 1 año) o múltiplos enteros de ellos. Para la correcta evaluación de la turbulencia se ha de elegir un período de duración muy superior a la escala mayor turbulenta (minutos), pero menor que el tiempo en que el viento cambia de comportamiento, por el motivo macroscópico que sea. Para evaluar la turbulencia se usa generalmente un filt ro pasabajos (de media móvil ) para obtener la velocidad media v y así poderla restar de la medida instantánea, con el objeto de obtener una desviación estándard σv. Con ella se define la intensidad de la turbulencia Iv:

Iv T

v v dtv

v

vT

T

= = −−∫σ

σ; ( )/

/2 2

2

21

(2.1.2.6)

La intensidad de la turbulencia, medida con anemómetros, se usa para estimar las cargas sobre la aeroturbina. Si los períodos de medida T son largos y eventualmente se ha eliminado el efecto de la turbulencia de las medidas, lo que se obtiene de la expresión anterior es una medida de la variabili dad del viento, por lo que denomina índice de variabili dad IV.


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Es necesaria una elaboración adicional para obtener la equivalencia energética del viento, dado que la potencia depende no linealmente de la velocidad. El procedimiento correcto es evaluar una velocidad cúbica media equivalente:

/ 2 / 23 3

/ 2 / 2

1 1;

T T

T T

v v dt dtT T

ρ ρ ρρ − −

= =∫ ∫

(2.1.2.7)

que permitiría obtener la potencia media del viento durante este período:

312

P Avρ= (2.1. 2.8)

Se podría haber usado una densidad de referencia, p. e. la del nivel del mar o de la atmósfera estándard en lugar de la media ρ . Si se conoce la curva de potencia de la aeroturbina puede

deducirse de ella su coeficiente de potencia como función de la velocidad del viento Cp⟨v⟩, bastando para ello dividir por 1/2ρv3:

312

pP v

C vAvρ

=

(2.1. 2.9)

y calcularse la potencia aprovechada media bajo hipótesis de cuasiestacionriedad:

/ 231

2/ 2

1T

pT a

P A v C v dtT

ρ−

= ∫

(2.1. 2.10)

donde A es la sección frontal de la aeroturbina.

La obtención de estas integrales con precisión requiere disponer de registros de velocidad y densidad instantáneas fiables y muy largos, los cuales raramente están disponibles y ocupan mucho espacio. Resulta más cómodo reducir los datos de medidas de velocidad in situ, o posteriormente, y obtener un histograma de la probabili dad de obtener velocidades dentro de N intervalos de ella discretos, para el intervalo T, p⟨v⟩. La potencia media viene dada por:

312

0

i N

pi

P A v p v C vρ=

== ∑

(2.1. 2.11)

Una ventaja adicional de este método es que la distribución de densidad de probabili dad de la velocidad del viento f⟨v⟩ generalmente se puede aproximar razonablemente bien por una función de Weibull (la cual encontramos en otras disciplinas para describir fenómenos muy diferentes, como la distribución del tamaño de partículas en un aerosol (Rössin - Rambler) o la velocidad de liberación de calor en una combustión en el interior de un motor alternativo (Wiebe)). Tiene la forma:

1

expk kv v

f v kc c

− = −

(2.1. 2.12)

en donde:


- 31 -

c = factor de escala, con valor próximo a la velocidad media.

k = factor adimensional de forma, típicamente próximo a 2.

La figura 2.1 muestra la forma de esta función. Propiedades:

exp ; exp expkk k

yx xx y x

vv vp v v p v v vc c c

≥ = − ≥ ≥ = − − −

v

(2.1. 2.13)

2 2 2 3 31 2 1 31 ; 1 1 ; 1v c c v c

k k k kσ = Γ + = Γ + − Γ + = Γ +

;

(2.1. 2.14)

A la curva p⟨v ≥ vx⟩ = exp[-(vx/c)k], que nos da la probabili dad de tener viento con velocidad mayor que vx, o sea, la distribución acumulada de probabili dad de velocidades, se la conoce como curva de duración de viento. Lógicamente tiene una abcisa de valor 1 para velocidad nula y es monótonamente decreciente, como puede observarse en la figura 2.1.2.1. Esta curva, sin embargo, se suele representar la probabili dad multiplicada por el número de horas total durante la medida, o sea, T. Nos da así las horas en que la velocidad es superior al valor leído.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4

f_( ),1 α

f_( ),1.5 α

f_( ),2 α

f_( ),2.5 α

f_( ),3 α

α

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4

p( ),1 α

p( ),1.5 α

p( ),2 α

p( ),2.5 α

p( ),3 α

α

Figura 2.1.2.1.- Forma de la función de densidad de probabilidad de Weibull f(k,α) y su integral p(k,α), α = v/c.

El factor de potencia eólica FPE se define para corregir el cubo del valor de velocidad media, el cual en ocasiones es el único dato disponible y obtener la velocidad cúbica media, a usar para obtener la potencia media. Su expresión y la del índice de variabili dad IV vienen dados por:


- 32 -

12

3

33 2

3 21 1

; 11 1

1 1

vv k kFPE IV

vvk k

σ Γ + Γ + = = = = − Γ + Γ +

(2.1. 2.15)

Γ es la función gamma, mostrando la tabla 2.1.2.2 sus valores numéricos. Los valores de c y k son determinados por ajuste de los datos obtenidos en las campañas de medidas a la distribución de Weibull, usualmente por mínimos cuadrados. La figura 2.1.2.2 muestra un resultado de realizar este ajuste [1].

Dado que es necesario recurrir a datos del pasado a menudo se dispone tan solo de medidas de la velocidad media y de una indicación de la variabili dad del viento. En estos casos se puede obtener una estimación grosera de los parámetros como sigue [1].

1/ 2

1/ 2

1/ 2

1,05 parabajavariabilidad ( 0,1)

0,94 paramediavariabilidad ( 0,5) ; ; enm/s1 1/

0,83 paraaltavariabilidad ( 0,9)

v /vv

k v /v c vk

v /v

σ

σ

σ

≈= ≈ = Γ + ≈

(2.1. 2.16)

Si se dispone además de datos de la desviación estándar, σ se pueden determinar los parámetros c y k resolviendo el siguiente sistema de ecuaciones:

2 2 21 1/ ; 1 2/ 1 2/v c k c k kσ = Γ + = Γ + − Γ + (2.1. 2.17)

Figura 2.1.2.2.- Histograma (distribución de frecuencias) de las velocidades del viento medidas y ajustadas a una función de Weibull para datos obtenidos en la zona eólica de Malpica, La Coruña. A es c.


- 33 -

Con el uso de una distribución de densidad de probabili dad puede aplicarse 2.1.11 haciendo uso de las probabili dades obtenidas con 2.1.13 o bien usando:

312

0pP A v f v C v dvρ

∞= ∫

(2.1. 2.18)

La energía E obtenida en un cierto período T, caso de estacionariedad en los valores medios, viene

dada por E PT= , o bien es necesario integrar la curva: 0

T

E P t dt= ∫ .

El método de obtención de la energía producida recién descrito se denomina método estático y adolece de los inconvenientes de no tener en cuenta efectos no estacionarios, como la aceleración y deceleración de la turbina frente a viento racheado, ignora pérdida por orientación de la turbina al viento, períodos de mantenimiento, etc. A cambio, resulta sencill o y puede utili zarse para estudios de viabili dad, así como de sensibili dad frente a parámetros operativos o de diseño.

Un procedimiento más informativo y que puede resultar mas aproximado es el método semiestático. Consiste en pasar la serie temporal de velocidades del viento por la curva de potencia de la aeroturbina y obtener con ello una serie temporal de potencias generadas. Esta serie informa sobre los arranques y paradas necesarios, así como los cambios de orientación necesarios caso de disponerse de información sobre la dirección del viento. Al igual que el procedimiento estático adolece del inconveniente de basarse en una curva de potencia estática.

El método cuasidinámico usa la serie temporal de datos del viento como entrada a un modelo numérico del funcionamiento de la turbina, incluyendo sus sistemas de control. Así se obtienen datos más fiables de la energía producida, del comportamiento del sistema de orientación, del número de arranques y paradas, así como investigar la influencia de distintas estrategias de control.

La figura 2.1.2.4. muestra un esquema sinóptico de los métodos de evaluación energética.


- 34 -

p(v) Distribución de Modelo estático frecuencias de v

Σ v Producción P Energética Curva de (kWh) potencia v Series temporales de velocidad y direccón

v Modelo dinámico

P Curva de potencia P Serie temporal Disponibili dad Σ t + modelo de potencia - Arranques/paradas Producción - Pérdidas energéticas Energética dir - Estadísticas de operación (kWh) v t t

Figura 2.1.2.4.- Métodos de estimación de la producción energética eólica. Σ significa el sumatorio de la potencia a lo largo del tiempo para obtener la energía.

El resultado de un estudio de evaluación de potencial eólico suele incluir: valores medios y máximos, direcciones predominantes, distribución de frecuencias de velocidades, curva de duración, distribución direccional, turbulencia y energía disponible.

La instrumentación necesaria para estos estudios consiste en un anemómetro omnidireccional para la medida de la velocidad del viento, una veleta para medir dirección, ambos a unos 30 m de altura, un termómetro y un barómetro. La humedad ambiente y la precipitación son medidas complementarias. Los datos de velocidad se registran cada 5 a 10 segundos y se utili zan para evaluar promedios cada 10 minutos a 1 hora. Si se desea información sobre la turbulencia se ha de medir con una cadencia de al menos 1 muestra/segundo. La presión atmosférica basta medirla cada 3 horas y la temperatura cada hora. La duración de las medidas ha de ser generalmente superior al año con el objeto de reducir la incertidumbre sobre el potencial disponible en el lugar. Dado que resulta inconveniente prolongar excesivamente la campaña de medidas se toma un conjunto limitado de medidas y se hace uso de información disponible de lugares próximos (estaciones meteorológicas, aeropuertos) para mejorar la calidad de los resultados, junto con modelos numéricos de la fluidodinámica atmosférica.

2.2. Recursos eólicos en España

La península y Baleares están sometidas el efecto de la circulación general del Oeste de las latitudes medias del hemisferio Norte, durante la mayor parte del año.


- 35 -

Debido al gran tamaño de la península actúa como un minicontinente y su calentamiento mayor durante el verano induce vientos generales de mar a tierra, ocurriendo lo inverso en invierno. La predominancia de los vientos por regiones es:

• En los litorales Cantábrico y gran parte del atlántico, submeseta Norte y depresión del Ebro dominan los vientos del cuadrante Norte - Oeste.

• En la submeseta Sur actúan con igual frecuencia los vientos del cuadrante Norte - Este y Sur - Oeste.

• En la depresión del Guadalquivir dominan en invierno los del cuadrante Norte - Este y en verano los del cuadrante Sur - Oeste.

• En el Mediterráneo dominan los de componente Oeste en invierno y al contrario en verano.

Los efectos térmicos locales ocasionan corrientes adicionales que afectan a los valores medios y a las variaciones diurnas, pero no poseen intensidad suficiente para generar un potencial eólico aprovechable.

Las principales modificaciones a los vientos generales que dan lugar a áreas de elevado potencial eólico son:

• Efecto de encauzamiento: valle del Ebro y estrecho de Gibraltar.

• Efecto de esquina: Al rodear el viento un obstáculo se logran elevadas velocidades en sus extremos, lo cual ocurre en puntos del lit oral, especialmente del Noroeste y extremos Este y Oeste de los Pirineos.

• Efecto ladera: Al encontrar un obstáculo, como una cadena montañosa, el viento asciende y se acelera.

El mapa eólico de Canarias muestra un dominio delos alisios del Noroeste, especialmente en verano.

Las regiones con mayor potencial eólico son las siguientes:

Andalucía: La zona de Tarifa posee un potencial alto en ciertas zonas, ya en explotación y medio - alto en otras, por lo tanto candidatas para futuras explotaciones.

Aragón: Existen determinadas zonas con velocidades medias de 6 m/s a 10 m de altura, en el umbral de la rentabili dad actual, pudiendo llegar en total a 10 a 50 MW. Se prevé la instalación de algunos cientos de megawatios en cuanto se produzca un abaratamiento de costes en condiciones de rentabili dad. La zona en general tiene velocidades medias en torno a los 4,5 a 5,5 m/s.

Canar ias: El alto potencial eólico de esta región está concentrado en las costas y se deben a los alisios, pudiéndose afirmar la rentabili dad actual. La mayor problemática de la zona es la escasa extensión de las redes insulares que dificulta la penetración eólica. Podría llegar a 16 MW en el año 2 000. Sin embargo, la potencia instalable en el umbral actual de rentabili dad podría llegar a 150 a 250 MW.


- 36 -

Castill a y León: Amplias zonas están inmediatamente debajo del umbral de la rentabili dad, pudiendo ser rentables si bajan los costos, planteando pocos problemas por la disponibili dad del terreno, la baja densidad de población y la poco compleja orografía.

Cataluña: Las zonas de mayor potencial se encuentran en los Pirineos y serían rentables, pudiendo llegar a los 20 a 50 MW en el umbral de rentabili dad actual.

Galicia: Es la región con mayor potencial en la península, estimándose que pueden instalarse de inmediato varios parques rentables, cada uno de varias decenas de MW, hasta llegar a los 500 a 700 MW con rentabili dad.

País Vasco: Algunos puntos caen dentro del dominio de la rentabili dad.

Como resumen, pueden instalarse en España parques por un total del orden de 3 000 MW en condiciones de rentabili dad económica a precios actuales. Un abaratamiento significaría producciones económicamente rentables de varios miles de MW. Esto es así aún considerando que actualmente se imputan los costes de desmantelamiento de las centrales nucleares y almacenamiento de residuos radiactivos a toda la industria eléctrica, sin diferenciar su origen. La posible aplicación de bonos de emisiones de CO2 favorecerá la competitividad de la energía eólica.


- 37 -

Figura 2.2.1.- Aeogenerador Nordtank de 1 500 kW.


