Teoria Energia Eolica

Máster en Tecnología Ambiental Universidad de Huelva y UNIA

Energías Renovables y Ahorro Energético

Energía Eólica

Febrero de 2013

Máster en Tecnología Ambiental. Universidad de Huelva y UNIA Energías Renovables y Ahorro Energético. Energía Eólica

© Manuel I. Bahamonde García; © Guillermo Ortega Ruiz Febrero de 2013 3

Energía Eólica (Resumen de contenidos)

Índice:

I. Evolución histórica I.1. Introducción I.2. La energía eólica I.3. Antecedentes históricos hasta el s. XIX I.4. Origen de los aerogeneradores I.5. Evolución de los aerogeneradores I.6. Tendencias y nuevos desarrollos I.7. Situación actual del mercado eólico II. Fundamentos teóricos II.1. La potencia del viento II.2. Potencia teórica producida por un aerogenerador II.2.1. Máxima potencia teórica producida por un aerogenerador II.3. Coeficiente de potencia. Límite de Betz II.4. Principios de aerodinámica

III. Recursos eólicos III.1. Vientos locales III.2. Efectos orográficos III.3. El viento y los recursos eólicos

III.3.1. Recursos eólicos en Europa III.3.2. Recursos eólicos en España

III.4. Medida del viento III.4.1. Medida de la velocidad: anemómetro III.4.2. Medida de la dirección: veleta III.4.3. Otros sensores III.4.4. Registrador de datos: data-logger III.4.5. Torre III.5. Variación de las características del viento con la altura III.6. Influencia del relieve del terreno III.7. Influencia de los obstáculos IV. Generadores eólicos IV.1. Generadores eólicos. Definiciones y clasificación IV.2. Pares y potencias en un generador eólico IV.3. Coeficientes del rotor de un aerogenerador IV.4. Curva de potencia de un aerogenerador IV.4.1. Curva de potencia de aerogeneradores con regulación activa IV.4.2. Curva de potencia de aerogeneradores con regulación pasiva



V. Descripción de aerogeneradores de gran potencia

V.1. Tipos de aerogeneradores V.2. Descripción de aerogeneradores

V.2.1. Aerogenerador Vestas V90-3.0 V.2.2. Aerogenerador Enercon E-70

VI. Parques Eólicos

VI.1. Fases de un Parque Eólico VI.2. Esquema de tramitación de un Parque Eólico VI.3. Aspectos favorables de los Parques Eólicos VI.4. Ventajas y desventajas de los Parques Eólicos en tierra (onshore) VI.5. Ventajas y desventajas de los Parques Eólicos marinos (offshore)

VII. Referencias VII.1. Bibliografía VII.2. Sitios web



I. Evolución histórica I.1. Introducción La aparición del homo sapiens en el planeta Tierra ha sido consustancial con la

utilización de sus recursos. El agua, el viento, los minerales, la madera y otros elementos siempre fueron utilizados y convertidos en otras formas de energía que satisfacían sus necesidades.

Los recursos energéticos de nuestro Planeta han sido utilizados durante muchos años sin atender al hecho de su escasez. Durante el último cuarto del s. XX fue en aumento la conciencia de su limitación y la necesidad del ahorro. Así, hoy en día somos conscientes que todas las fuentes primarias de energía ya tienen asignada fecha probable de agotamiento, al ritmo de extracción actual; en unos casos muy próximas como el petróleo, que se estima en unos 40 años y en otros casos más lejanas como el carbón, que se estima en unos 230 años.

Las energías renovables tienen un periodo de agotamiento unido al Sol, al cual se le

estima una vida de 5.000 millones de años. Hasta que esto ocurra un informe de la ONU nos dice que las energías renovables tienen, a nivel mundial, un potencial técnico de 7.600 exajulios/año (3,14 1014 Mtep/año). Una parte de esta ingente cantidad de energía, que le proporciona el Sol a la Tierra cada año, es la debemos saber aprovechar con nuevos desarrollos tecnológicos. Esto debe ser un reto por el que nos veremos recompensados al utilizar recursos inagotables, a escala humana, y no contaminantes.

I.2. La energía eólica La energía eólica es aquella que tiene como fuente primaria de energía el movimiento

de una masa de aire. El viento se genera por el desigual calentamiento entre unas zonas y otra de la superficie terrestre. Esto origina que el aire más caliente, con menos densidad, tienda a ascender ocupando su lugar aire más frío, con mayor densidad. Así pues, el viento es una consecuencia de la radiación solar que incide en la Tierra. Se puede afirmar que entre un 1 y un 2% de la radiación solar que llega a la Tierra se convierte en energía eólica, y sólo podemos aprovechar una pequeña parte de ella; aún así, se ha estimado que el potencial eólico es unas veinte veces el actual consumo mundial de energía, lo que hace de la energía eólica una de las fuentes de energía renovable de mayor interés.

A los efectos térmicos en la producción del viento hay que añadirles los efectos

dinámicos debidos a la rotación de la Tierra, dando lugar a la conocida como Circulación General de la Atmósfera. Otra influencia sobre el flujo de aire, que producirán variaciones locales del viento, son los efectos topográficos y climáticos.

Las masas de aire en movimiento en las capas bajas de la atmósfera poseen una gran cantidad de energía, representando un nivel de potencial energético elevado en determinadas condiciones locales y temporales. Luego, su transformación en energía útil y su aprovechamiento son hoy un hecho cada vez más frecuente.

La utilización del viento como fuente de energía ha sido una constante durante toda la

historia de la humanidad. En el siglo XX comienza un despegue de la tecnología eólica motivado por los avances en campos como: la aerodinámica, los nuevos materiales, la electricidad y la electrónica, así como los métodos de cálculo. El sector eólico se ha beneficiado en especial de los avances de la aeronáutica, siendo las palas de los aerogeneradores un ejemplo de ello.



I.3. Antecedentes históricos hasta el s. XIX Hasta la revolución industrial del siglo XIX, con la aparición de la máquina de vapor, la

única energía de origen no animal para realización de trabajo mecánico era la que provenía del medio natural, como el viento y el agua. La navegación a vela ha sido, desde los albores de la humanidad, la primera forma de aprovechamiento de la energía del viento, siendo las primeras referencias de la utilización de embarcaciones a vela las que proceden de Egipto, datadas hasta 5000 años a.C.

Las máquinas hidráulicas fueron las primeras en ser utilizadas para obtener la energía

mecánica que proporciona el agua en movimiento. En cambio, las máquinas que utilizaban la fuerza del viento se utilizaron más tarde debido a las mayores dificultades técnicas que presenta, por el comportamiento aleatorio del viento tanto en intensidad como en dirección, ya que exigen una tecnología que permita crear mecanismos de regulación y orientación de más complejidad que los empleados en los molinos hidráulicos.

Los chinos utilizaron desde tiempos inmemoriales los molinos de viento, llamados

panémonas (todos los vientos), figura I.1, que usaban para bombear agua de las salinas. Estos ingenios son de eje vertical y sus palas estaban constituidas a base de telas sujetas a largueros de madera. La posición de las palas podía variarse para regular la acción sobre el molino. Algunos historiadores sostienen que estos aparatos podrían ser los precursores de los molinos persas.

Figura I.1. Panémona china.

La difusión del molino de viento en Europa, como máquina capaz de producir energía

mecánica, sigue dos canales aparentemente independientes a partir de los siglos XI y XII. El primero de ellos se extiende a toda la zona de influencia del Mediterráneo, difundido por la civilización islámica, llegando hasta la mitad sur de la Península Ibérica, dando lugar a una tipología de molino de viento mediterráneo. El segundo toma como centro de partida el triángulo formado por Bretaña, Inglaterra y los Países Bajos.

Independientemente del origen de estas máquinas en diversos países europeos, lo cierto

es que se encuentran abundantes ejemplos de la importancia que los molinos de viento llegaron a tener en diversas aplicaciones; citemos como ejemplos relevantes los molinos castellanos utilizados para la molienda y los no menos conocidos molinos holandeses, usados desde 1430 para la desecación de los polders, todos ellos de eje horizontal.

En el siglo XVI Holanda perfecciona el diseño de los molinos y los utiliza para el

drenaje; entre los años 1609 y 1612, Beemster Polder fue drenado con la ayuda de estas máquinas; sin embargo, no sólo utilizaron los molinos para drenar el agua, sino también para extraer aceites de semillas, moler grano, etc; precisamente el nombre de molinos proviene de este tipo de aplicaciones. Una idea de la importancia que en el pasado adquirió la energía eólica nos la da el hecho de que, en el siglo XVIII, los holandeses tenían instalados y en



funcionamiento 20.000 molinos, que les proporcionaban una media de 20 kW cada uno, energía nada despreciable para las necesidades de aquella época.

Como ejemplo de molino holandés se muestra, en la figura I.2, el molino de Kat, en la

localidad de Zaanse Schans, el cual se remonta a 1646 y se dedicó a moler materiales para crear pigmentos para pinturas.

Figura I.2. Molino de Kat en Zaanse Schans. Holanda.

En el siglo XVII se producen grandes avances científicos y tecnológicos, sin embargo

estos no alteraron el diseño y construcción exterior de los molinos, aunque si mejoraron los sistemas de orientación y regulación, que a lo largo de los siglos había sido un obstáculo en el avance de la producción de energía mecánica mediante el viento.

I.4. Origen de los aerogeneradores Los molinos de viento fueron evolucionando en Europa llegando a su máximo

desarrollo tecnológico a mediados del siglo XIX. Asimismo, van apareciendo nuevos diseños para nuevas aplicaciones, así en 1724 Leopold Jacob proyecta un molino de ocho palas que mueve una bomba de pistón. Las primeras bombas eólicas aparecen en EE.UU. en 1854, son rotores de múltiples álabes acoplados a una bomba de pistón a través de un sistema biela-manivela. En 1883, en base a dicho desarrollo, aparece el pequeño molino multipala americano diseñado por Steward Perry; este molino de álabes metálicos (fig. I.3) posee un rotor de unos 3 metros de diámetro y un número de palas comprendido entre 18 y 24.

Figura I.3. Detalles de álabes metálicos.

El estadounidense Charles F. Brush (1849-1929) construyó en el invierno de 1887-88 la

primera turbina de funcionamiento automático para la generación de electricidad, la cual está basada en el molino multipala americano, tenía un diámetro de 14 m y 144 palas de madera de cedro. No obstante, aún siendo una turbina de gran tamaño, sólo movía una dinamo de 12 kW.



Esto se debe a que las turbinas de eólicas de giro lento del tipo americano no tienen una eficiencia alta. En la figura I.4 se muestra dicha turbina instalada en Cleveland (Ohio).

Figura I.4. Turbina eólica de Brush en 1888.

Un programa de desarrollo eólico del gobierno danés originó que en 1892 el profesor

Poul la Cour desarrollara el primer prototipo de un aerogenerador eléctrico. Es considerado, por tanto, el pionero de las modernas turbinas eólicas generadoras de electricidad. Además, para la realización de sus experimentos, construyó su propio túnel de viento por lo que se le puede considerar también uno de los pioneros de la moderna aerodinámica. La Cour se preocupaba también del almacenamiento de energía y utilizaba la electricidad de sus turbinas eólicas para producir electrólisis y obtener hidrógeno para las lámparas de gas de su escuela. En la figura I.5 se muestran dos aerogeneradores de prueba de La Cour en 1897, en el instituto Askov Folk, AsKov (Dinamarca).

Figura I.5. Turbinas eólicas de La Cour en 1897.

La teoría de la aerodinámica se desarrolla durante las primeras décadas del siglo XX,

permitiendo comprender la naturaleza y el comportamiento de las fuerzas que actúan alrededor de las palas de las turbinas. Los mismos científicos que la desarrollaron para usos aeronáuticos Joukowski, Drzewiechy y Sabinin en Rusia; Prandtl y Betz en Alemania; Constantin y Enfield en Francia, etc, establecen los criterios básicos que debían cumplir las nuevas generaciones de turbinas eólicas.



I.5. Evolución de los aerogeneradores El avance en la teoría aerodinámica en las primeras décadas del s. XX permitirá

comprender la naturaleza y el comportamiento de las fuerzas que actuaban alrededor de las palas de las turbinas. En los años 20 se empezaron a aplicar a los rotores eólicos los perfiles aerodinámicos que habían sido diseñados para las alas y las hélices de los aviones. De esta manera, en 1927 el holandés A.J. Dekker construyó el primer rotor provisto de palas con sección aerodinámica, consiguiendo velocidades de punta de pala cuatro o cinco veces superiores a la del viento incidente. Asimismo, la teoría demostró que a mayores velocidades de rotación, menor influencia tiene en el rendimiento del sistema el número de palas, por lo que empezaron a aparecen aeroturbinas de dos y tres palas.

En 1924 el ingeniero finlandés Sigurd J. Savonius diseñó un rotor formado por dos

semicilindros colocados alrededor de un eje vertical que trabaja con velocidades de viento muy bajas y son la base de actuales desarrollos para la producción de energía eléctrica en sistemas aislados y de pequeña potencia. En la figura I.6 se representa en planta un rotor Savonius, en donde se indica la entrada del viento y el movimiento de giro.

Figura I.6. Rotor Savonius en planta.

Por estos mismos años, el francés Darrieus diseñó un tipo de turbina de eje vertical

formada por palas con perfil de ala de avión unidas al eje por los dos extremos. La curva que forman entre las dos uniones del eje, se diseña para un máximo rendimiento, siendo una de las curvas más utilizadas la catenaria.

En general, este tipo de rotor no puede arrancar por sí mismo por lo que necesita un dispositivo auxiliar de arranque, de esta manera en la figura I.7 se muestra el rotor Darrieus con arranque Savonius. Una vez puesto en marcha es capaz de mantener el movimiento gracias a la aerodinámica de sus palas, consiguiendo velocidades superiores a las del rotor Savonius pero inferiores a las del rotor de eje horizontal.

Figura I.7. Rotor Darrieus con arranque Savonius.



Entre los años 1940 y 1950 la compañía danesa de ingeniería F.L. Smidth construyó diversos aerogeneradores bi y tripalas, partiendo de la idea que para producir energía eléctrica son más eficientes los aerogeneradores con pocas palas y mayor velocidad que los multipalas. Cuando descubrieron que los aerogeneradores de tres palas aportaban una mayor estabilidad al aerogenerador que los de dos palas, se originó el concepto danés de aerogenerador, que está referido a una máquina tripala. En la figura I.8 se muestra un aerogenerador Smidth tripala en la isla de Bogo, fabricado en 1942, que formaba parte de un sistema eólico-diesel que suministraba energía eléctrica a la isla.

Figura I.8. Aerogenerador Smidth, en 1942.

Desde el final de la Segunda Guerra mundial hasta 1973 se origina un periodo de bajos

precios del petróleo, debido al cual los países desarrollados abandonan la investigación en tecnología eólica, con la excepción de Dinamarca, que mantuvo un programa de desarrollo eólico, comenzando a elaborar el mapa eólico danés. Como consecuencia de la incesante actividad investigadora Dinamarca siempre ha sido líder mundial en tecnología eólica.

