Aerogeneradores: Generadores de electricidad y productores de agua (página 2)

Asia se convirtió en el mayor mercado de 2009, con 14 GW instalados
a lo largo del año. Además de los 13 GW instalados por China,
India agregó 1.270 MW, mientras Japón, Corea del Sur y Taiwan
se repartieron los 800 MW restantes del continente.

América

EEUU en 2009 instaló 10 GW, elevando la cifra acumulada a 35 GW, un
incremento de un 39%. Canadá instaló 950 MW durante 2009, elevando
a 3.319 su potencia total. Con este resultado, unido al de EEUU, el norte del
continente americano llegó a instalar casi 11 GW en el año 2009.
Mientras el mercado latinoamericano instaló 622 MW en 2009, alcanzando
los 1.274 MW acumulados, lo que supone prácticamente duplicar los 653
MW acumulados hasta finales de 2008. Brasil, que lidera la región con
606 MW acumulados, es responsable de casi la mitad del total de nueva potencia,
con 264 MW.

Europa

En 2009, Europa instaló 10.5 GW, la primera vez que cae por detrás
de otros continentes. España ha liderado el crecimiento, con 2.5 GW instalados,
elevando la cifra acumulada a 19.2 GW; Alemania con 1.9 GW instalados. Italia,
Francia y Reino Unido sumaron más de 1 GW cada uno.

Desarrollo de la energía eólica

Actualmente la energía eólica dispone de una tecnología
madura; en el 2005 la energía del viento produjo 59.091 MW (megavatios)
en todo el mundo y las proyecciones indicaban que continuaría aumentando,
considerando que los países firmantes del protocolo de Kyoto deben cumplir
su compromiso y disminuir la emisión de elementos que destruyen la capa
de ozono. Ante este panorama, los parques eólicos están ganando
cada vez más terreno en el mundo: son generadores de energía y
amigos del medio ambiente; en la Figura ?02 podemos notar la evolución
anual de la potencia eléctrica eólica instalada hasta el 2008
y sus cifras.

Fuente: www.energias-renovables.com

Fig.?02. Evolución instalada a nivel mundial

La figura ?03 muestra la potencia instalada en el mundo de energía eléctrica
de procedencia eólica hasta el año 2008. Nótese que EEUU
fue uno de los primeros países en instalar aerogeneradores (gran parte
del desarrollo de la energía eólica ocurrió en la década
de los 90) y en el año 2008 fue el país que realizó más
instalaciones eólicas. La figura ?04 muestra la evolución anual
de la potencia eléctrica eólica instalada hasta el 2008 con su
respectiva tasa de variación.

Fuente: www.energias-renovables.com

Fig.?03. Potencia instalada en el mundo hasta el año 2008

Fuente: www.energias-renovables.com

Fig.?04. Evolución anual de potencia instalada y tasa de variación

Cuota del mercado mundial de los Fabricantes de Aerogeneradores

La consultora danesa Make Consulting acaba de hacer público un avance de su informe sobre las cuotas de mercado de los fabricantes de aerogeneradores.

Fuente: www.energias-renovables.com

Fig.?05. Fabricantes de Aerogeneradores en el mercado mundial

La clasificación 2009 ha experimentado varios cambios, principalmente a causa del impulso del mercado chino, según el avance de un informe realizado por Make Consulting. La figura indica que la cuota del mercado mundial de la compañía danesa Vestas ocupa el primer puesto; el dato más reseñable del balance 2009 es el meteórico ascenso de China, que logra colocar a dos fabricantes entre los cinco primeros: Sinovel (tercer puesto en el escalafón) y Goldwind (quinto). El primero de ellos firmó 3.495 MW instalados en 2009, mientras que Goldwind alcanzó los 2.722 MW. El impulso chino, unido a la fuerza (en el mercado americano) de la multinacional estadounidense GE Energy (segundo puesto) y a la presencia (en el mercado europeo) de la alemana Enercon (tercer puesto) han relegado a la compañía española Gamesa al séptimo lugar, con un 6% del mercado mundial.

