Recursos eólicos

Energías renovables. Coriolis. Vientos globales y locales. Rotor. Aerogeneradores. Anemómetros. Rosa de los vientos. Densidad. Rugosidad y cizallamiento. Condiciones eólicas marinas. Efectos aceleradores. Distribución de Weibull. Ley de Betz

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RECURSOS EOLICOS

¿De dónde viene la energía eólica?

Todas las fuentes de energía renovables (excepto la mareomotriz y la geotérmica), e incluso la energía de los combustibles fósiles, provienen, en último término, del sol. El sol irradia 174.423.000.000.000 Kwh. de energía por hora hacia la Tierra. En otras palabras, la Tierra recibe 1,74 x 10 17 W de potencia.

Alrededor de un 1 a un 2 por ciento de la energía proveniente del sol es convertida en energía eólica. Esto supone una energía alrededor de 50 a 100 veces superior a la convertida en biomasa por todas las plantas de la tierra.

Las diferencias de temperatura conllevan la circulación de aire

Las regiones alrededor del ecuador, a 0° de latitud, son calentadas por el sol más que las zonas del resto del globo. Estas áreas calientes están indicadas en colores cálidos, rojo, naranja y amarillo, en esta imagen de rayos infrarrojos de la superficie del mar (tomada de un satélite de la NASA, NOAA-7, en julio de 1984).

El aire caliente es más ligero que el aire frío, por lo que subirá hasta alcanzar una altura aproximada de 10 Km. y se extenderá hacia el norte y hacia el sur. Si el globo no rotase, el aire simplemente llegaría al Polo Norte y al Polo Sur, para posteriormente descender y volver al ecuador.

'Recursos eólicos'

1) La potencia emitida por el Sol sobre la superficie de la esfera que tiene al Sol como su centro y el radio promedio de la trayectoria terrestre es de 1.37 kW/m 2. La potencia incide sobre un disco circular con un área de 1.27 x 10 14 m 2. La potencia emitida a la Tierra es, por tanto, de 1.74 x 10 17 W.

2) En promedio, la producción primaria neta de las plantas está alrededor de 4.95 x 10 6 calorías por metro cuadrado y por año. Esto la producción primaria neta global, es decir, la cantidad de energía disponible en todos los posteriores eslabones de la cadena alimenticia/energética. El área de la superficie de la Tierra es de 5.09 x 10 14 m 2. Así pues, la cantidad de potencia neta almacenada por las plantas es de 1.91 x 10 13 W, lo cual equivale al 0.011% de la potencia emitida a la Tierra. Puede encontrar el factor de conversión entre las unidades energéticas calorías y Julios en el manual de referencia

La fuerza de Coriolis

Debido a la rotación del globo, cualquier movimiento en el hemisferio norte es desviado hacia la derecha, si se mira desde nuestra posición en el suelo (en el hemisferio sur es desviado hacia la izquierda). Esta aparente fuerza de curvatura es conocida como fuerza de Coriolis (debido al matemático francés Gustave Gaspard Coriolis 1792-1843).

Puede no resultarle obvio que una partícula moviéndose en el hemisferio norte sea desviada hacia la derecha.

La fuerza de Coriolis es un fenómeno visible. Las vías del ferrocarril se desgastan más rápidamente de un lado que del otro. Las cuencas de los ríos están excavadas más profundamente en una cara que en la otra (de cual se trate depende en qué hemisferio nos encontremos: en el hemisferio norte las partículas sueltas son desviadas hacia la derecha).

En el hemisferio norte el viento tiende a girar en el sentido contrario al de las agujas del reloj (visto desde arriba) cuando se acerca a un área de bajas presiones. En el hemisferio sur el viento gira en el sentido de las agujas del reloj alrededor de áreas de bajas presiones.

En el apartado siguiente veremos como la fuerza de Coriolis afecta a las direcciones del viento en el globo.

Recursos eólicos: Vientos globales

Cómo afecta la fuerza de Coriolis a los vientos globales

El viento sube desde el ecuador y se desplaza hacia el norte y hacia el sur en las capas más altas de la atmósfera. Alrededor de los 30° de latitud en ambos hemisferios la fuerza de Coriolis evita que el viento se desplace más allá. En esa latitud se encuentra un área de altas presiones, por lo que el aire empieza a descender de nuevo. Cuando el viento suba desde el ecuador habrá un área de bajas presiones cerca del nivel del suelo atrayendo los vientos del norte y del sur. En los polos, habrá altas presiones debido al aire frío. Teniendo en mente la fuerza de curvatura de la fuerza de Coriolis, obtenemos los siguientes resultados generales de las direcciones del viento dominantes:

Direcciones de viento dominantes

Latitud

90-60°N

60-30°N

30-0°N

0-30°S

30-60°S

60-90°S

Dirección

NE

SO

NE

SE

NO

SE

El espesor de la atmósfera está exagerado en el dibujo de arriba (hecho a partir de una fotografía tomada desde el satélite de la NASA GOES-8). Realmente la atmósfera tiene un espesor de sólo 10 Km., lo que representa 1/1200 del diámetro del globo. Esta parte de la atmósfera, conocida con el nombre de troposfera, es donde ocurren todos los fenómenos meteorológicos (y también el efecto invernadero). Las direcciones dominantes del viento son importantes para el emplazamiento de un aerogenerador, ya que obviamente querremos situarlo en un lugar en el que haya el mínimo número de obstáculos posibles para las direcciones dominantes del viento. Sin embargo la geografía local puede influenciar en los resultados de la tabla anterior (ver páginas siguientes).

La atmósfera (Troposfera)

La atmósfera es una capa muy fina alrededor del globo. El globo tiene un diámetro de 12.000 Km. La troposfera, que se extiende hasta los 11 Km. de altitud, es donde tienen lugar todos los fenómenos meteorológicos y el efecto invernadero.

En el dibujo puede verse una extensión de islas de 300 Km. y la altura aproximada de la troposfera. Visto a una escala diferente: si el globo fuese una bola de 1,2 metros de diámetro, la atmósfera sólo tendría un espesor de 1 mm.

El viento geostrófico

Los vientos que han sido considerados en las páginas precedentes como vientos globales son en realidad los vientos geostróficos.

Los vientos geostróficos son generados, principalmente, por las diferencias de temperatura, así como por las de presión, y apenas son influenciados por la superficie de la tierra. Los vientos geostróficos se encuentran a una altura de 1.000 metros a partir del nivel del suelo.

La velocidad de los vientos geostróficos puede ser medida utilizando globos sonda.

Vientos de superficie

Los vientos están mucho más influenciados por la superficie terrestre a altitudes de hasta 100 metros. El viento es frenado por la rugosidad de la superficie de la tierra y por los obstáculos, como veremos seguidamente. Las direcciones del viento cerca de la superficie serán ligeramente diferentes de las de los vientos geostróficos debido a la rotación de la tierra (ver fuerza de Coriolis).

Tratándose de energía eólica interesará conocer los vientos de superficie y cómo calcular la energía aprovechable del viento.

Vientos locales: brisas marinas

Aunque los vientos globales son importantes en la determinación de los vientos dominantes de un área determinada, las condiciones climáticas locales pueden influir en las direcciones de viento más comunes. Los vientos locales siempre se superponen en los sistemas eólicos a gran escala, esto es, la dirección del viento es influenciada por la suma de los efectos global y local.

Cuando los vientos a gran escala son suaves, los vientos locales pueden dominar los regímenes de viento.

Brisas marinas

Durante el día la tierra se calienta más rápidamente que el mar por efecto del sol.

El aire sube, circula hacia el mar, y crea una depresión a nivel del suelo que atrae el aire frío del mar. Esto es lo que se llama brisa marina. A menudo hay un periodo de calma al anochecer, cuando las temperaturas del suelo y del mar se igualan.

Durante la noche los vientos soplan en sentido contrario. Normalmente durante la noche la brisa terrestre tiene velocidades inferiores, debido a que la diferencia de temperaturas entre la tierra y el mar es más pequeña.

El conocido monzón del sureste asiático es en realidad un forma a gran escala de la brisa marina y la brisa terrestre, variando su dirección según la estación, debido a que la tierra se calienta o enfría más rápidamente que el mar.

Un ejemplo es el viento del valle que se origina en las laderas que dan al sur (ó en las que dan al norte en el hemisferio sur). Cuando las laderas y el aire próximo a ellas están calientes la densidad del aire disminuye, y el aire asciende hasta la cima siguiendo la superficie de la ladera. Durante la noche la dirección del viento se invierte, convirtiéndose en un viento que fluye ladera abajo. Si el fondo del valle está inclinado, el aire puede ascender y descender por el valle; este efecto es conocido como viento de cañón.

Los vientos que soplan en las laderas a sotavento pueden ser bastante potentes. Ejemplo de ello son: El Fhon de los Alpes en Europa, el Chinook en las Montañas Rocosas y el Zonda en los Andes.

Ejemplos de otros sistemas de viento locales son el Mistral, soplando a lo largo del valle del Rhone hasta el Mar Mediterráneo, y el Sirocco, un viento del sur proveniente del Sahara que sopla hacia el Mar Mediterráneo.

La energía en el viento: densidad del aire y área de barrido del rotor

Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la fuerza del viento en un par (fuerza de giro) actuando sobre las palas del rotor. La cantidad de energía transferida al rotor por el viento depende de la densidad del aire, del área de barrido del rotor y de la velocidad del viento

La imagen muestra cómo una porción cilíndrica de aire de 1 metro de espesor pasa a través del rotor de un aerogenerador típico de 1.000 kW.

Con un rotor de 54 metros de diámetro cada cilindro pesa realmente 2,8 toneladas, es decir, 2.300 veces 1,225 kg.

Densidad del aire

La energía cinética de un cuerpo en movimiento es proporcional a su masa (o peso). Así, la energía cinética del viento depende de la densidad del aire, es decir, de su masa por unidad de volumen.

En otras palabras, cuanto "más pesado" sea el aire más energía recibirá la turbina.

A presión atmosférica normal y a 15° C el aire pesa unos 1,225 kilogramos por metro cúbico, aunque la densidad disminuye ligeramente con el aumento de la humedad.

Además, el aire es más denso cuando hace frío que cuando hace calor. A grandes altitudes (en las montañas) la presión del aire es más baja y el aire es menos denso.

Área de barrido del rotor

Un aerogenerador típico de 1.000 kW tiene un diámetro del rotor de 54 metros, lo que supone un área del rotor de unos 2.300 metros cuadrados. El área del rotor determina cuanta energía del viento es capaz de capturar una turbina eólica. Dado que el área del rotor aumenta con el cuadrado del diámetro del rotor, una turbina que sea dos veces más grande recibirá 2 2 = 2 x 2 = cuatro veces más energía. La página sobre tamaño de los aerogeneradores le proporcionará más detalles.

Los aerogeneradores desvían el viento

La imagen de arriba sobre la energía en el viento está algo simplificada. En realidad, un aerogenerador desviará el viento antes incluso de que el viento llegue al plano del rotor. Esto significa que nunca seremos capaces de capturar toda la energía que hay en el viento utilizando un aerogenerador. Discutiremos esto más tarde, cuando hablemos de la ley de Betz.

En la imagen de la pagina anterior tenemos el viento que viene desde la derecha y usamos un mecanismo para capturar parte de la energía cinética que posee el viento (en este caso usamos un rotor de tres palas, aunque podría haberse tratado de cualquier otro mecanismo).

El tubo de corriente

El rotor de la turbina eólica debe obviamente frenar el viento cuando captura su energía cinética y la convierte en energía rotacional. Esto implica que el viento se moverá más lentamente en la parte izquierda del rotor que en la parte derecha.

Dado que la cantidad de aire que pasa a través del área barrida por el rotor desde la derecha (por segundo) debe ser igual a la que abandona el área del rotor por la izquierda, el aire ocupará una mayor sección transversal (diámetro) detrás del plano del rotor.

Este efecto puede apreciarse en la imagen superior, donde se muestra un tubo imaginario, el llamado tubo de corriente, alrededor del rotor de la turbina eólica. El tubo de corriente muestra cómo el viento moviéndose lentamente hacia la izquierda ocupará un gran volumen en la parte posterior del rotor.

El viento no será frenado hasta su velocidad final inmediatamente detrás del plano del rotor. La ralentización se producirá gradualmente en la parte posterior del rotor hasta que la velocidad llegue a ser prácticamente constante.

Distribución de la presión del aire en la parte delantera y trasera del rotor

El gráfico de la izquierda muestra la presión del aire en el eje vertical, siendo el eje horizontal la distancia al plano del rotor. El viento llega por la derecha, estando situado el rotor en el centro del gráfico.

La presión del aire aumenta gradualmente a medida que el viento se acerca al rotor desde la derecha, ya que el rotor actúa de barrera del viento. Observe que la presión del aire caerá inmediatamente detrás del plano del rotor (parte izquierda), para enseguida aumentar de forma gradual hasta el nivel de presión normal en el área.

¿Qué ocurre corriente abajo?

Corriente abajo, la turbulencia del viento provocará que el viento lento de detrás del rotor se mezcle con el viento más rápido del área circundante. Por lo tanto, el abrigo del viento disminuirá gradualmente tras el rotor conforme nos alejamos de la turbina. Veremos esto más ampliamente en la página sobre el efecto del parque.

¿Por qué no un tubo de corriente cilíndrico?

Ahora usted podría objetar que una turbina giraría incluso situándola dentro de un tubo cilíndrico normal, como el que se muestra abajo. ¿Por qué insistimos entonces en que el tubo de corriente tiene forma de botella?

Por supuesto, es cierto pensar que el rotor de una turbina podría girar si lo situásemos dentro de un enorme tubo de cristal como el de arriba, pero vea que es lo que ocurre:

El viento de la parte izquierda del rotor se mueve a menor velocidad que el de la parte derecha. Pero al mismo tiempo sabemos que el volumen de aire que entra al tubo por la derecha cada segundo debe ser el mismo que el volumen de aire que sale del tubo por la izquierda. Con ello puede deducirse que si el viento encuentra algún obstáculo dentro del tubo (en este caso nuestro rotor), parte del viento que llega desde la derecha debe ser desviado de la entrada del tubo (debido a la alta presión del aire en el extremo derecho del tubo).

Por tanto, el tubo cilíndrico no es una representación muy exacta de lo que ocurre cuando el viento encuentra una turbina eólica, por lo que la imagen del principio de la página es la correcta.

La potencia del viento: cubo de la velocidad del viento

La velocidad del viento es muy importante para la cantidad de energía que un aerogenerador puede transformar en electricidad: la cantidad de energía que posee el viento varía con el cubo (la tercera potencia) de la velocidad media del viento; p.ej., si la velocidad del viento se duplica la cantidad de energía que contenga será 2 3 = 2 x 2 x 2 = ocho veces mayor.

Ahora bien, ¿por qué la energía que contiene el viento varía con la tercera potencia de su velocidad? Seguramente, del saber de cada día, usted estará enterado de que al doblar la velocidad de un coche la energía de frenado para pararlo completamente será cuatro veces mayor (se trata básicamente de la segunda ley de Newton de la cinemática).

En el caso de turbinas eólicas usamos la energía de frenado del viento, por lo que si doblamos la velocidad del viento tendremos dos veces más porciones cilíndricas de viento moviéndose a través del rotor cada segundo, y cada una de esas porciones contiene cuatro veces más energía, como se ha visto en el ejemplo del frenado de un coche.

El gráfico muestra que con una velocidad del viento de 8 metros por segundo obtenemos una potencia (cantidad de energía por segundo) de 314 W por cada metro cuadrado expuesto al viento (viento incidiendo perpendicularmente al área barrida por el rotor).

A 16 m/s obtendremos una potencia ocho veces mayor, esto es, 2.509 W / m 2. La tabla de la sección manual de referencia proporciona la potencia por metro cuadrado de superficie expuesta al viento para diferentes velocidades del viento.

'Recursos eólicos'

Potencia de la fórmula del viento

La potencia del viento que pasa perpendicularmente a través de un área circular es:

P = 1/2 'Recursos eólicos'
v3 'Recursos eólicos'
r2

Donde P = potencia del viento medida en W (vatios).
'Recursos eólicos'
= (rho) = densidad del aire seco = 1.225 medida en kg/m 3 (kilogramos por metro cúbico, a la presión atmosférica promedio a nivel del mar y a 15° C).
v = velocidad del viento medida en m/s (metros por segundo). 'Recursos eólicos'
= (pi) = 3.1415926535...
r = radio (esto es, la mitad de un diámetro) del rotor medido en m (metros).

Medición de la velocidad del viento: anemómetros

Las mediciones de las velocidades del viento se realizan normalmente usando un anemómetro de cazoletas, similar al del dibujo de la izquierda. El anemómetro de cazoletas tiene un eje vertical y tres cazoletas que capturan el viento. El número de revoluciones por segundo son registradas electrónicamente

Normalmente, el anemómetro está provisto de una veleta para detectar la dirección del viento.

En lugar de cazoletas el anemómetro puede estar equipado con hélices, aunque no es lo habitual.

Otros tipos de anemómetros incluyen ultrasonidos o anemómetros provistos de láser que detectan el desfase del sonido o la luz coherente reflejada por las moléculas de aire.

Los anemómetros de hilo electrocalentado detectan la velocidad del viento mediante pequeñas diferencias de temperatura entre los cables situados en el viento y en la sombra del viento (cara a sotavento).

La ventaja de los anemómetros no mecánicos es que son menos sensibles a la formación de hielo. Sin embargo en la práctica los anemómetros de cazoletas son ampliamente utilizados, y modelos especiales con ejes y cazoletas eléctricamente calentados pueden ser usados en las zonas árticas.

Los anemómetros de calidad son una necesidad para las mediciones de energía eólica

Cuando compra algo, a menudo obtendrá un producto acorde a lo que ha pagado por él. Esto también se aplica a los anemómetros. Se pueden comprar anemómetros sorprendentemente baratos de algunos de los principales vendedores del mercado que, cuando realmente no se necesita una gran precisión, pueden ser adecuados para aplicaciones meteorológicas, y lo son también para ser montados sobre aerogeneradores. *)

Sin embargo, los anemómetros económicos no resultan de utilidad en las mediciones de la velocidad de viento que se llevan a cabo en la industria eólica, dado que pueden ser muy imprecisos y estar pobremente calibrados, con errores en la medición de quizás el 5 por ciento, e incluso del 10 por ciento.

Si está pensando construir un parque eólico puede resultar un desastre económico si dispone de un anemómetro que mide las velocidades de viento con un error del 10%. En ese caso, se expone a contar con un contenido energético del viento que es 1,1 3 -1=33% más elevado de lo que es en realidad. Si lo que tiene que hacer es recalcular sus mediciones para una altura de buje del aerogenerador distinta (digamos de 10 a 50 metros de altura), ese error podrá incluso multiplicarse por un factor del 1,3, con lo que sus cálculos de energía acabarán con un error del 75%.