- 38 -

3. - Aerodinámica de aeroturbinas

El objetivo de esta sección consiste en comprender el mecanismo básico de conversión de energía de las turbinas eólicas. Solo con ello es posible entender sus posibili dades, límites y características operativas, siendo relevante para el diseño de estrategias de control. El cálculo de las cargas y la resolución de los problemas dinámicos solo es posible a través de un profundo conocimiento de los procesos aerodinámicos en el rotor.

3.1.- La teoría de cantidad de movimiento y el límite de Betz.

Las turbinas eólicas extraen potencia del viento detrayendo cantidad de movimiento de la corriente, por lo tanto resultaría útil conocer cual es el límite superior de la energía extraíble. Para ello es necesario colocarse en una situación ideal en la cual se realicen los procesos con la máxima perfección. Consecuentemente es necesario eliminar todos aquellos efectos disipativos de la energía, debidos a la viscosidad del aire, que contribuyan a las ineficiencias.

1. En primer lugar supondremos que el aire es un fluido ideal, sin viscosidad. Esta hipótesis no está muy alejada de la realidad pues el movimiento alrededor de una aeroturbina se realiza a elevados números de Reynolds (relación entre las fuerzas de inercia y las viscosas).

2. Al objeto de simpli ficar el estudio y evitar pérdidas supondremos que el viento incidente es unidimensional y de presión, densidad y velocidad uniforme. Además supondremos que la aeroturbina está lo suficientemente alejada de todo obstáculo para que su influencia sea despreciable. El suelo hace notar su presencia en el flujo a través de la aeroturbina, pero por ahora lo despreciaremos.

3. Resulta adecuado también suponer que la corriente se realiza a números de Mach nulos (M = 0), es decir, que el aire tiene una velocidad del sonido infinita y por lo tanto es incompresible y en consecuencia no sufre ninguna variación de temperatura. La corriente alrededor de una aeroturbina alcanza velocidades relativas al álabe que son máximas en su punta, la cual se puede mover a unas 6 veces la velocidad del viento, por lo tanto pudiendo superar los 100 m/s, no despreciable frente a los 340 m/s de la velocidad del sonido en la atmósfera, por lo que M = 100/340. Afortunadamente los efectos disipativos debidos a la compresibili dad del flujo no empiezan a ser apreciables mas que cuando el número de Mach incidente a la pala es muy próximo a la unidad.

4. Con el propósito de eliminar otras pérdidas supondremos que el flujo es estacionario, luego todas las variables dependen exclusivamente del punto en el espacio, no del tiempo.

5. Veremos mas adelante que la forma que tiene una aeroturbina de extraer energía es haciendo que sobre las palas aparezca un par, que se transmite al eje. En consecuencia, por la necesaria conservación del momento de cantidad de movimiento, si con una corriente incidente puramente axial y uniforme intercambiamos un par, es necesario que la corriente afectada adquiera por reacción un momento de cantidad de movimiento igual y contrario. En turbinas de eje horizontal esto significa que la corriente que ha atravesado la turbina tiene que tomar en su conjunto un movimiento de rotación alrededor del eje de la turbina tras atravesarla. La energía de esta rotación es una pérdida al suponer una energía cinética inaprovechable. Normalmente se evita en las turbomáquinas que actúan dentro de un conducto situando estatores tras los rotores para enderezar la corriente. Esto no resulta rentable en las aeroturbinas, por lo que contribuye a


- 39 -

disminuir la eficiencia; sin embargo, dado que estamos en una situación idealizada supondremos que se toma provisión para eliminar la rotación.

Dado que tratamos de calcular el máximo de energía, ha de considerarse que cada punto de la corriente cede igual cantidad de energía. Esto configura al rotor como un disco, circunscrito a las puntas de las palas, a través del cual el flujo pierde energía de forma uniforme en su superficie. De ahí que esta teoría se denomine también teoría del disco poroso o del disco actuador. El flujo alrededor de este disco se ve afectado, desviándose, pero no existe mecanismo alguno en el flujo que permita extraer energía de él, con lo cual la conserva a lo largo de sus trayectorias.

¿De qué manera puede perder la energía el flujo justo al atravesar el disco?, la conservación de la masa aplicada a través del disco nos dice que la velocidad axial justo antes ha de ser igual a la velocidad axial justo después de él, luego no es posible extraer energía dando un salto a la velocidad. Tan solo es posible permitiendo un salto en la presión.

Como consecuencia de todo lo dicho el flujo queda caracterizado por ser estacionario, ideal e incompresible en todo el campo fluido, por lo que se puede aplicar la ecuación de Bernouilli a cada línea de corriente. Esta ecuación nos dice que la presión de remanso2, denominada también de parada o total, pt se conserva:

p p vt = + 12

2ρ (3.1.1)

conservándose también la energía por unidad de masa, (p/ρ), luego a través del disco no es aplicable la ecuación de Bernouilli , pues se realiza una extracción. p se denomina presión estática y 1/2ρv2 presión dinámica.

Antes de aplicar las ecuaciones de conservación al flujo establezcamos un esquema fenomenológico del campo fluido, que a posteriori ha de resultar compatible con ellas.

La figura 3.1 representa el disco poroso de perfil y las líneas de corriente que encierran el tubo de corriente que envuelve el fluido que pasa a través del disco, desde el infinito aguas arriba, sección A1, donde la velocidad es la del viento incidente v1, hasta el infinito aguas abajo, sección A2, donde resulta una velocidad uniforme v2. En esta figura presentamos un disco plano frontal a la corriente, representativo de una turbina de eje horizontal de sección A = πD2/4.

Por tratarse de un flujo subsónico, la perturbación generada por la turbina llega hasta el infinito en el campo fluido, luego la corriente incidente del viento nota la presencia del disco y dado que éste efectúa un freno a la corriente, tratará de rodearlo divergiendo las líneas de corriente, tal y como muestra la figura 3.1 en el tramo A1 → A. Esta divergencia solo puede ser mantenida con gradientes de presión que curven las líneas de corriente hacia zonas de menor presión, luego necesariamente hay una presión distribuida uniformemente delante del disco, p+ , mayor que en la corriente libre, p1. Por aplicación de la ecuación de Bernouilli (3.1.1), este aumento gradual de la presión ha de traer consigo una disminución de velocidad, hasta llegar a la velocidad v en el plano del disco, menor que la incidente, v < v1.

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 2 La presión de remanso es la energía por unidad de volumen en un flujo incompresible, no reactante, sin efecto de la gravedad y estacionario. La incompresibili dad hace que sea proporcional a la energía por unidad de masa.


- 40 -

La extracción de energía del disco viene de una disminución de presión, luego en la cara trasera del disco tenemos una presión uniforme p- < p+. Si esta presión resultara igual que p1 la línea de corriente divisoria aguas abajo del disco sería recta y horizontal, pero ello no ocurre, como ya veremos, sino que la presión detrás del disco es menor que p1. Al notar la línea de corriente divisoria este salto de presión se curva para que se restablezca la igualdad de presiones, lo cual solo llega a completarse en el infinito aguas abajo, p2 = p1. Debido a ello las líneas de corriente convergen a partir del disco, en el tramo A → A2, pero han de seguir aumentando el área del tubo de corriente para que baje la velocidad (ver más adelante la ecuación de continuidad) y correspondientemente suba la presión. La igualdad de presiones en el infinito aguas abajo no implica la igualdad de velocidades, pues el fluido que atraviesa el disco ha perdido energía; tendrá necesariamente una velocidad menor v2, creando una estela. En consecuencia se cumple que:

v v v1 2> > (3.1.2)

El tubo de corriente es una superficie a cuyos lados existe diferente velocidad, lo cual solo es soportable por un fluido sin viscosidad, y recibe el nombre de capa de cortadura3.

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 3 En las capas de cortadura la viscosidad cobra importancia frente a la inercia, como consecuencia de los elevados gradientes de velocidad. El flujo resulta inestable y se arrolla sobre sí mismo formando torbelli nos que crecen de tamaño. Tales torbellinos degeneran la energía cinética en calor. Su efecto mecánico es el de suavizar la diferencia de velocidad progresivamente corriente abajo, hasta que en el infinito corriente abajo, la estela desaparece diluida en el fluido que le rodea.


- 41 -

Turbina

Tubo de corriente

D

A2, v2

p+ p- p2 = p1

A1, v1, p1 A, v

, v1

v1

v

v2

p+

p1 p2 = p1

p-

ptpt

pp

Figura 3.1.1.- Esquema del campo fluido usado para la obtención del límite de Betz y evolución resultante de las magnitudes fluidas. Obsérvese que el salto en p coincide con el salto en pt.

Ecuaciones:

Continuidad: El caudal másico m se ha de mantener a lo largo del tubo de corriente. Como tan solo la velocidad axial contribuye a él,

m A v Av A v= = =ρ ρ ρ1 1 2 2 resultando:

v A vA v A1 1 2 2= = (3.1.3)

Cantidad de movimiento: La fuerza del disco sobre el fluido con el sentido de la corriente -D tiene que igualar a la diferencia de flujos de cantidad de movimiento entre la salida y la entrada.

D m v v Av v v= − − = −

( ) ( )2 1 1 2ρ (3.1.4)

Energía: Corresponde a la aplicación de Bernouilli entre A1 y A y entre A y A2:

p v p v+ + = +12

2 12 1

2ρ ρ (3.1.5)


- 42 -

p v p v− + = +12

2 12 2

2ρ ρ (3.1.6)

Equilibrio del disco: El disco está estacionario, luego la suma de fuerzas sobre él ha de ser nula, luego:

D p p A= −+ −( ) (3.1.7)

Restando miembro a miembro 3.1.5 y 3.1.6 obtenemos una expresión del salto de presiones a través del disco:

p p v v+ −− = −12 1

2

2

2ρ( ) (3.1.8)

Igualando las expresiones de la resistencia aerodinámica que dan 3.1.4 y 3.1.7 obtenemos una expresión en la cual podemos introducir el valor de la diferencia de presiones recién obtenida:

ρ ρAv v v p p A v v( ) ( ) ( )1 212 1

2

2

2− = − = −+ − (3.1.9)

Simpli ficando resulta:

vv v

=+1 2

2

(3.1.10)

Esta ecuación nos indica que la velocidad inducida en el infinito aguas abajo es el doble que en el plano del disco, lo cual indica que, efectivamente, el tubo de corriente tiene que duplicar su área aguas abajo del disco, como cualitativamente postulamos anteriormente. Esto se ve mas claramente si introducimos el parámetro adimensional a, generalmente positivo, que mide el defecto de velocidad:

v v a= −1 1( ) (3.1.11)

resultando:

v v a2 1 1 2= −( ) (3.1.12)

La potencia extraída de la corriente proviene, como hemos argumentado, de la diferencia de presión entre ambas caras del disco. Recordando que el trabajo elemental producido por una diferencia de presión ∆p en una superficie que avanza un diferencial de recorrido ds es ∆pAds, la potencia realizada es ∆pAds/dt = ∆pAv, siendo v la velocidad de avance del émbolo. Si suponemos ahora que el viento está en calma y es el disco el que avanza, la potencia necesaria para moverlo es:

P p p Av Dv= − =+ −( ) (3.1.13)

que ha de coincidir con la potencia extraída de la corriente en nuestro caso. Sustituyendo el valor de la diferencia de presiones dado por 3.1.8 obtenemos:

P v v Av m v v= − = −12 1

222 1

2 12

22ρ( ) ( ) (3.1.14)

que nos indica que es igual a la diferencia de flujo de energía cinética entre entrada y la salida (en las cuales la presión es la misma), lo cual es correcto desde el punto de vista de la conservación de la energía. Sustituyendo en esta expresión el valor de v1 y v2 como funciones de a obtenemos (ojo m depende de a):


- 43 -

P

v Aa a Cp1

2 1

324 1

ρ= − =( )

(3.1.15)

El cociente entre la potencia obtenida y la disponible en la corriente a través del área frontal de la turbina es lo que se conoce como coeficiente de potencia Cp y es una función de a representada en la figura 3.1.4 y que tiene un máximo dado por:

( ) ( )2 1 164 1 8 1 0 ; 0,5926

3 27p

pmax

Ca a a a C

a

∂= − − − = ⇒ = = ≈

∂

(3.1.16)

Esto nos da el pretendido límite de Betz, que indica que tan solo aproximadamente el 60% de la energía contenida en el viento es convertible en energía disponible en la turbina. Esto se obtiene retardando un 33% la corriente en el disco y un 66% en la estela.

Sustituyendo en (3.1.4) los valores de v y de v2 obtenemos el valor del coeficiente de resistencia, denominado asimismo coeficiente de tracción CT:

C CD

v Aa aD T= = = −1

2 12 4 1

ρ( )

(3.1.17)

Si particularizamos para potencia máxima resulta ser:

CD

v AD = =12 1

2

89ρ

(3.1.18)

Esto demuestra que es necesario aplicar un valor próximo a la presión dinámica de la corriente sobre la superficie del rotor para conocer la carga de empuje aerodinámico sobre la aeroturbina en el punto de máxima extracción de potencia. Este valor es netamente inferior al coeficiente de resistencia aerodinámica de una placa plana circular impermeable perpendicular al viento, del orden de 1,5 a 2.

0

0.2

0.4

0.6

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1

C p( )a

a

Figura 3.1.4.- Coeficiente de potencia de una aeroturbina por el modelo de cantidad de movimiento como función del parámetro de porosidad a.


- 44 -

Los experimentos realizados con rotores de helicóptero han permitido obtener datos precisos de la validez de la teoría de cantidad de movimiento, pues el ensayo de aeroturbinas es complicado y costoso. Los resultados demuestran que proporciona valores razonablemente buenos hasta a = 1/2, a partir del cual predice un descenso de tracción que no se produce. Mas bien ésta sigue aumentando y se entra en un régimen de alta turbulencia en el rotor y en la estela [20]. Para valores negativos de a entramos en el régimen de hélice propulsora, comunicándose potencia a la corriente, siendo aplicable con buenos resultados la teoría de cantidad de movimiento.

Esta teoría no proporciona información que permita directamente obtener reglas de diseño. Es necesario un análisis más profundo.