Después de la crisis energética de 1973, algunos países, entre los que destacan Suecia,

Gran bretaña, EE.UU. y Alemania, se suman a Dinamarca realizando planes de investigación y desarrollo, que supondría los orígenes de la tecnología eólica actual. Entre los eventos a destacar, EE.UU. inicia un programa cuyo primer resultado fue la instalación en 1975 del aerogenerador MOD-0 de 100 kW.

A principios de los años 80 se comienzan a fabricar los aerogeneradores que serán la

base de los actuales diseños, como es el caso del aerogenerador danés Bonus de 30 kW (fig. I.9), que evolucionó en poco tiempo aumentando la potencia hasta 55 kW, y que supuso el avance industrial y tecnológico para los modernos aerogeneradores, ya que el coste del kilovatio hora de electricidad se redujo alrededor de un 50% .

Figura I.9. Aerogenerador Bonus de 30 kW.



En los años 90 se produce un desarrollo espectacular de la energía eólica, que ha situado a esta fuente de energía renovable en posición de competitividad respecto a los sistemas convencionales de producción de energía. En dicha década se ha podido constatar que la tecnología de aerogeneradores de pequeña y mediana potencia (≤ 600 kW) es una tecnología madura; con lo que se puede adquirir en el mercado mundial aerogeneradores de más de veinte fabricantes diferentes con garantías de su curva de potencia y disponibilidad.

Desde finales de la década de los 90 hasta 2005 se instalan preferentemente

aerogeneradores con potencias comprendidas entre los 600 kW y los 850 kW, aunque el mercado de los aerogeneradores de potencia del orden del megavatio comenzó en 1998.

El avance que la energía eólica ha experimentado en el s. XX se debe, por una parte, a la aplicación de la teoría aerodinámica, que permitieron establecer los principios básicos de funcionamiento de los nuevos aerogeneradores. Y, por otra parte, al desarrollo de las tecnologías mecánica, eléctrica, electrónica y de materiales, que han permitido construir aerogeneradores de potencia creciente con una buena regulación y gran fiabilidad.

I.6. Tendencias y nuevos desarrollos Los primeros parques eólicos se instalaron en EE.UU. a final de la década de 1970,

siendo este modelo seguido por Europa a final de la década de 1980. El precio de inversión en energía eólica de gran producción se redujo un 80% en 20 años (hasta final de 2005), siendo el creciente tamaño de los aerogeneradores la clave en la mejora de la competitividad de la energía eólica; y también su eficiencia, ya que sólo entre los años 2000 a 2004, el rendimiento promedio de los aerogeneradores instalados aumentó alrededor de un 70 %. Asimismo, parte del aumento de producción de electricidad de los aerogeneradores se debe a que los rotores se hacen cada vez más grande.

La tendencia actual es la construcción de aerogeneradores de mayor potencia con una

mayor versatilidad para distintas condiciones del viento. Así por ejemplo, el fabricante Vestas tiene entre sus productos el aerogenerador V90-3.0 MW, de 3 MW y 90 metros de diámetro de rotor, que se indica en la figura I.10. El mismo fabricante dispone de torres de 65, 80, 90 y 105 metros, lo cual permite adaptarse a las distintas condiciones de los emplazamientos.

Figura I.10. Aerogenerador Vestas de 3 MW.



En general, entre los nuevos aerogeneradores que se están implantando en los parques

eólicos destacan los siguientes aspectos:

Aumento de la potencia nominal. Empleo de nuevos materiales. Innovación en la tecnología de las palas. Torres tubulares flexibles. Sofisticados sistemas electrónicos de control. Mejora de los sistemas de seguridad y protección. Elevada fiabilidad. Reducción de costos de fabricación y explotación.

Por otra parte, de los 200.000 MW eólicos instalados en todo el mundo, apenas un 1,5%

corresponden a parques eólicos marinos (offshore wind farms), casi todos ellos en el Mar del Norte y en el Mar Báltico. El camino en el desarrollo de la tecnología para la construcción de parque eólicos marinos comenzó en 1991 con el parque eólico danés Vindeby, y a final de 2011 ya había 59 parques eólicos marinos en funcionamiento. Asimismo, en éste ámbito, es previsible el aumento del número de países que comiencen a explotar el gran potencial de la energía eólica marina, entre ellos se encuentran EE.UU. y España.

En relación al avance de la tecnología, en la figura I.11 se muestra el aerogenerador

experimental REpower de 5 MW, con palas LM de 61,5 metros y más de 17 toneladas métricas cada una; está diseñado para su uso offshore y está instalado cerca de la desembocadura del Elba, al norte de Alemania. Superada su fase experimental ya se ha empleado en la construcción de varios parques eólicos marinos.

Figura I.11. Parque eólico Beatrice. Moray Firth (Escocia). En cuanto a las estructuras de sustentación de los aerogeneradores marinos se encuentra muy desarrollada las relativas a profundidades hasta 50 metros. Para aguas profundas existen diversas alternativas, como: soporte flotante lastrado, soporte flotante amarrado y soporte flotante estabilizado. Será la investigación y el desarrollo de los próximos años la que determine la solución para la implantación de los aerogeneradores en aguas profundas. En este apartado cabe citar un innovador rotor eólico de eje vertical de levitación magnética que ha diseñado la compañía de Arizona: Maglev Wind Turbine Technologies, Inc. La sustentación del rotor está basado en el efecto Meissner de modo que su eficiencia es superior a cualquier aerogenerador convencional.



En la figura I.12 se indica una representación fotorrealística del Maglev Wind Turbine (Aerogenerador de Levitación Magnética).

Figura I.12. Maglev Wind Turbine de 1 GW.

Con el mismo principio de funcionamiento, ingenieros chinos han desvelado, durante la

Exposición Asia Energía Eólica 2006, el primer aerogenerador que funciona con levitación magnética permanente. El dispositivo, que han denominado generador MagLev, ha sido anunciado como un logro que rompe la evolución mundial de la tecnología de energía eólica.

I.7. Situación actual del mercado eólico

El mercado global de la energía eólica se ha ido expandiendo más rápidamente que las otras fuentes de energía renovable. Si en 1995 el mundo apenas tenía instalados 4.800 MW, en diez años esta cifra se ha multiplicado por doce, superando a finales de 2005 los 59.000 MW y duplicándose en el trienio 2005-2008. El éxito de esta industria le ha permitido atraer tanto a inversionistas de las finanzas convencionales, como de los sectores de la energía tradicional.

En varios países la proporción de electricidad generada por la energía eólica, está rivalizando con los combustibles convencionales. Actualmente, en Dinamarca el 20% de la electricidad del país está siendo proporcionada por el viento. En España esta contribución alcanzó el 12,8% en 2009, el 14,6% en 2010 y el 14,5% en 2011.

Los proyectos instalados en tierra fueron la base del desarrollo de la energía eólica pero, cada vez más, las necesidades de espacio y el interés por alcanzar una mayor productividad a través de mejores regímenes de viento, fueron impulsando la utilización de territorios marítimos. Estos nuevos proyectos han abierto nuevas demandas, tales como cimentaciones para distintas profundidades del fondo marino y turbinas individuales con mayor potencia. Al mismo tiempo se espera que los parques eólicos marinos, en una proporción creciente, en el aumento de la potencia eólica global, especialmente en el norte de Europa.

Otra manera de prever el crecimiento de la demanda de energía eólica, en lugares en que

los terrenos aptos son limitados, ha consistido en aumentar la potencia (repotenciación, o en inglés repowering). Esto implica sustituir las antiguas turbinas eólicas menos eficientes, por un número menor de turbinas de modelos recientes, con una mayor capacidad de generación. El aumento de potencia (repowering) está ganando terreno en ciertos países, cuya industria eólica se encuentra establecida desde hace más de diez años.



Los últimos datos publicados en Global Wind Report. Annual market update 2011 nos dice que la potencia eólica instalada a nivel mundial en el año 2011 ha crecido un 20,3% con respecto al año anterior, alcanzando los 237.670 MW.

La figura I.13 muestra el reparto por países de la potencia eólica mundial entre 2004 y

2011. Como se puede observar China instaló en 2010 una potencia de 16.500 MW sobrepasando a EE.UU. y Alemania en potencia total instalada, y en 2011 instaló una potencia de 17.631 MW, alcanzando una potencia total de 62.364 MW.

Figura I.13. Reparto por países de la potencia eólica mundial entre 2004 y 2011.

En lo que respecta al liderazgo mundial (figura I.14), los seis países del mundo con la

mayor potencia eólica acumulada a finales de 2011 son: China con el 26,2% (62.364 MW), EE.UU. con el 19,7% (46.919 MW), Alemania con el 12,2% (29.060 MW), España con el 9,1% (21.674 MW), India con el 6,8% (16.084 MW) y Francia con el 2,9% (6.800 MW).

Figura I.14. Países con mayor potencia eólica acumulada en 2011.

La potencia eólica acumulada instalada en el mar a final de 2011 fue de 3.385,97 MW,

lo que supone aproximadamente el 1,5% del total; la mayor parte de dicha potencia, esto es casi

Potencia total: 237.670 MW

Fuente: GWEC



un 65%, se encuentra instalada en el Reino Unido (1.341,20 MW) y Dinamarca (854,25 MW). La implantación de esta modalidad es lento debido a que se están desarrollando las tecnologías que permitan implantar los parques eólicos en aguas profundas.

En cuanto a la potencia por regiones del mundo durante los años 2010 y 2011, según se

muestra en la tabla I.1, el mayor crecimiento se ha producido en Asia con 20.923 MW nuevos, siendo China el país que ha liderado este crecimiento. Mientras que la región que más ha crecido porcentualmente ha sido América Latina, con un 57,6%.

Tabla I.1. Potencia total por regiones del mundo en los años 2010 y 2011 Pot. (MW) en 2010 Pot. (MW) en 2011 Tasa de variación

Europa 86.647 96.606 11,5% Asia 61.106 82.029 34,2% Norteamérica 44.825 52.753 17,7% Australia-Pacífico 2.516 2.859 13,6% América Latina y Caribe 1.478 2.330 57,6% África y Oriente Medio 1.065 1.093 2,6% Totales 197.637 237.670 20,3%

En la figura I.15 se muestra la distribución de la potencia acumulada por regiones a nivel mundial. Europa encabeza el ranking con el 40,65% de la potencia eólica instalada, situándose Asia por detrás con el 34,51% del total y Norteamérica con 22,20%; cierran este reparto América Latina y África con el 0,98% y el 0,46%, respectivamente.

Figura I.15. Reparto por regiones del mundo de la potencia eólica acumulada a 31/12/2011.

Por otra parte, en la actualidad existen un número importante de fabricantes de

aerogeneradores a nivel mundial que suministran sus productos a los parques eólicos terrestres y marinos. En la tabla I.2 se muestran los seis principales fabricantes según la potencia acumulada.

Tabla I.2. Potencia instalada de los principales fabricantes a nivel mundial

Empresas Acumulado cierre 2009 (MW)

Instalado en 2010 (MW)

Acumulado cierre 2010 (MW)

Vestas (Dinamarca) 39.705 5.842 45.547 GE Wind (EE.UU) 22.961 3.796 26.757 Enercon (Alemania) 19.798 2.846 22.644 Gamesa (España) 19.225 2.587 21.812 Siemens (Alemania) 11.213 2.325 13.538 Suzlon (India) 9.671 2.736 12.407

Total: 237.670 MW

Fuente: GWEC



II. Fundamentos teóricos II.1. La potencia del viento Supongamos un tubo de corriente de sección recta S1, perteneciente al campo fluido del

viento uniforme de velocidad v1, como se aprecia en la figura II.1.

Figura II.1. Tubo de corriente.

La ecuación:

3111 2

1 vSW ρ=•

(ec.II.1)

indica que: la potencia del viento incidente es proporcional a la densidad del aire (ρ), al área de la sección considerada (S1) y al cubo de la velocidad (v1) del viento incidente.

La energía cinética de un cuerpo en movimiento es proporcional a su masa. Así, para un

determinado volumen de aire en movimiento tendrá más energía aquel cuya densidad sea mayor. Para una presión atmosférica normal la densidad del aire aumenta cuando baja la temperatura. En otras palabras cuanto más pesado sea el aire más energía recibirá una turbina. Para una presión atmosférica normal, a 15ºC, el aire pesa 1,225 kg/m3, aunque la densidad disminuye ligeramente con el aumento de la humedad.

De la ec. (ec. II.1) obtenemos la densidad de potencia:

3111 2

1/ vSW ρ=•

; en W/m2

En la tabla II.1 obtenemos la densidad de potencia para distintas velocidades del viento, para una densidad del aire de 1,225 kg/m3, que corresponde al aire seco a la presión atmosférica estándar a nivel del mar y a 15ºC. En la fig. II.2 se han representado los datos de dicha tabla. En ella podemos destacar el efecto del cubo de la velocidad del viento.

Tabla II.1. Densidad de potencia para distintas velocidades del viento

Velocidad (m/s) Densidad de

potencia (W/m2) Velocidad (m/s)

Densidad de

potencia (W/m2) Velocidad

Densidad de

potencia (W/m2)

1 0,6 11 815,2 21 5672,4

2 4,9 12 1058,4 22 6521,9

3 16,5 13 1345,7 23 7452,3

4 39,2 14 1680,7 24 8467,2

5 76,6 15 2067,2 25 9570,3

6 132,3 16 2508,8

7 210,1 17 3009,2

8 313,6 18 3572,1

9 446,5 19 4201,1

10 612,5 20 4900,0



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25

v (m/s)

W1/

S1

(W/m

2 )

Figura II.2. Densidad de potencia eólica disponible en función de la velocidad del viento.

Del análisis de la ecuación que da lugar a dicha gráfica se pueden extraer las siguientes conclusiones:

▪ La densidad de potencia depende del cubo de la velocidad. Así, si la velocidad aumenta un 10%, la densidad de potencia crece un 33%.

▪ La densidad de potencia depende linealmente de la densidad del aire, por lo que un aire frío presenta una densidad de potencia superior a otro más caliente. Asimismo, y a igualdad de temperatura, un lugar situado a una cota próxima al nivel del mar presentará una densidad de potencia superior a otro a mayor altitud, por el hecho que la densidad del aire disminuye con la altura.



II.2. Potencia teórica producida por un aerogenerador La determinación de la potencia teórica extraída de un rotor ideal se basa en un modelo

simple basado en la teoría de la cantidad de movimiento unidimensional, también llamada teoría del disco actuador. Para ello, además de las hipótesis adoptadas, se considera que el rotor está colocado perpendicularmente a la dirección del viento incidente del infinito aguas arribas.

Figura II.3. Tubo de corriente en la Teoría de Cantidad de Movimiento.

En la figura II.3 se representa un tubo de corriente que contiene al rotor, el cual se

observa de perfil como un disco. El aire que se desplaza por el interior de este tubo de corriente es el que atraviesa al rotor, cediendo parte de su energía. Debido a que el movimiento es subsónico, el disco perturba aguas arriba al campo fluido. Las secciones del tubo de corriente aguas arriba del rotor, tal como la S1, son de menor área que la del disco del rotor S; y aguas abajo las secciones del tubo de corriente, como la S2, son mayores que el área del disco. En la línea que pasa por R la sección del tubo de corriente y la del rotor coinciden.