Breve reseña histórica de la energía eólica

Las fechas más resaltantes de la tecnología eólica y de
la utilización de las máquinas eólicas, destacan: En el
siglo V a.c. se encuentran las primeras máquinas eólicas en Asia:
son máquinas de eje vertical iguales a las denominadas panemonas de algunas
islas griegas. En Egipto aproximadamente por la misma época, se utilizaban
molinos de eje vertical para moler grano y bombear agua, también en la
zona de Sijistán entre Irán y Afganistan. Todos estos molinos
tenían el mismo principio, transformar la energía eólica
en energía para la molturación del grano, el bombeo de agua entre
otras.

Fuente: Elaboración propia 2010

Figura ?06. El egipcio Hero de Alejandría representa
en un estudio un molino de eje vertical de cuatro palas (máquina neumática).

En el siglo VII d.c. se da origen a los primeros modelos rústicos de
los clásicos molinos Holandeses que hoy en día son mecánicamente
sofisticados. Las máquinas eólicas para el bombeo de agua que
progresa con la invención de las multipalas en 1870 por los americanos.

Fuente: Elaboración propia 2010 Figura ?07. Multipala tipo americano, se utilizan exclusivamente para el bombeo de agua, al transformar la energía eólica en energía mecánica (molino de bombeo).

Fuente: Cortesía de WINDPOWER Figura ?08. Los aerogeneradores de la Cour

Fue en el año 1802 cuando Lord Kelvin trató de asociar un generador
eléctrico a una máquina eólica para la producción
de energía. Por la misma época, en 1892, en Dinamarca, país
de importantes recursos eólicos, el profesor Latour diseño el
primer aerogenerador eléctrico bajo los auspicios de un programa estatal,
marcando el comienzo del desarrollo de la moderna tecnología eólica,
ligado a la rotura de la ligadura de las turbinas eólicas con el bombeo
de agua y la molienda. Se llegaron a instalar unos 120 aerogeneradores, con
una potencia eléctrica máxima unitaria de unos 25kW, antes de
la primera guerra mundial. Poul la Cour fue uno de los pioneros de la moderna
aerodinámica, y construyó su propio túnel de viento para
realizar experimentos, hacia el año 1920 la energía eólica
obtiene cierto éxito, pues habían trescientos constructores de
estos aparatos. El estudio en los campos de la aerodinámica permitió
alcanzar enormes progreso de las máquinas eólicas, esto hasta
el año 1961; desgraciadamente en ese año el precio del petróleo
bajó, poniendo al "kilowatt eólico" a precios inaccesibles.
Todas las máquinas fueron desmontadas y vendidas a precio de chatarra.

En 1927 Dekkler construyó el primer rotor provisto de palas de sección
aerodinámica (redondeado en su borde de ataque (barlovento) y afilado
en su borde de salida (sotavento)), permitiendo velocidades de punta de pala
de 4 a 5 veces la velocidad de viento incidente, frente al valor tradicional
de 2 a 3 veces. Desde el año 1973 ocurre el proceso inverso, impulsando
programas de estudio y realización de aerogeneradores. La demanda en
países industrializados es mínima, pero no obstante la demanda
en países tercermundistas aumentó de nivel, esto por el obvio
bajo costo de producción e instalación de estos aparatos en comparación
a las ganancias retribuidas.

Clasificación de las turbinas eólicas

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

Sobre esta base se fueron clasificando las distintas familias de aeroturbinas:

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

Fuente: Elaboración propia 2010

Fig.?09 Molino de bombeo multipala

• 2. Aerogeneradores de muy pequeño tamaño para la recarga
  de baterías, de menos de 20kW, Típicamente suministraban unos
  5kW. Resultan apropiados para suministrar balizas electrónicas o
  radioeléctricas u otras instalaciones remotas, especialmente para
  potencias muy pequeñas, por la competencia de las células
  fotovoltaicas y para complementarlas durante la noche. Así también
  actualmente se utiliza para producción de agua para una vivienda
  o para una granja, produce entre 75 a 610 litros/24h.

Tabla ?01: Modelos de microaerogeneradores

Fuente: Elaboración propia-2010

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

• a. Para alimentación de una red eléctrica, generalmente
  agrupadas en pequeños parques eólicos.

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

• c. Para producción de agua, suministra agua a asentamientos
  humanos y granjas, produce entre 15000 a 33131 litros/24h.