Otra consecuencia de este estudio es que un anemómetro instalado en la propia turbina medirá una velocidad menor que la que existe en la corriente libre. Sin embargo, la aceleración que imprime la góndola al flujo en su derredor puede compensar este efecto. Es necesario recurrir a un calibrado directo comparando las medidas del anemómetro con las de la corriente sin perturbar, para varios estados operativos de la turbina, lo que significa varios valores de a. Alternativamente, es posible aproximar el calibrado usando una simulación numérica del flujo detallado alrededor de la góndola y tas el rotor.

3.2.- Teoría del momento cinético

La teoría de cantidad de movimiento, al considerar equili brios en un flujo idealizado en un plano no es capaz de predecir el par Q sobre las palas. La ecuación de equili brio de Newton establece que debe existir una reacción en el aire que atraviese el rotor que compense el par aerodinámico sobre el rotor. Más precisamente, esta reacción solamente puede manifestarse como un cambio en el momento de la cantidad de movimiento de la corriente con respecto al mismo eje que el par. Si la corriente incidente es colineal con el eje de la turbina, tras su paso por el rotor debe de adquirir bruscamente un giro medio alrededor del eje con sentido contrario al del par ejercido y de magnitud dada por el flujo del momento con respecto al eje de la corriente. La única componente de la velocidad capaz de dar momento es vθ, es decir la componente tangencial en un sistema de coordenadas cilíndrico (r,θ, z). Como en la teoría de cantidad de movimiento podemos suponer que esa velocidad tangencial tiene uniformidad tangencial, es decir, que vθ no depende de θ, pero admitamos que varía linealmente con r por efecto de variar linealmente con el radio la velocidad de avance de la pala vp = Ωr. Podemos entonces admitir un coeficiente de inducción tangencial a’ que mide la velocidad angular impartida a la corriente ω como una fracción de la velocidad angular de giro del rotor Ω:

rv

rv

ap

θ

Ωω ==′

(3.2.1)

Apliquemos la ecuación de conservación del momento cinético, llamada también de equili brio radial, [22], a un volumen de control constituido por una sección transversal dA antes del rotor con forma de corona circular de radio r y espesor dr, el tubo anular de corriente que pasa por su perímetro exterior e interior y la sección transversal dA resultante inmediatamente aguas abajo. Justo aguas arriba del rotor, la corriente carece de componente tangencial de la velocidad y justo


- 45 -

aguas abajo vθ de valor medio. El diferencial de par dQ aplicado por los elementos de pala4 entre r y r+dr sobre el fluido viene dado por el flujo de momento de cantidad de movimiento. Este flujo es el producto del flujo másico md

por el momento del vector velocidad, el cual es rvθ.

31

1

Equilibrio radial:

Caudal másico:

2 2 (1 )

(3.11) (1 )

dQ v rdm

d m vdA

dA rdr dQ r v a a dr

v v a

va r

θ

θ

ρπ π ρ

=

= ′= = − Ω→ = − ′= Ω

(3.2.2)

En esta expresión puede observarse que las rebanadas de pala mas cerca de su punta contribuyen mucho más al par que las próximas al buje por la dependencia con r3, con a y a’ ctes.

Como la potencia es el producto del par por la velocidad angular de su desplazamiento, el diferencial de potencia producido por el elemento de pala anterior es:

dP dQ=Ω (3.2.3)

La integración a lo largo de la pala y la suma a la totalidad de las palas daría el par y potencia obtenidos. Sin embargo, se desconocen tanto a como a’ , siendo necesario recurrir a modelos más detallados para obtener su valor.

Estos modelos pueden aceptar que tanto a como a’ sean funciones del radio. Esto es permisible por el elevado número de Reynolds del flujo, que permite que existan gradientes de velocidad (en este caso moderados) sin que la viscosidad se oponga a ello sustancialmente y consecuentemente sin que degrade la energía de forma apreciable. Esto contrasta con la teoría de cantidad de movimiento antes expuesta, donde se asumía que a, y con ello la velocidad axial, era constante en la superficie del disco.

El efecto de la rotación de la estela es una reducción en la energía extraíble pues resulta inaprovechable con este tipo de turbina. En definitiva, se convierte parte de la energía cinética incidente, puramente axial, en energía cinética de giro5.

La rotación de la estela y el frenado de la corriente se manifiestan físicamente con un sistema de torbell inos6 ligados a las palas, que se desprenden de ellas por el buje y por la punta de las mismas

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 4 Se entiende por elemento de pala a la rodaja obtenida en la pala entre r y r+dr. La forma obtenida se denomina perfil de la pala en ese radio. Es difícil asumir de entrada que vθ sea uniforme según θ justo detrás de los perfiles. Sin embargo, la teoría de turbomáquinas demuestra que se uniformiza muy pronto aguas abajo, incluso con un número reducido de palas, salvo cerca de las puntas. Como se vera, cerca de las puntas el efecto de las palas tiene que descender hasta anularse al ll egar a la punta misma, con lo que no resulta preocupante este hacho.

5 Este giro es convertible en aumento de presión con un estátor que enderezara la corriente, pero no se usa en turbinas eólicas. Ello se debe a que el giro en la corriente es pequeño y el coste de colocar un estátor muy elevado. Además su exposición a las tempestades haría a las turbinas más vulnerables.

6 Un torbelli no es una estructura fluida consistente en un núcleo turbill onario que hace girar al fluido en su derredor. El efecto del torbelli no se nota hasta el infinito, pero con un influjo en la velocidad de giro que decae con el inverso de la distancia al núcleo. Se suelen idealizar como constituidos por filamentos sin espesor en cuyo interior radica el efecto


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y tras desprenderse quedan libres, siendo arrastrados por la corriente, tal y como muestra la figura 3.3.1.

La teoría de la aerodinámica de perfiles sustentadores demuestra que éstos son sustituibles por un torbelli no clocado en su interior. Por eso el perfil ti ene embebido un torbelli no en su interior, que une el que se libera en la punta con el que se libera en el buje.

Los torbelli nos libres son arrastrados por la corriente y debido a que la corriente gira tras el plano de movimiento de las palas describen trayectorias helicoidales, tal y como muestra la figura 3.2.1.

Figura 3.2.1.- Sistema de torbellinos en turbinas de eje horizontal [7].

3.3.- Perfiles aerodinámicos

Ni la teoría de la cantidad de movimiento ni la de momento cinético nos proporcionan, ni nos demandan información alguna sobre la geometría de la pala ni sobre el número de ellas. Es necesario recurrir a estudios más detallados. Una primera idea es aproximar el flujo alrededor de palas esbeltas (radio del rotor >> ancho de la pala) a aquel que existiría si su ancho fuera infinitesimal con respecto al radio, por lo tanto resultando en flujo bidimensional en una sección a distancia constante del eje r = cte.. El corte de una pala con una superficie r = cte. es lo que se denomina perfil de la pala. Debido a que las palas de las turbinas rápidas no son muy anchas y además son esbeltas, esta sección es prácticamente plana. No lo es cerca del buje, pero en esta zona la actividad aerodinámica útil es baja.

turbill onario. Éste se materializa en la llamada circulación del fluido alrededor del hilo. Si el flujo es bidimensional, basta con estudiar un plano de él, en el cual se desarrolla el movimiento. Los torbelli nos resultan perpendiculares al plano del movimiento y por ello los ideales son representables con un punto alrededor del cual gira el fluido. Los torbelli nos no pueden acabar en el seno de un flujo estacionario, salvo que se admita la presencia de viscosidad que los disipe.

Los torbelli nos resultan semejantes a lo que ocurre con los hilos conductores que llevan intensidad eléctrica. Inducen a su alrededor un campo magnético giratorio, semejante a la velocidad del fluido en nuestro caso. No obstante en nuestro caso la situación es más compleja, pues los torbelli nos libres son como hilos conductores de a electricidad que no tuvieran masa ni rigidez alguna.


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El empleo de secciones de las palas con forma de perfil de ala ha demostrado proporcionar elevados coeficientes de potencia. Los perfiles usados siguen la tecnología aeronáutica de perfiles de alas y de hélices de baja velocidad, si bien recientemente se han desarrollado perfiles específicos para turbinas de viento.

La forma adecuada a velocidades subsónicas sigue unas líneas generales, ver figura 3.3.1, consistentes en:

• Un borde enfrentado a ala corriente, denominado borde de ataque o borde de entrada, redondeado y de forma lisa y suave. Esta forma permite al perfil actuar con elevado rendimiento a distintos ángulos de orientación a la corriente.

• Un borde en el extremo de sotavento, denominado borde de fuga o borde de salida, afilado. Esta forma tiene por objeto evitar que la corriente le rodee, salvo con un desprendimiento intenso7. Dirige la corriente y permite reducir la resistencia al avance.

• La cuerda del perfil de longitud c, que es la línea recta que une el borde de ataque con el borde de fuga.

• Una línea de curvatura, equidistante entre ambos lados del perfil . El extradós es el mas convexo y el intradós el menos, pudiendo llegar a ser cóncavo. La distancia máxima a la cuerda define la curvatura máxima del perfil cmax, la cual suele estar ente el 25% al 50% de la cuerda, comenzando en el borde de ataque. La curvatura máxima usada va de cero (perfil simétrico) a un 15% de la cuerda. La línea de curvatura es normalmente una curva suave, habiéndose empleado arcos de círculo, parábolas y otras curvas más complejas.

• Una distr ibución de espesor , definido por la distancia entre extradós e intradós. Normalmente es una curva suave que alcanza su máximo tmax entre el 20% y el 40% de la cuerda (t de “ thickness” en inglés). Cuanto más grueso (espeso) es un perfil , mayor resistencia aerodinámica tiene; pero permite una estructura más rígida para soportar las cargas. Los perfiles con curvatura tienen un óptimo de espesor por consideraciones aerodinámicas y de resistencia mecánica.

0

0.05

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1

y e( )x

y i( )x

y c( )x

x

Figura 3.3.1.- Esquema de la geometría de perfiles aerodinámicos subsónicos. Coordenadas del extradós: ye = yc+yt,. Coordenadas del intradós: yi = yc-yt. yc = coordenadas de la línea de curvatura. yt = coordenadas de la distribución de espesor.

Las fuerzas aerodinámicas que pueden aparecer sobre un perfil se descomponen en:

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 7 El fenómeno del desprendimiento es cuando el aire no fluye suavemente alrededor del perfil , sino que toma un movimiento caótico y turbulento.

Línea de curvatura Extradós

Intradós Borde de ataque Borde de fuga Cuerda

cmax

c

tmax


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Una componente perpendicular a la corriente incidente en el infinito aguas arriba, denominada sustentación L (de “li ft” en inglés) y considerada positiva si es hacia el extradós.

Una componente en la misma dirección y sentido que la corriente incidente sin perturbar, denominada resistencia D (de “drag” en inglés”), ver la figura 3.3.2.

La resistencia aparece siempre, pero la sustentación únicamente si el perfil forma un ángulo de ataque α con la corriente sin perturbar. Este ángulo se mide con respecto a la línea de sustentación nula, que es aquella dirección de la corriente relativa al perfil que no provoca sustentación. La línea de sustentación nula forma un ángulo α0 con la cuerda.

Un perfil simétrico tiene una línea de sustentación nula coincidente con su cuerda, como es lógico en virtud de su simetría. No es así para un perfil con curvatura, antes bien, su línea de sustentación nula pasa por su borde de fuga y por un punto de la línea de curvatura próximo a su máximo. Puede presentar sustentación una placa plana sin espesor y un perfil simétrico, pero lo hace mas adecuadamente un perfil con curvatura y espesor.

Además de las fuerzas aparece un momento de encabr itamiento M que en circunstancias normales tiende a aumentar el ángulo de ataque.

A menudo se usa otro ángulo para describir la orientación frente a la corriente que es el ángulo de incidencia cordal i, a veces denominado también ángulo de ataque, y está formado por la cuerda (u otra referencia puramente geométrica con lo que no es cordal) y la corriente sin perturbar. Su uso facilit a las labores metrológicas y constructivas.

L Ángulo de sustentación nula

α0 D Dirección media de la corriente aguas abajo

α i Dirección de la Ángulo de Ángulo de corriente incidente ataque incidencia cordal

Figura 3.3.2.- Denominación habitual de los parámetros operativos básicos de perfiles aerodinámicos. Se muestra la configuración de la corriente próxima al punto de remanso en el borde de ataque cuando no hay desprendimiento. Se muestra como la dirección de la corriente en las proximidades del perfil difiere de la que tiene lejos. Se muestra asimismo la deflexión producida en la corriente.

Cuando un perfil aerodinámico se enfrenta a la corriente con ángulos de ataque pequeños la corriente le rodea suavemente describiendo un flujo laminar aproximadamente bidimensional, salvo eventualmente en una capa muy delgada junto a la pared, denominada capa límite, donde los efectos viscosos son dominantes. Fuera de ella domina la inercia del flujo y por lo tanto podemos


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aplicar la fórmula de Bernouilli . Por ello podemos comprender que un perfil con ángulo de ataque desarrolle sustentación, por obligar el extradós a una aceleración mayor al fluido que el intradós, pues le supone un mayor estrechamiento a su paso. También se puede argumentar que el fluido tiene que recorrer más longitud por el extradós lo cual exige mayor velocidad y por lo tanto menor presión. También se puede añadir a estos argumentos que la fuerza centrífuga del fluido por el efecto de giro que impone la curvatura del perfil hace que aparezca mas depresión en el extradós que en el intradós. Todo ello es manifestación de lo mismo, un flujo que genera un distribución de presión sobre el perfil cuya integración da sustentación neta. La generación de sustentación puede verse desde una perspectiva global, quizás más entendible. El borde de salida impone una dirección a la corriente tras el perfil que supone una deflexión a la corriente incidente, es decir, un cambio de dirección. Esta deflexión supone una adición de flujo de cantidad de movimiento perpendicular a la corriente la cual exige, por reacción, la aparición de la sustentación sobre el perfil .

Esta deflexión de la corriente es local, es decir, se circunscribe a las inmediaciones del perfil . El flujo tiende al de la corriente sin perturbar al alejarnos del perfil .