La potencia absorbida por el rotor del aerogenerador es el producto de la fuerza ejercida

por el fluido sobre el disco del rotor, por la velocidad del fluido en el mismo, esto es:

vFW ⋅=•

(ec. II.2)

Por otro lado:

22

22

2121 vvvvSW −

⋅+

=•

ρ (ec. II.3)

esta ecuación da la potencia que se extrae del viento con un aerogenerador, cuyo rotor tiene un área (S), en función de la velocidad incidente v1 y de la velocidad final de la estela v2.

El flujo másico a través del rotor es:

;2

21 vvSG += ρ

y la pérdida de energía cinética por unidad de masa que experimenta el flujo de aire entre las secciones 1 y 2 es:

2

22

21 vv −

La ecuación (ec. II.3) nos dice que la potencia que se obtiene del viento es, por una parte, proporcional al flujo másico que pasa a través del disco y, por otra, proporcional a la diferencia de energía cinética de la corriente entre las secciones S1 y S2. En consecuencia, aumentando el gasto a través del rotor, o bien aumentando la diferencia de energías entre las secciones S1 y S2, aumenta la potencia teórica del aerogenerador.

II.2.1. Máxima potencia teórica producida por un aerogenerador

En la ecuación (ec. II.3) se observa que para una velocidad del viento incidente (v1) conocida y fija, si el valor de la velocidad v2 decrece, sucede por una parte que la diferencia de energías cinéticas crece y, simultáneamente, el flujo másico baja. Y viceversa, si el valor de v2 crece, el flujo másico a través del disco aumenta, pero el valor de la diferencia de energías cinéticas decrece.

Para un valor prefijado e invariable de la velocidad v1, existe un valor de la velocidad v2 que haga máxima la potencia teórica del aerogenerador. Para ello ponemos la ecuación (ec. II.3) en función de v1 y de la constante λ= v2/v1. Dicha expresión queda de la siguiente forma:

( )( );1141 23

1 λλρ −+=•

vSW (ec. II.4)

para la condición de máxima potencia, hacemos: ;0=

•

λdWd

la cual queda: ;0123 2 =−+ λλ

tomando la solución positiva de esta ecuación de segundo grado, la cual es : λ = 1/3; y sustituyendo este resultado en la ecuación (ec. II.4), tenemos:

3127

8 vSW máx ρ=•

(ec. II.5)

Esta es la potencia teórica máxima que se puede obtener de un aerogenerador cuya área

del rotor es S, la densidad del aire es ρ y la velocidad de viento incidente es v1.



II.3. Coeficiente de potencia. Límite de Betz

La potencia que posee el viento incidente sin perturbar y de velocidad v1 viene dada por la expresión (ec. 1). Sin embargo, un aerogenerador en ningún caso puede capturar el 100% de la potencia del viento incidente, de tal manera que la potencia capturada por el rotor de la máquina es significativamente menor.

El coeficiente de potencia, Cp, de un aerogenerador es el rendimiento con el cual funciona el mismo, y expresa qué cantidad de la potencia total que posee el viento incidente es realmente capturada por el rotor de dicho aerogenerador. Se puede expresar como:

312

1 vS

WCp

ρ

•

= (ec. II.6)

Donde •

W es la potencia realmente capturada por el rotor y la expresión del denominador es la potencia del viento incidente, dada por la expresión (ec. II.1).

El coeficiente de potencia con que funciona un aerogenerador, en general, no es constante, ya que varía en función de las condiciones de funcionamiento de la máquina, es decir, en función de ciertos parámetros adimensionales de la misma.

Sustituyendo en la ecuación (ec. II.6) el valor de •

W por la expresión dada por (ec. II.4), nos queda el Cp en función del parámetro adimensional λ, como sigue:

( )( )21121 λλ −+=pC (ec. II.7)

que representamos en la siguiente figura II.4.

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

l

Cp

Figura II.4. Coeficiente de potencia de un aerogenerador en función de λ= v2/v1.



Límite de Betz: es el máximo coeficiente de potencia con que puede funcionar un aerogenerador ideal.

Si en la expresión (ec. II.6) introducimos como potencia •

W del aerogenerador la potencia máxima que obtuvimos en (ec. II.5), queda:

;5925,02716

312

1

3127

8

===vSvS

C pmáx ρρ

(ec. II.8)

%25,59(%) =pmáxC

Dicha expresión nos dice que: la máxima potencia que se puede obtener en teoría, de un

flujo de aire, con un aerogenerador, nunca podrá superar al 59,25% de la potencia del viento incidente.



II.4. Principios de aerodinámica

La aerodinámica es la ciencia que estudia el movimiento de los objetos en el seno de una corriente fluida, y las fuerzas que el fluido ejerce sobre esos objetos. Dependiendo del tipo de fuerzas aerodinámicas que experimentan los objetos se pueden dividir en cuerpos romos y cuerpos fuselados. La mayoría de los cuerpos romos (fig. II.5) experimentan una fuerza de resistencia (en inglés Drag force) que es mucho mayor que la fuerza sustentadora (en inglés Lift force), de tal manera que se opone a su movimiento en el fluido. Los cuerpos fuselados (fig. II.6) tienen la forma adecuada para que el fluido ejerza, además de resistencia, una fuerza perpendicular a la corriente que se denomina sustentación, de esta forma los cuerpos fuselados ofrecen menor resistencia al avance que los cuerpos romos.

Figura II.5. Fuerzas en un cuerpo romo

Figura II.6. Fuerzas en un cuerpo fuselado

Podemos citar los siguientes casos que relacionan el módulo de la fuerza sustentadora

(L) con el de la fuerza resistente (D): L/D≥ 120, para palas de grandes aerogeneradores. L/D≈ 30, para aerogenerador pequeño autónomo. L/D≈ 10, para aerobomba con pistón (molino multipala)

Así pues, la sustentación aerodinámica es la fuerza clave en esta ciencia, pues gracias a

ella lo aviones y helicópteros se mantienen en vuelo, y los aerogeneradores transforman la energía cinética del viento en energía útil con la mayor eficiencia posible. Para ello, resulta vital la forma del perfil, de manera que los diseños desarrollados no difieren mucho del ala de un ave, presentando pequeño grosor en comparación con su cuerda, un borde de ataque redondeado, así como un borde de salida o de fuga afilado. En la figura II.7 se muestra la forma de un perfil sustentador, en donde hay que destacar su asimetría.



Fig. II.7. Forma de un perfil aerodinámico

Algunas definiciones asociadas a dicho perfil son las siguientes: • Línea media: Es la línea que divide en dos partes de igual grosor al perfil, es decir, la

línea que equidista del extradós y del intradós. • Cuerda: Es la línea recta que une el borde de ataque con el borde de salida o fuga. • w : Es la velocidad relativa del fluido respecto al perfil. • α: Es el ángulo de ataque, que se define como el ángulo que forma la corriente no

perturbada con respecto a la cuerda del perfil. • Envergadura: Es la longitud del perfil (perpendicular al papel en la figura II.7).

La teoría de la capa límite explica la pérdida de sustentación de los perfiles

aerodinámicos (fuselados). En muchos casos prácticos es posible descomponer el campo fluido en dos regiones, una no viscosa, que ocupa la mayor parte del campo fluido, y otra muy delgada en el entorno del perfil, denominada capa límite, en donde los términos viscosos son dominantes. Cuando la capa límite se desprende (por ejemplo, al aumentar el ángulo de ataque), se generan grandes zonas de recirculación (no contemplado por la teoría no viscosa) que producen la pérdida de sustentación. De esta forma, los efectos viscosos, confinados en capas muy delgadas de los perfiles, son los responsables de importantes modificaciones en el flujo aerodinámico en torno a los perfiles. En la figura II.8 se puede apreciar la pérdida de sustentación de un cuerpo aerodinámico ensayado en túnel de viento.

Figura II.8. Pérdida de sustentación de un perfil aerodinámico.

Aunque existen distintas familias de perfiles aerodinámicos, tales como: NACA, SERI y

Wortmann, las más conocidas y empleadas son las desarrolladas en Estados Unidos bajo la tutela de la NACA (National Advisory Commitee for Aeronautics), organismo que a finales de los años 50 del siglo XX se transformó en la NASA (National Aeronautics and Space Administration).

La NACA estudió y clasificó los perfiles que se desarrollaron en sus túneles de viento, y

de acuerdo con sus características, los agrupó en familias. En la figura II.9 se indican algunos perfiles aerodinámicos utilizados en las palas de los aerogeneradores.



Figura II.9. Algunos perfiles NACA utilizados en la industria eólica.



III. Recursos eólicos III.1. Vientos locales

Al contrario que los vientos generales que resultan de los gradientes de los extensos sistemas de presión, existen sistemas de vientos secundarios generados por contrastes entre el calentamiento y enfriamiento locales del suelo, de forma independiente o en combinación con el factor orográfico, razón por la que se denominan vientos locales. En ciertos casos la capa superficial de aire afectada por estas circunstancias es demasiado delgada para modificar de forma apreciable la presión barométrica; en otros casos, como el de la brisa del mar y de tierra, en que la capa afectada tiene un espesor de varios centenares de metros, la posibles variaciones barométricas, aun siendo apreciable, son demasiado pequeñas para que se noten en el trazado de las isobaras de los mapas del tiempo.

Brisas terrestre y marina. Debido al menor calor específico de la tierra con respecto al mar (el calor específico de

la tierra seca es de 0,84 kJ/kg · ºC, unas cinco veces inferior al del agua), en los días calurosos, la radiación solar producirá un mayor incremento térmico en la tierra que en la superficie del mar (además la tierra seca es mala conductora del calor). Debido a esta diferencia de temperaturas en las dos superficies, se origina un ascenso del aire (menos denso) sobre tierra; este déficit de aire crea una depresión sobre tierra que atraerá aire desde el mar (donde se produce un descenso del aire), creándose una célula de convección natural, que origina una brisa marina. Ver fig. III.1.

Durante la noche el fenómeno se invierte creándose una brisa terrestre o terral, aunque

esta suele ser de menor intensidad que la primera (las brisas marinas pueden alcanzar típicamente velocidades de 4 a 7 m/s, mientras que las terrestres no suelen superar los 2 m/s), debido a que la diferencia de temperaturas entre ambas superficies es menor. Cuando las temperaturas de ambas superficies se igualan, se produce un periodo de calma, lo que suele suceder al anochecer. Los monzones tienen el mismo mecanismo que el aquí descrito para las brisas terrestre y marina, pero a mayor escala, produciéndose en muchas regiones de Asia, India y África.

Figura III.1. Dibujo esquemático de los fenómenos de: A) brisa marina y B) brisa terrestre.



Usualmente, la brisa marina se levanta entre las 10 y las 12 de la mañana y se mantiene hasta las 6 de la tarde siguiéndole un periodo de calma; entre dos y tres horas después de ocaso la dirección del viento se invierte y empieza a soplar brisa de tierra, que suele mantenerse hasta una hora después de la salida del Sol. La brisa marina suele penetrar de 20 a 30 km tierra adentro, pero cuando está bien desarrollada y las condiciones orográficas son favorables llega a propagarse hasta distancias de 50 a 60 km.

Vientos de áreas áridas.

Las regiones con amplias zonas áridas que, por las condiciones del clima, sean susceptibles de recibir una fuerte radiación solar en días estivales, son propicias para que se desarrollen vientos locales importantes cuando las condiciones orográficas sean favorables. En los casos en que el área caldeada está rodeada de cadenas de montañas, el aire que va desde exterior hacia el foco de calor aprovechará los pasos que pueda encontrar entre las montañas en dirección hacia el área caldeada, pudiendo alcanzar el viento grandes velocidades en dichos lugares de paso.

En España el viento local Solano es un ejemplo de este caso, dicho viento sopla en

verano del Este en Extremadura y La Mancha.

Vientos de ladera. En aquellas zonas donde la superficie del suelo presenta un notable declive, pueden formarse, bajo condiciones favorables, vientos cuesta arriba y vientos cuesta abajo; a los primeros se les denomina anabáticos y a los segundos catabáticos, siendo ambos muy frecuentes en las laderas de los sistemas montañosos, en especial con situaciones atmosféricas estables, con cielos despejados.

En una zona montañosa, durante el día, el sol calienta con mayor intensidad las laderas de las montañas orientadas al Sur en el hemisferio norte (y orientadas al Norte en el hemisferio sur) que el valle, puesto que los rayos solares inciden sobre estas de forma menos oblicua. Este mayor calentamiento en las laderas se traduce en una corriente convectiva ascendente, o viento anabático (ver fig. III.2 izq.), presentándose las mayores velocidades 1 ó 2 horas después del mediodía solar.

Durante la noche el fenómeno se invierte, las laderas y cumbres se enfrían por radiación

más rápidamente que el valle, produciendo una corriente descendente, o viento catabático (ver fig. III.2 der.), presentándose las mayores velocidades instantes antes del amanecer.

Figura III.2. Vientos de ladera. A) Situación durante el día.

B) Situación durante la noche.



Vientos de valle y de montaña. El desarrollo de los vientos de valle y de montaña es el resultado de dos procesos distintos: uno se debe a los vientos de ladera (anabáticos y catabáticos) y el otro se debe a que el macizo montañoso en su conjunto es fuertemente calentado por la insolación de un día despejado y, por tanto, el aire adyacente se vuelve más caliente que la atmósfera libre a la misma altitud sobre la llanura, lo que da lugar a un flujo hacia el macizo montañoso que tiende a ser canalizado por los valles dando lugar al viento de valle, que sopla valle arriba siguiendo su eje, por ser este movimiento predominante al perpendicular a las líneas de nivel de los vientos de ladera (fig. III.3 superior). Por la noche ocurre lo contrario, esto es, viento de montaña, pues al enfriarse rápidamente el macizo montañoso el aire que lo rodea se vuelve más frío que la atmósfera libre, y desciende hacia la llanura siguiendo el eje del valle (fig. III.3 inferior).

Figura III.3. Vientos de valle y de montaña.



III.2. Efectos orográficos El relieve produce importantes modificaciones en la dirección y fuerza de los vientos

generales. Dichos efectos los resumiremos de la forma siguiente: Efecto de barrera. Las extensas cadenas montañosas constituyen barreras que se oponen al movimiento

general de las corrientes de aire, las cuales son desviadas bien hacia arriba para cruzarlas por encima de las cumbres o hacia los lados con el objeto de contornearlas.

Efecto de encauzamiento. Cuando la dirección del viento general es favorable, la corriente del aire es encauzada

por las vaguadas y depresiones de las cuencas fluviales. Por ejemplo, este efecto es predominante en el régimen de los vientos dominantes en las depresiones del Ebro y del Guadalquivir.

Efecto de esquina. Los vientos aumentan de intensidad y experimentan ciertos cambios en la dirección al

contornear elevaciones proyectadas hacia el mar. Son ejemplos del efecto de esquina en la Península Ibérica, los Cabos de San Vicente, Creus y Finisterre.

Efecto catabático. Este efecto tiene lugar en aquellas áreas geográficas cuya configuración orográfica

presenta importantes desniveles en amplias extensiones, como el que existe en la Península Ibérica entre la Meseta y las zonas del litoral.

Efecto Föhn.