Se puede comprar un anemómetro profesional y bien calibrado, con un error de medición alrededor del 1%, por unos 700-900 dólares americanos, lo que no es nada comparado con el riesgo de cometer un error económico potencialmente desastroso. Naturalmente, el precio puede no resultar siempre un indicador fiable de la calidad, por lo que deberá informarse de cuáles son los institutos de investigación en energía eólica bien reputados y pedirles consejo en la compra de anemómetros.

Mediciones de la velocidad del viento en la práctica

La mejor forma de medir la velocidad del viento en una futura localización de una turbina eólica es situar un anemómetro en el extremo superior de un mástil que tenga la misma altura que la altura de buje esperada de la turbina que se va a utilizar. Esto evita la incertidumbre que conlleva el recalcular la velocidad del viento a una altura diferente.

Colocando el anemómetro en la parte superior del mástil se minimizan las perturbaciones de las corrientes de aire creadas por el propio mástil. Si el anemómetro está situado en la parte lateral del mástil es fundamental enfocarlos en la dirección de viento dominante para minimizar el abrigo del viento de la torre

¿Qué mástil elegir?

Para evitar el abrigo de viento, en lugar de utilizar torres de celosía, normalmente se utilizan postes cilíndricos delgados, tensados con vientos, en los que se colocan los mecanismos de medición del viento.

Los postes son suministrados en kits de fácil ensamblaje, por lo que usted puede instalar un mástil para mediciones de viento en la altura del buje de una (futura) turbina sin necesidad de una grúa.

El anemómetro, el poste y el registrador de datos (que veremos a continuación) suele costar alrededor de 5.000 dólares americanos.

El registrador de datos ('data logger')

'Recursos eólicos'
Los datos de las velocidades y direcciones del viento obtenidos por el anemómetro son recogidos en un chip electrónico en una pequeña computadora, el registrador de datos ('data logger'), que puede funcionar con batería durante un largo período de tiempo.

La fotografía muestra un ejemplo de un registrador de datos. Es posible que una vez al mes sea necesario ir hasta el registrador a recoger el chip y remplazarlo por otro virgen que recoja los datos del mes siguiente (cuidado: el error más común de la gente que realiza mediciones de viento es mezclar los chips y volver de nuevo con el chip virgen).

Condiciones árticas

Si hay muchas lluvias heladas en la zona o escarcha en las montañas, puede necesitar un anemómetro calentado, que requiere una conexión a la red eléctrica para hacer funcionar el calentador.

Medias de 10 minutos

Las velocidades del viento son medidas en medias de 10 minutos para que sea compatible con la mayoría de programas estándar (y con la bibliografía sobre el tema). Los resultados en las velocidades del viento son diferentes si se utilizan diferentes periodos de tiempo para calcular las medias, como se verá posteriormente

La rosa de los vientos

Observara que los fuertes vientos suelen venir de una dirección determinada, tal y como se vio en la sección recursos eólicos.

Para mostrar la información sobre las distribuciones de velocidades del viento y la frecuencia de variación de las direcciones del viento, puede dibujarse la llamada rosa de los vientos basándose en observaciones meteorológicas de las velocidades y direcciones del viento.

En la imagen se muestra la rosa de los vientos de Brest, en la costa Atlántica de Francia.

Hemos dividido la rosa en doce sectores, abarcando cada uno 30° del horizonte (también puede dividirse en 8 ó 16 sectores, aunque 12 es el número de sectores que el Atlas Eólico Europeo, del cuál ha sido tomada esta imagen, suele utilizar como estándar).

El radio de las cuñas amplias (las más exteriores) proporciona la frecuencia relativa de cada una de las doce direcciones del viento, es decir, qué tanto por ciento del tiempo el viento sopla desde esa dirección.

La segunda cuña da la misma información pero multiplicada por la media de la velocidad del viento en cada dirección particular. El resultado se normaliza sumando hasta el 100 por cien. Esto indica la contribución de cada sector en la velocidad media del viento en nuestra ubicación particular.

La cuña más interior (en rojo) proporciona la misma información que la primera pero multiplicada por el cubo de la velocidad del viento en cada ubicación. El resultado se normaliza sumando hasta el 100 por cien. Esto indica la contribución de cada sector en la energía contenida en el viento en nuestra ubicación particular.

Recuerde que el contenido energético del viento varía con el cubo de la velocidad del viento, tal y como se expuso en la página sobre la energía en el viento. Por tanto, las cuñas rojas son en realidad las más interesantes. Indican donde encontrar una mayor potencia que impulse nuestros aerogeneradores.

En este caso podemos ver que la dirección de viento dominante es la Sudoeste, tal y como habríamos predicho en la página vientos globales.

Una rosa de los vientos proporciona información sobre las velocidades relativas del viento en diferentes direcciones, es decir, cada uno de los tres grupos de datos ha sido multiplicado por un número que asegura que la cuña más larga del grupo mide exactamente lo mismo que el radio del círculo más exterior del diagrama.

Variabilidad de las rosas de los vientos

Las rosas de los vientos varían de un lugar a otro. Son en realidad una especie de huella meteorológica.

Por ejemplo, eche un vistazo a esta rosa de los vientos de Caen (Francia) a tan sólo 150 Km. (100 millas) al norte de Brest. Aunque la dirección del viento primaria es la misma (la Sudoeste) observará que prácticamente toda la energía del viento proviene del Oeste y del Sudoeste. Por lo tanto, en este emplazamiento no nos preocuparemos de las otras direcciones del viento.

Las rosas de los vientos de las áreas vecinas son a menudo similares, por lo que en la práctica la interpolación (hallando una media) de las rosas de los vientos de las áreas circundantes puede dar resultados seguros. Pero si el terreno es complejo, por ejemplo en montañas y valles que recorren diferentes direcciones, o litorales orientados en direcciones diferentes, no es seguro en general adoptar este tipo de suposiciones.

Haciendo hincapié una vez más, la rosa de los vientos sólo indica la distribución relativa de las direcciones del viento, y no el nivel real de la velocidad media del viento.

Cómo utilizar una rosa de los vientos

Un vistazo a la rosa de los vientos es extremadamente útil para situar aerogeneradores. Si una gran parte de la energía del viento viene de una dirección particular, lo que deseará, cuando coloque una turbina eólica en el paisaje, será tener la menor cantidad de obstáculos posibles en esa dirección, así como un terreno lo más liso posible.

En los ejemplos vistos anteriormente la mayor parte de la energía viene del Sudoeste, por lo que no necesitaríamos preocuparnos de los obstáculos al este y al sudeste del aerogenerador, ya que apenas llegaría nada de energía desde esas direcciones.

Sin embargo los modelos eólicos pueden variar de un año a otro, así como el contenido energético (normalmente alrededor de un 10 por ciento). Por lo tanto, lo más conveniente es tener observaciones de varios años para poder obtener una media fidedigna. Los proyectistas de grandes parque eólicos cuentan normalmente con un año de medidas locales y utilizan observaciones meteorológicas a largo plazo de las estaciones climáticas cercanas para ajustar sus medidas y obtener así una media a largo plazo fiable.

Dado que esta rosa de los vientos ha sido tomada del Atlas Eólico Europeo estamos razonablemente seguros de que podemos fiarnos de ella. El Atlas Eólico Europeo contiene descripciones de cada una de las estaciones de medida, por lo que podemos estar advertidos sobre posibles perturbaciones locales en las corrientes de aire. En la página sobre la selección del emplazamiento de un aerogenerador volvemos al tema de los riesgos en el uso de los datos meteorológicos.

EMPLAZAMIENTO

Rugosidad y cizallamiento del viento

A una gran altura de la superficie del suelo, alrededor de un kilómetro, la superficie terrestre apenas ejerce influencia alguna sobre el viento. Sin embargo, en las capas más bajas de la atmósfera, las velocidades del viento se ven afectadas por la fricción con la superficie terrestre. En la industria eólica se distingue entre rugosidad del terreno, la influencia de los obstáculos, y la influencia del contorno del terreno, también llamada orografía del área. Trataremos de la orografía cuando investigamos los llamados efectos aceleradores, a saber, el efecto túnel y el efecto de la colina.

Rugosidad

En general, cuanto más pronunciada sea la rugosidad del terreno mayor será la ralentización que experimente el viento.

Obviamente, los bosques y las grandes ciudades ralentizan mucho el viento, mientras que las pistas de hormigón de los aeropuertos sólo lo ralentizan ligeramente. Las superficies de agua son incluso más lisas que las pistas de hormigón, y tendrán por tanto menos influencia sobre el viento, mientras que la hierba alta y los arbustos ralentizan el viento de forma considerable.

Clase de rugosidad y longitud de rugosidad

En la industria eólica, la gente suele referirse a clase de rugosidad o longitud de rugosidad cuando se trata de evaluar las condiciones eólicas de un paisaje. Una alta rugosidad de clase 3 ó 4 se refiere a un paisaje con muchos árboles y edificios, mientras que a la superficie del mar le corresponde una rugosidad de clase 0.

Las pistas de hormigón de los aeropuertos pertenecen a la clase de rugosidad 0.5, al igual que el paisaje abierto y llano pacido por las ovejas (fotografía de la izquierda).

La definición exacta de clase de rugosidad y longitud de rugosidad puede ser encontrada en el manual de referencia. El término longitud de rugosidad es en realidad la distancia sobre el nivel del suelo a la que teóricamente la velocidad del viento debería ser nula.

Cizallamiento del viento y escarpas

La fotografía aérea de arriba muestra un buen emplazamiento para aerogeneradores a lo largo de una línea de costa con las turbinas sobre un acantilado que está a una altura aproximada de 10 metros. Es un error habitual creer que en este caso se puede

añadir la altura del acantilado a la altura de la torre del aerogenerador para obtener su altura efectiva, cuando se hacen cálculos de velocidades de viento, al menos cuando el viento viene del mar.

Evidentemente esto no se puede hacer. El acantilado de la fotografía creará turbulencia, y frenará el viento antes incluso de que llegue al acantilado. Por lo tanto, no es una buena idea desplazar las turbinas más cerca del acantilado. Muy probablemente esto implicaría una producción de energía menor, y reduciría el tiempo de vida de las turbinas, debido a una mayor rotura y desgaste provocadas por la turbulencia.

Si teníamos elección, hubiese sido mucho mejor una colina suavemente redondeada, en lugar del escarpe que se ve en la imagen. En el caso de una colina redondeada, incluso podríamos experimentar un efecto acelerador, como más tarde explicaremos al llegar a la página sobre el efecto de la colina.

La rosa de las rugosidades

Si durante un largo periodo de tiempo la velocidad del viento ha sido medida exactamente a la altura del buje y en el lugar exacto donde se situará el aerogenerador, pueden hacerse predicciones muy exactas de la producción de energía. Sin embargo, a menudo deben recalcularse mediciones del viento hechas en un lugar fuera de la zona considerada. En la práctica esto puede hacerse con una gran exactitud, excepto en zonas de terreno muy complejo (p.ej. terrenos accidentados y muy montañosos).

Así como usamos una rosa de los vientos para trazar el mapa de la cantidad de energía procedente de diferentes direcciones, usamos una rosa de las rugosidades para describir la rugosidad del terreno en diferentes direcciones desde el futuro emplazamiento de una turbina eólica.

Normalmente, la rosa se divide en 12 sectores de 30° cada uno, como en el dibujo de la izquierda, aunque también son posibles otras divisiones. En cualquier caso, deberán ser las mismas que las que tengamos en nuestra rosa de los vientos.

Para cada sector hacemos una estimación de la rugosidad utilizando las definiciones de la sección manual de referencia. En principio, con esto ya podría utilizarse el programa de cálculo de la velocidad del viento de la página anterior para estimar como cambia la velocidad media del viento en cada sector debido a las diferentes rugosidades del terreno.

Obtención de la rugosidad media en cada sector

Sin embargo, en la mayoría de los casos, la rugosidad no caerá exactamente dentro de una de las clases de rugosidad, por lo que tendremos que hallar una rugosidad media. Nos preocuparemos sobretodo de la rugosidad en las direcciones de viento dominante. En esas direcciones consultaremos un mapa para medir a que distancia tendremos una rugosidad invariable.

Representación de los cambios de rugosidad dentro de cada sector

Imaginemos que tenemos la superficie del mar o de un lago en el sector oeste (clase 0) a unos 400 m del emplazamiento de la turbina y dos kilómetros más allá se encuentra una isla arbolada. Si el oeste es una dirección de viento importante, deberemos representar los cambios de clase de rugosidad de 1 a 0 y de 0 a 3.

Representación de los obstáculos del viento

Es muy importante representar los obstáculos del viento locales en la dirección de viento dominante cerca de la turbina (a menos de 700 m) si se quieren hacer predicciones exactas sobre producción de energía. Insistiremos sobre este tema en un par de páginas.

Variabilidad de la velocidad del viento

Variabilidad del viento a corto plazo

La velocidad del viento está siempre fluctuando, por lo que el contenido energético del viento varía continuamente. De qué magnitud sea exactamente esa fluctuación depende tanto de las condiciones climáticas como de las condiciones de superficie locales y de los obstáculos.

La producción de energía de una turbina eólica variará conforme varíe el viento, aunque las variaciones más rápidas serán hasta cierto punto compensadas por la inercia del rotor de la turbina eólica.

Variaciones diurnas (noche y día) del viento

En la mayoría localizaciones del planeta el viento sopla más fuerte durante el día que durante la noche. El gráfico de la izquierda muestra, en intervalos de 3 horas, como varía la velocidad del viento a lo largo del día en Beldringe (Dinamarca) (información obtenida del Atlas Eólico Europeo).

Esta variación se debe sobretodo a que las diferencias de temperatura, p.ej. entre la superficie del mar y la superficie terrestre, son mayores durante el día que durante la noche. El viento presenta también más turbulencias y tiende a cambiar de dirección más rápidamente durante el día que durante la noche.

Desde el punto de vista de los propietarios de aerogeneradores, el hecho de que la mayor parte de la energía eólica se produzca durante el día es una ventaja, ya que el consumo de energía entonces es mayor que durante la noche. Muchas compañías eléctricas pagan más por la electricidad producida durante las horas en las que hay picos de carga (cuando hay una falta de capacidad generadora barata). Volveremos sobre este tema en la sección aerogeneradores en la red eléctrica.

Turbulencia

Seguramente ya habrá observado que las tormentas suelen venir asociadas a ráfagas de viento que cambian tanto en velocidad como en dirección.

En áreas cuya superficie es muy accidentada y tras obstáculos como edificios, también se producen muchas turbulencias, con flujos de aire muy irregulares, con remolinos y vórtices en los alrededores.

En la imagen puede verse un ejemplo de como la turbulencia aumenta las fluctuaciones en la velocidad del viento (puede compararla con la gráfica de la página anterior).

Las turbulencias disminuyen la posibilidad de utilizar la energía del viento de forma efectiva en un aerogenerador. También provocan mayores roturas y desgastes en la turbina eólica, tal y como se explica en la sección sobre cargas de fatiga. Las torres de aerogeneradores suelen construirse lo suficientemente altas como para evitar las turbulencias del viento cerca del nivel del suelo.

Obstáculos al viento

Esta imagen fue tomada en un emplazamiento eólico de una zona costera, con el viento viniendo desde la parte derecha de la fotografía. Muestra un interesante fenómeno:

'Recursos eólicos'

Deberíamos esperar realmente que el aerogenerador de la derecha (que está directamente de cara al viento) fuese el primero en empezar a girar cuando el viento empieza a soplar. Pero como puede ver, el aerogenerador de la derecha no arrancará a bajas velocidades de viento que, sin embargo, sí que son suficientes para hacer que los otros dos generadores funcionen. El motivo es que el pequeño bosque que está enfrente de las turbinas resguarda, particularmente, la que está más a la derecha. En este caso, la producción anual de estos aerogeneradores se verá probablemente reducida en un 15 por ciento de media, e incluso más en el caso de la turbina más a la derecha.
(Las turbinas están separadas aproximadamente 5 diámetros de rotor, y el bosque está situado a la misma distancia de la primera turbina. La razón por la que parece que las turbinas están tan cerca unas de otras es que el vídeo ha sido filmado a un 1,5 Km. de distancia, con el equivalente de una lente de 1200 mm para una cámara de 35 mm).

Los obstáculos del viento tales como edificios, árboles, formaciones rocosas, etc. pueden disminuir la velocidad del viento de forma significativa y a menudo crean turbulencias en torno a ellos.

Como puede verse en este dibujo de típicas corrientes de viento alrededor de un obstáculo, la zona de turbulencias puede extenderse hasta una altura alrededor de 3 veces superior a la altura del obstáculo. La turbulencia es más acusada detrás del obstáculo que delante de él.

Así pues, lo mejor es evitar grandes obstáculos cerca de las turbinas eólicas, y en particular si se encuentran en la parte donde sopla en viento dominante, es decir, "en frente de la turbina".

Resguardo tras los obstáculos

Los obstáculos disminuirán la velocidad del viento corriente abajo del obstáculo. Esta disminución depende de la porosidad del obstáculo, es decir, de cómo de "abierto" sea el obstáculo (la porosidad se define como el área libre dividida por el área total del objeto de cara al viento).

Obviamente un edificio es sólido y no tiene porosidad mientras que un árbol completamente abierto en invierno (sin hojas) puede dejar pasar a su través más de la mitad del viento. Sin embargo, en verano el follaje puede ser muy denso, con lo que puede hacer disminuir la porosidad hasta dejarla en una tercera parte.

El efecto de frenado del viento que un obstáculo produce aumenta con la altura y la longitud del mismo. Obviamente, el efecto será más pronunciado cerca del obstáculo y cerca del suelo.

Cuando los fabricantes y proyectistas calculan la producción de energía de un aerogenerador, siempre tienen en cuenta los obstáculos próximos a la turbina (a menos de un kilómetro en cualquiera de las direcciones más importantes del viento).

Abrigo del viento

Este gráfico le proporciona una estimación de cómo disminuye el viento tras un obstáculo romo, es decir, un obstáculo que no es aerodinámico. En este caso se ha tomado un edificio de oficinas de 7 plantas, de 20 metros de alto y 60 de ancho, situado a una distancia de 300 metros de un aerogenerador con una altura de buje de 50 m. El abrigo del viento puede verse literalmente en diferentes tonos de gris. Los números en azul indican la velocidad del viento en tanto por ciento de la velocidad del viento sin el obstáculo.

En la parte superior de la torre de aerogenerador amarillo la velocidad del viento ha disminuido en un 3 por ciento (hasta el 97 por ciento) de la velocidad del viento sin el obstáculo. Observe que esto representa una pérdida de energía del viento de alrededor del 10 por ciento, es decir 1,03 3 - 1, tal y como puede verse en la gráfica de la parte inferior de esta página.


Efecto de la estela

Dado que un aerogenerador produce energía a partir de la energía del viento, el viento que abandona la turbina debe tener un contenido energético menor que el que llega a la turbina.

Esto se deduce directamente del hecho de que la energía ni se crea ni se destruye. Si no lo encuentra lo suficientemente claro eche un vistazo a la definición de energía del manual de referencia.

Un aerogenerador siempre va a crear un abrigo en la dirección a favor del viento.