Del orden de 2/3 de la sustentación se genera por el extradós (succión) y el resto por el intradós (sobrepresión). El extradós es una superficie más importante que el intradós, el no comprender esto ha retrasado el desarrollo de perfiles aerodinámicos eficientes hasta nuestro siglo.

Si el ángulo de ataque del perfil α es excesivo, digamos que superior a unos 15º a 20º, la corriente del extradós no puede seguir los fuertes cambios de dirección que esto supone y se desprende de la superficie del perfil , dejando de ejercer succión, siendo ocupado su lugar por fluido que proviene de las inmediaciones, el cual también se desprende. Este movimiento adquiere carácter turbulento tridimensional, altera la distribución de presiones y estropea el funcionamiento del perfil . Como consecuencia se pierde sustentación y aumenta la resistencia. Se dice entonces que el perfil está en pérdida (“stall ” en inglés).

- A - Desprendimiento Zona laminar Zona de recirculación

Zona laminar - B - Zona laminar

Estela Zona laminar

CL, CD CLmax 1,0 A 0,8 0,6 0,4 B 0,2 -10º 10º 20º 30º i

Figura 3.3.3.- Esquema de la corriente adherida al perfil y desprendida por excesivo ángulo de ataque y los correspondientes puntos en las curvas de coeficientes de sustentación y resistencia.


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La resistencia del perfil se debe a dos causas, una es la distribución de presiones que da una componente según la corriente y la otra son los esfuerzos de cortadura en la capa límite originados por el elevado gradiente de velocidades en ella, que hacen que las velocidades de la corriente se anulen al ll egar a la pared.

De todo lo anterior puede deducirse que las presiones actuando sobre la superficie han de ser proporcionales a la presión dinámica de la corriente sin perturbar ρv2/2 y en consecuencia la sustentación L, resistencia D y par de encabritamiento M 8. Estas han de ser proporcionales asimismo al área de la pala S, que para una forma en planta rectangular es igual al producto de la cuerda c por la envergadura l, S = cl. Los efectos viscosos intervienen, por lo que la influencia del número de Reynolds, Re, será apreciable. Será asimismo apreciable el efecto del número de Mach M cuando su valor sea del orden de la unidad. En consecuencia, podemos definir unos coeficientes adimensionales de sustentación, resistencia y de momento con una dependencia funcional tal y como la siguiente:

212

212

212

, , , / , /

, , , / , /

, , , / , /

L L max max

D D max max

M M max max

LC C Re M t c c c

v S

DC C Re M t c c c

v S

C C Re M t c c cv S

αρ

αρ

αρ

= =

= =

= =M

(3.3.1)

Se define la eficiencia aerodinámica como el cociente CL/CD y mide la capacidad de proporcionar sustentación frente a la resistencia asociada. Se llegan a obtener valores superiores a 150 en casos ideales, siendo más prácticos valores inferiores a 100. Para ayudar a evaluar las actuaciones de los perfiles se suele representar este parámetro o su inverso como función de CL, determinando la recta tangente desde el origen su valor máximo posible.

Examinemos a continuación la dependencia de los parámetros:

• Ángulo de ataque: Es la variable operacional más importante. La figura 3.3.4 muestra los resultados del ensayo de un perfil . Puede observarse que el coeficiente de sustentación crece aproximadamente de forma lineal con el ángulo de ataque (en este caso de calado) hasta la llegada del desprendimiento, a unos 16º en que alcanza un máximo superior a la unidad y cae bruscamente debido a la entrada en pérdida. La teoría demuestra que la pendiente de esta curva

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 8 Un razonamiento simple nos ayuda a comprender porqué las fuerzas aerodinámicas son proporcionales a la presión dinámica. Situémonos sobre un ala, acompañándola. La veremos estacionaria y el viento aproximándose con una corriente estacionaria. En estas circunstancias es aplicable la ecuación de Bernouilli si ignoramos por un momento los efectos viscosos. No hay ganancia ni pérdida de energía. Es como ir de pasajero en un avión. La sobrepresión en cualquier lugar de la superficie del perfil puede calcularse si se conoce la velocidad en ese punto, pues ∆p = p-p1 = ρ(v1

2-v2)/2. p1 y v1 son la presión y la velocidad en el infinito aguas arriba. Vemos que es proporcional a ρv12 menos la

presión dinámica local ρv2 que depende de la forma del perfil . Esta ecuación de puede poner como: ∆p = (ρ v12/2)(1-

cp). cp es un coeficiente de presión que depende de la forma del perfil . Integrando todas las sobrepresiones orientadas perpendicularmente a la pared obtenemos el efecto de la distribución de presiones sobre él, que en virtud de lo anterior resultará proporcional a la presión dinámica incidente. El efecto de la viscosidad, creando una cortadura justo en la superficie del perfil , es un poco más complejo de explicar, pero sobre la base de razonamientos similares se llega a que es aproximadamente proporcional a la presión dinámica.


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debería ser idealmente π, para cualquier perfil , pero es ligeramente menor por efecto de la capa límite. El coeficiente de resistencia tiene un comportamiento aproximadamente parabólico con un mínimo para ángulo de ataque pequeño, del orden de 0,08, disparándose su valor en las proximidades de la pérdida. El coeficiente de momento es sensiblemente constante. La eficiencia máxima se alcanza con CL ≈ 0,8 con α ≈ 4º.

• Número de Reynolds: Al crecer, la menor importancia de las fuerzas viscosas hacen que mejore el comportamiento del perfil , aumentando CL/CD, CLmax y CDmin. A Re elevados la mejora se comporta asintóticamente. El número de Reynolds de los perfiles en las palas de aeroturbinas es relativamente bajo por lo que ha de tenerse en cuenta su influencia.

• Número de Mach: Su valor no muy alto hace que salvo en palas muy rápidas y vientos elevados no sea necesario tener en cuenta su efecto sobre el comportamiento del perfil , pudiéndose optativamente introducir correcciones.

Parámetros geométr icos: Usando una distribución de espesor y de curvatura de las ofrecidas por las distintas instituciones, p. e. [17], reducimos la elección al espesor máximo tmax/c y a la curvatura máxima cmax/c, expresados ordinariamente en % de la cuerda. Los perfiles con espesor bajo muestran buenas características en un rango pequeño de ángulos de ataque y dan lugar a una pala débil . Un espesor grande robustece la pala y proporciona una entrada en pérdida gradual, pero origina un elevado coeficiente de resistencia. Normalmente se eligen los espesores mínimos compatibles con los requerimientos estructurales, por lo que las palas tienen habitualmente perfiles de pequeño espesor en la punta y éste crece hacia la raíz. Los perfiles con curvatura mayor muestran su mayor rendimiento con coeficientes de sustentación mayores y correspondientemente ángulos de ataque mayores, eligiéndose por lo tanto en función del coeficiente de diseño deseado.

Con métodos de producción de bajo coste no suele ser posible reproducir muy exactamente las formas requeridas por los perfiles, por lo que ocurre una pérdida de eficiencia. Existen perfiles más tolerantes a ello que otros, lo mismo que es distinta la tolerancia a suciedades, o gotas de lluvia depositadas en la superficie, erosión, pequeñas grietas y formación de hielo. La zona más sensible a estas imperfecciones en la forma es el primer tercio del extradós, donde la capa límite es más delgada.

Los perfiles que proporciona una placa simplemente curvada y de espesor constante, usada en las aerobombas de baja velocidad dan lugar a eficiencias bajas, como ocurre con los perfiles resultado de usar velas.


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.

Figura 3.3.4.- Características aerodinámicas del perfil NACA 4412. a) Coeficientes de sustentación cl y de momento cm1/4 como función del ángulo de incidencia cordal, en este caso denominado ángulo de ataque α medido con respecto a la cuerda (i en nuestra nomenclatura). b) Coeficientes de resistencia y de momento como función del coeficiente de resistencia. Ensayos correspondientes a distintos números de Reynolds Re con perfil liso (tres primeras curvas), perfil con rugosidad estándard (penúltima curva) y perfil con flap deflectado 60º (última curva), tal y como indica el esquema superior que muestra el perfil. Se indica asimismo la posición del centro aerodinámico a.c.. [17]

Debido a que la pala no se extiende hasta el infinito el fluido cerca de la punta intenta bordearla para igualar la sobrepresión en el intradós a la succión en el extradós. Este movimiento transversal a los perfiles ocasiona un torbelli no libre que arranca en el borde de la pala y que es arrastrado por la corriente. Este torbelli no hace también que el coeficiente de sustentación del perfil del extremo de pala sea nulo, independientemente de su geometría. El teorema de Kutta-Joukowski asocia la sustentación que proporciona cualquier cuerpo 2D ante una corriente ideal incompresible y uniforme con la circulación Γ del vector velocidad alrededor del contorno cerrado del perfil . Por otro lado, se demuestra que la circulación alrededor de un contorno cerrado arbitrario conteniendo nada más que fluido es nula si el flujo es ideal (sin viscosidad ni conductibili dad) e incompresible, diciéndose entonces que el flujo es irrotacional. El flujo alrededor de un perfil aerodinámico a elevados números de Reynolds se aproxima al irrotacional salvo en la capa límite. Luego, la sustentación de un perfil se ha de deber a circulación embebida en la capa límite (donde los efectos viscosos dominan) o en el interior del propio perfil . Esta circulación se asocia a un torbelli no


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ligado al perfil sin distinguir si está asociado a su capa límite o al sólido. Si consideramos la pala, el torbelli no asociado a ella no puede acabar en el fluido, dada la irrotacionalidad del flujo. Por lo tanto, se desprende por sus dos extremos inyectando rotacionalidad concentrada en el fluido, véase la figura 3.3.1. Estos torbelli nos desprendidos no ocasionan sustentación, pues son arrastrados por la corriente y por lo tanto no hay velocidad transversal de la corriente con respecto a ellos. Ambos torbelli nos desprendidos se unen en el infinito, formando un circuito cerrado, dada la imposibili dad de acabar en el fluido.

Estos torbelli nos pueden desprenderse paulatinamente a lo largo de la longitud de la pala si la sustentación a lo largo de ella varía. Estos torbelli nos tienen tendencia a arrollarse sobre sí mismos formando uno más intenso y localizable en la punta de la pala, o en la raíz de la pala.

Estos torbelli nos justifican la anulación de la sustentación en el final de una pala, o de un ala y resultan coherentes con el bordeo que realiza el fluido para tratar de igualar las presiones en intradós y extradós, como se vio anteriormente.

El flujo alrededor de las palas puede pues concebirse exclusivamente como la superposición de una corriente uniforme y de un sistema de torbelli nos. Han de cumpli r una serie de condiciones:

Que recorran internamente la pala.

Que se desprendan de ella para describir la distribución de sustentación a lo largo de su longitud

Que desde el punto de desprendimiento hasta el infinito aguas abajo posean la velocidad del fluido.

A su vez, la velocidad del fluido en cada punto del flujo resulta de la inducción de todos los torbelli nos salvo el elemento del que pase eventualmente por el punto considerado (Ley de Biot-Savart).

Este modelo no considera la viscosidad, pero es coherente con ella. Los efectos de la viscosidad no tenidos en cuenta hacen que los torbelli nos vayan perdiendo intensidad desapareciendo a una cierta distancia aguas abajo de la turbina. Además, aparecen inestabili dades en el sistema de torbelli nos concebido anteriormente, que hacen que se pierda la simetría axial.

La teoría turbill onaria de la sustentación provee resultados satisfactorios cuando se realiza un modelo de aeroturbina basado en ella, con un coste computacional bajo, por lo que es ampliamente usada. Adicionalmente, provee de conclusiones teóricas muy útiles.

3.4.- Teoría del elemento de pala

Hasta ahora hemos obtenido, por una parte, expresiones globales para el disco poroso, como idealización del rotor. Por otro lado, conocemos el comportamiento de un perfil aerodinámico frente a una corriente uniforme en configuración 2D. Un siguiente paso es expresar las acciones aerodinámicas de una pala en función del comportamiento de los perfiles que la forman y hacerlo coincidir con el comportamiento global anteriormente obtenido. Veremos que idealizando el rotor por reducir la cuerda de sus palas a cero y llegando a hacer infinito el número de palas y, además, suponiendo que sus perfiles carecen de resistencia aerodinámica se obtiene un nuevo límite superior al coeficiente de potencia, denominado límite de Glauert. Incorpora la pérdida por el giro de la corriente y por lo tanto es mas realista que el límite de Betz.


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La teoría del elemento de pala se basa en que es posible construir la acción de la pala entera como suma de la acción independiente de rebanadas entre r y r+dr , desde su raíz hasta su punta. La demostración de este teorema se puede encontrar en textos clásicos de Aerodinámica y de Mecánica de Fluidos.

La figura 3.4.1 muestra un elemento de pala, resultado de rebanar una pala a una distancia r y r+dr del eje. Ha de observarse que la velocidad relativa al perfil w, correspondiente a la corriente incidente, resulta de restar a la velocidad del viento local v, con dirección axial, la velocidad de arrastre que es la debida al giro de la pala vp = Ωr, la cual es lineal con r. Esto implica que

2 2 2

2 2 2 2 21 1

1 1

(1 ) (1 '/ 2) (1 ) /(1 ) (1 ) 1

tan(1 / 2) (1 / 2) (1 '/ 2) ( )

p

p

w v v w v a r a a v senv v a a vv r a a r a rλ

= + = − + Ω + = − Φ = − ⇒ −Φ = = ′= Ω + ′+ Ω +

(3.4.1)

donde se han introducido las inducciones axiales y tangenciales obtenidas de las teorías de cantidad de movimiento y de momento cinético, pero ahora siendo constante solo entre r y r+dr. Por lo tanto, a = a(r) y a’ = a’(r).

Ha de hacerse notar que en la expresión de la velocidad de arrastre vp conste a’ /2 en lugar de a’ . El motivo radica en la discontinuidad de vθ a través del disco. Justo delante de él es nula y justo detrás tiene un cierto valor que vendrá dado por el efecto de las palas. Debido a que el perfil se puede suponer que origina este salto, es lógico, y resulta acertado sobre la base de la teoría turbill onaria, que la velocidad tangencial inducida en el perfil sea la media de la que existe justo delante y justo detrás.