El efecto Föhn o Foehn se produce cuando, debido a un gradiente de presión, el viento es forzado a ascender una elevación montañosa. El viento frío y húmedo asciende la ladera de barlovento, produciéndose paulatinamente un descenso de la presión y la temperatura de la masa de aire considerada (este proceso suele considerarse adiabático, y se comprueba que el aire se enfría a razón constante de 1,0 ºC/100 m de altitud); llegará una cierta altitud en el que la masa de aire alcance la temperatura de rocío, momento en el cual comenzará a condensarse el vapor de agua contenido en la masa de aire húmedo. Este proceso desencadenará la formación de nubes, que pueden ocasionar lluvias (generalmente débiles e intermitentes) en la ladera a barlovento.

Figura III.4. Esquema efecto Föhn.



El viento con cierta frecuencia impulsa a estas nubes más allá de la cumbre,

produciéndose una especie de “visera” característica. Ver fig. III.4. Una vez alcanzado el punto de rocío y comenzada la condensación del vapor de agua

contenido en el aire húmedo, el aire continuará ascendiendo y enfriándose, pero esta vez a un ritmo menor, puesto que al producirse el cambio de estado, se libera energía térmica (calor latente de condensación) que es absorbido por la propia masa de aire, lo que hace que el ritmo de descenso de temperatura sea del orden de 0,4 a 0,9 ºC/100 m.

Alcanzada la cumbre, donde se tendrá la mínima, el aire descenderá por su mayor

densidad y empuje del aire, por la ladera de sotavento, como aire prácticamente seco. En su descenso se irá comprimiendo adiabáticamente, y por lo tanto, aumentando su temperatura a razón constante de 1,0 ºC/100 m. Por ello, en comparación con el estado inicial, el aire llega a la base de la ladera de sotavento, más seco y con mayor temperatura.

Este mismo efecto se conoce con otros

nombres, como por ejemplo, como Chinook en las Montañas Rocosas, o por la tramontana en los Pirineos.

Figura III.5. Fotografía efecto Föhn. Caldera de Taburiente. Isla de La Palma.



III.3. El viento y los recursos eólicos

El viento resulta de la expansión y convección del aire provocadas por las diferentes absorciones de la energía solar en la Tierra. A escala global, estos efectos térmicos se combinan con efectos dinámicos debido a la rotación terrestre dando lugar a la circulación general atmosférica. Además de esta distribución a gran escala, se dan importantes variaciones locales y temporales causadas por factores geográficos y climatológicos.

Si bien la definición del viento y sus efectos son fácilmente comprensibles, la caracterización analítica del viento no es sencilla dado que el flujo de corriente que se desplaza sobre la corteza terrestre no es uniforme en todo su campo. La distribución del viento en altura o a lo ancho y largo de la corriente, y los fenómenos de rafagosidad y de turbulencia en el seno de la propia corriente, hacen que el estudio del viento como recurso energético aprovechable, sea muy complejo en si mismo.

En la actualidad, la creciente demanda mundial de energía hace prioritario conocer los

recursos eólicos de los países, tanto en tierra como en el mar. De esta manera, existe un número importante de organismos, instituciones y empresas que centran sus esfuerzos en determinar los recursos eólicos en todas las zonas del planeta, mediante programas informáticos que contemplan distintas escalas meteorológicas y la caracterización orográfica. No obstante, en los emplazamientos de los parques eólicos se realizará mediciones in situ para reducir la incertidumbre de la explotación, ya que pequeños cambios en la velocidad del viento supone variaciones apreciables en la energía producida. En la figura III.6 se muestra la distribución global de la velocidad media del viento a 80 m de altura obtenida por la empresa 3TIER. En la zona azul oscuro la velocidad media se encuentra en torno a los 3 m/s, en la zona verde claro la velocidad media se encuentra en torno a los 6 m/s y las zonas rojo oscuro la velocidad media es de 9 m/s. Así pues, existen enormes áreas en la zona terrestre con un potencial enorme aún sin explotar, y esto sin contar las áreas marinas.

Figura III.6. Distribución global de la velocidad media del viento a 80 m de altura.

También se puede observar que el cono sur americano posee un gran potencial eólico y, por tanto, Chile, con un fuerte crecimiento económico en los últimos años, podría ser uno de los países que despegue en América Latina en el campo de la energía eólica.



III.3.1. Recursos eólicos en Europa

Europa posee un clima Oceánico en la costa Oeste, un clima Continental en el centro y en el Este y un clima Mediterráneo en los países del Sur. Los efectos climáticos junto a los orográficos hacen que los vientos en Europa sean muy variados; siendo, en general, intensos en el Oeste de Europa y especialmente intensos en la costa Oeste de Irlanda, en Escocia y en la costa Oeste de Dinamarca.

Una vez más fueron los daneses los precursores de los estudios del viento como fuente

de energía. Así, la primera versión del Atlas Eólico Europeo fue publicado en 1989 por Troen, I. y Petersen E.L. del Risø National Laboratory (Dinamarca). Se trata de un amplio documento con una base de datos de viento obtenido de más de 200 estaciones meteorológicas, además de los recursos eólicos de cada país de la Comunidad Europea. En concreto, en relación a España se integraron las medidas de 26 observatorios españoles, pertenecientes todos ellas a aeropuertos.

La realización del Atlas Eólico Europeo emplea una metodología basada en el modelo

WASP que utiliza datos meteorológicos de una selección de estaciones de monitoreo y muestra la distribución de las velocidades del viento a gran escala. Además, las medidas se corrigen de las perturbaciones producidas por los obstáculos y la rugosidad superficial.

En la figura III.7 se muestran dos imágenes extraídas del Atlas Eólico Europeo. En la figura de la izquierda se representa la velocidad del viento y la densidad de potencia en tierra a 50 m sobre el nivel del terreno para cinco condiciones distintas: terreno resguardado, llanuras abiertas, costa, mar, colinas y acantilados. En la figura de la derecha se representa la velocidad y la densidad de potencia en el mar abierto para cinco alturas diferentes sobre el nivel del mar: 10 m, 25 m, 50 m, 100 m y 200 m.

Fuente: Risø DTU National Laboratory, Dinamarca

Figura III.7. Recursos eólicos en Europa. El Atlas Eólico Europeo muestra una distribución del potencial eólico en muchas zonas del continente, aunque hay que tener en cuenta que la prospección del recurso eólico para la gran producción de energía necesita de mediciones in situ.



III.3.2. Recursos eólicos en España Para describir el viento en España conviene hacer una distinción, por un lado, entre España peninsular e Islas Baleares, al estar la mayor parte del año en la zona de vientos del Oeste y, por otro lado, las Islas Canarias están incluidas en la zona de vientos alisios del hemisferio norte (viento del noreste).

En relación a las direcciones más frecuentes del viento, si suponemos el caso hipotético que la Península Ibérica fuese más llana y su altitud media inferior a la real los mapas de isobaras a nivel del mar darían una imagen esquemática de la circulación del aire, de tal forma que las bajas presiones quedarían a la derecha y las altas presiones a la izquierda. No obstante, debido a la complicada orografía peninsular, con sus sistemas montañosos y grandes desniveles, es imposible tener una representación de las condiciones medias de la circulación del aire en las proximidades del suelo. Podemos decir que la Península Ibérica actúa como un pequeño continente cuyo comportamiento térmico hace que en las costas dominen durante el invierno los vientos de tierra hacia el mar, y la contrario en verano. En general, los vientos entre el Oeste y el Norte (cuarto sector) son predominantes durante todo el año en el litoral cantábrico, en la mayor parte del litoral atlántico, en la submeseta Norte y en la depresión del Ebro. En la submeseta Sur los vientos entre el Sur y el Oeste (tercer sector) y entre el Norte y el Este (primer sector) tienen frecuencias parecidas. En la depresión del Guadalquivir los vientos entre el Norte y el Este (primer sector) dominan en invierno y los comprendidos entre el Sur y el Oeste (tercer sector) en verano. El litoral mediterráneo se caracteriza por el predominio de los vientos entre el Oeste y el Norte (cuarto sector) en invierno y por los comprendidos entre el Este y el Sur (segundo sector) en verano. La velocidad del viento sobre la Península se encuentra muy afectada por las condiciones locales, observándose marcadas variaciones anuales y diarias. Respecto a las primeras, suele ser la primavera la estación más ventosa, con la distinción que en la costa atlántica al sur de los 39º, y en la zona del Estrecho de Gibraltar que lo es en verano. En España las zonas tradicionalmente muy ventosas son tres estrechas franjas litorales en los extremos noroccidental, nororiental y meridional, y dos áreas más extensas del interior, en el Valle del Ebro y en La Mancha. No obstante, el aprovechamiento del viento como fuente de energía primaria ha tenido una evolución muy importante desde la década de 1980 hasta la actualidad, de tal forma que, por entonces, se afirmaba que la Península Ibérica no constituía una región privilegiada para la explotación de la energía eólica, ya que las zonas con vientos elevados eran muy reducidas. El avance de la tecnología eólica, el estudio detallado de los recursos eólicos y el encarecimiento de los combustibles fósiles, han hecho que la energía eólica en España sea la renovable con mayor implantación. Las principales causas que producen modificaciones en los vientos generales sobre la Península, capaces de dar a determinadas áreas un elevado potencial eólico, son de origen orográfico, como los estudiados: efecto de barrera, efecto de encauzamiento, efecto de esquina, efecto Föhn y efecto catabático.

En algunos casos se producen simultáneamente varios de estos efectos. Así el viento de

Tramontana se produce por el encauzamiento de la circulación de componente Norte entre el Macizo Central en Francia y los Pirineos, mezclado con el efecto esquina en el Este de los Pirineos.

Asimismo, el incremento de la velocidad de los vientos que atraviesan el Estrecho de

Gibraltar se debe a la combinación de los efectos de esquina y de encauzamiento.



Históricamente, las medidas de viento realizadas en los observatorios del Instituto Nacional de Meteorología (INM) no eran utilizables desde el punto de vista de la evaluación de los recursos eólicos, ya que las observaciones presentaban importantes perturbaciones bien por su ubicación o bien por el defecto de los aparatos de medida, ya que se trataban de anemómetros de recorrido que disponían de valores acumulados.

A principios de los años ochenta se plantea la elaboración de un Mapa Eólico Nacional.

Tras un análisis previo de los datos de los observatorios del INM se instala en todo el territorio nacional una red de 82 estaciones automáticas, con grabación de datos horarios de velocidad y dirección del viento, que se instalaron con un criterio de evaluación de cuencas eólicas y no puntos singulares. Estas estaciones estuvieron en funcionamiento durante 1983 y 1984 con multitud de incidencias, con pérdidas de datos, que impidieron que este proyecto concluyera de la forma prevista. Los resultados de las estaciones que midieron de forma satisfactoria, como la de Estaca de Bares (Coruña), no se dieron a conocer hasta 1994. Asimismo, tras este intento, se abordan diversos trabajos de carácter regional por varias instituciones y empresas como: Ente Vasco de la Energía, Generalitat de Cataluña, Compañía Sevillana de Electricidad, IDAE, Universidad de Las Palmas, Gobierno de Navarra, Hidroeléctrica Española, S.A.

En la actualidad, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a través del IDAE, ha

publicado en Julio de 2009 el Átlas Eólico de España, navegable mediante un Sistema de Información Geográfica. Para ello se ha recurrido a un modelo de simulación meteorológica y de prospección del recurso eólico a largo plazo, denominado MesoMap, que estudia la interacción con la caracterización topográfica de España, sin llevar a cabo una campaña de mediciones específicas. No obstante, se utilizaron datos reales del recurso para la validación de los resultados de la herramienta de simulación adoptada. En la fig. III.8 se muestra un Mapa Eólico de España, en concreto el que caracteriza la velocidad media anual a 80 m de altura.

Figura III.8. Mapa eólico de España. Velocidad media anual a 80 m de altura.

Los datos del Átlas Eólico de España no son suficientes para la determinación del recurso eólico en un emplazamiento, ya que hay incertidumbres asociadas a ellos. Por tanto, la determinación precisa del recurso eólico debe realizarse mediante campañas de prospección in situ durante el tiempo suficiente y con la instrumentación adecuada.



III.4. Medida del viento

Puesto que en las siguientes líneas vamos revisar los diversos dispositivos de medida empleados en la evaluación del potencial eólico de un determinado emplazamiento, parece razonable citar las principales cualidades de cualquier instrumento de medida.

Como sabemos el proceso de medición consiste en comparar la magnitud a medir

(mensurando) con otra cantidad que se utiliza como referencia. Esta comparación puede hacerse de forma directa, es decir, aplicando exclusivamente el instrumento de medida sobre el mensurando (por ejemplo, cuando utilizamos una regla para medir una distancia).

Sin embargo, en muchas ocasiones, se utiliza un transductor para representar la

magnitud a medir, en otra magnitud de otro tipo, por ejemplo, en una señal eléctrica. Cualidades de los instrumentos de medida:

- Campo de medida. Es el intervalo de valores que puede tomar la magnitud a medir con

ese instrumento, de manera que el error de medida, operando dentro de las condiciones de empleo, sea inferior al máximo especificado para el instrumento.

- Alcance. Es el valor máximo del campo de medida. - División de escala o resolución. Es el intervalo entre dos valores sucesivos indicados

por el instrumento. - Sensibilidad. Es el cociente entre el incremento observado de la variable y el incremento

correspondiente de la magnitud de medida. - Precisión. Es una cualidad que caracteriza la aptitud del instrumento para dar

indicaciones próximas al valor verdadero de la magnitud de medida. - Incertidumbre. Representa una magnitud asociada al resultado de una medición, que

caracteriza la dispersión de los valores que razonablemente podrían ser atribuidos al mensurando. Una menor incertidumbre es sinónimo, por tanto, de mayor calidad de una medida.

- Linealidad. La variación entre la magnitud física de salida y la señal de entrada (por ejemplo la velocidad del viento) es para un instrumento perfecto, una recta que pasa por el origen de coordenadas en todo el campo de medida del instrumento. Sin embargo, cualquier dispositivo real se separará de este comportamiento ideal.

señal desalida

señal deentrada

ideal

A

B

C

Figura III.9. Característica de tres instrumentos de medida A (no lineal), B y C, en comparación con la

de un instrumento ideal. Nótese que la recta de C es paralela a la ideal.



En la fig. III.9 precedente, el instrumento A es el más preciso de todos, pero posee un comportamiento no lineal, que lo hace menos atractivo que B o C.

La característica del instrumento C, es la más fácil de corregir, pues el modelo de

calibración del instrumento se reduce a una translación, de forma que si Cc representa la corrección de calibración y x’ son las indicaciones sin corregir, los valores corregidos se obtendrán simplemente restando al valor sin corregir la corrección de calibración.

En general, cualquier instrumento real tendrá una característica con algún grado de no linealidad y un cierto desfase en el origen.

- Fiabilidad. Facultad de un elemento, servicio o proceso para realizar una función requerida bajo condiciones establecidas, durante un tiempo determinado. Generalmente se expresa por un número que indica la probabilidad de que se cumpla esta característica.

- Calibración. Conjunto de operaciones que tienen por objeto determinar el valor de los errores de un instrumento o equipo de medida y proceder a su ajuste o a expresar, aquellos mediante una tabla, o curva de corrección. La calibración de cualquier instrumento de medida debe ser realiza por un instituto

especializado y acreditado, independiente del fabricante, y siguiendo un procedimiento estipulado por la normativa existente.