De hecho, habrá una estela tras la turbina, es decir, una larga cola de viento bastante turbulenta y ralentizada, si se compara con el viento que llega a la turbina (la expresión estela proviene, obviamente, de la estela que deja un barco tras de si).

Realmente puede verse la estela tras un aerogenerador si se le añade humo al aire que va a pasar a través de la turbina, tal y como se ha hecho en la imagen. (Esta turbina en particular fue diseñada para girar en sentido contrario al de las agujas del reloj, algo inusual en los aerogeneradores modernos).

En los parques eólicos, para evitar una turbulencia excesiva corriente abajo alrededor de las turbinas, cada una de ellas suele estar separada del resto una distancia mínima equivalente a tres diámetros del rotor. En las direcciones de viento dominante esta separación es incluso mayor, tal y como se explica en la página siguiente.

El efecto del parque

Tal y como se vio en la sección anterior sobre el efecto de la estela, cada aerogenerador ralentizará el viento tras de sí al obtener energía de él para convertirla en electricidad.

Por tanto, lo ideal sería poder separar las turbinas lo máximo posible en la dirección de viento dominante. Pero por otra parte, el coste del terreno y de la conexión de los aerogeneradores a la red eléctrica aconseja instalar las turbinas más cerca unas de otras.

Distribución en planta del parque

Como norma general, la separación entre aerogeneradores en un parque eólico es de 5 a 9 diámetros de rotor en la dirección de los vientos dominantes, y de 3 a 5 diámetros de rotor en la dirección perpendicular a los vientos dominantes.

En este dibujo se han situado 3 filas de cinco turbinas cada una siguiendo un modelo totalmente típico.

Las turbinas (los puntos blancos) están separadas 7 diámetros en la dirección de viento dominante y 4 diámetros en la dirección perpendicular a la de los vientos dominantes.

Pérdida de energía debida al efecto del parque

Conociendo el rotor de la turbina eólica, la rosa de los vientos, la distribución de Weibull y la rugosidad en las diferentes direcciones, los fabricantes o proyectistas pueden calcular la pérdida de energía debida al apantallamiento entre aerogeneradores.

La pérdida de energía típica es de alrededor del 5 por ciento.

Efectos aceleradores: efecto túnel

Al utilizar un inflador de bicicleta corriente observará que el aire que sale por la boquilla se mueve mucho más rápidamente que la velocidad a la que estamos bombeando. Por supuesto, la razón es que la boquilla es mucho más estrecha que el cilindro del inflador.

Efecto túnel

Si toma un camino entre dos edificios altos o en un paso estrecho entre montañas observará que se da el mismo efecto: el aire se comprime en la parte de los edificios o de la montaña que está expuesta al viento, y su velocidad crece considerablemente entre los obstáculos del viento. Esto es lo que se conoce como "efecto túnel".

Así pues, incluso si la velocidad normal del viento en un terreno abierto puede ser de, digamos, 6 metros por segundo, en un "túnel" natural puede fácilmente alcanzar los 9 metros por segundo.

Situar un aerogenerador en un túnel de este tipo es una forma inteligente de obtener velocidades del viento superiores a las de las áreas colindantes.

Para obtener un buen efecto túnel el túnel debe estar "suavemente" enclavado en el paisaje. En el caso de que las colinas sean muy accidentadas, puede haber muchas turbulencias en esa área, es decir, el viento soplará en muchas direcciones diferentes (y con cambios muy rápidos).

Si hay muchas turbulencias, la ventaja que supone la mayor velocidad del viento se verá completamente anulada, y los cambios en el viento pueden causar roturas y desgastes innecesarios en el aerogenerador.

Efecto de la colina

El viento atravesando las cimas de las montañas se hace veloz y denso, y cuando sopla fuera de ellas se vuelve ligero y lento, como el agua que sale de un canal estrecho y va a desembocar al mar. Leonardo da Vinci (1452-1519)

Una forma corriente de emplazar aerogeneradores es situándolos en colinas o estribaciones dominando el paisaje circundante. En particular, siempre supone una ventaja tener una vista lo más amplia posible en la dirección del viento dominante en el área.

En las colinas, siempre se aprecian velocidades de viento superiores a las de las áreas circundantes. Una vez más, esto es debido a que el viento es comprimido en la parte de la montaña que da al viento, y una vez el aire alcanza la cima de la colina puede volver a expandirse al descender hacia la zona de bajas presiones por la ladera a sotavento de la colina.

Tal y como puede observar en el dibujo, el viento empieza a inclinarse algún tiempo antes de alcanzar la colina, debido a que en realidad la zona de altas presiones se extiende hasta una distancia considerable enfrente de la colina.

También se dará cuenta de que el viento se hace muy irregular una vez pasa a través del rotor del aerogenerador.

Al igual que ocurría anteriormente, si la colina es escarpada o tiene una superficie accidentada, puede haber una cantidad de turbulencias significativa, que puede anular la ventaja que supone tener unas velocidades de viento mayores

Selección del emplazamiento de un aerogenerador

Condiciones eólicas

Normalmente, el sólo hecho de observar la naturaleza resulta de excelente ayuda a la hora de encontrar un emplazamiento apropiado para el aerogenerador.

Los árboles y matorrales de la zona serán una buena pista para saber cual es la dirección de viento dominante, como puede verse en la fotografía de la izquierda

Si nos movemos a lo largo de un litoral accidentado, observaremos que siglos de erosión han trabajado en una dirección en particular.

Los datos meteorológicos, obtenidos en forma de rosa de los vientos durante un plazo de 30 años, sean probablemente su mejor guía, aunque rara vez estos datos son recogidos directamente en su emplazamiento, por lo que hay que ser muy prudente al utilizarlos, tal y como se verá en la próxima sección.

Si ya existen aerogeneradores en esa área, sus resultados de producción son una excelente guía de las condiciones de viento locales. En países como Dinamarca y Alemania, en los que a menudo se encuentra un gran número de aerogeneradores dispersos por el campo, los fabricantes pueden ofrecer resultados de producción garantizados basándose en cálculos eólicos realizados en el emplazamiento.

Buscar una perspectiva

De lo que hemos aprendido en las páginas anteriores, nos gustaría tener una vista lo más amplia posible en la dirección de viento dominante, así como los mínimos obstáculos y una rugosidad lo más baja posible en dicha dirección. Si puede encontrar una colina redondeada para situar las turbinas, es posible incluso que consiga además un efecto acelerador.

Conexión a la red

Obviamente, los grandes aerogeneradores tienen que ser conectados a la red eléctrica.

Para los proyectos de menores dimensiones es fundamental que haya una línea de alta tensión de 10 - 30 kv relativamente cerca para que los costes de cableado no sean prohibitivamente altos (por supuesto, esto preocupa sobremanera a aquellos que tienen que pagar la extensión de la línea de alta tensión).

Los generadores de las grandes turbinas eólicas modernas generalmente producen la electricidad a 690 V. Un transformador colocado cerca de la turbina o dentro de la torre de la turbina convierte la electricidad en alta tensión (normalmente hasta 10 - 30 kv).

Refuerzo de red

La red eléctrica próxima al(a los) aerogenerador(es) deberá ser capaz de recibir la electricidad proveniente de la turbina. Si ya hay muchas turbinas conectadas a la red, la red puede necesitar refuerzo, es decir, un cable más grande, conectado quizás más cerca de una estación de transformación de más alto voltaje. Para más información lea la sección sobre red eléctrica.

Condiciones del suelo

La viabilidad tanto de realizar las cimentaciones de las turbinas como de construir carreteras que permitan la llegada de camiones pesados hasta el emplazamiento deben tenerse en cuenta en cualquier proyecto de aerogenerador.

Riesgos en el uso de datos meteorológicos

Los meteorólogos ya recogen datos de viento para sus previsiones meteorológicas y para aviación, y esa información es a menudo utilizada para la evaluación de las condiciones de viento generales para energía eólica en un área determinada.

Sin embargo, aunque para las previsiones meteorológicas no es tan importante realizar medidas precisas de la velocidad del viento, y por tanto de la energía del viento, sí que lo es para la elaboración de planes eólicos.

Las velocidades del viento son fuertemente influenciadas por la rugosidad de la superficie del área circundante, por los obstáculos cercanos (como árboles, faros u otras construcciones) y por los alrededores del terreno local.

A menos de que haga cálculos que compensen las condiciones locales en las que las medidas fueron hechas, es difícil estimar las condiciones eólicas en un emplazamiento cercano. En la mayoría de los casos, la utilización directa de datos meteorológicos infraestimarán el potencial eólico real del área.

En las páginas siguientes veremos como calculan los profesionales la velocidad del viento.

Condiciones eólicas marinas

Condiciones eólicas en el mar

Las superficies de mares y lagos son obviamente muy lisas, por lo que la rugosidad de la superficie marina es muy baja (a velocidades del viento constantes). Con velocidades de viento crecientes, parte de la energía se emplea en producir oleaje, lo que implica un aumento de la rugosidad. Una vez se han formado las olas, la rugosidad decrece de nuevo. Por tanto tenemos una superficie de rugosidad variable (lo mismo ocurre en zonas cubiertas con más o menos nieve).

Sin embargo, si generalizamos, puede considerarse que la rugosidad de la superficie del agua es muy baja y que los obstáculos del viento son pocos. Al realizar los cálculos deberán tenerse en cuenta islas, faros, etc. tal y como se tendrían en cuenta los obstáculos situados en la dirección de donde viene el viento o los cambios de rugosidad en la tierra.

Bajo cizallamiento del viento implica menor altura de buje

Con una baja rugosidad, el cizallamiento del viento en el mar es también muy bajo, lo que implica que la velocidad del viento no experimenta grandes cambios al variar la altura del buje del aerogenerador. Así pues, puede resultar más económico utilizar torres más bien bajas, de alrededor de 0,75 veces el diámetro del rotor, en aerogeneradores emplazados en el mar, dependiendo de las condiciones locales (normalmente, las torres de los aerogeneradores situados en tierra miden un diámetro de rotor, o incluso más).

Baja intensidad de las turbulencias = mayor tiempo de vida de los aerogeneradores

El viento en el mar es generalmente menos turbulento que en tierra, por lo que en un aerogenerador situado en el mar se puede esperar un tiempo de vida mayor que en otro situado en tierra.

La baja turbulencia del mar se debe, ante todo, al hecho de que las diferencias de temperatura a diferentes altitudes de la atmósfera que hay sobre el mar son inferiores a las que hay sobre la tierra. La radiación solar puede penetrar varios metros bajo el mar mientras que en tierra la radiación solar sólo calienta la capa superior del suelo, que llega a estar mucho más caliente.

Consecuentemente, las diferencias de temperatura entre la superficie y el aire serán menores sobre el mar que sobre la tierra. Esto es lo que provoca que la turbulencia sea menor.

Condiciones del abrigo del viento en el mar

El modelo convencional WAsP usado para la modelización del viento en tierra está siendo modificado para poder ser utilizado en la modelización de condiciones de viento en el mar, según su promotor, el 'Riso National Laboratory'.

Los principales resultados obtenidos de la experiencia del principal parque eólico en Vindeby (Dinamarca) y del construido posteriormente en Tunø Knob (Dinamarca) han conducido a nuevas investigaciones con anemómetros situados en diferentes emplazamientos a lo largo del litoral danés desde 1996.

Los resultados preliminares indican que los efectos del abrigo del viento desde tierra pueden ser más importantes, incluso a distancias de 20 Km., de lo que en un principio se había pensado.

Por otro lado, parece que los recursos eólicos marinos pueden ser del 5 al 10 por ciento superiores a los estimados en un principio.

Mapa eólico de Europa Occidental

Recursos eólicos a 50 (45) m sobre el nivel del mar

Color

Terreno accidentado

Plano abierto

En la costa

Mar abierto

Colinas y crestas

Cómo leer el mapa eólico de Europa Occidental

Este mapa eólico de Europa Occidental fue originalmente publicado como una parte del Atlas Eólico Europeo. Los detalles de como interpretar los colores se indican en la leyenda de arriba. Observe que los datos de Noruega, Suecia y Finlandia corresponden a un estudio posterior y han sido hallados para una altura de 45 m. sobre el nivel del mar, considerando una llanura abierta.

Las zonas púrpuras son las áreas con los vientos más fuertes mientras que las zonas azules corresponden a los vientos más débiles. Las líneas que dividen las diferentes zonas no están tan definidas como aparecen en el mapa. En realidad, las áreas tienden a transformarse suavemente unas en otras.

Sin embargo, observe que los colores del mapa asumen que el globo es redondo y sin ningún obstáculo al viento, efectos aceleradores o variabilidad en la rugosidad del terreno. Así pues, puede encontrar fácilmente emplazamientos de mucho viento para aerogeneradores en colinas y estribaciones en áreas del mapa, digamos, amarillas o verdes, mientras que tiene poco viento en zonas resguardadas de las áreas púrpura

La potencia del viento

En caso de que no pueda explicar porqué la potencia del viento media calculada en la tabla es aproximadamente el doble de la potencia del viento a la velocidad media del viento dada, lea las páginas que empiezan con la Distribución de Weibull .

La realidad es más complicada

Las diferencias locales que hay en realidad en el terreno corresponderán a un dibujo mucho más complicado, si tomamos una vista más de cerca. Como ejemplo, tomaremos un primer plano de Dinamarca en la página siguiente.

Utilización del mapa eólico para planificación

Este mapa eólico ha sido elaborado para asesorar a los municipios daneses en su trabajo de planificación (distribución por zonas) de los aerogeneradores. Cada municipio en Dinamarca es responsable de asignar áreas apropiadas para aerogeneradores, con el fin de que el Gobierno pueda cumplir sus planes de abastecer el 50% de la electricidad del país con energía eólica en el 2030.

Utilización del mapa eólico para prospecciones eólicas

Este mapa es también un regalo para los promotores de proyectos eólicos, que pueden ver directamente cuales son los (probables) mejores campos eólicos del país. Por lo tanto, apenas podría imaginarse financiado y publicado por otra institución que no fuera el Gobierno.

Sin embargo, realmente el mapa no es suficiente para emplazar un aerogenerador, pues ha sido desarrollado mecánicamente, sin la comprobación detallada en el terreno. Para hacer cálculos correctos de producción de energía, se tendría que ir al lugar de prospección y verificar, p.ej., la porosidad de los obstáculos y controlar nuevos edificios, árboles, etc.

Estado de los métodos gráficos de evaluación eólica

Este mapa fue realizado para la Danish Energy Agency por EMD, una empresa consultora especializada en el desarrollo de software sobre energía eólica, en colaboración con el departamento eólico de Risoe National Laboratory, que desarrolló el software básico de dinámica de fluidos utilizado en los cálculos eólicos, el programa WAsP.

Calcular un mapa eólico de una gran área de forma tan detallada es realmente una tarea enorme: el mapa fue hecho sobre la base de mapas digitales extremadamente detallados, a escala 1: 25000. En realidad, los mapas se componen de 7 capas, con una capa representando los contornos de altitud (orografía), otra bosques y cercados (e incluso grandes árboles individuales), en una tercera capa se representan los edificios, en una cuarta lagos y ríos, etc. El programa que genera los datos de rugosidad para el programa WAsP determina los contornos del terreno y las áreas contiguas de bosques, lagos, ciudades, etc. en los cuadrados vecinos de cada cuadrado hasta una distancia de 20.000 metros en todas las direcciones.

Posteriormente, los resultados fueron reajustados utilizando estadísticas de varios cientos de aerogeneradores esparcidos por todo el país, cuyos datos de producción de energía están disponibles. Así ha sido posible compensar el hecho de que las velocidades medias del viento en Dinamarca tienden a disminuir conforme nos desplazamos hacia el este.

ENERGIA PRODUCIDA

Descripción de las variaciones del viento: distribución de Weibull

Modelo general de las variaciones en la velocidad del viento

Para la industria eólica es muy importante ser capaz de describir la variación de las velocidades del viento. Los proyectistas de turbinas necesitan la información para optimizar el diseño de sus aerogeneradores, así como para minimizar los costes de generación. Los inversores necesitan la información para estimar sus ingresos por producción de electricidad

Si mide las velocidades del viento a lo largo de un año observará que en la mayoría de áreas los fuertes vendavales son raros, mientras que los vientos frescos y moderados son bastante comunes.

La variación del viento en un emplazamiento típico suele describirse utilizando la llamada Distribución de Weibull, como la mostrada en el dibujo. Este emplazamiento particular tiene una velocidad media del viento de 7 metros por segundo, y la forma de la curva está determinada por un parámetro de forma de 2.

Descripción estadística de las velocidades del viento

La gente que esté familiarizada con la estadística se dará cuenta de que el gráfico muestra una distribución de probabilidad. El área bajo la curva siempre vale exactamente 1, ya que la probabilidad de que el viento sople a cualquiera de las velocidades, incluyendo el cero, debe ser del 100 por cien.

La mitad del área azul está a la izquierda de la línea negra vertical a 6,6 metros por segundo. Los 6,6 m/s son la mediana de la distribución. Esto significa que la mitad del tiempo el viento soplará a menos de 6,6 m/s y la otra mitad soplará a más de 6,6 m/s.

Puede preguntarse porqué decimos entonces que la velocidad del viento media es de 7 m/s. La velocidad del viento media es realmente el promedio de las observaciones de la velocidad del viento que tendremos en ese emplazamiento.

Como podrá observar, la distribución de las velocidades del viento es sesgada, es decir, no es simétrica. A veces tendrá velocidades de viento muy altas, pero son muy raras. Por otro lado, las velocidades del viento de 5,5 m/s son las más comunes. Los 5,5 metros por segundo es el llamado valor modal de la distribución. Si multiplicamos cada diminuto intervalo de la velocidad del viento por la probabilidad de tener esa velocidad particular, y los sumamos todos, obtenemos la velocidad del viento media.

La distribución estadística de las velocidades del viento varía de un lugar a otro del globo, dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje y de su superficie. Por lo tanto, la Distribución de Weibull puede variar tanto en la forma como en el valor medio.

Si el parámetro de forma es exactamente 2, como en el gráfico de esta página, la distribución es conocida como distribución de Rayleigh. Los fabricantes de aerogeneradores proporcionan gráficas de rendimiento para sus máquinas usando la distribución de Raileigh.

 

Equilibrado de la distribución de Weibull

Otra forma de obtener la velocidad media del viento es equilibrando el montón de bloques hacia la derecha, que representa exactamente lo mismo que el gráfico de arriba. Cada bloque representa la probabilidad de que el viento sople a esa velocidad durante un 1 por ciento del tiempo durante un año: Las velocidades de 1 m/s están en el montón de más a la izquierda, mientras que las de 17 m/s están en el de más a la derecha.

El punto en el que todo el montón se equilibrará exactamente será en el séptimo montón, con lo que la velocidad media del viento será de 7 m/s.

La falacia de la botella promedio

¿Cuál es el contenido energético del viento promedio en el emplazamiento de su aerogenerador?