Φ : Ángulo de la corriente, medido con referencia al plano de giro.

θ: Ángulo de calado o de asiento del perfil , formado por el segmento de su cuerda y el plano de giro.

i: Ángulo de incidencia cordal del perfil , es decir, medido con respecto a su cuerda. i = Φ-θ.

α = ángulo de ataque del perfil . α = i+α0

λ(r)=vp/v: Rapidez local de la pala.


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Plano del rotor

Eje de giro

v

Velocidad de arrastre de giro = -Ωr

Velocidad de arrastre tangencial inducida = -Ωra’ /2

w

Φ θ

L

D

ε i α

Dirección de sustentación nula

v1

-vp

π−Φ Velocidad del perfil = Ωr

Figura 3.4.1.- Triángulo de velocidades de un elemento de pala situado a distancia r del eje.

• A igualdad de ángulo de ataque α y cuerda c se obtiene mas sustentación en los perfiles de la punta habida cuenta de una mayor velocidad relativa incidente w. Para compensar este efecto la cuerda cerca de la punta suele ser menor que cerca del centro. Caso de no serlo se obtienen pérdidas elevadas fuera del punto de diseño.

• El ángulo de calado de los perfiles θ ha de disminuir con el radio para obtener un cierto ángulo de ataque α, pues observando (3.4.1) la tangente de Φ es inversamente proporcional a r. Esto se conoce como alabeamiento o torsión de la pala, lo cual complica su construcción. Las palas sin torsión, denominadas planas, originan elevadas pérdidas.

• El ángulo de la corriente Φ es proporcional a v, justificando la conveniencia de un aumento del ángulo de asiento al disminuir λ, aumentando el paso del rotor. Esto ocurre si la turbina actúa a régimen fijo y aumenta la velocidad del viento.

• Cuanto mas rápida es girando la turbina mas esbeltas se pueden construir las palas pues su cuerda puede disminuirse para un radio determinado. Ello redunda en la eficiencia de la máquina.

Observando la misma figura podemos deducir que al avanzar el perfil en la misma dirección que la sustentación L (la cual es perpendicular a la corriente incidente) su contribución al par es la proyección de ella sobre el plano del disco, habiendo de restarle la componente sobre el mismo plano debida a la resistencia D. De aquí la gran importancia de utili zar perfiles de elevada eficiencia aerodinámica, dada por la relación ε = L/D = CL/CD, la cual alcanza su máximo para un ángulo de ataque determinado. Escribamos las expresiones de la tracción, par y potencia del elemento de pala:

dT w C C cNdr w C cNdr

dQ w C C cNrdr w C cNrdr

dP w C C cN rdr w C cN rdr

L D N

L D T

L D T

= + == − == − =

12

2 12

2

12

2 12

2

12

2 12

2

ρ ρρ ρρ ρ

( cos sen )

( sen cos )

( sen cos )

Φ ΦΦ ΦΦ Φ Ω Ω

(3.4.2)

donde:

• CN y CT: respectivamente coeficientes de fuerza normal y en el plano del disco, función de r.


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• N: número de palas, típicamente es decreciente con la rapidez global λ que se define como el cociente de la velocidad de giro de la punta de las palas y la velocidad del viento en el infinito aguas arriba:

λλ N 1 8 a 24 2 6 a 12 3 3 a 6 4 2 a 4

≥ 5 3, raramente 2 o 1

Tabla 3.4.1.- Valores típicos del número de palas como función de la rapidez de las turbinas.

• Tanto c como w son funciones de r.

El paso de una hélice H y en general de un objeto que describa un movimiento helicoidal con respecto al medio en el que se desplaza es igual al avance que realiza en una vuelta al avanzar con respecto a un medio. En nuestro caso el paso no tiene por qué ser constante en cada vuelta, pues depende del calado de los perfiles en cada radio, el cual depende del tipo de perfil , la cuerda que se disponga y de las velocidades inducidas localmente. Sin embargo, se suele denominar paso al avance de la cuerda del perfil al 70% del radio externo: H = 2πRtan(θ0,7).

dT y dQ obtenidos por los N elementos de pala pueden identificarse con un dT y dQ respectivamente obtenidos con la teoría de la cantidad de movimiento y de momento cinético para la rebanada entre r y r+dr. Esto supone despreciar las heterogeneidades acimutales, lo cual sugiere la existencia de infinito número de palas de cuerda nula, de tal manera que cN es finito. Estas igualdades nos permiten obtener una expresión para el coeficiente de potencia como función de a. Derivando e igualando a cero es posible obtener la configuración óptima del rotor local, la cual puede extenderse a otros radios haciendo lo mismo. El rotor resultante tiene un coeficiente de potencia máximo que representado como función de la rapidez de la turbina se presenta en la figura 3.4.2. Se observa en ella que:

• Los perfiles de eficiencia aerodinámica infinita, es decir, sin resistencia aerodinámica, describen la curva de Glauert.

• La curva de Glauert tiende al límite de Betz asintóticamente para rapidez infinita, para la cual el par ejercido es nulo y, por tanto, nulo el giro de la corriente aguas abajo del disco. Esto justifica la conveniencia de las turbinas rápidas, con par pequeño y alta velocidad de giro.

• A rapideces elevadas es importante instalar perfiles de elevada eficiencia, pues el coeficiente de potencia es muy sensible a ella. Esto justifica el instalar perfiles delgados y bien perfilados en punta de pala.

• Los perfiles de elevada eficiencias rinden elevados coeficientes de potencia en un rango amplio de rapideces, disminuyendo este rango al disminuir la eficiencia.

• Si el perfil actúa a un ángulo de ataque distinto del óptimo, es decir, el que maximiza (CL/CD)máx., se pierde coeficiente de potencia. Esto ocurre cuando el paso de la pala no es el correcto para el régimen de giro y la velocidad del viento existentes, expresión de Φ en (3.4.1). También ocurre localmente si la torsión de la pala no es la adecuada, aún actuándose al paso que optimice Cp, pueden existir perfiles para los cuales no se esté en el ángulo de ataque óptimo.


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Figura 3.4.2.- Coeficiente de potencia máximos para infinito número de palas como función de la rapidez local de la pala λ⟨r⟩, [7]. Cz = CL, Cx = CD.

Prandtl propuso corregir el coeficiente de potencia, obtenido con la teoría más arriba expuesta, por el efecto de número finito de palas N con un coeficiente aproximado ηp [7]:

ηλp N

= −+

1

0 93

0 4452

2

,

,

(3.4.3)

que tiene en cuenta la concentración de vorticidad en los perfiles y en el torbelli no desprendido de la punta de la pala.

Resulta ilustrativo estudiar el resultado de estos modelos al variar el número de palas. La figura 3.4.3 nos muestra como se obtiene muy poca diferencia al reducir 4 palas a 3, lo cual justifica la práctica inexistencia de aeroturbinas rápidas de 4 palas, pues el costo de una pala es apreciable, el peso sobre la torre aumenta y la ganancia resulta ser marginal. La mayor diferencia al reducir 3 palas a 2 hace que ello solo sea justificable en aeroturbinas de gran tamaño, por consideraciones de costo. Sin embargo, la tendencia más reciente es instalar 3 palas incluso en las turbinas de gran tamaño, por su mejor coeficiente de potencia y menores vibraciones9.

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 9 Una aeroturbina de 3 palas muestrea el viento que una de 2. Como el viento no es uniforme a lo largo de la trayectoria circular de la pala, se obtienen fluctuaciones de par y con ello de potencia eléctrica instantánea. En consecuencia 3 palas promedian mejor el viento que 2 y el resultado es una marcha más suave y menos cargas sobre la estructura. En contrapartida, las aeroturbinas de 2 palas pueden construirse con un rotor de una sola pieza, articulado en el buje, lo cual hace que no se transmitan tanto las cargas al buje. Debido a estas ventajas y al menor precio, todavía algunos constructores prueban el diseño de 2 palas. Incluso existen prototipos de 1 sola pala, llamados monópteros. El peso de la pala es contrarrestado con un contrapeso.

Betz Glauert


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Figura 3.4.3.- Coeficiente de potencia para aeroturbinas con distinto número de palas como función de la rapidez (coeficiente de velocidad) y para perfiles sin resistencia aerodinámica. Comparación con la curva de Glauert y el límite de Betz.

En resumen, la teoría del elemento de pala permite introducir el efecto de la geometría de las mismas. Esta basado en actuaciones cuasiestacionarias, por lo que esta teoría es incapaz de simular las casi perennes condiciones no estacionarias de las turbinas operando en campo. De hecho, reproducir con un mínimo de verosimilit ud física los efectos no estacionarios resulta complejo.

Por un lado aparecen efectos de la historia. Quiere esto decir que cuando una pala aumenta su ángulo de ataque porque el viento local es mayor (por ejemplo, cuando está en la parte alta de la vuelta), la sustentación es mayor. Esto significa que el torbelli no ligado al perfil ti ene una circulación mayor. Este aumento solo es posible desprendiendo un torbelli no, el cual, al alejarse induce velocidades a tener en cuenta.

Por otro lado, aparecen histéresis. Este fenómeno viene originado por la proximidad a la pérdida con que a menudo actúan las palas. Cuando la entrada en pérdida se produce, al disminuir el ángulo de ataque posteriormente, tarda el perfil en recuperar su situación de flujo laminar.

La entrada en pérdida en condiciones dinámicas es un proceso complejo, que solo es abordable con teorías complejas, que si bien son bien conocidas, su uso demanda una tarea de cálculo muy grande.

La entrada en pérdida supone una disminución de sustentación que descarga la pala. Dado que éstas suelen ser relativamente flexibles, esto supone un movimiento que incide en el ángulo de ataque. Aparece pues un acoplamiento estructural – aerodinámico importante, que complica el cálculo.

A pesar de estas limitaciones, las teorías cuasiestacionarias, a veces complementadas con datos experimentales de entrada en pérdida de perfiles y con análisis de vibraciones, se usan ampliamente en el diseño de palas de aerogenerador. Los perfiles aerodinámicos usados recientemente están optimizados, teniendo en cuenta la entrada en pérdida y su dinamismo.

Betz Glauert


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3.5.- Actuaciones de las aeroturbinas

Las actuaciones de una aeroturbina vienen resumidas en su curva de potencia, sin embargo, ésta es el resultado del acople de una máquina rotodinámica, la turbina, con una máquina eléctrica, el generador, la cual a su vez se acopla a un sistema eléctrico que consume la potencia, o la almacena. La interacción entre estos sistemas está gobernada por un sistema de control, dotado de una estrategia, por lo que influye en el comportamiento de cada uno de los integrantes y por lo tanto en el comportamiento general.

En este capítulo trataremos solamente del comportamiento de las turbinas de eje horizontal diseñadas para ser conectadas a un sistema de generación de energía eléctrica. Entre estos sistemas hemos de distinguir entre:

• Generadores síncronos y generadores asíncronos. Los primeros actúan a régimen estrictamente constante e igual al de sincronismo con la red, mientras que los segundos actúan con un pequeño deslizamiento. Esto quiere decir que a medida que suministran potencia su régimen aumenta ligeramente (3% al 5%) con respecto al de sincronismo. Por lo tanto una primera restricción o ligadura en el acople es que el aerogenerador opera a régimen prácticamente constante.

• Existen generadores eléctricos avanzados que permiten el giro a dos velocidades, la más lenta para velocidades del viento menores y la más rápida para vientos fuertes.

• Finalmente existen generadores de velocidad variable, sin multiplicador, la cual se hace crecer al aumentar la velocidad del viento.

Se acostumbra representar las curvas de actuaciones de la aeroturbinas de forma adimensional expresando los coeficientes de par, empuje y potencia como función del coeficiente de velocidad λ o rapidez de la turbina, véase la figura 3.5.1.

El coeficiente de empuje suele requerirse solamente para el diseño estructural, por lo que no insistiremos en él.

Las curvas Cq y Cp como función de λ se entienden mejor si se recuerda que:

3 31 122 221

2

; / 2

;p q

q

RR D

v P QC CQ v A v AC A R

v AR

ωλω λ

ρ ρπρ

= = ⇒ = = == =

(3.5.1)

Por lo tanto, basta con tener el gráfico Cp = f⟨λ⟩ para poder obtener inmediatamente del de Cq = f⟨λ⟩ simplemente dividiendo por el valor de λ o bien midiendo la pendiente de una recta que corte la curva y que pase por el origen.

Como parámetro importante de estas curvas se usa el ángulo de paso θ, veamos:

La sustentación es la que produce par y es el ángulo de ataque del perfil α es el que permite la aparición de sustentación, su expresión resulta ser:


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0 0 0(1 ) 1

arctan arctan(1 '/ 2) (1 '/ 2)

v a a

r a r aα θ α θ α θ α

ω λ − −= Φ − + = Φ = − + = − + + +

(3.5.2)

Vemos en esta expresión que la producción de sustentación depende de la diferencia entre un ángulo inversamente proporcional al valor de λ local y el ángulo de calado o paso local θ, corregido por una ángulo que depende de la geometría del perfil α0. Éste que para los perfiles de punta de pala es pequeño y cambia poco al variar el radio. La torsión de la pala hace que θ varíe aproximadamente de forma inversa con λ⟨r⟩ de tal manera que el ángulo de ataque es aproximadamente constante a lo largo de la pala (en el supuesto de que a y a’ no varían mucho a lo largo de la pala). Si a y a’ varían mucho, se ajusta el calado del perfil correspondientemente.

Puede verse en la figura 3.5.1 que:

• Sobre una curva de paso constante el ángulo de ataque disminuye al aumentar λ, como consecuencia de (3.5.2). Cq se anula para ángulos de ataque nulo (λ muy elevado) o ángulo de ataque cercano a 90º (λ muy pequeño y paso no muy grande).

• Al ser Cp = λCq todas las curvas de Cp se anulan en el origen.

• El máximo Cp se alcanza cuando el conjunto de la pala actúa con los perfiles a lo largo de ella con buena eficiencia aerodinámica, lo cual corresponde a un ángulo de ataque pequeño.