La calibración de cualquier instrumento consiste en comparar las lecturas del mismo,

ante una gran diversidad de circunstancias, con otro instrumento de mayor precisión, que a su vez estará calibrado empleado otro dispositivo de mayor precisión, y así sucesivamente, hasta llegar a los patrones de referencia, que materializan las diversas unidades de los sistemas.

Esta cadena de dispositivos, perfectamente identificada, y recogida en protocolos, es lo

que se conoce por trazabilidad. Por otra parte, una vez calibrado un dispositivo de medida, éste no se mantiene de “por

vida” calibrado, sino que por su uso, éste se irá desviando de su calibración original, por lo que cada cierto periodo de tiempo, tendrá que ser calibrado de nuevo.

Por ejemplo, para la evaluación del potencial eólico, se recomienda que los

anemómetros estén calibrados antes, durante y al finalizar la campaña de medición. Esto será una garantía de calidad en los valores obtenidos.

III.4.1. Medida de la velocidad: anemómetro

La velocidad del viento se mide con el anemómetro. Es el instrumento más determinante en cuanto a la valoración correcta del potencial eólico de un emplazamiento.

Existen multitud de tipos, los más importantes los recogemos en la tabla III.1 adjunta. Los anemómetros más empleados en la evaluación del recurso eólico, son los de rotación, y más concretamente los de cazoletas, de las cuales suelen disponer 3 ó 4, de forma semiesférica (como las de la fig. III.11 izq.) o cónica (fig. III.11 izq.).

Presenta las ventajas de simplicidad, suficiente exactitud, no requerir mecanismo alguno para orientarlo al viento y una construcción robusta. Presenta, sin embargo, el inconveniente de que ante un cambio de la velocidad del viento, responde más rápidamente a aumentos de velocidad que a una disminución, por lo que con vientos fluctuantes el instrumento suele indicar una velocidad más alta que el promedio real.



Se suelen desaconsejar los anemómetros con cazoletas pequeñas, y de cuerpo compacto

y voluminoso con partes angulosas. Ver fig. III.11 der.

Magnitud física Tipo de anemómetro La velocidad de giro de un rotor sometido al viento

Anemómetro de rotación dotado de cazoletas unidas a un eje de giro vertical, o de una hélice con eje de giro horizontal. La velocidad de giro es proporcional a la velocidad del viento.

La fuerza que se obtiene al enfrentar una superficie al viento

Anemómetro de empuje, que posee una esfera hueca (tipo Daloz) o una pala (Wild), cuya posición respecto a un punto de suspensión varía con la velocidad del viento.

La diferencia de temperatura entre dos filamentos calientes

Anemómetro de hilo caliente, que detecta la velocidad del viento mediante pequeñas diferencias de temperatura entre dos filamentos, uno situado a barlovento y el otro a sotavento.

La presión dinámica producida en una superficie enfrentada al viento

Anemómetro de presión dinámica basado en el tubo de Pitot, formado por dos tubos, uno de ellos con un orificio frontal (en la dirección del viento), que mide la presión total (estática más dinámica) y otro con un orificio lateral, que mide la presión estática.

Efecto Doppler (variación de la frecuencia de una fuente para un observador en movimiento)

Anemómetro de efecto Doppler, que detectan el desfase del sonido (anemómetro de ultrasonidos o ultrasónico) o de la luz coherente (anemómetro laser) reflejados por las moléculas de aire.

Tabla III.1. Tipos de anemómetros más comunes.

Figura III.10. Anemómetros de rotación (eje vertical y horizontal, respectivamente). Izq. Anemómetro de cazoletas; Der. Anemómetro de hélice.

Se desaconsejan también los de hélice, debido a su escasa habilidad para seguir los

cambios de dirección con viento turbulento, además del efecto giroscópico originado en su movimiento, el cual influye indefectiblemente en sus lecturas. Igualmente los ultrasónicos, debido a que su exactitud no es suficientemente buena, su calibración es más compleja ya que tiene que hacerse en función de la dirección del viento, y además requieren una fuente energética importante, habitualmente no accesible en instalaciones remotas. Poseen además mayor coste y las precipitaciones pueden llegar a impedir su funcionamiento correcto.



Figura III.11. Izq. Anemómetro Thies First Class Advanced; Der. Anemómetro Thies Compact.

Asimismo, también suelen desaconsejarse los sensores combinados, como el mostrado en la fig. III.12 adjunta.

Figura III.12. Anemómetro y veleta combinados.

Relacionado con el inconveniente antes mencionado en los anemómetros de cazoletas,

de sobreestimación de la velocidad, debemos indicar que existe una magnitud, denominada constante de distancia, que establece el “tiempo de respuesta” del instrumento ante variaciones de la velocidad del viento. La definición es la siguiente, ante un cambio de la velocidad del viento, la constante de distancia es la longitud recorrida por la masa de aire hasta que el instrumento mide el 63,2% del nuevo valor de velocidad. En aplicaciones energéticas, los anemómetros utilizados deben presentar una constante de distancia entre 2 a 3,5 m. La incertidumbre atribuible a este aspecto puede ser cuantificada, de acuerdo con la siguiente expresión:

( )4,18,12 −⋅⋅= dIU t (ec. III.4)

Donde It, es la intensidad de la turbulencia, y d es la constante de distancia del instrumento.



La cualidad esencial atribuible a un anemómetro de cazoletas, es que la velocidad de rotación es proporcional a la velocidad del viento. En efecto, si suponemos un anemómetro de dos cazoletas semiesféricas, tendríamos exactamente las mismas expresiones que las obtenidas para el rotor Savonius.

Si para la expresión allí obtenida, se desprecia el par resistente, To, se considera el

equilibrio de momentos (∑M = 0), si despejamos v, obtendríamos una expresión del tipo:

( ) ωω kCCfRv DD =⋅= 21, (ec. III.5)

Por tanto, la magnitud a medir es la velocidad de giro del eje, lo que suele determinarse utilizando diversos tipos de transductores, tales como: dinamo tacométrica, generador de imanes permanentes, sensor de efecto Hall y sensor optoelectrónico; siendo este último el más empleado en los dispositivos de cierta calidad. La señal de salida suele ser una tensión de onda cuadrada, la cual es interpretada por el datta-logger.

Según la norma IEC 61400-12-1, los anemómetros se clasifican según el tipo de terreno donde se ubicarán (tipo A o B, ver tabla III.2) y según un índice k, llamado número de clase, que combina el error absoluto y relativo del instrumento en su campo de medida. Terreno tipo A Terreno tipo B

Mín Máx Mín Máx Velocidad del viento (m/s) 4 16 4 16 Intensidad de la turbulencia 0,03 0,12+0,48/V 0,03 0,12+0,96/V Estructura de la turbulencia σu/σv/σw

1/0,8/0,5 (turbulencia no isotrópica)

1/1/1 (turbulencia isotrópica)

Temperatura (ºC) 0 40 -10 40 Densidad (kg/m3) 0,9 1,35 0,9 1,35 Inclinación promedio del flujo (º) -3 3 -15 15

Tabla III.2. Rangos de los parámetros de influencia. Mediciones promediadas en 10 minutos

La calidad del anemómetro recomendada, tanto para el estudio del potencial eólico de un emplazamiento, como para la obtención de las curvas de potencia de un aerogenerador, son:

- Para terrenos de tipo A, de clase ≤ 1,7. - Para terrenos de tipo B, de clase ≤ 2,5.

En algunos casos, el eje de rotación del anemómetro puede disponer de una resistencia

eléctrica para calefactarlo y así funcionar en el caso de bajas temperaturas, ya que de otro modo sus lecturas se deberían descartar, al aumentar la fricción en el eje de giro.

III.4.2. Medida de la dirección: veleta

Las veletas determinan la dirección del viento. Como ya se comentó anteriormente, la

medición ofrecida indica siempre la dirección desde la cual proviene el viento, medida en grados sexagesimales con origen en la dirección Norte y sentido positivo horario. La mayoría de las veletas empleadas utilizan un potenciómetro resistivo de tipo angular, ofreciendo una resolución excelente de hasta 1º en los dispositivos de cierta calidad, además de requerir un bajo consumo energético. Su señal de salida suele ser analógica. Al igual que el anemómetro, también existen versiones con posibilidad de calefactar el eje.



Figura III.13. Veleta Thies Wind Vane First Class.

III.4.3. Otros sensores Termómetro y barómetro. Opcionalmente puede ser útil para la realización de pronósticos y evaluaciones

energéticas, la determinación de la densidad del aire, lo cual, como sabemos, se realiza de manera indirecta a través de la temperatura y la presión, y aplicando la ecuación de los gases perfectos.

RT

p=ρ (ec. III.6)

Donde el valor de la constante R para el aire es de 287 J/kg·K.

Debemos destacar que no resulta imprescindible la medición de la temperatura y la

presión en el propio emplazamiento, por lo que se pueden utilizar los valores procedentes de estaciones meteorológicas cercanas.

Figura III.14. Izq. Sensor termo-higrométrico con pantalla protectora de la radiación solar;

Cen. sensor barométrico; Der. Pluviómetro.



Higrómetro. La humedad relativa no es parámetro imprescindible pero se recomienda su medida con

objeto de corregir los resultados de la densidad del aire a altas temperaturas. Además el control de la humedad junto con la temperatura permite conocer el punto de rocío del vapor de agua contenido en el aire, y por tanto, el riesgo de heladas del emplazamiento.

Habitualmente, para reducir costes, se utiliza un sensor combinado que mide la temperatura y la humedad relativa en un mismo dispositivo, como el mostrado en la figura III.20 (el dispositivo ha de ser protegido de la radiación solar directa mediante una pantalla). Pluviómetro. Asimismo, se recomienda utilizar un pluviómetro con el objeto de poder diferenciar entre los datos obtenidos en presencia de lluvia de los obtenidos en condiciones no lluviosas. III.4.4. Registrador de datos: data-logger

Un registrador de datos o data-logger, es un dispositivo electrónico que registra las

mediciones ordenadas en el tiempo, provenientes de los distintos sensores, con una cierta velocidad de reloj.

Posteriormente, la unidad realiza los promedios de los datos instantáneos obtenidos para

cada variable, según el periodo de tiempo configurado, así como otro tipo de magnitudes como la desviación típica, valores máximo y mínimo, etc., almacenándose junto a ella la fecha y hora correspondientes, en una memoria no volátil que dispone la unidad. Asimismo, puede disponer de funciones adicionales, como la detección automática de fallos de sensores, etc.

Como ya se citó anteriormente, la frecuencia de muestreo para la velocidad y dirección

del viento ha de ser, para la evaluación del potencial eólico de un emplazamiento, igual o mayor a 0,5 Hz. La temperatura ambiente, presión atmosférica, humedad relativa y precipitación se podrán registrar con una frecuencia menor, pero al menos una vez por minuto.

Habitualmente, la memoria del sistema debe ser capaz de almacenar la información

durante un periodo de al menos un mes, por lo que se deberá proceder a su extracción con relativa periodicidad. Lo cual puede hacerse, bien físicamente, mediante una persona que se desplace hasta la ubicación de la torre, y dependiendo del tipo de data-logger, reemplazará la memoria por otra, o bien la descargará en un ordenador portátil, a través de cable serie (DB9), o cable USB. O alternativamente, según sean las posibilidades de comunicación del data-logger, de forma remota, bien a través de red TCP/IP (Ethernet, Wifi), o por conexión telefónica (GSM, GPRS).

Figura III.15. Data-logger de la firma Ammonit modelo Meteo-32x.



III.4.5. Torre

Características Existen dos tipos básicos de torres: tubulares y de celosía. La tubular tiene de la ventaja

de que los sensores pueden montarse con la torre en posición horizontal y a nivel de tierra, y posteriormente ser izada. Además requiere un acondicionamiento mínimo del terreno y presenta un coste relativamente bajo. En cualquiera de los casos, deberán cumplir los siguientes requisitos:

• Tener altura suficiente para colocar los sensores a la altura deseable. • Resistir las condiciones más desfavorables de viento o hielo de la zona en la que se

encuentra ubicada. • Ser estructuralmente estable para resistir y minimizar las vibraciones producidas por el

viento. • Contar con cables de seguridad (vientos), con el anclaje apropiado en función de las

características del terreno. • Estar equipada con pararrayos y toma de tierra. • Poseer medidas de seguridad apropiadas para evitar el vandalismo. • Estar protegida frente a los efectos ambientales como puede ser la corrosión. • Contar con protección contra animales como puede ser el ganado. • En función de su altura, deberá contar con una baliza de señalización.

Figura III.16. Izado torre tubular.

Ubicación

La ubicación del sistema de medida es un aspecto crucial en la estimación del potencial eólico de un emplazamiento. Se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:

• El lugar elegido debe ser representativo de las condiciones reinantes en la mayor parte

del área objeto del estudio. • Se debe colocar la torre en un terreno llano y abierto, es decir, lo más alejada posible de

cualquier obstáculo para el viento. Si esto no puede cumplirse debido a la proximidad de obstáculos, como regla general, la distancia horizontal mínima entre la torre de medición y cualquier obstáculo será de diez veces la altura del obstáculo, en la dirección principal del viento.



III.5. Variación de las características del viento con la altura Debido a la fricción del viento con la superficie terrestre, la velocidad media del viento

para un emplazamiento e instante dado, dependen de la altura con respecto del nivel del suelo. Verificándose que, en general, en un terreno no complejo y sin problemas de inversión térmica, existe un aumento de la velocidad al aumentar la altura con respecto del nivel del suelo y viceversa. Asimismo, la dirección del viento también varía con la altura, aunque de una manera mucho menos acusada que la velocidad.

De ahí la importancia al indicar los valores medios, de proporcionar la altura con

respecto del nivel del suelo a la que se encuentran calculados. El perfil vertical de velocidad depende de la morfología del terreno y de la naturaleza de

dicha superficie, pues ocasionará una mayor o menor fricción. Se hace necesario pues, algún tipo de modelo matemático para la extrapolación de las

velocidades medias en altura, distinguiéndose dos modelos: el logarítmico y el potencial. Ley logarítmica. Se rige de acuerdo con la siguiente expresión:

=

0

1

0

2

1

2

ln

ln

zzzz

vv

(ec. III.7)

Donde v1 y v2 son, respectivamente, las velocidades medias correspondientes a las

alturas z1 y z2, con respecto al nivel del suelo. Por otra parte, z0 es la denomina longitud de rugosidad, y se define como la altura con respecto del nivel del suelo, donde la velocidad del viento es nula.

Por ejemplo, las menores rugosidades se tienen en superficies de hielo, donde la

magnitud z0 adopta valores del orden de 1·10-5 m, mientras que en una zona boscosa adopta valores del orden de 0,50 m. En la tabla III.3 se recogen los principales valores.