La mayoría de la gente nueva en la energía eólica piensa que podría vivir fácilmente sin la distribución de Weibull. Después de todo, si conocemos la velocidad del viento media, también conocemos la potencia media del viento, ¿no es así? Por tanto, ¿no podríamos simplemente utilizar la potencia (o energía) a la velocidad del viento media para calcular cuanta potencia (o energía) llegará al aerogenerador?

En otras palabras, ¿no podríamos simplemente decir que con una velocidad media del viento de 7 m/s tendremos una potencia de entrada de 210 W por metro cuadrado de área del rotor? (puede encontrar esa cifra en la tabla sobre la potencia del viento en el manual de referencia).

¡La respuesta es no! Subestimaríamos los recursos eólicos en casi un 100 %. Si hiciéramos eso, seríamos víctimas de lo que podríamos llamar la falacia de la botella promedio: mire la botella más pequeña y la más grande del dibujo. Ambas tienen exactamente la misma forma. Una mide 0,24 m de alto y la otra 0,76m. ¿Cuánto mide la botella promedio?

Si su respuesta es 0,5 m, estará siendo víctima de la falacia de la botella promedio. Lo que nos interesa de las botellas es su volumen, por supuesto. Pero el volumen varía con el cubo (la tercera potencia) de su tamaño. Por lo tanto, aunque la botella más grande sólo es 3,17 veces mayor que la pequeña, su volumen es 3,17 3 = 32 veces más grande que el de la botella pequeña.

El volumen promedio es pues 16,5 veces el de la botella pequeña. Eso significa que una botella con el volumen promedio debería tener una altura 2,55 veces la altura de la botella pequeña, es decir, 0,61 metros (puesto que 2,55 3 = 16,5).

Lo que intentamos resaltar es que no puede simplemente tomar un promedio de las velocidades del viento y después utilizar la velocidad media del viento para sus cálculos de potencia. Deberá ponderar la probabilidad de cada velocidad del viento con la correspondiente cantidad de potencia. En las dos páginas siguientes calcularemos la energía en el viento. Primero usamos el ejemplo de la botella para entender la idea y después utilizaremos las matemáticas.

Potencia media (promedio) del viento

Equilibrado de la distribución de potencia

La razón por la que nos interesan las velocidades del viento es por su contenido energético, como con las botellas de la página anterior: nos preocupamos de su contenido en términos de volumen. Ahora bien, el volumen de una botella varía con el cubo de su tamaño, tal como la potencia varía con el cubo de la velocidad del viento. Tomemos la distribución de Weibull para las velocidades del viento, y para cada velocidad colocamos una botella en una repisa cada vez que tengamos una probabilidad de un 1 por ciento de obtener esa velocidad. El tamaño de cada botella corresponde a la velocidad del viento, por lo que el peso de cada botella corresponde a la cantidad de energía en el viento.

A la derecha, a 17 m/s tenemos botellas realmente pesadas, con un peso de casi 5.000 veces mayor que el de las botellas a 1 m/s (a 1 m/s el viento tiene una potencia de 0,61 W/m 2. A 17 m/s su potencia es de 3009 W/m 2).

Encontrar la velocidad del viento a la que obtenemos la media de la distribución de potencia equivale a equilibrar las estanterías (¿recuerda cómo hicimos el equilibrado en la página de la distribución de Weibull?). En este caso, como puede ver, aunque los vientos fuertes son poco frecuentes intervienen con una gran cantidad de energía.

Por tanto, con una velocidad media del viento de 7 m/s en este caso, la potencia media ponderada de las velocidades del viento es de 8,7 m/s. A esa velocidad la potencia del viento es de 402 W/m 2, que es casi el doble de la que obteníamos de nuestro ingenuo cálculo al principio de la página anterior.

En las próximas páginas utilizaremos un método más conveniente para el cálculo de la potencia en el viento que llevar botellas de un lado al otro.

La ley de Betz

El frenado ideal del viento

Cuanto mayor sea la energía cinética que un aerogenerador extraiga del viento, mayor será la ralentización que sufrirá el viento que deja el aerogenerador por su parte izquierda en el dibujo (si usted se pregunta sobre el tubo de corriente del dibujo, es porque no ha leído la página sobre cómo los aerogeneradores desvían el viento).

Si intentamos extraer toda la energía del viento, el aire saldría con una velocidad nula, es decir, el aire no podría abandonar la turbina. En ese caso no se extraería ninguna energía en absoluto, ya que obviamente también se impediría la entrada de aire al rotor del aerogenerador. En el otro caso extremo, el viento podría pasar a través de nuestro tubo (arriba) sin ser para nada estorbado. En este caso tampoco habríamos extraído ninguna energía del viento.

Así pues, podemos asumir que debe haber alguna forma de frenar el viento que esté entremedio de estos dos extremos, y que sea más eficiente en la conversión de la energía del viento en energía mecánica útil. Resulta que hay una respuesta a esto sorprendentemente simple: un aerogenerador ideal ralentizaría el viento hasta 2/3 de su velocidad inicial. Para entender el porqué, tendremos que usar la ley física fundamental para la aerodinámica de los aerogeneradores:

La ley de Betz

La ley de Betz dice que sólo puede convertirse menos de 16/27 (el 59 %) de la energía cinética en energía mecánica usando un aerogenerador.

La ley de Betz fue formulada por primera vez por el físico alemán Albert Betz en 1919. Su libro "Wind-Energie", publicado en 1926, proporciona buena parte del conocimiento que en ese momento se tenía sobre energía eólica y aerogeneradores.

Es sorprendente que se pueda hacer una afirmación general tan tajante que se pueda aplicar a cualquier aerogenerador con un rotor en forma de disco.

La demostración del teorema requiere algo de matemáticas y de física, pero no se desanime por eso, tal y como escribe en su libro el propio Betz. La demostración que Betz hizo del teorema se incluye en el manual de referencia.

Función de densidad de potencia

Potencia del viento

De la página sobre la energía en el viento sabemos que el potencial de energía por segundo (la potencia) varía proporcionalmente al cubo de la velocidad del viento (la tercera potencia), y proporcionalmente a la densidad del aire (su peso por unidad de volumen).

Ahora podemos combinar todo lo que hemos aprendido hasta el momento: si multiplicamos la potencia de cada velocidad del viento con la probabilidad de cada velocidad del viento de la gráfica de Weibull, habremos calculado la distribución de energía eólica a diferentes velocidades del viento = la densidad de potencia. Observe que la curva de Weibull anterior cambia de forma, debido a que las altas velocidades del viento tienen la mayor parte de la potencia del viento.

De densidad de potencia a potencia disponible

El área bajo la curva gris (a lo largo del eje horizontal) nos da la cantidad de potencia eólica por metro cuadrado de flujo del viento que puede esperarse en este emplazamiento en particular. En este caso tenemos una velocidad del viento media de 7 m/s y un Weibull k = 2, por lo que tenemos 402 W/m 2. Observe que esta potencia es casi el doble de la obtenida cuando el viento sopla constantemente a la velocidad media.

El gráfico consta de cierto número de columnas estrechas, una para cada intervalo de 0,1 m/s de la velocidad del viento. La altura de cada columna es la potencia (número de vatios por metro cuadrado), con la que cada velocidad del viento en particular contribuye en la cantidad total de potencia disponible por metro cuadrado. El área bajo la curva azul indica qué cantidad de potencia puede ser teóricamente convertida en potencia mecánica (según la ley de Betz, será 16/27 de la potencia total del viento).

El área total bajo la curva roja nos dice cual será la potencia eléctrica que un aerogenerador producirá en dicho emplazamiento. Aprenderemos a calcularlo cuando lleguemos a la página sobre curvas de potencia.

Los mensajes más importantes del gráfico

Lo más importante es observar que la mayor parte de la energía eólica se encontrará a velocidades por encima de la velocidad media del viento (promedio) en el emplazamiento. No es tan sorprendente como parece, ya que sabemos que las velocidades del viento altas tienen un contenido energético mucho mayor que las velocidades del viento bajas.

Velocidad de conexión

Normalmente, los aerogeneradores están diseñados para empezar a girar a velocidades alrededor de 3-5 m/s. Es la llamada velocidad de conexión. El área azul de la izquierda muestra la pequeña cantidad de potencia perdida debido al hecho de que la turbina sólo empieza a funcionar a partir de, digamos, 5 m/s.

Velocidad de corte

El aerogenerador se programará para pararse a altas velocidades del viento, de unos 25 m/s, para evitar posibles daños el la turbina o en sus alrededores. La velocidad del viento de parada se denomina velocidad de corte. La minúscula área azul de la derecha representa la pérdida de potencia.

Curva de potencia de un aerogenerador

La curva de potencia de un aerogenerador es un gráfico que indica cuál será la potencia eléctrica disponible en el aerogenerador a diferentes velocidades del viento.

El gráfico muestra una curva de potencia de un típico aerogenerador danés de 600 kW.

Las curvas de potencia se obtienen a partir de medidas realizadas en campo, dónde un anemómetro es situado sobre un mástil relativamente cerca del aerogenerador (no sobre el mismo aerogenerador ni demasiado cerca de él, pues el rotor del aerogenerador puede crear turbulencia, y hacer que la medida de la velocidad del viento sea poco fiable).

Si la velocidad del viento no está variando demasiado rápidamente, pueden usarse las medidas de la velocidad del viento realizadas con el anemómetro y leer la potencia eléctrica disponible directamente del aerogenerador, y dibujar los dos tipos de valores conjuntamente en un gráfico similar al de la izquierda.

Incertidumbre en mediciones de curvas de potencia

En realidad, en el gráfico puede verse una nube de puntos esparcidos alrededor de la línea azul, y no una curva bien definida.

El motivo es que en la práctica la velocidad del viento siempre fluctúa, y no se puede medir exactamente la columna de viento que pasa a través del rotor del aerogenerador (colocar un anemómetro justo enfrente del aerogenerador no es una solución factible, ya que el aerogenerador también proyectará un "abrigo" que frenará el viento enfrente de él).

Así pues, en la práctica se debe tomar un promedio de las diferentes medidas para cada velocidad del viento, y dibujar el gráfico con esos promedios.

Además, es difícil hacer medidas exactas de la propia velocidad del viento. Si se tiene un 3 por ciento de error en las mediciones de la velocidad del viento, entonces la energía del viento puede ser un 9 por ciento superior o inferior (recuerde que el contenido energético varía con la tercera potencia de la velocidad del viento).

En consecuencia, pueden existir errores hasta de ±10% incluso en curvas certificadas.

Verificación de las curvas de potencia

Las curvas de potencia están basadas en medidas realizadas en zonas de baja intensidad de turbulencias, y con el viento viniendo directamente hacia la parte delantera de la turbina. Las turbulencias locales y los terrenos complejos (p.ej. aerogeneradores situados en una pendiente rugosa) pueden implicar que ráfagas de viento golpeen el rotor desde diversas direcciones. Por lo tanto, puede ser difícil reproducir exactamente la curva en una localización cualquiera dada.

Riesgos en el uso de las curvas de potencia

Una curva de potencia no indicará cuanta potencia producirá un aerogenerador a una cierta velocidad del viento media. ¡Ni siquiera se acercará si usa este método!

Recuerde que el contenido de energía varía fuertemente con la velocidad del viento, tal como se vio en la sección sobre la energía en el viento. Por lo tanto, es muy importante la forma a la que se ha llegado a ese promedio, es decir, si los vientos varían mucho o si soplan a una velocidad relativamente constante.

También, puede acordarse del ejemplo en la sección sobre la función de densidad de potencia, que la mayor parte de energía eólica está disponible a las velocidades del viento que son el doble de la velocidad del viento más común en dicho emplazamiento

Finalmente, debe tenerse la cuenta el hecho de que la turbina puede no estar girando a la temperatura y presión de aire estándar, y consecuentemente hacer correcciones de los cambios en la densidad del aire.

Coeficiente de potencia

El coeficiente de potencia indica con qué eficiencia el aerogenerador convierte la energía del viento en electricidad.


Simplemente dividiendo la potencia eléctrica disponible por la potencia eólica de entrada, para medir como de técnicamente eficiente es un aerogenerador. En otras palabras, tomamos la curva de potencia y la dividimos por el área del rotor para obtener la potencia disponible por metro cuadrado de área del rotor. Posteriormente, para cada velocidad del viento, dividimos el resultado por la cantidad de potencia en el viento por metro cuadrado.

El gráfico muestra la curva del coeficiente de potencia para un aerogenerador danés típico. Aunque la eficiencia media de estos aerogeneradores suele estar por encima del 20 por cien, la eficiencia varía mucho con la velocidad del viento (pequeñas oscilaciones en la curva suelen ser debidas a errores de medición).

Como puede observar, la eficiencia mecánica del aerogenerador más alta (en este caso del 44%) se da a velocidades alrededor de 9 m/s. Este valor ha sido elegido deliberadamente por los ingenieros que diseñaron la turbina. A bajas velocidades del viento la eficiencia no es tan alta, ya que no hay mucha energía que recoger. A altas velocidades del viento, la turbina debe disipar cualquier exceso de energía por encima de aquella para la que ha sido diseñado el generador. Así pues, la eficiencia interesa sobretodo en la zona de velocidades de viento donde se encuentra la mayor parte de la energía.

Una mayor eficiencia técnica no es necesariamente el camino a seguir

No es un fin en si mismo el tener una gran eficiencia técnica en un aerogenerador. Lo que en realidad interesa es el coste de sacar los Kwh. del viento durante los próximos 20 años. Dado que en este caso el combustible es gratis no hay necesidad de ahorrarlo. Por tanto, la turbina óptima no tiene por qué ser necesariamente la de mayor producción anual de energía. Por otro lado, cada metro cuadrado de área de rotor cuesta dinero, por lo que, por supuesto, es necesario obtener toda la energía que se pueda (mientras puedan limitarse los costes por Kwh.). Volveremos sobre este tema en la página de optimización de aerogeneradores.

Energía anual disponible en un aerogenerador

Ahora estamos preparados para calcular la relación entre las velocidades de viento medias y la energía anual disponible en un aerogenerador. Para dibujar el gráfico de la derecha hemos utilizado el programa de cálculo de la potencia de la página anterior, y la curva de potencia del ejemplo por defecto de un aerogenerador de 600 kW. Se ha utilizado una atmósfera estándar con una densidad del aire de 1,225 Kg. /m 3.

Para cada uno de los parámetros de Weibull 1'5, 2'0 y 2'5 se ha calculado la energía anual disponible a diferentes velocidades de viento medias a la altura del buje del aerogenerador.

Como puede ver, a una velocidad del viento media baja, de 4,5 m/s, la energía disponible puede variar hasta un 50 por ciento dependiendo del parámetro de forma mientras que, a una velocidad media del viento muy alta, de 10 m/s a la altura del buje, puede variar alrededor del 30 por ciento.

La salida varía casi con el cubo de la velocidad del viento

Fijémonos ahora en la curva roja con k = 2, que es la curva que normalmente muestran los fabricantes:

Con una velocidad media del viento a la altura del buje de 4,5 m/s la máquina generará alrededor de 0,5 GWh por año, es decir, 500.000 Kwh. al año. Con una velocidad media del viento de 9 m/s generará 2,4 GWh/año = 2.400.000 Kwh. al año. Así pues, al doblar la velocidad media del viento la producción de energía ha aumentado 4,8 veces.

Si en lugar de eso hubiésemos comparado 5 con 10 m/s, hubiésemos obtenido una producción de energía casi exactamente 4 veces mayor.

La razón por la que no se obtienen exactamente los mismos resultados en ambos caso, es que la eficiencia de los aerogeneradores varía con las velocidades del viento, tal y como se ve en la curva de potencia. Observe que la incertidumbre que se aplica a la curva de potencia también se aplica a los resultados de arriba.

Puede refinar sus cálculos teniendo en cuenta que, p.ej., en climas templados, el viento tiende a ser más fuerte en invierno que en verano, y más fuerte durante el día que durante la noche.

El factor de carga

Otra forma de conocer la producción anual de energía de un aerogenerador es mirar el factor de carga de una turbina en su localización particular. Con factor de carga queremos decir la producción anual de energía dividida por la producción teórica máxima, si la máquina estuviera funcionando a su potencia nominal (máxima) durante las 8766 horas del año.

Ejemplo: si una turbina de 600 kW produce 1,5 millones de Kwh. al año, su factor de carga es 1.500.000: (365,25 * 24 * 600) = 1.500.000: 5.259.600 = 0,285 = 28,5 por ciento.

Los factores de carga pueden variar en teoría del 0 al 100, aunque en la práctica el rango de variación va del 20 al 70 por ciento, y sobretodo alrededor del 20 al 30 por ciento.

La paradoja del factor de carga

Aunque generalmente se preferiría tener un gran factor de carga, puede no ser siempre ventajoso desde el punto de vista económico. Esto puede ser difícil de comprender para aquellos que están acostumbrados a la tecnología convencional y nuclear.

En localizaciones con mucho viento, por ejemplo, puede ser ventajoso usar un generador más grande con el mismo diámetro de rotor (o diámetro de rotor más pequeño para un tamaño determinado de generador). Esto tendería a disminuir el factor de carga (utilizando menos de la capacidad de un generador relativamente grande), pero puede significar una producción anual sustancialmente mayor, tal y como podrá verificar si usa el programa de cálculo de la potencia.

Si vale o no la pena tener un menor factor de carga con un generador relativamente mayor, depende tanto de las condiciones eólicas como, por supuesto, del precio de los diferentes modelos de turbinas.

Otra forma de ver la paradoja del factor de carga es decir que, hasta cierto punto, se tiene la posibilidad de elegir entre tener un producción de potencia relativamente estable (cerca del límite de diseño del generador) con un alto factor de carga, o bien una alta producción de energía (que fluctuará) con un bajo factor de carga.

COMO FUNCIONA UN AEROGENERADOR

Componentes de un aerogenerador

 

La góndola contiene los componentes clave del aerogenerador, incluyendo el multiplicador y el generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la góndola desde la torre de la turbina. A la izquierda de la góndola tenemos el rotor del aerogenerador, es decir, las palas y el buje.

Las palas del rotor capturan el viento y transmiten su potencia hacia el buje. En un aerogenerador moderno de 1000 kW cada pala mide alrededor de 27 metros de longitud y su diseño es muy parecido al del ala de un avión

El buje del rotor está acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador

El eje de baja velocidad del aerogenerador conecta el buje del rotor al multiplicador. En un aerogenerador moderno de 600 kW el rotor gira bastante lentamente, de unas 19 a 30 revoluciones por minuto (rpm.). El eje contiene conductos del sistema hidráulico para permitir el funcionamiento de los frenos aerodinámicos.

El multiplicador tiene a su izquierda el eje de baja velocidad. Permite que el eje de alta velocidad que está a su derecha gire 50 veces más rápidamente que el eje de baja velocidad.

 

El eje de alta velocidad gira aproximadamente a 1.500 revoluciones por minuto (rpm.), lo que permite el funcionamiento del generador eléctrico. Está equipado con un freno de disco mecánico de emergencia. El freno mecánico se utiliza en caso de fallo del freno aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina.