• Si estamos en el tramo entre ángulo de ataque nulo y el que da sustentación máxima (tramo claramente a la derecha del máximo de las curvas en la figura 3.5.1), un aumento de λ hace que el ángulo de ataque de toda la pala disminuya disminuyendo L y consecuentemente Cq y Cp.

• Si estamos en pérdida (tramo claramente a la izquierda del máximo de las curvas en la figura 3.5.1), la disminución del ángulo de ataque por aumento de λ hace subir CL y con ello Cp y Cq.

• Se obtienen valores elevados de Cp a λ grandes con ángulos de paso pequeños, que orientan los perfiles correctamente a la corriente incidente, casi en el plano de giro, por dominar la velocidad de giro sobre la del viento. Este paso tan pequeño hace que la pala entre en pérdida para λ bastante grandes.

• Los máximos Cq dentro de cada curva de paso constante corresponden a λ menores que los que maximizan Cp. Ello se debe a que corresponden a la actuación de la pala con ángulos de ataque altos, que maximizan CL, cerca de la entrada en pérdida, pero actuando con mala eficiencia aerodinámica. Los máximos posibles con la aeroturbina que se indica en la figura 3.5.1 se obtienen con λ moderados, del orden de 5 para este caso.

• No se pueden obtener valores tan elevados de Cpmax con pasos pequeños y grandes como con el paso óptimo de la pala (en nuestro caso entre 5º y 10º), pues la torsión que ésta tiene resulta inapropiada.

Operación de arr anque:

1. Paso var iable


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Si el ángulo de paso es grande, por estar la pala en bandera10, el ángulo de ataque es nulo y el par nulo, pero una reducción del paso puede dar par grande cuando está parada, pues α = Φ-θ puede estar en el rango en el que el perfil sustenta. Sin embargo, al acelerar desde el reposo (λ = 0) y por ello girar más deprisa a viento constante, aumenta λ y se reduce el ángulo de ataque al ser aproximadamente Φ α λ-1, anulándose para valores bajos de λ su par, situación que también se llama estar en bandera y en inglés “ freewheeling” . Esto ocurre en la figura citada para las curvas de θ grande.

En consecuencia, no se alcanza la velocidad de sincronismo con vientos flojos. Para conseguir la velocidad de sincronismo es necesario ir reduciendo progresivamente el paso hasta valores muy pequeños, que permitan que la máquina, con un viento débil gire lo mas deprisa que pueda, venciendo los pares de fricción internos. En definitiva, nos trasladamos desde el extremo izquierdo a la parte extrema derecha de las curvas, es decir, desde λ pequeño a λ grande, tal y como se indica con las flechas. De hecho, conviene el λ mayor que se pueda.

En cuanto esa velocidad de sincronismo se produce, a una velocidad del viento especificada y normalmente superior a la que permite el sincronismo, se provoca el enganche a la red. Esto se debe a que es preferible esperar a que suba el viento para dar algo de potencia y que resulte rentable el enganche. A partir del enganche, el paso se reduce con los aumentos de velocidad del viento procurándose alcanzar los valores elevados de Cp en cuanto sea posible. Esto significa desplazarse hacia la izquierda en las curvas, buscando el máximo Cp.

2. Paso fijo

En estas aeroturbinas, las palas se construyen con una configuración próxima a la de máximo Cp, por lo que la operación de abanderamiento no es posible. Esta configuración es la de

Si partimos de máquina parada, λ = 0 ⇒ Φ ∼ 90º, en el caso común de que la pala posea un ángulo de paso θ pequeño, el perfil va a estar en pérdida pues α = Φ-θ+α0 es muy grande. Supongamos que se pone en marcha, adquiriendo λ un valor positivo. Un aumento de λ va a hacer disminuir el ángulo de ataque pues Φ α λ-1 en (3.5.2) aumentando Cq y Cp al empezar el perfil a actuar correctamente. Esto es lo que le ocurre a las máquinas sin control de paso, pues el paso elegido es pequeño, correspondiente a actuación óptima. De hecho, a máquina parada el par puede ser tan pequeño, que no baste para acelerar correctamente la máquina, requiriéndose en ese caso un par eléctrico, consumiéndose energía, en un modo de arranque asistido. La máquina empieza a funcionar en el origen del diagrama Cp-λ, pasa por toda la curva en el proceso de aceleración y se sitúa a la derecha, en un valor de λ muy alto, hasta que se produce el sincronismo y posterior enganche a la red, cuando la velocidad del viento es ligeramente superior. A continuación, se recorre la curva hacia la izquierda al ir aumentando la velocidad del viento, pues ω = cte.

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 10 Una pala está en bandera cuando se orienta al viento, de tal manera que la sustentación neta de toda la pala es prácticamente nula. Más precisamente, el conjunto de la pala no ejerce par alguno sobre el eje. La posición de bandera solo es posible cuando el rotor está parado y los frenos no aplicados. La condición de giro sin par se denomina también “en bandera” pues es muy similar. Tan solo se ejerce un pequeño par para vencer el par de rozamiento del eje.


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Producción de potencia

De estos razonamientos se deduce que la turbina, al ir aumentando la velocidad del viento, comienza a dar potencia cuando es capaz de alcanzar la velocidad de sincronismo, o en aquellas de frecuencia variable, la frecuencia mínima. Esto se produce con altos valores de λ porque la turbina está girando libremente e interesa que alcance la máxima velocidad posible para llegar al régimen mínimo de funcionamiento y ser posible la transferencia de energía a la red, lo que permite aproveche vientos flojos. Inmediatamente interesa desplazarse hacia el máximo absoluto de Cp lo cual ocurre a λ más bajos. Por lo tanto, se arranca a la derecha del máximo absoluto y se trata de llegar a él disminuyendo λ. Es necesario distinguir entre tener paso variable o paso fijo a régimen constante para precisar más durante el proceso de aumento de viento:

1. Paso var iable y régimen fijo. Se hace variar el paso para alcanzar el máximo de Cp para cada λ. Se recorre la envolvente por arriba de todas las curvas Cp-λ (por claridad, en la figura 3.5.2 solo se indican unas pocas). La envolvente se indica en la figura 3.5.2 con trazo grueso. La potencia aumenta con el viento, por aumentar con v3 la disponible y por aumentar Cp; por lo tanto, aumenta mas deprisa que v3, hasta llegar al máximo de Cp, lo cual suele ocurrir cercano a la potencia nominal. A partir de potencia máxima comienza a disminuirse Cp variando el paso para evitar sobrecargar la máquina.

Tanto para paso variable como constante, la ley de variación de Cp como función de λ para potencia constante es:

CP

v A

cte v RC

P

R A

P cte

Cp

p

p

=

= =

⇒ =

=

⇒12

33

12

3 3ρ

ω λ

λρ ω α λ

. /( )

.

(3.5.3)

Por lo tanto, basta con trazar una cúbica desde el Cp correspondiente a la potencia nominal hasta el origen. Esta cúbica se describirá al seguir aumentando la velocidad del viento, hasta un punto en el diagrama Cp-λ correspondiente a la velocidad máxima de viento tolerable. Sobre la cúbica se pueden leer los ángulos de paso correspondientes y se puede observar que van aumentando paulatinamente al ir disminuyendo λ.

A partir del λ correspondiente a la máxima velocidad del viento actúa el freno de rotor y se ponen las palas en bandera, θ cercano a 90º, deteniéndose la máquina, anulándose el par y minimizándose el empuje. Una forma de ayudar en el frenado puede ser eligiendo un θ muy alto, probablemente superior a 90º, que diera par negativo durante la desaceleración.

2. Paso y régimen fijo: Se elige un paso que maximice la energía producida a lo largo del año, o la facturación, o los beneficios. Esto requiere conocer los datos estadísticos del viento y realizar una optimización paramétrica.

En el diagrama Cp = f(λ) nos moveremos a lo largo de una curva del paso constante elegido, en trazo grueso en la figura 3.5.1. Puede observarse que no coincide con el paso que maximiza Cp, sino menor, pues el paso elegido en este caso proporciona Cp altos en un rango más amplio. Supuesto conocido el valor del paso, la máquina empieza a operar con un valor elevado de λ y bajo Cp. Al aumentar la velocidad del viento disminuye λ por mantenerse el régimen, o aumentar ligeramente con generadores asíncronos, desplazándose el punto de funcionamiento hacia la izquierda hasta alcanzarse Cp máximo, punto que suele resultar cercano al


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correspondiente a la potencia nominal. A partir de ese momento el valor de Cp disminuye por ir entrando paulatinamente en pérdida los perfiles de la pala. Puede observarse que la disminución inicial es menos pendiente que una cúbica, lo cual justifica que, o bien se llegue paulatinamente a P = cte., o bien que aparezca una colina en la curva de par, tal y como muestra la figura 3.5.1. Por lo tanto, la potencia sigue subiendo hasta que la curva sea tangente a una cúbica que pase por el origen, punto en el que se alcanza la potencia máxima. Puede asimismo observarse que, salvo en el punto en el que ese paso da más Cp que cualquier otro, la aeroturbina de paso fijo proporciona valores inferiores a los de la misma turbina actuando a paso variable, mientras ésta no esté en el régimen de mantener la potencia máxima, en el que suele pasar lo contrario.

Este sistema está cayendo en desuso por no compensar la ganancia obtenida frente al aumento de complejidad y coste.

3. Régimen y paso var iables: En esta opción es posible operar continuamente a Cp máximo, siendo necesario variar solo el régimen, pues el paso estaría fijo en aquél que maximiza Cp. Los vientos flojos se aprovecharían eficientemente. En cuanto se alcanzara la potencia nominal se reduciría Cp por la cúbica de P = cte., aumentando el paso, hasta la parada.

El enganche a la red se produciría con una velocidad de giro baja, siempre a Cp máximo, habiendo empezado a girar la turbina reduciendo el paso desde la posición de bandera y liberando frenos.

Por lo tanto, el paso prácticamente solo hay que cambiarlo para abanderar las palas y eventualmente auxili ar en el frenado. No obstante, las limitaciones de operación de la parte eléctrica pueden recomendar no empezar a generar hasta que la máquina alcance un mínimo de régimen, por lo que conviene disminuir el paso en la maniobra de enganche para provocar el máximo λ posible. A partir de ese punto se actuaría a régimen constante hasta llegar a la cima de Cp aumentando el paso. Una vez en la cima, aumentaría el régimen, manteniendo el paso.

La velocidad del viento para la cual resulta útil comenzar a girar resulta de un compromiso, entre en aprovechamiento de vientos flojos y el coste del desgaste de la aeroturbina para una producción escasa. Esto último hay que tenerlo especialmente en cuenta cuando con los vientos flojos viene asociado una alta variabili dad, por efecto de ráfagas, térmicas, etc. Las corrientes térmicas11, además, traen asociado un cambio de dirección continuo, salvo que la aeroturbina esté en una colina dominante sobre el terreno circundante. En este caso las térmicas casi siempre se producen de valle a colina, con lo que la dirección es bastante constante, a excepción del caso de viento contrario a la colina. Un algoritmo de decisión que aprendiera de los propios resultados es interesante.

Watson G. F. Refreshing Curricula. IEEE Spectrum. Marzo 1992 p. 31. 11 Se entiende por térmicas las corrientes ascendentes que origina el calentamiento del suelo cuando la radiación solar es importante. La ascensión de este aire cálido requiere que su lugar sea ocupado por aire menos caliente de los alrededores, lo cual genera ráfagas de dirección imprevista, típicas de llanuras sin árboles. En zonas de colinas y montañas, las térmicas ascienden en los picos de las montañas o en las laderas soleadas, de forma más estable.


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Cp Cp Operación Punto de diseño Punto de diseño 0,4 nominal 0,4 Sincronismo Sincronismo

0,3 0,3 Plena

carga α λ3

0,2 0,2 0,1 0,1 Parada Parada

0 arranque 0 arranque θ 40º 30º 20º 15º 10º 5º 0º θ 40º 30º 20º 15º 10º 5º 0º

0 5 10 15 λ 0 5 10 15 λ

A B Pe(kW) Pe(kW)

Potencia nominal Potencia nominal Parada Parada Potencia Potencia de diseño de diseño Arranque Arranque v (m/s) v (m/s)

A’ B’ Sincronismo Sincronismo

Figura 3.5.1.- Curvas de coeficiente de potencia de una misma aeroturbina, como función del coeficiente de velocidad para distintos ángulos de paso de pala. A: con superposición de estados operativos en actuación con paso variable. B: con superposición de estados operativos en actuación con paso fijo. Se indican los ángulos de paso en una sección de referencia correspondiente a cada curva, sobre el eje λ . A’ y B’: correspondientes curvas de potencia como función de la velocidad del viento.

Es de resaltar que la aeroturbina de régimen variable está dotada de una virtud muy apreciada. Es la capacidad de almacenar energía durante una ráfaga en su momento de inercia, acelerando, para liberar esa energía decelerándose al cesar la ráfaga. Esto limita los picos eléctricos pudiendo reducirse secciones al paso de la corriente. Limita también los picos mecánicos, permitiendo una estructura más ligera o una vida más larga.

Las ventajas operativas del paso variable se ven oscurecidas por una mayor complejidad y coste, además de una mayor probabili dad de fallo. El régimen variable exige una electrónica de potencia más sofisticada y por ello más costosa. Una solución intermedia consiste en tener dos velocidades de giro.

En aplicaciones de bombeo de baja potencia resulta idónea la utili zación de bombas volumétricas alternativas, de émbolo, las cuales son movidas directamente por un mecanismo de biela manivela u otro similar. Su elevado rendimiento a bajos caudales, junto con un rango operativo en régimen muy alto y capacidades de bombeo también elevadas, hacen que unidas mecánicamente a una aeroturbina lenta den lugar a un conjunto barato, de bajo costo de mantenimiento y de gran eficacia, pues el almacenamiento de agua bombeada de pozos resulta eficiente, poco costoso y de bajo mantenimiento. El unir una máquina volumétrica a una alternativa resulta problemático, pero este no resulta el caso por diseñarse la aeroturbina para dar un elevado par desde régimen nulo, por lo que el arranque de la bomba está garantizado, permitiéndose así un funcionamiento en un rango


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de vientos amplio. En estos casos interesa además del coeficiente de potencia el coeficiente de par Cq. Éste se muestra en la figura 3.5.2, ofreciendo la comparación con las turbinas rápidas, que dan un par de arranque muy bajo e incluso nulo, como es el caso de las de tipo Darrieus. Las aeroturbinas usadas en bombeo son la multipala y la tipo Savonius.