Tipo de superficie z0 (m) Muy liso. Hielo o lodo 0,00001 Mar en calma 0,0002 Mar con oleaje 0,0005 Superficie nevada 0,003 Césped 0,008 Pasto 0,010 Campo abierto sin cultivar 0,030 Campo abierto con cultivos 0,050 Campo con árboles dispersos 0,10 Campo con muchos árboles, setos y casas dispersas 0,25

Bosques, pueblos 0,50 Zonas periféricas de ciudades con edificios 1,5

Centro de ciudades con edificios altos 3,0 Tabla III.3. Valores de longitud de rugosidad en función de la naturaleza de la superficie.



Ley potencial. También conocida como ley exponencial de Hellmann, que viene dada por la siguiente expresión:

α

=

1

2

1

2

zz

vv

(ec. III.8)

Donde α es el exponente de Hellmann, el cual depende esencialmente de la naturaleza

de la superficie. Los valores más habituales los recogemos en la tabla III.4 adjunta.

Tipo de superficie α Lugares llanos con hielo o hierba 0,08 ÷ 0,12 Lugares llanos (mar, costa) 0,14 Terrenos poco accidentados 0,13 ÷ 0,16 Zonas rústicas 0,20 Terrenos accidentados o bosques 0,20 ÷ 0,26 Terrenos muy accidentados o ciudades 0,25 ÷ 0,40

Tabla III.4. Valores del exponente de Hellmann en función de la naturaleza de la superficie.

En la fig. III.17 se representa la expresión (III.8) con un valor v1 = 3,0 m/s para h1 = 10 m (sobre el nivel del suelo) y coeficiente de Hellmann α = 0,4.

Figura III.17. Perfil vertical de velocidad con v1 = 3,0 m/s a z1 = 10 m

y exponente de Hellmann α = 0,4.

Queremos destacar que el exponente de Hellmann no solo depende de la superficie considerada, sino también de numerosas variables tales como: hora del día, época del año, velocidad del viento, altitud, y parámetros térmicos y mecánicos de mezcla. Por lo que muchos investigadores han desarrollado correlaciones empíricas para determinar el exponente de la ley



potencial en función de tales variables, como la correlación propuesta por Counihan, que relaciona el exponente con la longitud de rugosidad de la siguiente forma:

=

0

25,15ln

1

z

α ; con z0 en metros (ec. III.9)



III.6. Influencia del relieve del terreno

La topografía del terreno influye en la velocidad del viento. Las elevaciones con pendientes suaves y vegetación corta, favorecen la aceleración del viento en las inmediaciones de su cima (el incremento de velocidad suele estar comprendido entre el 40 al 80%), creándose aguas abajo de la misma, una zona de turbulencia originada por el fenómeno de desprendimiento de la capa límite.

Por tanto, la cima de colinas, acantilados, y en general, elevaciones de pendientes

suaves desprovistas de vegetación, son lugares idóneos para la colocación de aerogeneradores, tal y como observamos en la fig. III.18 adjunta. Sobre todo cuando estas se encuentran en zonas próximas a la línea de costa y/o cuando forman una barrena ininterrumpida, donde se amplifican aún más los fenómenos descritos.

Cuando la elevación posee pendientes mayores, (que suelen rondar el 50%), de nuevo se origina un efecto acelerador, pero de menor cuantía. Sin embargo, la generación de zonas de turbulencia es mucho mayor, tratándose por tanto, de lugares donde no es interesante el aprovechamiento eólico, debido a las cargas de fatiga que originarían dichas turbulencias sobre el aerogenerador, acortando la vida útil de sus componentes, y por tanto, del conjunto. Ver fig. III.19.

Figura III.18. Detalle de las líneas de corriente del aire al encontrar una colina de pendiente suave.

Figura III.19. Detalle de las líneas de corriente del aire al encontrar una elevación con pendiente

pronunciada.



III.7. Influencia de los obstáculos

Los obstáculos tales como edificios, árboles, accidentes geográficos, etc., y en general, cualquier cuerpo romo de cierta altura expuesto al viento, ocasionan la disminución significativa de la velocidad del viento aguas abajo del obstáculo, así como la aparición de sendas zonas de turbulencia. La misma fig. III.19 puede servir de ejemplo a lo anteriormente comentado.

En general, puede decirse que la zona de turbulencia más importante se desarrollará

aguas abajo del obstáculo, pudiendo prolongarse hasta una longitud equivalente entre diez a veinte veces la altura del obstáculo (fig.III.20).

Esta amplia franja a la hora de acotar la extensión de los fenómenos de disminución de

la velocidad del viento y de presencia de turbulencia, se deben a que dependen del grado de rugosidad de la superficie del terreno. Así pues, diremos que cuanto menor sea la rugosidad de la superficie, mayor será la extensión en la que propagarán los fenómenos descritos, y viceversa.

También aparece una zona de estancamiento aguas arriba del obstáculo, pudiendo

ocupar una longitud equivalente a dos veces la altura del obstáculo. Finalmente, también aparece una zona de turbulencia sobre el obstáculo, que puede

presentar una altura entre dos y tres veces la del obstáculo.

Figura III.20. Zonas de perturbación y turbulencia originada por edificios y arbolado.

De todas ellas, es evidente que la de mayor repercusión, será la generada aguas abajo

del obstáculo, ya que puede disminuir notablemente la energía disponible de cara al aprovechamiento eólico. Por ello, a la hora de proyectar un parque eólico, se deben tener en cuenta la presencia de obstáculos en un radio de acción concreto, sobre todo en la dirección más energética del viento (rosa de vientos de energía).

Por otra parte, no solo se han de tener en cuenta obstáculos como árboles, edificios, etc.,

los propios aerogeneradores que componen el parque eólico dejan a sotavento una zona de disminución de la velocidad y de aumento de la turbulencia, mucho más acusada que cualquier obstáculo estático, debido al giro del rotor.

También, hay que tener presente la denominada porosidad de los obstáculos,

definiéndose como el cociente entre el área libre de paso al aire que deja el obstáculo partido por el área transversal que presenta el obstáculo al viento. La porosidad se suele expresar en tanto por ciento.



Por ejemplo, un edificio ofrecerá una porosidad del 0%, sin embargo, un árbol ofrecerá

en mayor o menor medida cierta posibilidad al paso del viento a su través, dependiendo de la frondosidad que posea. Se ha comprobado experimentalmente que la porosidad de una zona arbolada está comprendida entre el 30 al 70% (30% para árboles frondosos, y del 70% para los de hoja caduca).

Volviendo de nuevo a los efectos de disminución de la velocidad y la generación de

turbulencia aguas debajo de un obstáculo, diremos que: - La turbulencia generada aguas abajo de un obstáculo será tanto menor, cuanto

mayor sea la porosidad del obstáculo.

- La disminución de la velocidad aguas abajo de un obstáculo, será tanto mayor, cuanto mayor sea la porosidad del obstáculo.



IV. Generadores eólicos IV.1. Generadores eólicos. Definiciones y clasificación

Se denomina generador eólico a la máquina, y sus elementos auxiliares, que

transforman la energía cinética del viento en energía mecánica que, en general, tendrán dos finalidades:

1º. Accionamiento de un generador eléctrico para la producción de electricidad. En este caso, el generador eólico se suele denominar aerogenerador.

2º. Utilización directa de dicha energía mecánica para el accionamiento de una máquina

transformadora de energía mecánica, como es el caso del molino americano para el bombeo de agua. En este caso, cuando el generador transforma la energía mecánica para otro accionamiento mecánico se suele llamar aeromotor.

Podemos realizar una primera clasificación de los generadores eólicos atendiendo a su

eje de rotación:

▪ Maquinas de eje horizontal, también conocido como HAWT (Horizontal Axis Wind Turbine), en las que el eje de rotación es paralelo a la dirección del viento. Pueden tener 1, 2, 3 o más palas unidas a un eje horizontal casi paralelo al suelo.

▪ Máquinas de eje vertical, también conocidas por VAWT (Vertical Axis Wind

Turbine), en las que el eje de rotación es perpendicular a la dirección del viento. En la actualidad la configuración típica adoptada en los parques eólicos es el

aerogenerador de eje horizontal, conocido como concepto danés, que tiene un rotor de tres palas a barlovento de la torre (upwind), es decir, el viento pasa primero por el rotor y luego por la torre. A diferencia del concepto danés, existe otra configuración que tiene el rotor a sotavento de la torre (downwind), donde el viento pasa primero por la torre y luego por el rotor.

Los generadores de eje vertical son mucho menos utilizados que los de eje horizontal.

La mayoría de los de eje vertical son de dos tipos: a) los de arrastre diferencial (Savonius), ya que aprovechan la diferencia de la fuerza del viento entre una superficie cóncava y una convexa, de modo parecido al principio de funcionamiento del anemómetro de cazoletas, y b) de rotor de variación cíclica de incidencia (Darrieus).

- Máquinas tipo Savonius: constan de dos semicilindros decalados en una cierta relación

e/d. Este decalaje o desfasado de las dos superficies, permite crear un canal entre ambas cuyo flujo somete al conjunto a un par suplementario debido a las desviaciones que sufre las líneas de corriente obligadas por la concavidad de las palas.

- Máquinas tipo Darrieus: están formados por dos o tres palas de forma ovalada de perfil aerodinámico y tienen características parecidas a los de eje horizontal, presentando un par de arranque muy pequeño. El fundamento físico de estas aeroturbinas está basado en aprovechar la componente de la fuerza sustentadora que se producen en las superficies citadas. Su potencia es pequeña y están poco implantados. - Otros rotores de eje vertical, sin desarrollar comercialmente, presentan geometría: cónica, troncocónica, parabólica, cilíndrica y esférica. Los generadores de eje horizontal se pueden clasificar de la forma siguiente: ▪ Generadores lentos: presentan entre 6 y 24 palas y dada su baja velocidad de rotación no se usan para la producción de electricidad, siendo su uso más frecuente el accionamiento



directo de una bomba hidráulica. Inician su arranque con velocidades del viento entre 2 y 3 m/s, y la velocidad óptima de funcionamiento se aproxima a los 7 m/s. También presentan un elevado par de arranque. ▪ Generadores rápidos: tienen dos o tres palas, aunque existen modelos de una sola pala, siendo los más frecuente los tripala. Presentan un par de arranque pequeño y requieren velocidades de viento del orden de 3 a 4 m/s para su puesta en marcha. Se utilizan para la producción de electricidad y su gama de potencia es muy amplia, desde modelos de pequeña potencia (1 kW) usados en instalaciones autónomas, a modelos de gran potencia (850 kW, 1.500 kW, 2.000 kW, etc). Las agrupaciones de estos últimos configuran los parques eólicos para la generación de energía eléctrica.

▪ Generadores de velocidad intermedia: tienen entre 3 y 6 palas y sus prestaciones están comprendidas entre las correspondientes a los dos casos anteriores. Su velocidad de arranque se sitúa entre 3 y 4 m/s, y presenta un par de arranque intermedio entre los dos casos anteriores. Se utilizan cuando no existen condiciones del viento favorables, siendo en general de poca potencia. Su aplicación principal es en equipos autónomos para producción de electricidad.

IV.2. Pares y potencias en un generador eólico

En la figura IV.1 se representa un dibujo esquemático que muestra el flujo de potencia a

lo largo de la máquina eólica. Distinguimos las siguientes potencias y rendimientos:

Fig. IV.1. Esquema del flujo de potencia a lo largo de la máquina eólica



▪ Potencia disponible •

dW , como anteriormente comentamos representa la potencia del viento incidente en el rotor del aerogenerador.

▪ Potencia aprovechada •

aW , es la potencia realmente captada por el rotor del aerogenerador. Como anteriormente comentamos, el coeficiente de potencia Cp, representa el rendimiento de la conversión producida en el rotor de la máquina eólica.

La captación de la potencia aprovechada por el rotor de la máquina •

aW , se traduce en la aparición de un movimiento de rotación del árbol del rotor, caracterizado por un par motor M1 (con unidades de N·m) y con una velocidad de rotación del mismo o velocidad angular ω1 (rad/s), cuya relación es la siguiente:

11 ω⋅=•

MWa (ec. IV.1)

A su vez, este par motor M1 puede calcularse según la siguiente expresión:

RvSCM m2

1 21 ρ= (ec. IV.2)

Siendo:

Cm un coeficiente adimensional asociado al par motor. R es el radio de la circunferencia barrida por el rotor (m).

Sustituyendo en la expresión (ec. II.6) las expresiones (ec. IV.1) y (ec. IV.2), y

simplificando se llega a la siguiente expresión que relaciona el coeficiente de potencia Cp, con el coeficiente de par Cm: mp CC γ= (ec. IV.3)

Donde γ es la denominada velocidad específica, que se define como el cociente entre la velocidad lineal o tangencial del extremo de la pala del aerogenerador y la velocidad del viento incidente a la altura del buje de la máquina. Por tanto, tiene la siguiente expresión:

vRn

vR

vu

602 11 πωγ === (ec. IV.4)

Siendo: u la velocidad lineal o tangencial del extremo de la pala del aerogenerador. v la velocidad del viento incidente a la altura del buje de la máquina, n1 la velocidad de rotación del rotor dada en vueltas/min o r.p.m.

▪ Potencia de accionamiento •

accW . Generalmente el árbol del rotor no se acopla directamente a la máquina que acciona, puesto que no suele coincidir la velocidad de giro del rotor con la requerida en la máquina de accionamiento. Por lo que, en ciertas aplicaciones es preciso elevar la velocidad de giro del rotor, lo que se hace por medio de una caja multiplicadora de velocidad, o bien, al contrario, en aplicaciones en las que se desee reducir la velocidad de giro del rotor, se emplea una caja reductora de velocidad. La relación con la potencia aprovechada es la siguiente:



cvaacc WW η••

= (ec. IV.5)

Siendo ηcv el rendimiento de la caja de velocidades. Podemos, en este momento, escribir una expresión similar a la (ec. IV.1) aplicable al árbol conducido (tras la caja de velocidades):

22 ω⋅=•

MWacc (ec. IV.6)

Siendo M2 y ω2, el par motor y la velocidad angular de rotación del árbol conducido,

respectivamente. En máquinas eólicas destinadas a la producción eléctrica generalmente se requiere

elevar la velocidad de giro del árbol del rotor, por lo que se emplea una caja multiplicadora de velocidades. Por el contrario, en máquinas eólicas destinadas al accionamiento de máquinas hidráulicas tales como bombas, se suele necesitar disminuir la velocidad de giro del rotor, por lo que se emplea una caja reductora de velocidades.

Se define la relación de transmisión de la caja de velocidades (ya sea multiplicadora o

reductora) como el cociente entre las velocidades de rotación del árbol conducido y del árbol conductor1. Tenemos la siguiente relación:

1

2

1

2

nni ==

ωω

(ec. IV.7)

Evidentemente, se verificará que:

i > 1, para cajas multiplicadoras de velocidad. i < 1, para cajas reductoras de velocidad.

Potencia útil •

útilW . Es la potencia suministrada por la máquina accionada. La relación entre la potencia útil y la potencia de accionamiento viene dada por la siguiente expresión:

maaccútil WW η••

= (ec. IV.8) Siendo ηma el rendimiento de la máquina accionada.