El generador eléctrico suele llamarse generador asíncrono o de inducción. En un aerogenerador moderno la potencia máxima suele estar entre 500 y 3000 kilovatios (kW).

El mecanismo de orientación es activado por el controlador electrónico, que vigila la dirección del viento utilizando la veleta. El dibujo muestra la orientación de la turbina. Normalmente, la turbina sólo se orientará unos pocos grados cada vez, cuando el viento cambia de dirección.

El controlador electrónico tiene un ordenador que continuamente monitoriza las condiciones del aerogenerador y que controla el mecanismo de orientación. En caso de cualquier disfunción (por ejemplo, un sobrecalentamiento en el multiplicador o en el generador), automáticamente para el aerogenerador y llama al ordenador del operario encargado de la turbina a través de un enlace telefónico mediante módem.

El sistema hidráulico es utilizado para restaurar los frenos aerodinámicos del aerogenerador

 

La unidad de refrigeración contiene un ventilador eléctrico utilizado para enfriar el generador eléctrico. Además contiene una unidad de refrigeración del aceite empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas tienen generadores enfriados por agua.

El anemómetro y la veleta se utilizan para medir la velocidad y la dirección del viento. Las señales electrónicas del anemómetro son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para conectar el aerogenerador cuando el viento alcanza aproximadamente 5 metros por segundo. El ordenador parará el aerogenerador automáticamente si la velocidad del viento excede de 25 metros por segundo, con el fin de proteger a la turbina y sus alrededores. Las señales de la veleta son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para girar al aerogenerador en contra del viento, utilizando el mecanismo de orientación.

Aerodinámica en aerogeneradores

El rotor, compuesto por las palas del rotor y el buje, está situado corriente arriba de la torre y la góndola en la mayoría de aerogeneradores modernos. Esto se hace sobretodo porque la corriente de aire tras la torre es muy irregular (turbulenta).

¿Qué es lo que hace que el rotor gire?

La respuesta parece obvia: el viento.

Pero en realidad, no se trata simplemente de moléculas de aire que chocan contra la parte delantera de las palas del rotor. Los aerogeneradores modernos toman prestada de los aviones y los helicópteros tecnología ya conocida, además de tener algunos trucos propios más avanzados, ya que los aerogeneradores trabajan en un entorno realmente muy diferente, con cambios en las velocidades y en las direcciones del viento.

Sustentación

Eche un vistazo a la imagen del perfil cortado (sección transversal) del ala de un avión. La razón por la que un aeroplano puede volar es que el aire que se desliza a lo largo de la superficie superior del ala se mueve más rápidamente que el de la superficie inferior.

Esto implica una presión más baja en la superficie superior, lo que crea la sustentación, es decir, la fuerza de empuje hacia arriba que permite al avión volar.

La sustentación es perpendicular a la dirección del viento. El fenómeno de la sustentación es desde hace siglos bien conocido por la gente que trabaja en la construcción de tejados: saben, por experiencia, que el material de la cara a sotavento del tejado (la cara que no da al viento) es arrancado rápidamente, si no está correctamente sujeto a su estructura.

Aerodinámica de los aerogeneradores: pérdida de sustentación y resistencia aerodinámica

Pérdida de sustentación

Ahora bien, ¿qué es lo que ocurre cuando un avión se inclina demasiado hacia atrás en un intento de subir más rápidamente? La sustentación del ala va de hecho a aumentar, pero en el dibujo puede verse que, de repente, el flujo de aire de la superficie superior deja de estar en contacto con la superficie del ala. En su lugar, el aire gira alrededor de un vórtice irregular (condición que también se conoce como turbulencia). Bruscamente, la sustentación derivada de la baja presión en la superficie superior del ala desaparece. Este fenómeno es conocido como pérdida de sustentación.

Un avión perderá la sustentación si la forma del ala va disminuyendo demasiado rápidamente conforme el aire se mueve a lo largo de su dirección general de movimiento (por supuesto, no va a ser el ala propiamente dicha la que cambie su forma, sino el ángulo que forma el ala con la dirección general de la corriente, también conocido como ángulo de ataque, que ha sido aumentado en el dibujo de arriba). Observe que la turbulencia es creada en la cara posterior del ala en relación con la corriente de aire.

La pérdida de sustentación puede ser provocada si la superficie del ala del avión (o la pala del rotor de un aerogenerador) no es completamente uniforme y lisa. Una mella en el ala o en la pala del rotor, o un trozo de cinta adhesiva, pueden ser suficiente para iniciar una turbulencia en la parte trasera, incluso si el ángulo de ataque es bastante pequeño. Obviamente, los diseñadores de aviones intentan evitar la pérdida de sustentación a toda costa, ya que un avión sin la sustentación de sus alas caerá como si fuera una piedra.

En la página sobre control de potencia volveremos sobre este tema, y veremos cómo los diseñadores de aerogeneradores hacen uso deliberado del fenómeno de pérdida de sustentación cuando diseñan la palas del rotor.

Resistencia aerodinámica

Sin embargo, los diseñadores de aviones y los de palas de rotor no sólo se preocupan de la sustentación y de la pérdida de sustentación.

También se preocupan de la resistencia del aire, conocida en el argot técnico como resistencia aerodinámica. La resistencia aerodinámica normalmente aumentará si el área orientada en la dirección del movimiento aumenta.

Aerodinámica de los aerogeneradores

Suma de velocidades y direcciones del viento (velocidades del viento)

El viento que llega a las palas del rotor de un aerogenerador no viene de la dirección en la que el viento sopla en el entorno, es decir, de la parte delantera de la turbina. Esto es debido a que las propias palas del rotor se están moviendo.

Para entenderlo, considere el dibujo de la bicicleta, que está equipada con una bandera (o con una veleta) para indicar la dirección del viento: si tenemos un tiempo completamente calmado y la bicicleta avanza a, digamos, 7 m/s, la bicicleta se moverá a través del aire a 7 m/s. Sobre la bicicleta podemos medir una velocidad del viento relativa a la bicicleta de 7 m/s. La bandera apuntará recta hacia atrás, ya que el viento vendrá directamente de la parte delantera de la bicicleta.

Ahora miremos de nuevo la bicicleta directamente desde arriba y consideremos una vez más que la bicicleta avanza a una velocidad constante de 7 m/s. Si el viento sopla desde la derecha, también a 7 m/s, la bandera se verá parcialmente desplazada hacia la izquierda, en un ángulo de 45° respecto a la bicicleta. Con algo menos de viento, p.ej. 5 m/s, la bandera se desviará menos, algo así como unos 35°. Tal y como puede verse en el dibujo, la dirección del viento, el viento resultante, medido desde la bicicleta, cambiará cuando la velocidad del viento cambie.

¿Y qué ocurre con la velocidad del viento medida desde la bicicleta?

El viento está soplando, por así decirlo, a una velocidad de 7 m/s desde delante, y a una velocidad de 5 a 7 m/s desde la derecha. Si sabe algo de geometría o de trigonometría podrá calcular que la velocidad del viento medida desde la bicicleta estará entre 8,6 y 9,9 metros por segundo.

Ya hemos visto suficiente sobre cambios en las direcciones del viento. Veamos que ocurre ahora con el rotor del aerogenerador.

Aerodinámica del rotor

Para estudiar como se mueve el viento respecto a las palas del rotor de un aerogenerador, hemos fijado lazos rojos en los extremos de las palas del rotor, y lazos amarillos a una distancia al buje de aproximadamente 1/4 la longitud de la pala.

A continuación dejamos los lazos flotar en el aire libremente (en el dibujo no se han tenido en cuenta las corrientes de aire creadas por las propias palas, ni tampoco la fuerza centrífuga).

Las dos imágenes de esta página le proporcionan una vista lateral de la turbina, y otra vista desde la parte delantera de la turbina.

Dado que la mayoría de las turbinas tienen una velocidad de giro constante, la velocidad a la que se mueve la punta de la pala (velocidad periférica) suele estar alrededor de 64 m/s, mientras que en el centro del buje es nula. A un cuarto de la longitud de la pala, la velocidad será entonces de 16 m/s.

Los lazos amarillos, cerca del buje del rotor, serán llevados más hacia la parte de atrás de la turbina que los lazos rojos, en los extremos de las palas. Esto es debido a que la velocidad en el extremo de las palas es alrededor de 8 veces superior a la velocidad del viento que llega enfrente de la turbina.

¿Por qué están torsionadas las palas del rotor?

Las palas del rotor de los grandes aerogeneradores están siempre torsionadas.

Visto desde la pala del rotor, el viento llegará desde un ángulo mucho mayor (más desde la dirección general de viento en el paisaje) conforme nos desplazamos hacia la base de la pala, en el centro del rotor.

Tal como vio en la página sobre pérdida de sustentación, la pala de un rotor dejará de proporcionar sustentación si el viento llega con un ángulo de ataque demasiado grande.

Así pues, la pala debe estar alabeada, con el fin de que el ángulo de ataque sea el óptimo a lo largo de toda la longitud de la misma. Sin embargo, en el caso particular de aerogeneradores controlados por pérdida aerodinámica ("stall controlled") es importante que la pala esté construida de tal forma que la pérdida de sustentación se produzca de forma gradual desde la raíz de la pala y hacia el exterior a velocidades de viento altas.

Palas del rotor

Cambiar la velocidad del viento cambia la dirección del viento relativa a pala del rotor

En este siguiente dibujo hemos sacado una de las palas del rotor de la página anterior fuera de su buje, y miramos desde el buje hacia el extremo, en la parte posterior (cara a sotavento) de la pala. El viento en el paisaje sopla de 8 a 16 m/s (desde la parte inferior del dibujo), mientras que el extremo de la pala gira hacia la parte izquierda de la imagen.

En el dibujo puede ver como el ángulo de ataque del viento cambia mucho más bruscamente en la base de la pala (línea amarilla), que en el extremo de la pala (línea roja), cuando el viento cambia. Si el viento llega a ser lo suficientemente fuerte como para que haya una pérdida de sustentación, este fenómeno empezará en la base de la pala.

Dirección de sustentación

Cortemos ahora la pala del rotor en el punto por el que pasa la línea amarilla. En el siguiente dibujo la flecha gris muestra la dirección de la sustentación en ese punto. La sustentación es perpendicular a la dirección del viento. Tal y como puede observar, la sustentación empuja la pala parcialmente en la dirección que nosotros queremos, es decir, hacia la izquierda. Sin embargo, también la dobla otro tanto.

 

 

Perfiles de la pala del rotor (secciones transversales)

Como puede ver, las palas del rotor de un aerogenerador se parecen mucho a las alas de un avión. De hecho, los diseñadores de palas de rotor usan a menudo perfiles clásicos de alas de avión como sección transversal de la parte más exterior de la pala.

Sin embargo, los perfiles gruesos de la parte más interior de la pala suelen estar específicamente diseñados para turbinas eólicas. La elección de los perfiles de las palas del rotor conlleva una solución de compromiso entre unas características adecuadas de sustentación y pérdida de sustentación, y la habilidad del perfil para funcionar bien incluso si hay algo de suciedad en su superficie (lo cual puede ser un problema en áreas en las que llueve poco).

Materiales de la pala del rotor

La mayoría de las modernas palas de rotor de grandes aerogeneradores están fabricadas con plástico reforzado con fibra de vidrio ("GRP"), es decir, poliéster o epoxy reforzado con fibra de vidrio.

Utilizar fibra de carbono o aramidas (Kevlar) como material de refuerzo es otra posibilidad, pero normalmente estas palas son antieconómicas para grandes aerogeneradores.

Los materiales compuestos (composites) de madera, madera-epoxy, o madera-fibra-epoxy aún no han penetrado en el mercado de las palas de rotor, aunque existe un desarrollo continuado en ese área. Las aleaciones de acero y de aluminio tienen problemas de peso y de fatiga del metal, respectivamente. Actualmente sólo son utilizados en aerogeneradores muy pequeños.

Control de potencia en aerogeneradores

Los aerogeneradores están diseñados para producir energía eléctrica de la forma más barata posible. Así pues, están generalmente diseñados para rendir al máximo a velocidades alrededor de 15 m/s. Es mejor no diseñar aerogeneradores que maximicen su rendimiento a vientos más fuertes, ya que los vientos tan fuertes no son comunes.

En el caso de vientos más fuertes es necesario gastar parte del exceso de la energía del viento para evitar daños en el aerogenerador. En consecuencia, todos los aerogeneradores están diseñados con algún tipo de control de potencia. Hay dos formas de hacerlo con seguridad en los modernos aerogeneradores.

Aerogeneradores de regulación por cambio del ángulo de paso ("pitch controlled")

'Recursos eólicos'

En un aerogenerador de regulación por cambio del ángulo de paso, el controlador electrónico de la turbina comprueba varias veces por segundo la potencia generada. Cuando ésta alcanza un valor demasiado alto, el controlador envía una orden al mecanismo de cambio del ángulo de paso, que inmediatamente hace girar las palas del rotor ligeramente fuera del viento. Y a la inversa, las palas son vueltas hacia el viento cuando éste disminuye de nuevo.

Así pues, las palas del rotor deben ser capaces de girar alrededor de su eje longitudinal (variar el ángulo de paso), tal y como se muestra en el dibujo.

Observe que el dibujo está exagerado: durante la operación normal, las palas girarán una fracción de grado cada vez (y el rotor estará girando al mismo tiempo).

El diseño de aerogeneradores controlados por cambio del ángulo de paso requiere una ingeniería muy desarrollada, para asegurar que las palas giren exactamente el ángulo deseado. En este tipo de aerogeneradores, el ordenador generalmente girará las palas unos pocos grados cada vez que el viento cambie, para mantener un ángulo óptimo que proporcione el máximo rendimiento a todas las velocidades de viento.

El mecanismo de cambio del ángulo de paso suele funcionar de forma hidráulica

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Aerogeneradores de regulación por pérdida aerodinámica ("stall controlled")

Los aerogeneradores de regulación (pasiva) por pérdida aerodinámica tienen las palas del rotor unidas al buje en un ángulo fijo.

Sin embargo, el perfil de la pala ha sido aerodinámicamente diseñado para asegurar que, en el momento en que la velocidad del viento sea demasiado alta, se creará turbulencia en la parte de la pala que no da al viento, tal y como se muestra en el dibujo de la página anterior. Esta pérdida de sustentación evita que la fuerza ascensional de la pala actúe sobre el rotor.

Si ha leído la sección sobre aerodinámica y aerodinámica y pérdida de sustentación, se dará cuenta de que conforme aumenta la velocidad real del viento en la zona, el ángulo de ataque de la pala del rotor también aumentará, hasta llegar al punto de empezar a perder sustentación.

Si mira con atención la pala del rotor de un aerogenerador regulado por pérdida aerodinámica observará que la pala está ligeramente torsionada a lo largo de su eje longitudinal. Esto es así en parte para asegurar que la pala pierde la sustentación de forma gradual, en lugar de hacerlo bruscamente, cuando la velocidad del viento alcanza su valor crítico (otras de las razones para torsionar la pala han sido mencionadas en la sección previa sobre aerodinámica).

La principal ventaja de la regulación por pérdida aerodinámica es que se evitan las partes móviles del rotor y un complejo sistema de control. Por otro lado, la regulación por pérdida aerodinámica representa un problema de diseño aerodinámico muy complejo, y comporta retos en el diseño de la dinámica estructural de toda la turbina, para evitar las vibraciones provocadas por la pérdida de sustentación. Alrededor de las dos terceras partes de los aerogeneradores que actualmente se están instalando en todo el mundo son máquinas de regulación por pérdida aerodinámica.

Aerogeneradores de regulación activa por pérdida aerodinámica

Un número creciente de grandes aerogeneradores (a partir de 1 MW) están siendo desarrollados con un mecanismo de regulación activa por pérdida aerodinámica.

Técnicamente, las máquinas de regulación activa por pérdida aerodinámica se parecen a las de regulación por cambio del ángulo de paso, en el sentido de que ambos tienen palas que pueden girar. Para tener un momento de torsión (fuerza de giro) razonablemente alto a bajas velocidades del viento, este tipo de máquinas serán normalmente programadas para girar sus palas como las de regulación por cambio del ángulo de paso a bajas velocidades del viento (a menudo sólo utilizan unos pocos pasos fijos, dependiendo de la velocidad del viento).

Sin embargo, cuando la máquina alcanza su potencia nominal, observará que este tipo de máquinas presentan una gran diferencia respecto a las máquinas reguladas por cambio del ángulo de paso: si el generador va a sobrecargarse, la máquina girará las palas en la dirección contraria a la que lo haría una máquina de regulación por cambio del ángulo de paso. En otras palabras, aumentará el ángulo de paso de las palas para llevarlas hasta una posición de mayor pérdida de sustentación, y poder así consumir el exceso de energía del viento.

Una de las ventajas de la regulación activa por pérdida aerodinámica es que la producción de potencia puede ser controlada de forma más exacta que con la regulación pasiva, con el fin de evitar que al principio de una ráfaga de viento la potencia nominal sea sobrepasada. Otra de las ventajas es que la máquina puede funcionar casi exactamente a la potencia nominal a todas las velocidades de viento. Un aerogenerador normal de regulación pasiva por pérdida aerodinámica tendrá generalmente una caída en la producción de potencia eléctrica a altas velocidades de viento, dado que las palas alcanzan una mayor pérdida de sustentación.

El mecanismo de cambio del ángulo de paso suele operarse mediante sistemas hidráulicos o motores eléctricos paso a paso.

La elección de la regulación por cambio de paso es sobretodo una cuestión económica, de considerar si vale o no la pena pagar por la mayor complejidad de la máquina que supone el añadir el mecanismo de cambio de paso de la pala.

Otros métodos de control de potencia

Algunos aerogeneradores modernos usan alerones (flaps) para controlar la potencia del rotor, al igual que los aviones usan aletas para modificar la geometría de las alas y obtener así una sustentación adicional en el momento del despegue.

Otra posibilidad teórica es que el rotor oscile lateralmente fuera del viento (alrededor de un eje vertical) para disminuir la potencia. En la práctica, esta técnica de regulación por desalineación del rotor sólo se usa en aerogeneradores muy pequeños (de menos de 1 kW), pues somete al rotor a fuerzas que varían cíclicamente y que a la larga pueden dañar toda la estructura.

Mecanismo de orientación

El mecanismo de orientación de un aerogenerador es utilizado para girar el rotor de la turbina en contra del viento.

Error de orientación

Se dice que la turbina eólica tiene un error de orientación si el rotor no está perpendicular al viento. Un error de orientación implica que una menor proporción de la energía del viento pasará a través del área del rotor (para aquéllos que saben matemáticas, está proporción disminuirá con el coseno del error de orientación).