Cq

0,5

0,4 Eóli ca lenta

0,3

0,2 Eóli ca rápida

0,1

0 2 4 6 8 10 12 λ

Figura 3.5.2.- Coeficientes de par característicos de turbinas lentas y rápidas.

4. - Caracterización medioambiental y segur idad

Las crisis energéticas de 1973 y de 1980 marcan el comienzo del aprovechamiento eólico como fuente de energía. Los países occidentales responden creando programas de I+D para el aprovechamiento del viento, los cuales transcurren por dos vías: la evaluación de recursos y localización de emplazamientos y el desarrollo y construcción de instalaciones eólicas.

En dos décadas el avance ha sido espectacular habiéndose llegado a una posible competividad con las fuentes de energía tradicionales, acompañada de una alta fiabili dad y una vida media de las máquinas de 20 años. La generación eólica de electricidad va siendo considerada en los países mas avanzados un recurso más de la política energética.

La creciente preocupación por los problemas ambientales ha incrementado aún mas el interés de esta fuente energética. Cada kWh eléctrico generado eólicamente en lugar de quemar carbón evita la emisión de 1 kg de dióxido de carbono a la atmósfera. En un año de funcionamiento un aerogenerador ha convertido en energía eléctrica más energía de la que se empleó en su construcción. La energía eólica contribuye pues a preservar las fuentes agotables de energía y es respetuosa con el medio ambiente.

Las instalaciones energéticas producen alteraciones en:

• El medio físico.

• El medio socioeconómico.


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Las alteraciones en el medio físico se circunscriben a la superficie ocupada y a las zonas colindantes, mientras que las alteraciones socioeconómicas suelen afectar no sólo en el ámbito local, sino regional e incluso nacional.

El impacto de una actividad cualquiera en el medio físico depende de tres factores fundamentales:

• Carácter de la acción.

• Fragili dad ecológica de la zona.

• Calidad ecológica de la zona.

Cuanto más intensa sea la acción, más frágil y de mayor calidad sea la zona, el impacto producido será mayor. Una instalación eólica posee un carácter poco impactante, por lo que la atención debe centrarse en la fragili dad y calidad del territorio sobre el que haya de asentarse. No obstante, la realización de una explotación eólica ha de contar con el preceptivo estudio de impacto medioambiental.

La evaluación del impacto ambiental exige comparar la situación preoperacional del entorno con cada una de las fases del proyecto: construcción, operación y abandono.

Los aspectos más comunes a las instalaciones eólicas pueden resumirse en los siguientes.

• Impacto sobre la flora.

• Impacto sobre la fauna.

• Impacto visual.

• Ruido.

Figura 4.1.- Ejemplo de sensibilidad del medio físico a la instalación de un parque eólico, en Tarifa, por la gran aridez del terreno.


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Impacto sobre la flora.

El movimiento de tierras para la construcción de las cimentaciones, vías de acceso y evacuación de la electricidad rompe la capa vegetal, por lo que en zonas tendentes a la desertización es un aspecto a cuidar especialmente, para evitar la erosión del suelo. No se conoce que se produzca ningún otro efecto dañino y de hecho puede superponerse un parque eólico a una explotación agropecuaria, ocupando solamente el 1% del terreno.

Impacto sobre la fauna

Un parque eólico no tiene porqué suponer una barrera a la fauna como lo puede ser una autopista un canal o un río, si se construye adecuadamente.

Si la construcción se realiza en un tiempo corto, lo cual es posible en unos meses, la fauna tiende a volver a ocupar la zona sin problemas, salvo casos especiales que han de ser detectados a través de un estudio de impacto medioambiental detallado. Esto contrasta con los tiempos de construcción de una central eléctrica convencional, que dura años, consecuentemente perturbando épocas sensibles de la vida animal de período anual.

Las aves no tienden a colisionar con las aspas, salvo que la zona sufra tráficos intensos por estar en una ruta de migración concentrada de aves migrantes nocturnas, como es el caso del Estrecho de Gibraltar. Existe un mayor de riesgo de colisión y electrocución con cables de los tendidos eléctricos y se considera que la caza ilegal y las carreteras ofrecen un peligro mayor. Las especies planeadoras tienen una mayor tendencia al impacto con las aspas.

Los estudios realizados hasta la fecha no han registrado muerte de ave ninguna por colisión en el parque eólico de cabo Vill ano, en Camariñas, ni se han detectado perturbaciones en la vida de las aves en las proximidades.

En lo que respecta a los 5 parques eólicos de la zona de Tarifa se han detectado algunas muertes de aves migratorias, aunque concentradas en ciertos puntos conflictivos que continúan estudiándose. La avifauna de la zona no parece haber sido afectada.

Impacto visual

Es un tema eminentemente subjetivo. Mientras que para algunos la imagen de un parque eólico sugiere un sentimiento positivo de progreso hacia el uso de energía limpias y duraderas, asociado a la línea armoniosa de los aerogeneradores modernos, exponente de su adaptación a la función de utili dad pública que realiza, para otros su presencia en el paisaje resulta intolerable. La tolerabili dad a su presencia depende de la belleza natural del paisaje a perturbar y de otros factores como el tiempo, ya que la noción de intrusión se desvanece lentamente, o el temor a una invasión masiva. La desconfianza irracional ante las aseveraciones de no-peligrosidad es un factor influyente en la opinión final de aceptación o rechazo.

Mientras que una instalación de unas pocas aeroturbinas puede resultar hasta atractiva, un parque eólico masivo supone un impacto visual muy considerable, especialmente si la concentración es alta. Los elementos que contribuyen al impacto visual son: aerogeneradores, caseta, líneas eléctricas y accesos.

Los fabricantes de turbinas se han ido adaptando a cánones estéticos, eliminando las torres de celosía, los arriostramientos y reduciendo los tendidos aéreos, además de usar líneas para las


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góndolas resultado de un diseño industrial de calidad. La vegetación puede ser usada para reducir la interferencia visual en zonas muy frecuentadas.

Los edificios suelen situarse en una zona poco visible y alejada. El uso de un cromatismo y formalismo atractivo, mimético o siguiendo directrices estéticas locales puede reducir el posible rechazo.

El impacto visual puede establecerse en tres niveles:

• Primer nivel: en el interior de la instalación o colindante con ésta, con un gran impacto.

• Segundo nivel: la topografía reduce el impacto, incluso anulándolo.

• Tercer nivel: normalmente a partir de un kilómetro de distancia. El impacto depende muy directamente de la dirección de visualización.

Ruido

El nivel de ruido emitido por los aerogeneradores es similar al de cualquier otra instalación industrial de similar potencia, si bien cuenta con el inconveniente de estar al aire libre, por lo que no se cuenta con el efecto reductor de los edificios continentes. El ruido típicamente está formado por:

• Ruido mecánico, asociado a rodamientos, engranajes y otros mecanismos.

• Ruido eléctr ico: asociado a la maquinaria eléctrica, ventiladores de los transformadores, etc.

• Ruido aerodinámico, generado por el avance de las aspas y fundamentalmente por sus puntas, por lo que se puede correlacionar muy bien con la velocidad de punta de aspa. El ruido aerodinámico es de dos tipos: ruido de banda ancha, debido al flujo turbulento alrededor de las superficies de las palas y el ruido irreflexivo, debido a la frecuencia de paso de las palas. Se denomina irreflexivo porque su gran longitud de onda hace que se difracte alrededor de los obstáculos de tamaño normal, no cumpliendo las leyes de la reflexión. No es audible, pero se propaga a largas distancias y puede inducir vibraciones en los edificios. Es más notorio en aeroturbinas grandes y en las situadas a sotavento de la torre.

La aplicación de técnicas específicas de reducción de ruido ha logrado avances sustanciales, sin que se incremente apreciablemente el costo de la máquina. El aumento de la calidad de las mecanizaciones en piezas críticas contribuye a la reducción del ruido.

El grado de molestia percibido depende de:

• El nivel de ruido emitido por el aerogenerador.

• La posición con respecto a la turbina.

• La distancia al aerogenerador. A suficiente distancia decrece por la absorción atmosférica y por el reparto de su energía en un área mayor: -6 dB al duplicar la distancia a distancias > 2D.

• La existencia de barreras acústicas, como montañas, vegetación, edificios, etc, aunque son poco efectivas a frecuencias bajas.


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• El ruido de fondo, que enmascara al recibido del aerogenerador. Especialmente notable es el efecto del viento en el lugar de percepción, que aumenta el ruido de fondo ocultando al generado por la turbina.

El nivel de ruido de fondo en zonas rurales puede ser muy bajo, del orden de 20 dBA, equivalente a un silencio casi absoluto, por lo que el impacto de las aeroturbinas puede notarse bastante en las cercanías. Actualmente se está estudiando la creación de normativas que impidan aumentos superiores a 5 dBA por la instalación de un parque eólico. Muchas de las aeroturbinas modernas lograrían pasar esta normativa, si se realiza una instalación proyectada con cuidado. La figura 4.1 compara los niveles de ruido típicos.

La energía eólica se diferencia de otras fuentes en su impacto medioambiental localizado y reversibles, cesando una vez terminada la actividad, si el parque se desmantela cuidadosamente.

Las claves del éxito de la aceptación de un proyecto eólico se basan en la realización de consultas previas, conocimiento de la tecnología, negociación con los afectados e información de los beneficios. La experiencia actual demuestra que la aproximación descentralizada, con implicación local ll eva a una mejor aceptación.

Los países del Norte de Europa disfrutan de un nivel de vida elevado, obtenido con resultado de una gran degradación medioambiental. Consecuentemente su población, de elevado nivel cultural, aprecia las ventajas de la energía eólica. Sin embargo, en España se valora más la creación de empleo, la mejora de las infraestructuras y el aumento del turismo, por lo que el asentamiento de parques eólicos es apreciado favorablemente en zonas deprimidas económicamente, si bien puede ser rechazado en zonas de alta actividad turística por su impacto ambiental.

400m 200m 150m 37 dBA 43 dBA 45 dBA

10 dBA 20 dBA 30 dBA 40 dBA 50 dBA 60 dBA 80 dBA 90 dBA 100 dBA 120 dBAHojascayendo

Susurro Dormitorionoche

Turbinaeólica

Hogar Oficina InteriorAuto

EquipoHifi

RuidoIndustria

Martill oneum.

Figura 4.1.- Niveles de ruido típicos en torno a una aeroturbina convencional y su comparación con ambientes sonoros típicos.

Las alteraciones de tipo socioeconómico son muy positivas, tanto a escala local como regional y nacional, pues aparte de la reducción de la contaminación asociada a la generación de energía y en el uso de recursos no renovables se crean directa e indirectamente puestos de trabajo de alta cuali ficación profesional, media y baja. Por otra parte, los terrenos de elevado potencial eólico no


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suelen ser de explotación agraria intensiva por lo que puede establecerse sin `problemas una coexistencia, eventualmente solo afectada por el problema acústico.

Los riesgos de funcionamiento más importantes son:

• Roturas de pala: Puede ocasionar la rotura de la torre. Actualmente se considera esta rotura en el código de diseño de las torres, por lo que se puede evitar. La rotura de pala se debe generalmente a fatiga. Actualmente se cambian a los 10 años, aunque en los diseños modernos no es necesario.

• Rotura de torre : Afecta únicamente a las inmediaciones del aerogenerador. Son muy escasas.

• Caída de personal de mantenimiento: Un entrenamiento adecuado, el uso de normas de seguridad y una vigilancia periódica hacen que este riesgo sea muy bajo.

Desde el punto de vista de mantenimiento y seguridad, los componentes críticos son de la maquinaria del aerogenerador, principalmente:

• Palas.

• Buje.

• Eje principal.

• Soportes de eje.

• Corona de orientación.

• Torre.

• Cimentaciones.


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Figura 4.2.- Ejemplo de convivencia de una instalación eólica y una explotación agropecuaria y de impacto visual bajo. Cold Northcott, Inglaterra.


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5. - Aspectos económicos y de gestión

La incorporación de la oferta energética de las fuentes renovables ha estado y estará condicionada en un mercado libre por la exigencia de una rentabili dad directa lo suficientemente alta para que el inversionista cambie su modelo de abastecimiento. El inversionista no incluye referencia alguna a los beneficios inducidos por el uso de las energías renovables ni a las externalidades que las energías convencionales incorporan. La sociedad debería aplicar los costes externos, cosa que actualmente no se realiza, estando subvencionada, directa o indirectamente, la generación de energía procedente del carbón y la nuclear, consideradas la más contaminante y la más peligrosa y generadora de residuos. Actualmente el costo de desmantelamiento de una central nuclear se estima en unas 8 000 ¼N:DXQTXHSUREDEOHPHQWHVHDPiVSHUR\DVXSHUDHOFRVWRGHDGTXLVLFLyQGHXQD

central de cogeneración.

Solo en algunos casos la incorporación de las renovables puede significar un valor añadido al inversionista, la mejora de imagen externa por contribuir a un buen fin. A pesar de ello el costo de esa mejora de imagen se valorará frente a otras opciones.

Los ingresos por ser productor provienen de la venta de la energía, la cual es de obligada compra por parte de los explotadores de la red, a un precio superior al de venta, si se cumplen ciertas condiciones. El precio de adquisición regula, por lo tanto, el interés de los inversores en las energías renovables y constituye, junto con las subvenciones directas las herramientas principales de incentivo de uso. En el futuro es posible que se establezcan las ecotasas, impuestos por producción de contaminantes, o de CO2, por lo que incidirán asimismo en la dinámica de evolución. El mercado de bonos de emisiones va en el mismo sentido.