El rendimiento global del conjunto será el producto de los rendimientos individuales, o

lo que es lo mismo, el cociente entre la potencia útil y la potencia disponible; luego tendremos que:

d

útilmacvptotal

W

WC •

•

== ηηη (ec. IV.9)



IV.3. Coeficientes del rotor de un aerogenerador

El comportamiento aerodinámico de un rotor de aerogenerador viene caracterizado de forma general por los valores de los coeficientes de par (Cm), de tracción (Ct) y de potencia (Cp), cuyas expresiones se dan a continuación:

212

1 vSR

ParCm

ρ= (ec. IV.10)

212

1 vS

EmpujeCt

ρ= (ec. IV.11)

312

1 vS

PotenciaC p

ρ= (ec. IV.12)

En la sección anterior estudiamos el coeficiente de potencia (Cp) y el límite de Betz,

asimismo más arriba relacionamos el coeficiente de potencia(Cp) con el coeficiente de par (Cm). Ahora aparece un nuevo coeficiente denominado de tracción (Ct), también llamado de empuje.

La característica de un aerogenerador que más influye en la estela, que él mismo crea,

es la fuerza de empuje del viento. La fuerza que ejerce el viento sobre el aerogenerador es igual y opuesta a la que ejerce éste sobre el aire. Dicha fuerza frena el aire y da origen a la estela. Cuanto mayor sea el coeficiente de tracción (Ct), más intensa será la estela. Dicho coeficiente se suele expresar por la ecuación (ec. IV.11).

Conviene recordar que el coeficiente de potencia (Cp) expresa el porcentaje de energía

contenida en el viento (v1), que atraviesa el rotor de un aerogenerador, que es transformada en energía mecánica en el eje del rotor. En la figura IV.2 se pueden apreciar las gráficas del coeficiente de potencia en función de la velocidad específica para distintas aeroturbinas, en donde las máquinas más antiguas dan valores más pequeños de Cp, que a su vez corresponden a valores más pequeños de g .

Figura IV.2. Graficas de Cp= f(g) para distintas aeroturbinas.



En la tabla IV.1 se muestran los valores teóricos de Cp y Ct en función de la velocidad

del viento incidente (v1), facilitados por el fabricante del aerogenerador V90-3.0 MW.

Tabla IV.1. Valores de Cp y Ct del aerogenerador V90-3.0 MW Velocidad del rotor: 9-19 rpm

Velocidad (m/s)

Potencia (kW) Cp Ct Velocidad

(m/s) Potencia

(kW) Cp Ct

4 77 0,489 0,815 15 2995 0,253 0,304 5 190 0,489 0,818 16 3000 0,208 0,246 6 353 0,489 0,823 17 3000 0,174 0,203 7 581 0,489 0,823 18 3000 0,146 0,170 8 886 0,489 0,824 19 3000 0,124 0,144 9 1273 0,487 0,802 20 3000 0,106 0,124

10 1710 0,471 0,730 21 3000 0,092 0,107 11 2145 0,440 0,648 22 3000 0,080 0,094 12 2544 0,401 0,564 23 3000 0,070 0,082 13 2837 0,361 0,490 24 3000 0,061 0,073 14 2965 0,311 0,390 25 3000 0,054 0,065

El coeficiente de potencia (Cp) en función de la velocidad del viento incidente (v1) en la turbina V90-3.0 MW se representa en la figura IV.3. Para velocidades del viento entre 4 y 9 m/s el rendimiento es ligeramente inferior al 50%, a partir de dicho valor el coeficiente de potencia baja hasta un valor en torno al 25% para una velocidad del viento de 15 m/s (velocidad nominal), decayendo hasta el 5% para la velocidad de corte.

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Velocidad del viento (m/s)

Cp

Figura IV.3. Curva Cp= f(v1) del aerogenerador V90-3.0 MW.



IV.4. Curva de potencia de un aerogenerador La curva de potencia de un aerogenerador es una gráfica que indica cuál será la potencia eléctrica disponible en el aerogenerador a diferentes velocidades del viento. En realidad en las medidas se obtiene una nube de puntos alrededor de la línea que aporta el fabricante, y no una curva bien definida. La razón estriba que en realidad la velocidad del viento es fluctuante, y no se puede medir de forma exacta la columna de viento que pasa a través del rotor de un aerogenerador. De esta manera, se debe tomar un promedio de las diferentes medidas para la velocidad del viento, y dibujar el gráfico con estos promedios.

La norma IEC 61400 establece las especificaciones para la obtención de la curva de potencia de un aerogenerador. Dichas condiciones son la de atmósfera estándar, esto es, con presión atmosférica de 1.013 mbar a nivel del mar y una temperatura de 15ºC, lo que equivale a una densidad del aire de 1,225 kg/m3, y además los valores de la velocidad del viento corresponden a la altura del buje del aerogenerador.

La determinación de la misma se realiza por medidas directas de la potencia eléctrica o potencia útil obtenida del aerogenerador y la velocidad del viento medida a la altura del centro de giro del rotor. La medida de la potencia y de la velocidad del viento se lleva a cabo con una frecuencia de muestreo del orden de 0,5 Hz o más rápida. El conjunto de medidas obtenidas cada 10 minutos se promedian para obtener un valor de la potencia y de la velocidad. El conjunto de estos valores se somete a un tratamiento estadístico para determinar la curva de potencia. Este se realiza agrupando los valores de la velocidad del viento en clases (o bins) de tamaño igual a 0,5 m/s.

Según el sistema de regulación y control se distinguen dos curvas de potencia en los

aerogeneradores: curva de potencia de aerogeneradores con regulación activa y curva de potencia de aerogeneradores con regulación pasiva.

IV.4.1. Curva de potencia de aerogeneradores con regulación activa

En los aerogeneradores con regulación activa la curva de potencia se mantiene sensiblemente constante en todo el rango de velocidades comprendido entre la velocidad nominal y la de desconexión. En la figura IV.4 se muestra la curva de potencia del aerogenerador Vestas V90-3.0 MW a partir de los datos de la tabla IV.2 proporcionados por el fabricante.

Tabla IV.2. Curva de potencia del aerogenerador V90-3.0 MW Velocidad

(m/s) Potencia

(kW) Velocidad

(m/s) Potencia

(kW) Velocidad

(m/s) Potencia

(kW) 1 0 11 2145 21 3000 2 0 12 2544 22 3000 3 0 13 2837 23 3000 4 77 14 2965 24 3000 5 190 15 2995 25 3000 6 353 16 3000 26 0 7 581 17 3000 27 0 8 886 18 3000 28 0 9 1273 19 3000 29 0 10 1710 20 3000 30 0



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Velocidad (m/s)

Pot

enci

a (k

W)

Figura IV.4. Curva de potencia del aerogenerador V90-3.0 MW.

En dicha curva podemos distinguir los siguientes valores:

▪ Velocidad de arranque (va): es la velocidad del viento para la cual el generador

comienza a suministrar potencia útil. Para el aerogenerador V90 dicho valor es 4 m/s.

▪ Velocidad nominal (vn): es la velocidad del viento para la que se alcanza la potencia nominal del aerogenerador. En el aerogenerador estudiado dicha velocidad es 15 m/s.

▪ Velocidad de corte (vc): es la velocidad del viento para la cual el rotor se detiene por la acción de los sistemas de regulación y control, con el objeto de evitar daños por una velocidad elevada del viento. En el aerogenerador V90 la velocidad de corte es 25 m/s.

▪ Velocidad de supervivencia (vs): es la velocidad del viento por encima de la cual el aerogenerador puede dañarse a pesar de estar parado. Este valor suele estar en torno a los 70 m/s.

Así pues, la curva de potencia se inicia en la velocidad de arranque (va) y aumenta siguiendo una ley aproximadamente cúbica, hasta alcanzar la potencia nominal del aerogenerador (Pn) para la velocidad del viento(vn). A partir de este valor la intervención de los sistemas de regulación y control hacen que la potencia se mantenga sensiblemente constante e igual a la nominal, para todo el rango de velocidades comprendida entre la velocidad nominal (vn) y la de corte (vc).

IV.4.2. Curva de potencia de aerogeneradores con regulación pasiva En los aerogeneradores de pequeña y mediana potencia, es habitual la regulación pasiva. En ellos la curva de potencia tiene un incremento hasta alcanzar su valor nominal para, a continuación, presentar una caída brusca hasta la velocidad de corte. En los aerogeneradores de gran potencia regulados por pérdida aerodinámica la situación es diferente. Así, al disminuir la velocidad específica (g) y aumentar la velocidad del viento a la altura del buje (v1), para mantener la potencia constante, si la caída de la curva Cp es lo suficientemente pronunciada, se mantendrá el ángulo de paso de pala constante como para compensar el efecto del incremento de v1. De esta forma el aerogenerador se autocontrola.



Esto ocurre, porque al disminuir g, también disminuye localmente en cada perfil el

cociente wR/v1, haciéndose mayor el ángulo de ataque que entra en pérdida, en gran parte de la pala. Este procedimiento nunca mantendrá exactamente la potencia del aerogenerador constante entre las velocidades nominal y de corte, dando lugar a curvas como la indicada en la figura IV.5, en donde se muestra la curva de potencia de un aerogenerador de 800 kW regulado por entrada en pérdida, a partir de los datos de la tabla IV.3.

Tabla IV.3. Curva de potencia de aerogenerador de 800 kW Velocidad

(m/s) Potencia

(kW) Velocidad

(m/s) Potencia

(kW) Velocidad

(m/s) Potencia

(kW) 1 0 11 595 21 710 2 0 12 672 22 705 3 2 13 727 23 700 4 15 14 775 24 700 5 50 15 795 25 708 6 100 16 800 26 0 7 160 17 785 27 0 8 255 18 750 28 0 9 375 19 730 29 0 10 485 20 720 30 0

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27

Velocidad (m/s)

Pote

ncia

(kW

)

Figura IV.5. Curva de potencia para aerogenerador de 800 kW regulado por entrada en pérdida.

La curva de potencia se inicia en la velocidad de arranque (va), en 3 m/s, y aumenta siguiendo una ley aproximadamente cúbica, hasta alcanzar la potencia nominal del aerogenerador, Pn= 800 kW, para la velocidad nominal del viento, vn= 15 m/s. A partir de este valor, la entrada en pérdida aerodinámica de las palas hace que para el aumento de la velocidad del viento disminuya la potencia por debajo de la potencia nominal, en torno a unos 700 kW hasta la velocidad de corte, vc= 25 m/s.



V. Descripción de aerogeneradores de gran potencia V.1. Tipos de aerogeneradores

Los parques eólicos, formados por aerogeneradores de mediana o de gran potencia,

están interconectados a la red eléctrica a donde vierten la energía producida y de donde toman la energía que precisa. De esta forma, el sistema también puede recibir energía de la red, pero sólo para suministro de energía reactiva (en el caso de un generador eléctrico asíncrono), funciones de sincronismo y servicios auxiliares.

En la actualidad la potencia unitaria de los aerogeneradores que se instalan superan el

megavatio. Los parques eólicos pueden instalarse en tierra (onshore) o mar adentro (offshore), siendo las características de los aerogeneradores distintas según el tipo de implantación. De esta forma tenemos los siguientes tipos :

▪ Aerogeneradores para instalaciones en tierra. ▪ Aerogeneradores para instalaciones en el mar.

Las características generales de los aerogeneradores para instalaciones en tierra son:

▪ Amplia gama de potencias. ▪ Varias opciones de diámetro de rotor para una misma altura. ▪ Altura de buje creciente (distintas opciones). ▪ Clase IEC para toda la gama de vientos y turbulencias.

El gran potencial de las costas en la generación eólica está impulsando a muchos fabricantes a desarrollar aerogeneradores específicos para este tipo de emplazamientos, con todas las implicaciones que conlleva en gran parte de sus componentes. Por un lado, desde el punto de vista de diseño es necesario tener en cuenta, tanto las cargas eólicas, como las cargas marítimas. El entorno también presenta sus particularidades, tanto en los tratamientos anticorrosión y protección contra la humedad como en las dificultades de montaje y mantenimiento.

En la tabla V.1 se relacionan los fabricantes que en la actualidad ofrecen al mercado eólico mundial aerogeneradores para instalaciones en el mar.

Tabla V.1. Aerogeneradores para instalaciones marinas

Fabricante Tipo Potencia (kW) Implantación General Electric GE 3.6 sl 3.600 Tierra/Mar

Nordex N90 HS 2.500 Tierra/Mar REpower RE 5M 5.000 Tierra/Mar Siemens SWT-3,6-107 3.600 Tierra/Mar Vestas V80-2,0 MW 2.000 Tierra/Mar Vestas V90-3,0 MW 3.000 Tierra/Mar

Las características generales de los aerogeneradores para instalaciones en el mar son: ▪ Mayor potencia nominal. ▪ Mayor diámetro del rotor. ▪ Menor altura del buje. ▪ Clase IEC para baja turbulencia ▪ Mayor protección anticorrosión y antihumedad.



V.2. Descripción de aerogeneradores La evolución tecnológica de los aerogeneradores ha venido ligada tanto a sus conceptos generales, explicados en las secciones anteriores, como al desarrollo específico de cada uno de sus componentes: torre, palas, generador, sistemas de cambio de paso, sistemas de orientación, etc. Podemos clasificar los componentes de los aerogeneradores agrupados por sistemas, de la forma siguiente:

▪ Sistema de soporte: cimentación y torre. ▪ Sistema de captación: rotor, palas, buje... ▪ Sistema de transmisión: eje lento, multiplicadora, eje de alta velocidad... ▪ Sistema de orientación: motores de giro, freno de orientación... ▪ Sistema de generación: generador eléctrico, cableado de potencia, transformador... ▪ Sistema de control: controlador de turbina, sensores de control, salidas de control y

regulación... ▪ Sistema hidráulico: grupo de presión, conductos hidráulicos, válvulas de control... ▪ Sistema de seguridad: operacional, superior... ▪ Sistema de refrigeración: ventiladores, intercambiador de calor... En la figura V.1. se indican las partes principales de los aerogeneradores que se instalan

en los parques eólicos.

Figura V.1. Partes de un aerogenerador de gran potencia.



V.2.1. Aerogenerador Vestas V90-3.0 El modelo de aerogenerador V90-3.0, fabricado por la compañía danesa VESTAS

(Vestas Wind Systems A/S), tiene el rotor tripala a barlovento y regulación por sistema de cambio de paso, con un diámetro de rotor de 90 m y un generador asíncrono de 3 MW. La góndola va montada sobre torre tubular de tres tramos con altura total según cuatro opciones (65, 80, 90 y 105 m). En la tabla V.2 se resumen las principales características de dicho aerogenerador.

Tabla V.2. Características del aerogenerador V90-3.0

Potencia nominal 3.000 kW Velocidad nominal 15 m/s Velocidad de arranque 4 m/s Velocidad de corte 25 m/s Diámetro del rotor 90 m Número de palas 3 Intervalo operativo 9-19 rpm Altura de buje 65, 80, 90 y 105 m Torre Tubular troncocónica

En la figura V.2 se muestra una imagen de dos aerogeneradores V90-3.0, según la

posición de las palas se puede deducir que el movimiento del rotor es en el sentido de las agujas del reloj.

Figura V.2. Aerogeneradores Vestas V90-3.0.



La turbina utiliza la técnica de control de máquina de inducción doblemente alimentada para conseguir velocidad variable. El generador es de deslizamiento variable, sistema OptiSpeedTM, que reduce las fluctuaciones originadas por ráfagas o golpes de viento.