Si esto fuera lo único que ocurre, el mecanismo de orientación sería una excelente forma de controlar la potencia de entrada al rotor del aerogenerador. Sin embargo, la parte del rotor más próxima a la dirección de la fuente de viento estará sometida a un mayor esfuerzo (par flector) que el resto del rotor. De una parte, esto implica que el rotor tendrá una tendencia natural a orientarse en contra del viento, independientemente de si se trata de una turbina corriente abajo o corriente arriba. Por otro lado, esto significa que las palas serán torsionadas hacia ambos lados en la dirección de "flap" (dirección perpendicular al plano del rotor) a cada vuelta del rotor. Por tanto, las turbinas eólicas que estén funcionando con un error de orientación estarán sujetas a mayores cargas de fatiga que las orientadas en una dirección perpendicular al viento.

Mecanismo de orientación

Casi todos los aerogeneradores de eje horizontal emplean orientación forzada, es decir, utilizan un mecanismo que mantiene la turbina orientada en contra del viento mediante motores eléctricos y multiplicadores

La imagen muestra el mecanismo de orientación de una máquina típica de 750 kW vista desde abajo, mirando hacia la góndola. En la parte más exterior podemos distinguir la corona de orientación, y en el interior las ruedas de los motores de orientación y los frenos del sistema de orientación. Casi todos los fabricantes de máquinas con rotor a barlovento prefieren frenar el mecanismo de orientación cuando no está siendo utilizado. El mecanismo de orientación se activa por un controlador electrónico que vigila la posición de la veleta de la turbina varias veces por segundo, cuando la turbina está girando

Contador de la torsión de los cables

Los cables llevan la corriente desde el generador de la turbina eólica hacia abajo a lo largo de la torre. Sin embargo, los cables estarán cada vez más torsionados si la turbina, por accidente, se sigue orientando en el mismo sentido durante un largo periodo de tiempo. Así pues, los aerogeneradores están equipados con un contador de la torsión en los cables que avisará al controlador de cuando es necesario detorsionar los cables. Por tanto, es posible que alguna vez vea una turbina que parezca que haya perdido los estribos, orientándose continuamente en la misma dirección durante cinco vueltas.

Como en los otros equipos de seguridad en la turbina, el sistema es redundante. En este caso, la turbina está equipada también con un interruptor de cordón que se activa cuando los cables se torsionan demasiado.

Torres de aerogeneradores

La torre del aerogenerador soporta la góndola y el rotor.

En los grandes aerogeneradores las torres tubulares pueden ser de acero, de celosía o de hormigón. Las torres tubulares tensadas con vientos sólo se utilizan en aerogeneradores pequeños (cargadores de baterías, etc.).

Torres tubulares de acero

'Recursos eólicos'

La mayoría de los grandes aerogeneradores se entregan con torres tubulares de acero, fabricadas en secciones de 20-30 metros con bridas en cada uno de los extremos, y son unidos con pernos "in situ". Las torres son tronco-cónicas (es decir, con un diámetro creciente hacia la base), con el fin de aumentar su resistencia y al mismo tiempo ahorrar material.

Torres de celosía

Las torres de celosía son fabricadas utilizando perfiles de acero soldados. La ventaja básica de las torres de celosía es su coste, puesto que una torre de celosía requiere sólo la mitad de material que una torre tubular sin sustentación adicional con la misma rigidez. La principal desventaja de este tipo de torres es su apariencia visual (aunque esa cuestión es claramente debatible). En cualquier caso, por razones estéticas, las torres de celosía han desaparecido prácticamente en los grandes aerogeneradores modernos.

 

Torres de mástil tensado con vientos

Muchos de los aerogeneradores pequeños están construidos con delgadas torres de mástil sostenidas por cables tensores. La ventaja es el ahorro de peso y, por lo tanto, de coste. Las desventajas son el difícil acceso a las zonas alrededor de la torre, lo que las hace menos apropiadas para zonas agrícolas. Finalmente, este tipo de torres es más propenso a sufrir actos vandálicos, lo que compromete la seguridad del conjunto.

Soluciones de torres híbridas

Algunas torres están hechas con diferentes combinaciones de las ya mencionadas. Un ejemplo es la torre de tres patas Bonus 95 kW de la fotografía, de la que podría decirse que es un híbrido entre una torre de celosía y una torre tensada con vientos.

Consideraciones de coste

Generalmente, el precio de la torre de la turbina eólica supone alrededor de un 20 por ciento del coste total de la turbina. Para una torre de unos 50 metros, el coste adicional de otros 10 metros es de unos 15.000 dólares americanos. Por lo tanto, es bastante importante para el coste final de la energía construir las torres de la forma más óptima posible.

Consideraciones aerodinámicas

Generalmente, es una ventaja disponer de una torre alta en zonas con una elevada rugosidad del terreno, dado que la velocidad del viento aumenta conforme nos alejamos del suelo, tal y como se vio en la página sobre cizallamiento del viento.

Las torres de celosía y las de mástil tensado con vientos tienen la ventaja de ofrecer menos abrigo que una torre maciza.

Consideraciones de dinámica estructural

Las palas de rotor de turbinas con torres relativamente cortas estarán sometidas a velocidades de viento muy diferentes (y, por lo tanto, a diferente flexión) cuando la pala se encuentre en su posición más elevada y en su posición más baja, lo que provoca un aumento de las cargas de fatiga en la turbina.

Elección entre torres altas y bajas

Obviamente, obtendrá más energía de una turbina más grande que de otra pequeña, pero si echa un vistazo a los tres aerogeneradores de abajo, que son de 225 kW, 600 kW y 1500 kW, respectivamente, y con diámetros de rotor de 27, 43 y 60 metros, observará que las alturas de las torres también son diferentes.

'Recursos eólicos'
'Recursos eólicos'
'Recursos eólicos'

Claramente, un rotor de 60 metros de diámetro no podrá ser instalado sobre una torre de menos de 30 metros. Pero si consideramos el coste de un gran rotor y un gran generador y multiplicador, sería seguramente un desperdicio instalarlos sobre una torre pequeña, ya que se dispone de velocidades de viento mucho más altas y, por lo tanto, de mucha más energía con una torre alta (ver la sección sobre recursos eólicos). Cada metro de torre cuesta dinero, por supuesto, por lo que la altura óptima de la torre es función de:

  • Coste por metro de torre (10 metros más de torre le costarán actualmente alrededor de 15.000 dólares americanos).

  • Cuánto varían los vientos locales con la altura sobre el nivel del suelo, es decir, la rugosidad promedio del terreno local (las grandes rugosidades van mejor con una torre alta).

  • El precio que el propietario de la turbina obtiene por un Kwh. adicional de electricidad.

  • Los fabricantes suelen servir máquinas donde la altura de la torre es igual al diámetro del rotor. Estéticamente, mucha gente piensa que las turbinas son más agradables a la vista cuando la altura de la torre es aproximadamente igual al diámetro del rotor.

    Consideraciones sobre seguridad en el trabajo

    La elección de un determinado tipo de torre tiene consecuencias sobre la seguridad en el trabajo: esto es tratado en profundidad en la página sobre seguridad en turbinas eólicas.

    Tamaño de aerogeneradores

    'Recursos eólicos'

    La potencia producida aumenta con el área de barrido del rotor

    Cuando un agricultor habla de la extensión de tierra que está cultivando normalmente lo hará en términos de hectáreas o de acres. Lo mismo ocurre con los aerogeneradores, aunque en el caso del cultivo eólico se cultiva un área vertical en lugar de una horizontal.

    El área del disco cubierto por el rotor (y, por supuesto, las velocidades del viento) determina cuanta energía podemos colectar en un año.

    El dibujo le dará una idea de los tamaños de rotor normales en aerogeneradores: una típica turbina con un generador eléctrico de 600 kW suele tener un rotor de unos 44 metros. Si dobla el diámetro del rotor, obtendrá un área cuatro veces mayor (dos al cuadrado). Esto significa que también obtendrá del rotor una potencia disponible cuatro veces mayor.

    Los diámetros de rotor pueden variar algo respecto a las cifras dadas arriba, ya que muchos de los fabricantes optimizan sus máquinas ajustándolas a las condiciones de viento locales: por supuesto, un gran generador requiere más potencia (es decir, vientos fuertes) sólo para poder girar. Por lo tanto, si instala un aerogenerador en un área de vientos suaves realmente maximizará la producción anual utilizando un generador bastante pequeño para un tamaño de rotor determinado (o un tamaño de rotor más grande para un generador dado). Para una máquina de 600 kW, los tamaños de rotor pueden variar entre 39 a 48 m. La razón por la que, en zonas de vientos suaves, se puede obtener una mayor producción de un generador relativamente más pequeño es que la turbina estará funcionando durante más horas a lo largo del año.

    Razones para elegir grandes turbinas

  • Existen economías de escala en las turbinas eólicas, es decir, las máquinas más grandes son capaces de suministrar electricidad a un coste más bajo que las máquinas más pequeñas. La razón es que los costes de las cimentaciones, la construcción de carreteras, la conexión a la red eléctrica, además de otros componentes en la turbina (el sistema de control electrónico, etc.), son más o menos independientes del tamaño de la máquina.

  • Las máquinas más grandes están particularmente bien adaptadas para la energía eólica en el mar. Los costes de las cimentaciones no crecen en proporción con el tamaño de la máquina, y los costes de mantenimiento son ampliamente independientes del tamaño de la máquina.

  • En áreas en las que resulta difícil encontrar emplazamientos para más de una única turbina, una gran turbina con una torre alta utiliza los recursos eólicos existentes de manera más eficiente.

  • Razones para elegir turbinas más pequeñas

  • La red eléctrica local puede ser demasiado débil para manipular la producción de energía de una gran máquina. Este puede ser el caso de las partes remotas de la red eléctrica, con una baja densidad de población y poco consumo de electricidad en el área.

  • Hay menos fluctuación en la electricidad de salida de un parque eólico compuesto de varias máquinas pequeñas, pues las fluctuaciones de viento raras veces ocurren y, por lo tanto, tienden a cancelarse. Una vez más, las máquinas más pequeñas pueden ser una ventaja en una red eléctrica débil.

  • El coste de usar grandes grúas, y de construir carreteras lo suficientemente fuertes para transportar los componentes de la turbina, puede hacer que en algunas áreas las máquinas más pequeñas resulten más económicas.

  • Con varias máquinas más pequeñas el riesgo se reparte, en caso de fallo temporal de la máquina (p.ej. si cae un rayo).

  • Consideraciones estéticas en relación al paisaje pueden a veces imponer el uso de máquinas más pequeñas. Sin embargo, las máquinas más grandes suelen tener una velocidad de rotación más pequeña, lo que significa que realmente una máquina grande no llama tanto la atención como muchos rotores pequeños moviéndose rápidamente (ver la sección sobre aerogeneradores en el paisaje ).

  • GENERADORES

    Generadores de turbinas eólicas

    EL aerogenerador convierte la energía mecánica en energía eléctrica. Los aerogeneradores son algo inusuales, si se les compara con los otros equipos generadores que suelen encontrarse conectados a la red eléctrica. Una de las razones es que el generador debe trabajar con una fuente de potencia (el rotor de la turbina eólica) que suministra una potencia mecánica muy variable (momento torsor).

    En estas páginas se asume que usted está familiarizado con la bases de electricidad, electromagnetismo y, en particular, con corriente alterna. Si alguna de las expresiones voltio (V), fase, trifásica, frecuencia o Herzio (Hz) le suena rara, eche un vistazo al manual de referencia sobre electricidad , y lea sobre corriente alterna , corriente alterna trifásica , electromagnetismo e inducción , antes de seguir con las siguientes páginas.

    Voltaje generado (tensión)

    En grandes aerogeneradores (alrededor de 100-150 kW) el voltaje (tensión) generado por la turbina suele ser de 690 V de corriente alterna trifásica (AC). Posteriormente, la corriente es enviada a través de un transformador anexo a la turbina (o dentro de la torre), para aumentar su voltaje entre 10.000 y 30.000 V, dependiendo del estándar de la red eléctrica local.

    Los grandes fabricantes proporcionan modelos de aerogeneradores tanto de 50 Hz (para las redes eléctricas de la mayor parte del mundo) y de 60 Hz (para la red eléctrica de América).

    Sistema de refrigeración

    Los generadores necesitan refrigeración durante su funcionamiento. En la mayoría de turbinas la refrigeración se lleva a cabo mediante encapsulamiento del generador en un conducto, utilizando un gran ventilador para la refrigeración por aire, aunque algunos fabricantes usan generadores refrigerados por agua. Los generadores refrigerados por agua pueden ser construidos de forma más compacta, lo que también les proporciona algunas ventajas en cuanto a rendimiento eléctrico se refiere, aunque precisan de un radiador en la góndola para eliminar el calor del sistema de refrigeración por líquido.

    Arranque y parada del generador

    Si conecta (o desconecta) un gran generador de turbina eólica a la red simplemente accionando un interruptor corriente, muy probablemente dañará el generador, el multiplicador y la corriente de red del vecindario.

    Más tarde conocerá como los diseñadores de aerogeneradores tratan este tema en la página cuestiones sobre calidad de potencia.

    Opciones de diseño en generadores y conexión a red

    Las turbinas eléctricas pueden ser diseñadas tanto con generadores síncronos como asíncronos, y con varias formas de conexión directa o conexión indirecta a red del generador. La conexión directa a red significa que el generador está conectado directamente a la red de corriente alterna (generalmente trifásica). 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. En generadores asíncronos esto ocurre de forma automática.

    Generadores síncronos

    Principios de un generador trifásico (o motor)

    Todos los generadores trifásicos utilizan un campo magnético giratorio. En el dibujo de la izquierda hemos instalado tres electroimanes alrededor de un círculo. Cada uno de los tres imanes está conectado a su propia fase en la red eléctrica trifásica. Como puede ver, cada electroimán produce alternativamente un polo norte y un polo sur hacia el centro. Las letras están en negro cuando el magnetismo es fuerte, y en gris claro cuando es débil. La fluctuación en el magnetismo corresponde exactamente a la fluctuación en la tensión de cada fase. Cuando una de las fases alcanza su máximo, la corriente en las otras dos está circulando en sentido opuesto y a la mitad de tensión. Dado que la duración de la corriente en cada imán es un tercio de la de un ciclo aislado, el campo magnético dará una vuelta completa por ciclo.

    Operación de un motor síncrono

    La aguja de la brújula (con el polo norte pintado de rojo) seguirá exactamente el campo magnético, y completará una revolución por ciclo. En una red de 50 Hz, la aguja completará 50 revoluciones por segundo, lo que equivale a 50 veces 60 = 3000 rpm. (revoluciones por minuto).

    En el dibujo de arriba, hemos construido de hecho lo que se llama motor síncrono bipolar de imán permanente. La razón por la que se llama motor síncrono es que el imán del centro girará a una velocidad constante síncrona (girando exactamente como el ciclo) con la rotación del campo magnético.

    La razón por la que se le llama bipolar es que tiene un polo norte y un polo sur. Puede parecerle tripolar, pero de hecho la aguja de la brújula siente la tracción de la suma de los campos magnéticos que están alrededor de su propio campo magnético. Por tanto, si el imán de la parte superior es un polo sur fuerte, los dos imanes de la parte inferior equivaldrán a un polo norte fuerte.

    Se llama motor de imán permanente debido a que la aguja de la brújula del centro es un imán permanente, y no un electroimán (se podría fabricar un motor real sustituyendo la aguja de la brújula por un potente imán permanente, o un electroimán que mantenga su magnetismo gracias a una bobina, arrollada alrededor de un núcleo de hierro, alimentada con corriente continua).

    Al montaje con los tres electroimanes se le denomina estator del motor, porque es la parte del motor que permanece estática (en el mismo lugar). La aguja de la brújula del centro es el llamado rotor, obviamente porque es la parte que gira.

    Operación de un generador síncrono

    Si empieza a forzar el imán para que gire (en lugar de dejar que la corriente de red lo mueva) descubrirá que trabaja como generador, devolviendo corriente alterna a la red (debería tener un imán más potente para producir mucha electricidad). Cuanta más fuerza (par torsor) le aplique, mayor electricidad producirá, aunque el generador seguirá girando a la misma velocidad, impuesta por la frecuencia de la red eléctrica.

    Puede desconectar completamente el generador de la red y construir su propia red eléctrica trifásica, enganchando bombillas a tres bobinas arrolladas a electroimanes. Sin embargo, si desconecta su generador de la red principal tendrá que accionarlo a una velocidad de giro constante para que produzca corriente alterna a una frecuencia constante. Por lo tanto, con este tipo de generador, normalmente querrá usar una conexión indirecta a red del generador.

    En la práctica, los generadores síncronos de imán permanente no son muy usados. Hay varias razones para que así sea. Una ellas es que los imanes permanentes tienden a desmagnetizarse al trabajar en los potentes campos magnéticos en el interior de un generador. Otra de las razones es que estos potentes imanes (fabricados a partir de tierras raras, como el neodimio) son bastante caros, a pesar de que los precios han disminuido últimamente.

    Turbinas eólicas con generadores síncronos

    Las turbinas eólicas que utilizan generadores síncronos suelen usar imanes en el rotor alimentados por corriente continua de la red eléctrica. Dado que la red suministra corriente alterna, hay que convertir la corriente alterna en corriente continua antes de enviarla a las bobinas arrolladas a los electroimanes del rotor.

    Los electroimanes del rotor están conectados a la corriente mediante escobillas y anillos rozantes en el árbol (eje) del generador.

    Cambio de la velocidad de giro del generador

    Un generador tetrapolar

    La velocidad de un generador (o motor) que está directamente conectado a una red trifásica es constante y está impuesta por la frecuencia de la red, tal y como vimos en la página anterior.

    Sin embargo, si dobla el número de imanes que hay en el estator, puede asegurar que el campo magnético girará a la mitad de la velocidad.

    En el dibujo de la izquierda se ve como el campo magnético se mueve ahora en el sentido de las agujas del reloj durante media revolución antes de alcanzar de nuevo el mismo polo magnético. Simplemente hemos conectado los seis imanes a las tres fases en el sentido de las agujas del reloj.

    Este generador (o motor) tiene cuatro polos en todo momento, dos polos sur y dos polos norte. Dado que un generador sólo completará media revolución por ciclo, obviamente dará 25 revoluciones por segundo en una red de 50 Hz, o 1500 revoluciones por minuto (rpm.).

    Al doblar el número de polos en el estator de un generador síncrono, tendremos que doblar el número de imanes en el rotor, tal y como se ve en el dibujo. En caso contrario, los polos no irían parejos (podríamos utilizar dos imanes en forma de herradura en este caso).

    Otros números de polos

    Obviamente, podemos repetir lo que acabamos de hacer, e introducir otro par de polos, simplemente añadiendo 3 electroimanes más en el estator. Con 9 imanes conseguimos una máquina de 6 polos, que girará a 1000 rpm. en una red de 50 Hz. Los resultados generales son los siguientes:

    Velocidades de un generador síncrono (rpm)

    Número de polos

    50 Hz

    60 Hz

    2

    3000

    3600

    4

    1500

    1800

    6

    1000

    1200

    8

    750

    900

    10

    600

    720

    12

    500

    600

    El término "velocidad del generador síncrono" se refiere a la velocidad del generador cuando está girando de forma síncrona con la frecuencia de red. Esto es aplicable a todo tipo de generadores, sin embargo: en el caso de generadores asíncronos (o de inducción) equivale a la velocidad en vacío del generador.