Los costos principales se dividen en:

1. Inversión inicial.

1.1. Coste de los aerogeneradores. Constituye el concepto mayor. Si bien se detecta una clara tendencia a la baja, una estimación es del orden de 325 a 400 ¼P

2 de área de rotor, en el rango de los 225 a 1 800 kW de potencia eléctrica nominal respectivamente.

1.2. Otros costes. Suman un 25% del costo de los aerogeneradores. Incluye:

• Infraestructura civil y eléctrica.

• Transportes y montaje.

• Gestión y administración.

2. Costes operativos. Su tendencia es a la baja según progresa la tecnología y se acumula experiencia, contándose con un horizonte del 2,5% de la inversión inicial.

2.1. Costes de operación y mantenimiento, del orden de 1,5% de la inversión inicial.

2.2. Seguros, del orden del 1%

2.3. Reacondicionamiento de la infraestructura, del orden del 1%.


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El análisis financiero es similar al que pueda utili zarse para un proyecto normal, teniendo en cuenta que en los proyectos de energía eólica se usa un horizonte de amortización del orden de 10 a 20 años.

La situación política en España en el ámbito energético ha experimentado cambios importantes en años recientes, como resultado del protocolo de Kyoto y del progreso de la política europea en el ámbito energético.

Los precios públicos para la venta de energía eléctrica, si bien han permitido la creación de una industria incipiente, no reflejan los costes reales completos, ni la estabili dad de futuro adquirida, ni el efecto descentralizador, etc. y tienden a bajar.

6.- Tecnologías de futuro

Una tendencia clara actual es a aumentar la potencia unitaria, a pesar del aumento del precio de turbina instalada por kW, del orden del 40% al pasar de 250kW a 2 MW. Ello permite reducir los costes de mantenimiento, al aumentar la potencia instalada en el parque y con ello permite reducir el coste de generación. Actualmente se instalan en nuestro país turbinas de 2,5 MW y se habla de prototipos de 4 MW.

Otra tendencia clara es la mejora de la calidad de la electricidad producida.

La reducción de los costes proviene de una tecnología más experimentada y especializada, aunque más específicamente proviene de:

Reducción de los costes específicos del aerogenerador, por factor de escala, experiencia y adaptación al mercado.

Reducción de los costes de instalación. Sistemas de montaje e izado del rotor más efectivos y simples.

Reducción de los costes de mantenimiento a través de sistemas más fiables y gestiones más eficaces.

Mejora de la eficiencia de transformación con nueva maquinaria y dispositivos electrónicos.

Mejora de la disponibili dad.

Se estima una reducción del coste específico de los aerogeneradores del 10% al 15% en los próximos 5 años.

Los nuevos diseños incorporarán:

Sistemas de reducción de cargas en los componentes, permitiendo ello construcciones más ligeras. Un ejemplo es la velocidad variable con control de par.

Sistemas más sencill os y con menos piezas. Un ejemplo es el tren de potencia integrado, o los generadores sin caja de multiplicación.

Nuevos sistemas de regulación de potencia y orientación, de acción más suave.


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Materiales avanzados, como la fibra de carbono-epoxi, más ligera, aunque más costosa, que facilit en el diseño de rotores de hasta 100 m de diámetro.

Posibili dad mayor de adaptación al emplazamiento: elección de altura de torre, tipo de pala, diámetro de rotor, etc.

Fabricación con normas de calidad ISO y características técnicas garantizadas con normativa internacional.

Es de destacar el impulso cobrado por las instalaciones en el mar (off -shore en inglés), que aprovechan el mayor potencial eólico. La menor turbulencia y el menor impacto ambiental.

Los aerogeneradores de pequeño tamaño, en contraste con el tremendo avance experimentado por las grandes aeroturbinas, disponen de una tecnología menos madura y por lo tanto, susceptible de una mejora sustancial.

7.- Bibliografía

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8.- Dicc ionario de términos comunes

Aerobomba Máquina que transforma la energía del viento en potencia mecánica usándola asociada a una bomba para el desplazamiento de líquidos.

Aerogenerador Máquina que transforma la energía del viento en energía eléctrica.

Aeroturbina Máquina que aprovecha la energía del viento por medio de una turbomáquina.

Anemómetro El anemómetro se utili za para medir la velocidad del viento. Sus señales son empleadas por el controlador electrónico para conectar el aerogenerador cuando el viento alcance la velocidad de arranque. Si la velocidad es superior a la de corte, el ordenador parará el aerogenerador para evitar desperfectos en el mismo.

Área del rotor En los aerogeneradores de eje horizontal el área se mide verticalmente. El área del disco cubierto por el rotor y las velocidades del viento determinan cuánta energía podemos recoger en un año. Si se dobla el diámetro del rotor se obtiene un área de barrido cuatro veces superior. Esto significa que la potencia disponible también será cuatro veces mayor.


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Arr anque suave Para evitar situaciones de sobrecarga en la red, los modernos aerogeneradores se conectan y se desconectan de la red de forma gradual mediante tiristores, un tipo de interruptor continuo de semiconductor que puede ser controlado electrónicamente.

Bridas Las secciones de la torre de un aerogenerador son atornill adas utili zando bridas de acero laminado en caliente, soldadas a los extremos de cada sección de la torre.

Buje Centro del rotor donde se encastran las palas.

Carenado Cubierta aerodinámicamente diseñada para ofrecer la mínima resistencia al avance del aire respecto a la misma.

Cimentación mar ina en tr ípode En los parques eólicos marinos se utili za la cimentación en trípode que consiste en un pilote de acero situado bajo la torre de la turbina, desde el cual parte una estructura de acero que traslada los esfuerzos de la torre a otros tres pilotes de acero enclavados en el fondo marino, a unos 10 ó 20 metros de profundidad mínimo.

Cimentación mar ina monopilote Construcción simple que consta de un pilote de acero con diámetro de entre 3,5 y 4,5 metros, clavado a unos 10 ó 20 metros en el lecho marino, dependiendo del tipo de subsuelo. No necesita un acondicionamiento del suelo marino, aunque requiere un equipo de pilotaje pesado y no está aconsejada en lechos marinos con muchos bloques de mineral.

Cimentación mar ina por gravedad Este tipo de cimentación ofrece un método similar al de cajón de hormigón, por gravedad, aunque en lugar de hormigón se utili za un tubo de acero cilíndrico situado en una caja de acero plana que yace sobre el lecho marino.

Cizalamiento Se llama cizalamiento al hecho de que la velocidad del viento disminuya según se acerca a la base de la torre. Si está en su posición más alta las fuerzas que actúan sobre la pala del rotor son muy superiores a cuando está en su posición más baja.

Coeficiente de potencia El coeficiente de potencia mide la eficiencia con la que el aerogenerador convierte la energía eólica en electricidad. Se obtiene dividiendo la potencia eléctrica disponible entre la potencia eólica de entrada.

Conexión directa a red En la conexión directa a red el generador está directamente conectado a la red de corriente alterna, generalmente trifásica.

Conexión estrella Se conecta uno de los extremos de cada una de las tres bobinas de electroimán a su propia fase, y el otro extremo a una conexión común a las tres fases.

Conexión indirecta a red La conexión indirecta a red significa que la corriente que viene de la turbina pasa a través de una serie de dispositivos eléctricos que ajustan la corriente para igualarla a la de la red.

Conexión tr iángulo Se llama conexión triángulo porque los conductores se disponen en forma de triángulo. En este tipo de conexión habrá una diferencia de tensión entre cada dos fases que en sí misma constituye una corriente alterna.

Controlador electrónico Posee un ordenador que continuamente monitoriza las condiciones del aerogenerador y controla el mecanismo de orientación. En caso de cualquier disfunción, automáticamente detiene el aerogenerador y avisa al ordenador del operario encargado de la turbina.


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Corona de or ientación Corona dentada fija a la torre sobre la que se asienta la góndola y que dirige el giro de la misma siguiendo la dirección del viento incidente.

Curva de potencia La curva de potencia de un aerogenerador se lee mediante un gráfico que indica cuál será la potencia eléctrica disponible en el aerogenerador a diferentes velocidades del viento. Las curvas de potencia se obtienen a partir de medidas de campo.

Densidad de potencia La densidad de potencia calcula la distribución de energía eólica a diferentes velocidades del viento. Se obtiene multiplicando la potencia de cada velocidad del viento por la probabili dad del viento de la gráfica de Weibull .

Densidad del aire La energía cinética del viento depende de la densidad del aire, es decir, de su masa por unidad de volumen, esto es, cuanto "más pesado" sea el aire más energía recibirá la turbina.

Disponibili dad Relación entre el número de horas en las que un aerogenerador produce energía y el número de horas en que han existido velocidades de viento dentro del rango de funcionamiento del aerogenerador.

Embalamiento Condición de funcionamiento del aerogenerador caracterizada por la inexistencia de par resistente en el generador que contrarreste el motriz del rotor, lo que produce un aumento de la velocidad de rotación de palas.

Entrada en pérdida aerodinámica Condición aerodinámica caracterizada por la pérdida de la fuerza de sustentación del perfil de pala.

Estructura reticular o celosía Armazón que soporta el aerogenerador formado por un sistema de vigas unidas entre sí.

Estructura tubular Armazón que soporta el aerogenerador formado por una cubierta cilíndrica.

Factor de carga Para conocer la producción anual de energía de un aerogenerador se divide la producción anual de energía entre la producción teórica máxima, si la máquina estuviera funcionando a su potencia nominal (máxima) durante las 8766 horas del año. Este factor suele rondar el 20 o 30%.

Factor de potencia o coeficiente Relación entre la potencia mecánica producida por el rotor y la teórica correspondiente a una velocidad de viento incidente sobre la superficie del rotor total.

Freno aerodinámico Dispositivo de freno del rotor a través de la limitación de la fuerza de sustentación de la palas, reduciendo el par motriz.

Generador con número de polos var iable Se trata de un generador que (dependiendo de como están conectados los imanes del estátor) puede funcionar con diferente número de polos y, por tanto, a distinta velocidad de rotación.

Generador síncrono También denominado generador síncrono bipolar de imán permanente. Es síncrono porque el imán del centro girará a una velocidad constante síncrona (girando exactamente como el ciclo) con la rotación del campo magnético y bipolar porque tiene un polo norte y un polo sur. Se llama motor de imán permanente debido a que la aguja de la brújula del centro es un imán permanente, y no un electroimán.


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Góndola Dentro de la góndola se encuentran el multiplicador y el generador eléctrico, dos de los componentes claves del aerogenerador. Para acceder al interior de la góndola ha de hacerse desde la torre de la turbina. El rotor del aerogenerador, formado por las palas y el buje, está situado a la izquierda de la góndola.

Isoventas Líneas de un mapa eólico que unen puntos de igual velocidad media de viento, debiendo ser especificadas previamente las condiciones de determinación de la velocidad media.

Mapa eólico Mapa en donde se consignan diversos datos de tipo eólico, tales como velocidades medias de viento, direcciones predominantes, regularidad...

Mecanismo de or ientación El mecanismo de orientación de un aerogenerador es utili zado para girar el rotor de la turbina en contra del viento, de forma que pase a través del rotor la mayor proporción posible de energía eólica.

Multipalas Tipo de aerogenerador de baja velocidad caracterizado por su gran número de palas así como por la disposición del eje de giro perpendicular a la velocidad del viento y que presenta una forma adecuada para su uso aerodinámico.

Multiplicador Sistema mecánico inverso al reductor de velocidad que mediante un conjunto de engranajes comunica al eje arrastrado o de salida una velocidad de giro mayor que la del eje motor o de entrada.

Número de horas equivalentes Parámetro usado en la caracterización del aprovechamiento de la energía eólica que es igual a la razón entre la energía generada durante un año y la potencia nominal de la máquina.

Pala Elemento del aerogenerador que por aprovechamiento aerodinámico transforma la energía cinética del viento en energía mecánica en el eje del generador.

Par motr iz Par generado por las fuerzas aerodinámicas que actúan sobre las palas en el eje del rotor provocando el movimiento de éste.

Parque eólico Instalación eólica que comprende varios aerogeneradores y su infraestructura eléctrica, de medición y control correspondiente.

Paso de pala Medida geométrica proporcional al ángulo formado por la cuerda del perfil en el encastre de la pala, con la dirección del eje de giro.

Perfil de pala Sección de la pala perpendicular a la misma y que presenta una forma adecuada para su uso aerodinámico.

Polos del generador Cada uno de los bornes de un generador eléctrico que sirven para conectar el mismo con los conductores exteriores.

Posición de bandera Posición de las palas del rotor respecto al viento incidente tal que no existe componente de fuerza aerodinámica en sentido circunferencial, por lo que no se produce par motriz ni giro del rotor.

Rosa de vientos Gráfico que representa la frecuencia con la que se produce la velocidad de viento en las distintas direcciones.


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Sistema hidráulico El sistema hidráulico restaura los frenos aerodinámicos del aerogenerador.

Torre Soporta la góndola y el rotor. Es mejor cuanto más alta ya que a mayor altura mayores velocidades de viento. Las torres pueden ser tubulares (más seguras) o, de celosía (más baratas).

Unidad de refr igeración La unidad de refrigeración está compuesta por un ventilador eléctrico y una unidad de refrigeración de aceite. El primero se utili za para enfriar el generador eléctrico y el segundo para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas tienen generadores enfriados por agua.

Veleta La veleta es utili zada para medir la dirección del viento, envía sus señales al controlador electrónico de forma que éste pueda girar el aerogenerador en contra del viento utili zando el mecanismo de orientación.

Velocidad de arr anque Velocidad mínima de viento por encima de la cual el rotor comienza a girar.

Velocidad de cor te Velocidad máxima de viento por encima de la cual rotor deja de suministrar potencia al eje motor.

Velocidad de diseño nominal Velocidad del viento incidente para la cual se obtiene la potencia máxima.

Velocidad máxima crítica Velocidad del viento a la que se pone en funcionamiento los sistemas de parada de emergencia en previsión sobre cargas mecánicas peligrosas.

Velocidad media anual del viento Valor medio del módulo de la velocidad del viento en un emplazamiento y altura dados a lo largo de un año.

la energÍa eÓlica: principios básicos y tecnología. versión 4.0

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