El aerogenerador está equipado con un mecanismo de variación de paso de pala

denominado OptiTip. Esta característica permite a la turbina presentar el ángulo de ataque óptimo para cualquier velocidad de viento, densidad de aire y rugosidad en la superficie de la pala en cuanto a producción optimizada y bajo nivel sonoro. Por todo ello, la turbina V90-3.0 permite una variación de las velocidades nominales de giro, tanto del rotor como del generador, de un 60% aproximadamente. Esto reduce las fluctuaciones no deseadas en la producción suministrada a la red eléctrica, así como minimiza las cargas en las partes críticas del aerogenerador.

El aerogenerador está diseñado para operar en un rango de temperaturas ambiente entre –20ºC y +40ºC. Todos los componentes, incluidos los fluidos, están diseñados para soportar temperaturas de –40ºC. Si la temperatura dentro de la nacelle excede de 50ºC, la turbina entra en operación de pausa.

El aerogenerador presenta innovaciones tecnológicas que destacan sobre las de sus homólogos. De esta forma, la nueva pala es muy ligera debido a que incorpora nuevos materiales más ligeros, principalmente la fibra de carbono en los mástiles que soportan la carga. Debido a la resistencia de la fibra de carbono, se ha reducido la cantidad de material utilizado en las palas, reduciendo el peso total y, consecuentemente, las cargas. De hecho, las palas de 44 m para el rotor del aerogenerador V90 son más ligeras que las palas de 39 metros del rotor del aerogenerador V80.

En la tabla V.3 se indican las condiciones del viento para las que está diseñado el

aerogenerador.

Tabla V.3. Condiciones de diseño del aerogenerador

Clase IEC IA; IEC IIA Velocidad media del viento 10,0 m/s Parámetro de forma (c) 2 Turbulencia I15

1) 18% Velocidad máxima promedio 2) 50 m/s Velocidad máxima racheada 3) 70 m/s

Por razones de seguridad, la turbina se detiene, con velocidades altas de viento. Así para

el modelo V90 cuando la velocidad media del viento, ponderada durante 100 segundos, supera los 25 m/s la turbina se detiene entrando en operación de pausa. La turbina re-arranca cuando la velocidad media de viento ponderada durante 100 segundos está por debajo de la velocidad de viento de re-arranque (20 m/s para el modelo V90).

1) La turbulencia es dependiente del viento y varía entre 34,1% y 16,1% para velocidades del viento entre 4 y 25 m/s. Para 15 m/s la turbulencia es el 18%. 2) Velocidad del viento promediada durante 10 minutos en los últimos 50 años. 3) Velocidad del viento racheado durante 3 segundos en los últimos 50 años.



Los elementos principales del aerogenerador V90-3.0 MW se detallan en la figura V.3.

Figura V.3. Elementos del aerogenerador V90-3.0



V.2.2. Aerogenerador Enercon E-70 El modelo de aerogenerador E-70, fabricado por la compañía alemana ENERCON,

posee rotor tripala a barlovento, sistema activo de control de paso, y generador síncrono de velocidad variable, con una potencia nominal de 2.300 kW. Tiene un diámetro de rotor de 71 m y torre con opciones de distintas alturas entre 64 y 113 m. En la tabla V.4 se resumen las principales características de dicho aerogenerador.

Tabla V.4. Características del aerogenerador E-70

Potencia nominal 2.300 kW Velocidad nominal 14 m/s Velocidad de arranque 2,5 m/s Velocidad de corte 28 a 34 m/s (control de ráfagas) Diámetro del rotor 71 m Número de palas 3 Intervalo operativo 6-21 rpm Altura de buje 64, 85, 98 y 113 m Torre Tubular troncocónica

Figura V.4. Aerogenerador Enercon E-70.



Los aerogeneradores Enercon se caracterizan, entre otras prestaciones, porque no disponen de multiplicadora y la pieza giratoria del generador síncrono y el rotor del aerogenerador forman una sola unidad. Dicha unidad se embrida al buje de modo que ambas giren a la misma velocidad moderada. Al prescindir de multiplicadora, así como de otras piezas de rotación a altas velocidades, se reducen las pérdidas de energía entre el rotor y el generador, así como las emisiones de ruido, el consumo de aceite para engranajes y el desgaste mecánico.

Cada una de las tres palas del rotor están equipadas con un sistema eléctrico de ajuste de

la pala (sistema de control de paso o Pitch System). Dicho sistema delimita la velocidad del rotor y, por tanto, la energía que puede captar del viento. Este sistema permite ajustar con precisión la potencia del aerogenerador E-70 a la potencia nominal en un breve margen de tiempo. Al ajustar las palas del rotor a la posición de bandera, el rotor se detiene sin que el sistema de transmisión se vea sobrecargado por la aplicación de un freno mecánico.

En la figura V.5. se muestran los elementos básicos del aerogenerador Enercon E-70.

Como se puede observar el buje va acoplado directamente sobre un generador síncrono (generador en anilla) de 2.300 kW. Asimismo, el movimiento de la nacelle lo realizan seis grupos motorreductores que engranan en la corona de orientación.

Figura V.5. Elementos del aerogenerador Enercon E-70.



VI. Parques Eólicos

VI.1. Fases de un Parque Eólico Las fases hasta la entrada en funcionamiento definitiva de un Parque Eólico se encuentra esquematizada en la figura VI.1, siendo su descripción:

▪ Fase de investigación: está dedicada especialmente a conocer los recursos eólicos en determinados emplazamientos para ello se deben conocer datos históricos del viento en una zona determinada, y además realizar una campaña de medidas con torres a distintas alturas, por un periodo no inferior a dos años.

▪ Fase de promoción: está dedicada a conocer la viabilidad del parque eólico, estando precedida por la iniciación de los trámites y elaboración del anteproyecto, así como el estudio de impacto ambiental. Una vez aprobada la inversión y obtenidos los permisos y licencias por distintas Consejerías y por el Ayuntamiento se pasa a la fase siguiente.

▪ Fase de construcción: una vez terminados los trámites administrativos, en primer lugar se elabora el proyecto de ejecución del parque eólico y a continuación se inician las obras si está aprobado el plan de viabilidad. La primera parte suele ser el movimiento de tierras para la adecuación de caminos y zanjas, a continuación se comienza la cimentación de los aerogeneradores y la construcción del edificio de control, posteriormente se montan los aerogeneradores con maquinaria pesada y se realiza la puesta a tierra y la red eléctrica en zanjas hasta la subestación eléctrica, y por último se acondiciona el terreno.

▪ Fase de explotación: se entrega la instalación a la sociedad promotora que inicia su operación y realiza el mantenimiento. Es usual en la construcción de parques eólicos establecer un contrato “llave en mano” con una empresa con experiencia en el desarrollo integral de proyectos eólicos.

Figura VI.1. Fases de un Parque Eólico.



VI.2. Esquema de tramitación de un Parque Eólico

Los trámites legales que una Sociedad Promotora debe seguir hasta la implantación de un Parque Eólico son largos e implican a distintas Consejerías, así como a instancias locales.

En la actualidad el procedimiento se inicia con la convocatoria realizada por la Consejería de Innovación, Ciencia y Empresa (antes Consejería de Empleo y Desarrollo Tecnológico) y la delimitación de una Zona Eléctrica de Evacuación. La Sociedad Promotora que ha realizado estudios previos en las zonas con recursos eólicos participa en dicha convocatoria entregando Anteproyecto y Estudio Ambiental.

La declaración de viabilidad, a efectos ambientales, del Parque Eólico por parte de la Delegación Provincial de la Consejería de Medio Ambiente le da el impulso definitivo al proyecto empresarial. Una vez publicada la Resolución de Autorización Administrativa es preceptivo el Proyecto de Ejecución del Parque Eólico, tras lo cual se obtiene la Resolución de su aprobación por parte de la Consejería de Innovación Ciencia y Empresa con lo que puede iniciarse la Obra. Al mismo tiempo la Delegación Provincial de la Consejería de Obras Públicas y Transportes realiza la Declaración de Utilidad Pública.

Por otra parte, el Ayuntamiento del término municipal en donde se encuentre el Parque Eólico da las licencias de obras y de apertura, lo cual supone un ingreso económico importante al que hay que añadir los impuestos correspondiente en la fase de explotación.

En la figura VI.2 se esquematiza, con el mayor rigor posible, la tramitación que tiene lugar para la implantación de un Parque Eólico en tierra.

Figura VI.2. Esquema de tramitación de un Parque Eólico en tierra (onshore).



VI.3. Aspectos favorables de los Parques Eólicos Los aspectos favorables inherentes a la producción de electricidad en los Parques

Eólicos son los siguientes:

Reducción de los impactos ambientales, ya que no produce emisiones contaminantes a la atmósfera y genera pocos residuos. No obstante, hay que tener en cuenta las externalidades.

Reducción de la dependencia energética exterior, con la consiguiente mejora en la balanza de pagos.

Creación de empleo en el sector. Aumento del desarrollo científico y tecnológico. Descentralización de la producción energética, con el consiguiente desarrollo

económico de regiones desfavorecidas.

VI.4. Ventajas y desventajas de los Parques Eólicos en tierra (onshore) En este apartado nos limitaremos a citar, sin entrar en discusión, algunas ventajas y desventajas de los Parques Eólicos en tierra (en inglés onshore windfarms). Ventajas:

Reducido tiempo de instalación (6 meses). Mantenimiento reducido. Compatibilidad con otros usos del suelo. Recuperación del entorno paisajístico inicial una vez desmanteladas las

instalaciones.

Desventajas: Impacto visual en el paisaje. Impacto sobre la avifauna. Infraestructuras eléctricas de evacuación insuficientes. Subestaciones eléctricas distantes. Contaminación acústica. Dificultad en el transporte de componentes. Posibilidad de cruce, de los caminos del parque eólico, con vías pecuarias.



VI.5. Ventajas y desventajas de los Parques Eólicos marinos (offshore) De la misma manera, algunas ventajas y desventajas de los Parques Eólicos marinos (en

inglés offshore windfarms) son las siguientes: Ventajas: Elevado potencial. Baja rugosidad de la superficie del mar (menor altura del buje). Régimen de viento laminar (mayor vida útil del aerogenerador). Velocidad del viento casi constante. Aerogeneradores de mayor potencia unitaria. Menor impacto visual. Poca dificultad en el transporte de componentes.

Desventajas: Dificultad de los estudios eólicos y marinos. Mayor coste de instalación (al menos 2 veces de los costes de los parque eólicos en

tierra). Mantenimiento más caro y complejo, con mayor uso de energía fósil. Aumento de los procedimientos administrativos. Impacto ambiental en los fondos marinos. Posibilidad de colisiones.



VII. Referencias VII.1. Bibliografía [1] AEE. Eólica 2012. Anuario del Sector. Ed. Asociación Empresarial Eólica.

Documento en la red: http://www.aeeolica.org/uploads/documents/Anuario_AEE_2012_WEB.pdf

[2] Avia Aranda, F. Plantas Eólicas Marinas. Departamento de Energía Eólica. CENER (Centro Nacional de Energías Renovables). Pamplona, 2007.

[3] CENER (Centro Nacional de Energías Renovables). Situación actual de la energía

eólica. Ed. CENER. Pamplona, 2005. [4] CIEMAT. Principios de conversión de la energía eólica. Serie Ponencias. Ed.

CIEMAT. Madrid, 2001.

[5] Fernández Díez, P. Energía eólica. Departamento de Ingeniería Eléctrica y Energética. Universidad de Cantabria. Santander, 2006.

Apuntes en la red URL: http://es.libros.redsauce.net/index.php?pageID=16

[6] IDAE (Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía). Energía Eólica. Serie Manuales de Energías Renovables. Ed. IDAE. Madrid, septiembre de 2006.

[7] IDAE (Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía). Atlas Eólico de

España. 2009. Disponible en la web: http://atlaseolico.idae.es/

[8] Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. Plan de Acción Nacional de

Energías Renovables en España (PANER) 2011-2020. Elaborado por el IDAE. Madrid. Junio de 2010.

[9] Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. Plan de Energías Renovables (PER)

2011-2020. Elaborado por el IDAE. Madrid. Noviembre de 2011.

[10] NREL (National Renewable Energy Laboratory). El estadounidense Laboratorio Nacional de Energía Renovable centra su investigación en las respuestas creativas a los retos energéticos actúales. Posee mapas de recursos eólicos a nivel internacional, disponible en la web:

http://www.nrel.gov/wind/international_wind_resources.html

[11] Rodríguez, J.L. y otros. Sistemas eólicos de producción de energía eléctrica. Ed. Rueda. Madrid, 2003.

[12] Villarrubia, M. Energía eólica. Ediciones Ceac. Barcelona, 2004.

http://www.aeeolica.org/uploads/documents/Anuario_AEE_2012_WEB.pdf

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http://atlaseolico.idae.es/

http://www.nrel.gov/wind/international_wind_resources.html



VII.2. Sitios web

[13] AEE (Asociación Empresarial Eólica). Es la asociación española que representa los intereses económicos, industriales y empresariales del sector eólico en el ámbito de las energías renovables.

URL: http://www.aeeolica.org/ [14] APPA (Asociación de Productores de Energías Renovables). Es la asociación de

referencia de las energías renovables en España; agrupa a más de 300 empresas y entidades, que aplican todas las tecnología limpias: biocarburantes, biomasa, eólica, hidráulica, mareomotriz, solar y undimotriz (energía de las olas).

URL: http://www.appa.es/

[15] DWIA (Danish Wind Industry Association). Asociación Danesa de Energía Eólica. Asociación sin ánimo de lucro, cuyo propósito es promover la energía eólica dentro y fuera de Dinamarca; representa prácticamente la totalidad de los fabricantes con actividad en la industria eólica danesa. URL: http://www.motiva.fi/myllarin_tuulivoima/windpower%20web/es/tour/wres/index.htm

[16] Enercon. Fabricante alemán de aerogeneradores. URL: http://www.enercon.de/ [17] Gamesa. Fabricante español de aerogeneradores. URL: http://www.gamesa.es/ [18] GE Wind Energy. Fabricante estadounidense de aerogeneradores. URL: http://www.gewindenergy.com/ [19] REpower Systems AG. Tercer fabricante alemán de aerogeneradores, líder en

desarrollos multimegavatios. URL: http://www.repower.de/ [20] Siemens Wind Power. Multinacional alemana que entró en el mercado mundial de

la energía eólica tras la adquisición de la empresa danesa de aerogeneradores Bonus Energy. URL: http://www.powergeneration.siemens.com/

[21] Suzlon Wind Energy A/S. Fabricante indio de aerogeneradores, con el 6% de la

cuota mundial del mercado. URL: http://www.suzlon.com/

[22] Vestas Wind Systems A/S. Grupo danés, líder mundial en la industria eólica. URL: http://www.vestas.com/

http://www.aeeolica.org/

http://www.appa.es/

http://www.motiva.fi/myllarin_tuulivoima/windpower%20web/es/tour/wres/index.htm

http://www.enercon.de/

http://www.gamesa.es/

http://www.gewindenergy.com/

http://www.repower.de/

http://www.powergeneration.siemens.com/

http://www.suzlon.com/

http://www.vestas.com/

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