    ¿Generadores de baja o alta velocidad?

    La mayoría de turbinas eólicas usan generadores de 4 ó 6 polos. La razón por la que se utilizan estos generadores de velocidad relativamente alta es por ahorrar en tamaño y en costes.

    La fuerza máxima (par torsor) que un generador puede manejar depende del volumen del rotor. Para una potencia de salida dada, podrá elegir entre un gran generador (y, por lo tanto, caro) de baja velocidad, o un generador más pequeño (más barato) de alta velocidad.

    Generadores asíncronos (o de inducción)

    Nota: antes de leer esta página deberá haber completado las tres páginas anteriores sobre generadores de turbinas eólicas. La mayoría de turbinas eólicas del mundo utilizan un generador asíncrono trifásico (de jaula bobinada), también llamado generador de inducción, para generar corriente alterna. Fuera de la industria eólica y de las pequeñas unidades hidroeléctricas, este tipo de generadores no está muy extendido; aunque de todas formas, el mundo tiene una gran experiencia en tratar con ellos: Lo curioso de este tipo de generador es que fue inicialmente diseñado como motor eléctrico. De hecho, una tercera parte del consumo mundial de electricidad es utilizado para hacer funcionar motores de inducción que muevan maquinaría en fábricas, bombas, ventiladores, compresores, elevadores, y otras aplicaciones donde se necesita convertir energía eléctrica en energía mecánica. Otra de las razones para la elección de este tipo de generador es que es muy fiable, y comparativamente no suele resultar caro. Este generador también tiene propiedades mecánicas que lo hace especialmente útil en turbinas eólicas (el deslizamiento del generador, y una cierta capacidad de sobrecarga).

    El rotor de jaula

    Este es el rotor que hace que el generador asíncrono sea diferente del generador síncrono. El rotor consta de un cierto número de barras de cobre o de aluminio, conectadas eléctricamente por anillos de aluminio finales.

    En el dibujo del principio de la página puede verse el rotor provisto de un núcleo de "hierro", utilizando un apilamiento de finas láminas de acero aisladas, con agujeros para las barras conductoras de aluminio. El rotor se sitúa en el centro del estator, que en este caso se trata de nuevo de un estator tetrapolar, conectado directamente a las tres fases de la red eléctrica.

    Funcionamiento como motor

    Cuando se conecte a la corriente, la máquina empezará a funcionar como motor, girando a una velocidad ligeramente inferior a la velocidad síncrona del campo magnético del estator. ¿Qué es lo que ocurre?

    Si miramos las barras del rotor desde arriba (en el dibujo de la derecha) tenemos un campo magnético moviéndose respecto al rotor. Esto induce una corriente muy elevada en las barras del rotor, que apenas ofrecen resistencia, pues están cortocircuitadas por los anillos finales.

    El rotor desarrolla entonces sus propios polos magnéticos, que se ven, por turnos, arrastrados por el campo magnético giratorio del estator.

    Funcionamiento como generador

    Ahora bien, ¿qué es lo que ocurre si hacemos girar el rotor de forma manual a, exactamente, la velocidad síncrona del generador, p.ej. 1500 rpm. (revoluciones por minuto) para el generador síncrono tetrapolar, tal y como se vio en la página anterior? La respuesta es: nada. Dado que el campo magnético gira exactamente a la misma velocidad que el rotor, no se produce ningún fenómeno de inducción en el rotor, por lo que no interaccionará con el estator.

    ¿Y si aumentamos la velocidad por encima de las 1500 rpm.? En ese caso el rotor se mueve más rápidamente que el campo magnético giratorio del estator, lo que significa que, una vez más, el estator inducirá una gran corriente en el rotor. Cuanto más rápidamente hagamos girar el rotor, mayor será la potencia transferida al estator en forma de fuerza electromagnética, y posteriormente convertida en electricidad suministrada a la red eléctrica.

    Deslizamiento del generador

    La velocidad de un generador asíncrono variará con la fuerza de giro (momento, o par torsor) que se le aplique. En la práctica, la diferencia entre la velocidad de rotación a potencia máxima y en vacío es muy pequeña, alrededor de un 1 por ciento. Esta diferencia en porcentaje de la velocidad síncrona es el llamado deslizamiento del generador. Así pues, un generador tetrapolar girará en vacío a 1500 rpm. si se conecta a una red con una corriente de 50 Hz. Si el generador está funcionando a la máxima potencia, girará a 1515 rpm. El hecho de que el generador aumente o disminuya ligeramente su velocidad si el par torsor varía es una propiedad mecánica muy útil. Esto significa que habrá menor rotura y desgaste en la caja multiplicadora (menor par torsor máximo). Esta es una de las razones más importantes para la utilización de generadores asíncronos, en lugar de generadores síncronos, en aerogeneradores directamente conectados a la red eléctrica.

    Ajuste automático de los polos del rotor

    ¿Se ha dado cuenta de que no especificamos el número de polos del estator cuando describíamos el rotor? Lo bueno del rotor de jaula es que él mismo adapta el número de polos del estator de forma automática. Así pues, un mismo rotor puede ser utilizado con una gran variedad de números de polos.

    Requerimientos de conexión a la red

    En la página sobre el generador síncrono de imán permanente mostramos que podía funcionar como generador sin conexión a la red pública.

    En un generador asíncrono es diferente, pues precisa que el estator esté magnetizado por la red antes de funcionar.

    Sin embargo, se puede hacer funcionar un generador asíncrono de forma autónoma si se le provee de condensadores que le suministren la corriente magnetizante necesaria. También es preciso que haya algo de remanencia en el hierro del rotor, es decir, algo de magnetismo restante, cuando se ponga en marcha la turbina (en caso contrario, necesitará una batería y electrónica de potencia, o un pequeño generador diesel, para arrancar el sistema).

    Cambio del número de polos del generador

    Tal vez esté pensando que un estator con el doble de imanes será el doble de caro, pero en realidad no ocurre así. De cualquier forma, los generadores (y motores) están fabricados con un gran número de imanes estatóricos, tal y como se ve en el dibujo (en el dibujo aún no se han añadido los devanados estatóricos arrollados al hierro).

    La razón de esta disposición es que se desea minimizar el entrehierro entre el rotor y el estator. Al mismo tiempo es necesario refrigerar los imanes. El hierro del estator consta en realidad de un gran número de delgadas (0,5 mm) láminas de acero aisladas, que se apilan para formar el hierro del estator. Esta disposición en capas se realiza para evitar que las corrientes parásitas en el hierro del estator disminuyan la eficiencia del generador.

    Así pues, el problema de proveer de más polos a un generador asíncrono de jaula bobinada se reduce a conectar de distinta forma los imanes vecinos: bien cogemos un grupo de imanes a la misma vez, conectándolos a la misma fase conforme nos vamos moviendo alrededor del estator, o bien cambiamos a la siguiente fase cada vez que tenemos un nuevo imán.

    Generador de número de polos variable, dos velocidades

    Algunos fabricantes equipan sus turbinas con dos generadores, uno pequeño para periodos de vientos suaves, y otro grande para periodos de vientos fuertes.

    Un diseño más común en las máquinas más nuevas es un generador de número de polos variable, es decir, generadores en los que (dependiendo de como están conectados los imanes del estator) puede funcionar con diferente número de polos y, por tanto, a distinta velocidad de rotación.

    Algunos generadores se fabrican por encargo como dos-en-uno, es decir, que son capaces de funcionar como, p.ej., un generador de 400 kW o uno de 2000 kW, y a dos velocidades diferentes. Este diseño se está extendiendo cada vez más en toda la industria.

    Si vale o no la pena de utilizar un generador doble o un mayor número de polos para los vientos suaves dependerá de la distribución de velocidades del viento local, y los costes de los polos adicionales comparado con el precio que el propietario de la turbina obtiene por la electricidad (deberá tener presente que el contenido energético de los vientos suaves es muy bajo).

    Sin embargo, una buena razón para utilizar un sistema de generador doble es que puede hacer funcionar su turbina a más baja velocidad de rotación a bajas velocidades de viento. Esto supone a la vez una mayor eficiencia (aerodinámicamente), y un menor ruido de las palas del rotor (que sólo suele suponer un problema a bajas velocidades del viento).

    Y a todo esto, es posible que usted tenga algunos motores de número de polos variable en su casa sin ni siquiera saberlo: las lavadoras que también centrifugan suelen tener motores con número de polos variable capaces de girar a baja velocidad para lavar y a alta velocidad para centrifugar. De igual forma, los ventiladores de su cocina pueden estar construidos para funcionar a dos o tres velocidades diferentes (en este último caso, con un ventilador de velocidad variable, puede emplear lo que ha aprendido sobre la energía en el viento : si quiere extraer de su casa una cantidad de aire dos veces superior por minuto utilizando el mismo ventilador, gastará ocho veces más de electricidad).

    Generadores de deslizamiento variable para turbinas eólicas

    Durante muchos años, los fabricantes de motores eléctricos se han enfrentado al problema de que sus motores sólo podían girar a velocidades casi fijas , determinadas por el número de polos del motor.

    Tal y como vimos en la página anterior, el deslizamiento del motor (o generador) en una máquina asíncrona (de inducción) suele ser muy pequeño por cuestiones de eficiencia, por lo que la velocidad de giro variará alrededor de un uno por ciento entre el régimen en vacío y a plena carga.

    Sin embargo, el deslizamiento es función de la resistencia (medida en ohmios) de los devanados del rotor del generador. A mayor resistencia, mayor deslizamiento. Por lo que una de las formas de variar el deslizamiento es variar la resistencia del rotor. De esta forma puede aumentarse el deslizamiento del rotor hasta, p.ej., un 10 por ciento.

    En motores, esto suele hacerse mediante un rotor bobinado, es decir, un rotor con cables de cobre arrollados conectados en estrella, y conectados a resistencias variables externas, además de un sistema de control electrónico para operar las resistencias. La conexión suele hacerse con escobillas y anillos rozantes, lo que supone un claro inconveniente respecto al diseño técnico elegante y simple de una máquina de rotor de jaula bobinada. También introduce partes que se desgastan en el generador, por lo que requiere un mantenimiento adicional.

    Opti Slip®

    Una variación interesante del generador de inducción de deslizamiento variable evita los problemas que introducen los anillos rozantes, las escobillas, las resistencias externas y, a su vez, el mantenimiento.

    Montando las resistencias externas en el propio rotor, así como el sistema electrónico, todavía le queda el problema de cómo comunicarle al rotor la cantidad de deslizamiento que necesita. Sin embargo, esta comunicación puede hacerse de forma muy elegante, usando comunicaciones de fibra óptica, y enviando la señal a través de la electrónica del rotor cada vez que pasa por una fibra óptica fija.

    Funcionamiento a velocidad variable de una turbina de regulación por cambio del ángulo de paso ("pitch controlled")

    Como se mencionó en la página anterior, ser capaz de hacer funcionar una turbina a velocidad variable supone muchas ventajas.

    Una de las razones por las que se puede querer hacer funcionar la turbina a velocidad variable es que el control del ángulo de paso (control del par torsor para evitar sobrecargas en la caja multiplicadora y en el generador, variando el ángulo de paso de las palas) es un proceso mecánico. Lo cual significa que el tiempo de reacción del mecanismo de cambio del ángulo de paso viene a ser un factor crítico en el diseño de turbinas.

    Sin embargo, si se tiene un generador de deslizamiento variable, se puede empezar a aumentar el deslizamiento una vez se esté cerca de la potencia nominal de la turbina. La estrategia de control aplicada en un diseño ampliamente utilizado en turbinas danesas es la de hacer funcionar el generador a la mitad de su deslizamiento máximo cuando la turbina está funcionando cerca de su potencia nominal. Cuando sopla una ráfaga de viento, las señales del mecanismo de control hacen que el deslizamiento aumente para permitir que el rotor gire un poco más rápidamente, hasta que el mecanismo de cambio del ángulo de paso puede hacer frente a la situación, girando las palas más hacia afuera del viento. Una vez que el mecanismo de cambio del paso ha hecho su trabajo, el deslizamiento disminuye de nuevo. En el caso de que el viento caiga de repente, el mecanismo aplicado es el inverso.

    Aunque estos conceptos puedan parecer simples, asegurar que los dos mecanismos de control cooperen de forma eficiente es todo un reto técnico.

    Mejora de la calidad de potencia

    Puede objetar que hacer funcionar un generador con un alto deslizamiento produce más calor, lo hace que el generador trabaje menos eficientemente. Sin embargo, esto no constituye un problema en sí mismo, ya que la única alternativa es gastar el exceso de energía orientando las palas del rotor fuera del viento, al cambiar el ángulo de paso.

    Uno de los beneficios reales de utilizar la estrategia de control que aquí se menciona es la obtención de una mejor calidad de potencia, dado que las fluctuaciones en la potencia de salida son absorbidas o compensadas variando el deslizamiento del generador, y almacenando o liberando parte de la energía en forma de energía rotacional en el rotor de la turbina eólica.

    Generación de corriente alterna (CA) a frecuencia variable

    La mayoría de aerogeneradores funcionan a una velocidad casi constante con conexión directa a red. Sin embargo, con conexión indirecta a red, el generador de la turbina eólica funciona en su propia mini-red separada de corriente alterna, como se ilustra en el gráfico. Esta red está controlada electrónicamente (utilizando un inversor), por lo que puede variarse la frecuencia de la corriente alterna en el estator del generador. De esta forma se puede hacer funcionar la turbina a una velocidad de giro variable. Así pues, la turbina generará corriente alterna exactamente a la frecuencia variable aplicada al estator.

    El generador puede ser bien un generador síncrono o un generador asíncrono, y la turbina puede tener una caja multiplicadora, como en la imagen de arriba, o no tenerla, si el generador tiene muchos polos, como se explica en la página siguiente.

    Conversión a corriente continua (CC)

    La corriente alterna de frecuencia variable no puede ser tratada en la red eléctrica pública. Deberemos, por tanto, rectificarla, es decir, convertirla en corriente continua (CC). La conversión de corriente alterna de frecuencia variable a corriente continua puede hacerse utilizando tiristores o grandes transistores de potencia.

    Conversión a corriente alterna de frecuencia fija

    Posteriormente convertimos la corriente continua (fluctuante) a corriente alterna (utilizando un inversor) de exactamente la misma frecuencia que la de la red eléctrica pública. Esta conversión de corriente alterna en el inversor también puede hacerse utilizando tiristores o transistores.

    Los tiristores o transistores de potencia son grandes interruptores de material semiconductor que funcionan sin partes mecánicas. A primera vista, la clase de corriente alterna que se obtiene de un inversor tiene un aspecto bastante feo (nada que ver con la suave curva sinusoidal que aprendimos cuando estudiábamos corriente alterna). En lugar de eso, lo que se tiene es una serie de saltos bruscos en la tensión y en la corriente, como puede verse en la animación de arriba.

    Filtrado de la corriente alterna

    Sin embargo, las formas de onda rectangulares pueden ser suavizadas utilizando las inductancias y condensadores apropiados, en lo que se da en llamar filtro. Sin embargo, la apariencia más o menos dentada de la tensión no desaparece completamente, tal y como se explica más abajo.

    Ventajas de la conexión indirecta a red: velocidad variable

    La ventaja de la conexión indirecta a red es que permite hacer funcionar la turbina eólica a velocidad variable.

    La principal ventaja es que permite que el rotor gire más rápidamente durante ráfagas de viento, y almacenar así parte del exceso de energía en forma de energía rotacional hasta que la ráfaga haya terminado. Obviamente, esto requiere de una estrategia de control muy inteligente, pues debemos ser capaces de distinguir entre ráfaga y altas velocidades de viento en general. De está forma es posible reducir el par torsor máximo (reduciendo así deterioro del multiplicador y del generador), así como las cargas de fatiga en la torre y en las palas del rotor.

    La ventaja secundaria es que con la electrónica de potencia se puede controlar la potencia reactiva (es decir, el desfase de la corriente respecto a la tensión en la red de corriente alterna), y así mejorar la calidad de potencia de la red eléctrica. Esto puede ser particularmente útil en turbinas funcionando en una red eléctrica débil.

    Teóricamente, la velocidad variable también supone una ligera ventaja en términos de producción anual, puesto que permite hacer funcionar una máquina a la velocidad óptima de giro, dependiendo de la velocidad del viento. Sin embargo, desde el punto de vista económico la ventaja es tan pequeña que apenas merece la pena mencionarlo.

    Desventajas de la conexión indirecta a red

    La desventaja básica de la conexión indirecta a red es el coste. Como acabamos de ver, la turbina necesitará un rectificador y dos inversores, uno para controlar la corriente del estator, y el otro para generar la corriente de salida. Actualmente, parece ser que el coste de la electrónica de potencia excede a los beneficios que reporta el hecho de construir turbinas más ligeras, aunque esto puede cambiar cuando el coste de la electrónica de potencia disminuya. Mirando las estadísticas de operación de aerogeneradores con electrónica de potencia (publicadas por el instituto alemán ISET), parece también que las tasas de disponibilidad de estas máquinas están por debajo de las de las máquinas convencionales, debido a fallos en la electrónica de potencia.

    Otras desventajas son la pérdida de energía en el proceso de conversión CA-CC-CA, y el hecho de que la electrónica de potencia puede introducir distorsión armónica de la corriente alterna en la red eléctrica y, por tanto, reducir la calidad de potencia.

    La distorsión armónica se produce porque el proceso de filtrado mencionado arriba no es perfecto, y puede dejar algunos "tonos agudos" (múltiplos de la frecuencia de la red) en la corriente de salida.

    Cajas multiplicadoras para aerogeneradores

    ¿Por qué utilizar una caja multiplicadora?

    La potencia de la rotación del rotor de la turbina eólica es transferida al generador a través del tren de potencia, es decir, a través del eje principal, la caja multiplicadora y el eje de alta velocidad, como vimos en la página con los componentes de un aerogenerador.

    Pero, ¿por qué utilizar una caja multiplicadora? ¿No podríamos hacer funcionar el generador directamente con la energía del eje principal?

    Si usásemos un generador ordinario, directamente conectado a una red trifásica de CA (corriente alterna) a 50 Hz, con dos, cuatro o seis polos, deberíamos tener una turbina de velocidad extremadamente alta, de entre 1000 y 3000 revoluciones por minuto (rpm.), como podemos ver en la página sobre cambio de la velocidad de giro del generador. Con un rotor de 43 metros de diámetro, esto implicaría una velocidad en el extremo del rotor de bastante más de dos veces la velocidad del sonido, así es que deberíamos abandonar esta opción.

    Otra posibilidad es construir un generador de CA lento con muchos polos. Pero si quisiera conectar el generador directamente a la red, acabaría con un generador de 200 polos (es decir, 300 imanes) para conseguir una velocidad de rotación razonable de 30 rpm.

    Otro problema es que la masa del rotor del generador tiene que ser aproximadamente proporcional a la cantidad de par torsor (momento, o fuerza de giro) que tiene que manejar. Así que, en cualquier caso, un generador accionado directamente será muy pesado (y caro).

    Menos par torsor, más velocidad

    La solución práctica, utilizada en dirección contraria en muchas máquinas industriales, y que está relacionada con los motores de automóviles, es la de utilizar un multiplicador.

    Con un multiplicador hace la conversión entre la potencia de alto par torsor, que obtiene del rotor de la turbina eólica girando lentamente, y la potencia de bajo par torsor, a alta velocidad, que utiliza en el generador.

    La caja multiplicadora de la turbina eólica no "cambia las velocidades". Normalmente, suele tener una única relación de multiplicación entre la rotación del rotor y el generador. Para una máquina de 600 ó 750 kW, la relación de multiplicación suele ser aproximadamente de 1:50.

    La fotografía de abajo muestra una caja multiplicadora para aerogenerador de 1,5 MW. Esta particular caja multiplicadora es un tanto inusual, pues tiene bridas para acoplar dos generadores en la parte de alta velocidad (en la derecha). Los accesorios naranja, que están justo debajo de los dispositivos de sujeción de los generadores (derecha), son frenos de emergencia de disco accionados hidráulicamente. El fondo puede ver la parte inferior de una góndola para una turbina de 1,5 kW.

    El controlador electrónico de la turbina eólica

    El controlador de la turbina eólica consta de varios ordenadores que continuamente supervisan las condiciones de la turbina eólica, y recogen estadísticas de su funcionamiento. Como su propio nombre indica, el controlador también controla un gran número de interruptores, bombas hidráulicas, válvulas y motores dentro de la turbina.

    Cuando el tamaño de una turbina eólica crece hasta máquinas de megavatios, se hace incluso más importante que su tasa de disponibilidad sea alta, es decir, que funcionen de forma segura todo el tiempo.

    Comunicación con el mundo exterior

    El controlador se comunica con el propietario o el operador de la turbina eólica mediante un enlace de comunicación, como por ejemplo, enviando alarmas o solicitudes de servicio a través del teléfono o de un enlace radiofónico. También es posible llamar a la turbina eólica para que recoja estadísticas, y revise su estado actual. En parques eólicos, normalmente una de las turbinas estará equipada con un PC, desde el que es posible controlar y recoger datos del resto de los aerogeneradores del parque. Este PC será llamado a través de una línea telefónica o un enlace radiofónico.

    Comunicaciones internas

    Normalmente, suele haber un controlador en la parte inferior de la torre y otro en la góndola. En los modelos recientes de aerogeneradores, la comunicación entre controladores suele hacerse utilizando fibra óptica. La imagen de la derecha muestra una unidad de comunicaciones de fibra óptica.

    En algunos modelos recientes, hay un tercer controlador situado en el buje del rotor. Esta unidad suele comunicarse con la góndola utilizando comunicaciones en serie, a través de un cable conectado con anillos rozantes y escobillas al eje principal.

    Mecanismos de autoprotección y redundancia

    Los ordenadores y sensores suelen estar por duplicado (son redundantes) en todas las áreas de precisión, de seguridad o de servicio, de las máquinas grandes más nuevas. El controlador compara continuamente las lecturas de las medidas en toda la turbina eólica, para asegurar que tanto los sensores como los propios ordenadores funcionan correctamente. La fotografía del principio de la página muestra el controlador de una máquina de un megavatio, que tiene dos ordenadores centrales (quitamos la tapa en uno de los dos ordenadores para mostrar la electrónica).

    ¿Qué está monitorizado?

    Es posible monitorizar o fijar alrededor de entre 100 y 500 valores de parámetros en una turbina eólica moderna. Por ejemplo, el controlador puede contrastar la velocidad de rotación del rotor, el generador, su voltaje y corriente. Además, los rayos y su carga pueden ser registrados. También pueden realizarse medidas de la temperatura del aire exterior, la temperatura en los armarios electrónicos, la temperatura del aceite en el multiplicador, la temperatura de los devanados del generador, la temperatura de los cojinetes del multiplicador, la presión hidráulica, el ángulo de paso de cada pala del rotor (en máquinas de regulación por cambio del ángulo de paso -pitch controlled- o de regulación activa por pérdida aerodinámica -active stall controlled-), el ángulo de orientación (contando el número de dientes en la corona de orientación), el número de vueltas en los cables de alimentación, la dirección del viento, la velocidad del viento del anemómetro, el tamaño y la frecuencia de las vibraciones en la góndola y en las palas del rotor, el espesor de las zapatas del freno, si la puerta de la torre está abierta o cerrada (sistema de alarma).

    Estrategias de control

    Muchos de los secretos de empresa de los fabricantes de aerogeneradores se encuentran en la forma en que el controlador interacciona con los componentes de la turbina eólica. Las mejores estrategias de control son responsables de una parte importante del crecimiento de la productividad de los aerogeneradores en los últimos años.

    Una estrategia interesante seguida por algunos fabricantes es la de adaptar la estrategia operacional al clima eólico local. De esta forma, puede ser posible, por ejemplo, minimizar el desgaste y la rotura de la máquina durante los (raros) periodos de clima tormentoso.

    Control de la calidad de potencia en aerogeneradores

    La mayoría de la gente piensa en el controlador como la unidad que hace funcionar el aerogenerador; por ejemplo, que orienta la turbina en contra del viento, que vigila que los sistemas de seguridad funcionen correctamente y que conecta la turbina.

    El controlador hace de hecho todas estas cosas, pero también vigila la calidad de potencia de la corriente generada por la turbina eólica.

    Conexión a la red y calidad de potencia

    En la sección sobre calidad de potencia veremos como las compañías exigen que la conexión a red de los aerogeneradores se realice "suavemente", y qué requerimientos tienen respecto a que la corriente alterna y la tensión se muevan de forma sincronizada la una respecto a la otra.

    La fotografía de la derecha muestra la parte de alta tensión de un controlador de una máquina de 1 megavatio. Esta parte del controlador opera, por ejemplo, los tiristores ,que aseguran un acoplamiento suave a la red eléctrica.

    Control de la potencia reactiva

    Típicamente, la tensión y la corriente son medidas 128 veces por ciclo de corriente alterna (es decir, 50 x 128 veces por segundo o 60 x 128 veces por segundo, dependiendo de la frecuencia de la red eléctrica). Partiendo de esto, un procesador DSP calcula la estabilidad de la frecuencia de la red, así como la potencia activa y reactiva de la turbina (la componente reactiva de la potencia es básicamente una cuestión de si la tensión y la corriente están o no en fase).

    Para asegurar que la calidad de potencia sea la adecuada, el controlador debe conectar y desconectar un gran número de condensadores eléctricos, que ajustarán la potencia reactiva (es decir, el ángulo de fase entre la tensión y la corriente). Como puede ver en la fotografía de la izquierda, un banco de condensadores conmutables es en sí mismo una unidad bastante grande en una máquina de 1 megavatio.

     

    Compatibilidad electromagnética ("EMC")

    En una turbina eólica, alrededor de los cables para transporte de energía y de los generadores, hay campos electromagnéticos muy potentes. Esto implica que la electrónica del sistema de control tiene que ser insensible a estos campos electromagnéticos.

    Y a la inversa, la electrónica no debería emitir radiación electromagnética que pueda inhibir el funcionamiento de otros equipos electrónicos. La imagen de la izquierda muestra una sala libre de radiación con paredes de metal en el laboratorio de uno de los mayores fabricantes de controladores de aerogeneradores. El equipo de la sala se utiliza para medir las emisiones electromagnéticas de los componentes de los controladores.

    DISSEÑO DE AEROGENERADORES

    Diseño de aerogeneradores: consideraciones básicas de carga

    Cuando se construyen aerogeneradores o helicópteros, deben tenerse en cuenta la resistencia, el comportamiento dinámico y las propiedades de fatiga de los materiales y de todo el conjunto.

    Cargas extremas (fuerzas)

    Los aerogeneradores están construidos para atrapar la energía cinética (de movimiento) del viento. Así pues, se preguntará porqué los modernos aerogeneradores no se construyen con un gran número de palas del rotor, como en los viejos molinos de viento "americanos" que ha visto en la películas del Oeste.

    Sin embargo, las turbinas con muchas palas o con palas muy anchas, esto es, turbinas con un rotor muy sólido, estarán sujetas a fuerzas muy grandes, cuando el viento sopla a una velocidad de huracán (recuerde que el contenido energético del viento varía con la tercera potencia -el cubo- de la velocidad del viento).

    Los fabricantes de aerogeneradores deben certificar sus turbinas, garantizando que una vez cada 50 años pueden soportar vientos extremos de unos 10 minutos de duración.

    Por lo tanto, para limitar la influencia de los vientos extremos, los fabricantes de turbinas optan por construir turbinas con pocas palas, largas y estrechas.

    Para compensar la estrechez de las palas de cara al viento, los fabricantes de turbinas prefieren dejar que las turbinas giren relativamente rápidas.

    Cargas de fatiga (fuerzas)

    Las aerogeneradores están sujetos a vientos fluctuantes y, por tanto, a fuerzas fluctuantes. Esto se da particularmente en el caso de estar emplazados en un clima eólico muy turbulento.

    Los componentes sujetos a una flexión repetida pueden desarrollar grietas, que en última instancia pueden provocar la rotura del componente. Un ejemplo de esto es la enorme máquina alemana Growian (100 m de diámetro de rotor), que tuvo que ponerse fuera de servicio en menos de 3 semanas de funcionamiento. La fatiga del metal es un problema bien conocido en muchas industrias. Así pues, generalmente el metal no se elige como material para las palas del rotor.

    En el diseño de una turbina eólica, es muy importante calcular por anticipado como vibrarán los diferentes componentes, tanto individualmente como en conjunto. También es importante calcular las fuerzas que participan en cada flexión y estiramiento de un componente.

    De esto se ocupa la dinámica estructural, donde los físicos han desarrollado modelos matemáticos de ordenador que analizan el comportamiento de toda la turbina eólica.

    Estos modelos son utilizados por los fabricantes de turbinas para diseñar sus máquinas de forma segura.

    Dinámica estructural: un ejemplo *)

    Una torre de aerogenerador de 50 m de alta tendrá tendencia a oscilar de un lado a otro cada 3 segundos, aproximadamente. La frecuencia a la que la torre oscila de un lado al otro se denomina frecuencia propia de la torre. La frecuencia propia depende de la altura de la torre, el espesor de la pared de la torre, el tipo de acero y del peso de la góndola y el rotor.

    Ahora bien, cada vez que la pala del rotor pasa por el abrigo de la torre, el rotor se verá un poco menos empujado contra la torre.

    Si el rotor gira con una velocidad de rotación tal que una pala pasa la torre cada vez que la torre está en una de sus posiciones extremas, entonces la pala del rotor puede bien amortiguar o amplificar (reforzar) las oscilaciones de la torre.

    Las propias palas del rotor son también flexibles y pueden tener tendencia a vibrar, digamos, una vez por segundo. Como puede ver, es muy importante conocer las frecuencias propias de todos los componentes para diseñar una turbina segura, que no oscile fuera de control.

    *) Un ejemplo muy espectacular de las fuerzas de dinámica estructural trabajando bajo la influencia del viento (oscilaciones de torsión subamortiguadas) es el famoso derrumbamiento de puente de Tacoma (cerca de Seattle, en los Estados Unidos).

    Aerogeneradores: ¿Máquinas de eje horizontal o vertical?

    Aerogeneradores de eje horizontal

    La mayor parte de la tecnología descrita en estas páginas se refiere a aerogeneradores de eje horizontal (o "HAWTs", que corresponde a las siglas de la denominación inglesa "horizontal axis wind turbines").

    La razón es simple: todos los aerogeneradores comerciales conectados a la red se construyen actualmente con un rotor tipo hélice de eje horizontal (es decir, de eje principal horizontal).

    Por supuesto, la finalidad del rotor es la de convertir el movimiento lineal del viento en energía rotacional que pueda ser utilizada para hacer funcionar el generador. El mismo principio básico es el que se utiliza en las modernas turbinas hidráulicas, en las que la corriente de agua es paralela al eje de rotación de los álabes de la turbina.

    Aerogeneradores de eje vertical

    Eole C, un aerogenerador de eje vertical Darrieus de 4200 kW, con un diámetro de rotor de 100 m, en Cap Chat, Québec (Canadá). Esta máquina (que es el aerogenerador más grande del mundo) ya no está operacional. Fotografia Søren Krohn
    © 1997 DWIA

    Como probablemente recordará, en las clásicas norias de agua el agua llegaba en ángulo recto (perpendicular) respecto al eje de rotación de la noria.

    Los aerogeneradores de eje vertical (o "VAWTs", como algunos les llaman) son como las norias en ese sentido (algunos tipos de turbinas de eje vertical realmente también podrían trabajar con un eje horizontal, aunque apenas serían capaces de mejorar la eficiencia de una turbina de tipo hélice).

    La única turbina de eje vertical que ha sido comercialmente fabricada a todos los volúmenes es la máquina Darrieus, que debe su nombre al ingeniero francés Georges Darrieus, quien patentó el diseño en 1931 (fue producida por la compañía estadounidense FloWind, que quebró en 1997). La máquina Darrieus se caracteriza por sus palas en forma de C, que le hacen asemejarse a un batidor de huevos. Normalmente se construye con dos o tres palas.

    Las principales ventajas teóricas de una máquina de eje vertical son:

    1) Puede situar el generador, el multiplicador, etc. en el suelo, y puede no tener que necesitar una torre para la máquina.

    2) No necesita un mecanismo de orientación para girar el rotor en contra del viento.

    Las principales desventajas son:

    1) Las velocidades del viento cerca del nivel del suelo son muy bajas, por lo que a pesar de que puede ahorrase la torre, sus velocidades de viento serán muy bajas en la parte más inferior de su rotor.

    2) La eficiencia promedio de las máquinas de eje vertical no es impresionante.

    3) La máquina no es de arranque automático (es decir, una máquina Darrieus necesitará un "empuje" antes de arrancar. Sin embargo, esto es sólo un inconveniente sin importancia, ya que puede utilizar el generador como motor absorbiendo corriente de red para arrancar la máquina).

    4) La máquina puede necesitar cables tensores que la sujeten, aunque esta solución no es practicable en áreas muy cultivadas.

    5) Para sustituir el cojinete principal del rotor se necesita desmontar el rotor, tanto en las máquinas de eje horizontal como en las de eje vertical. En el caso de las últimas, esto implica que toda la máquina deberá ser desmontada (esta es la razón por la que EOLE 4 del dibujo ya no está en funcionamiento).

    Aerogeneradores: ¿con rotor a barlovento o a sotavento?

    Máquinas con rotor a barlovento

    Las máquinas con rotor a barlovento tienen el rotor de cara al viento. La principal ventaja de los diseños corriente arriba es que se evita el abrigo del viento tras la torre. Con mucho, la gran mayoría de los aerogeneradores tienen este diseño. Por otro lado, también hay algo de abrigo enfrente de la torre, es decir, el viento empieza a desviarse de la torre antes de alcanzarla, incluso si la torre es redonda y lisa. Así pues, cada vez que el rotor pasa por la torre, la potencia del aerogenerador cae ligeramente.

    El principal inconveniente de los diseños corriente arriba es que el rotor necesita ser bastante inflexible, y estar situado a una cierta distancia de la torre (como muchos fabricantes han averiguado de su coste). Además, una máquina corriente arriba necesita un mecanismo de orientación para mantener el rotor de cara al viento.

    Máquinas con rotor a sotavento

    Pequeña turbina con rotor a sotavento (22 kW). Puede observar que las palas del rotor están plegadas hacia fuera de la torre formando un cono ("coning").

    Las máquinas con rotor a sotavento tienen el rotor situado en la cara a sotavento de la torre. La ventaja teórica que tienen es que pueden ser construidos sin un mecanismo de orientación, si el rotor y la góndola tienen un diseño apropiado que hace que la góndola siga al viento pasivamente. Sin embargo, en grandes máquinas ésta es una ventaja algo dudosa, pues se necesitan cables para conducir la corriente fuera del generador. ¿Cómo destorsiona los cables si la máquina ha estado orientándose de forma pasiva en la misma dirección durante un largo periodo de tiempo, si no dispone de un mecanismo de orientación? (Los anillos rozantes o los colectores mecánicos no son muy buena idea si se está trabajando con corrientes de 1000 amperios).

    Una ventaja más importante es que el rotor puede hacerse más flexible. Esto supone una ventaja tanto en cuestión de peso como de dinámica estructural de la máquina, es decir, las palas se curvarán a altas velocidades del viento, con lo que le quitarán parte de la carga a la torre.

    El inconveniente principal es la fluctuación de la potencia eólica, debida al paso del rotor a través del abrigo de la torre. Esto puede crear más cargas de fatiga en la turbina que con un diseño corriente arriba.

    Aerogeneradores: ¿Cuántas palas?

    ¿Por qué no un número par de palas?

    Los ingenieros de modernos aerogeneradores evitan construir grandes máquinas con un número impar de palas. La razón más importante es la estabilidad de la turbina. Un rotor con un número impar de palas (y como mínimo tres palas) puede ser considerado como un disco a la hora de calcular las propiedades dinámicas de la máquina.

    Un rotor con un número par de palas puede dar problemas de estabilidad en una máquina que tenga una estructura rígida. La razón es que en el preciso instante en que la pala más alta se flexiona hacia atrás, debido a que obtiene la máxima potencia del viento, la pala más baja pasa por la sombra del viento de enfrente de la torre.

    El concepto tripala danés

    'Recursos eólicos'
    La mayoría de aerogeneradores modernos tienen diseños tripala, con el rotor a barloviento (en la cara de la torre que da al viento), usando motores eléctricos en sus mecanismos de orientación. A este diseño se le suele llamar el clásico "concepto danés", y tiende a imponerse como estándar al resto de conceptos evaluados. La gran mayoría de las turbinas vendidas en los mercados mundiales poseen este diseño. El concepto básico fue introducido por primera vez por el célebre aerogenerador de Gedser.

    Concepto bipala (oscilante/basculante)

    Los diseños bipala de aerogeneradores tienen la ventaja de ahorrar el coste de una pala y, por su puesto, su peso. Sin embargo, suelen tener dificultades para penetrar en el mercado, en parte porque necesitan una mayor velocidad de giro para producir la misma energía de salida. Esto supone una desventaja tanto en lo que respecta al ruido como al aspecto visual. Últimamente, varios fabricantes tradicionales de máquinas bipala han cambiado a diseños tripala.

    Las máquinas bi y monopala requieren de un diseño más complejo, con un rotor basculante (buje oscilante), como el que se muestra en el dibujo, es decir, el rotor tiene que ser capaz de inclinarse, con el fin de evitar fuertes sacudidas en la turbina cada vez que una de las palas pasa por la torre. Así pues el rotor está montado en el extremo de un eje perpendicular al eje principal, y que gira junto con el eje principal. Esta disposición puede necesitar de amortiguadores adicionales que eviten que las palas del rotor choquen contra la torre.

    Concepto monopala