Fuente: Elaboración propia-2010

Fig. ?10: Modelos de aerogeneradores de medio y gran
tamaño energéticos y productor de agua

En régimen de giro estos aerogeneradores viene dado por su tamaño,
pues típicamente operan con velocidades de punta de pala entre 5 y
10 veces la velocidad del viento. Así las aeroturbinas grandes giran
a unas 30 o 40 r.p.m., mientras que las más pequeñas pueden
superar las 1000 r.p.m.

En 1924 Savonius desarrolla una aeroturbina de eje vertical
muy sencilla, con elevado par de arranque, por lo tanto adecuada para el bombeo
de agua consistente en dos semicilindros huecos, decalados y dispuestos según
un eje vertical. Se puede construir con técnicas y materiales sencillos
y baratos, pero adolece del problema de no poderse proteger de los huracanes.

Fuente: Elaboración propia-2010

Fig. ?11: Modelos de aerogeneradores de eje vertical
tipo Savonius

En 1924 desarrolla Darrieus la turbina de eje vertical que lleva su nombre,
siendo actualmente competitiva. Consiste en aspas verticales con perfil aerodinámico.

Fuente: Elaboración propia-2010

Fig. ?12: Aerogenerador de eje vertical tipo Darrieus

Para mejorar el par de arranque se pueden acoplar otro tipo de rotores haciéndolo
mixto (Savonius-Darrieus). Este tipo de aerogeneradores son susceptibles de
competir rápidos, bipalas y tripalas de eje horizontal; son objeto
de desarrollo y estudio.

Fuente: Elaboración propia-2010

Fig. ?13: Aerogenerador Savonius cruzado

Partes de un sistema eólico

Debido a la amplia gama de tamaños disponibles y de aplicaciones a
continuación se indicarán las características básicas
que definen a los aerogeneradores que actualmente equipan los parques eólicos
y a los microaerogeneradores.

Los principales subsistemas que podemos encontrar en las máquinas
de gran potencia para la generación eoloeléctrica en grandes
parques, se presentan de manera descriptiva en la figura 14.

a) Grandes Aerogeneradores

Aerogeneradores destinados a la producción de energía
eléctrica a gran escala, cuya potencia nominal es de cientos de kilowatios
(en la actualidad las máquinas instaladas en su mayoría tienen
potencias nominales de 600 y 900 kW).

El aerogenerador por 3 partes:

Torre: Estructura que soporta el aerogenerador (góndola
y el rotor), mejor cuanto más alta es, a mayor altura mayor velocidad
de viento, un aerogenerador de 600 kW puede estar en torno a los 50 metros.
Las torres pueden ser tubulares (más seguras) o, de celosía
(más baratas).

Turbina Eólica: Se encarga de captar energía cinética
del viento y transformarla en energía mecánica en su eje.

Los componentes de la turbina eólica son:

Buje: O cubo; centro del rotor donde se encastran las palas
y mediante el cual la potencia captada por el rotor se transmite al eje principal.
En función de si el rotor está formado por dos o tres palas
pueden presentarse dos tipos de buje: Rígido, para aerogeneradores
de tres palas, que consiste en una estructura metálica hueca que típicamente
se construye con base en una fundición de acero nodular y Basculante,
para aerogeneradores de dos palas, el cual permite que las palas se puedan
mover, ligeramente, en una dirección perpendicular al plano del rotor.

Carenado (Nariz): El carenado del rotor es una cubierta frontal
en forma de cono que sirve para desviar el viento hacia el tren motor y mejorar
la ventilación en el interior, eliminar turbulencia indeseable en el
centro frontal del rotor y mejorar el aspecto estético.

Pala: Transforma por aprovechamiento aerodinámico la
energía cinética del viento en energía mecánica
en el eje del generador.

Góndola: Ubicada en la parte superior del aerogenerador,
dentro se encuentran el multiplicador, el generador eléctrico o el
sistema de orientación, los 2 primeros son componentes claves del aerogenerador.
Las palas, el rotor del aerogenerador y el buje están situados a la
izquierda de la góndola.

Los componentes de la góndola son:

Anemómetro: Mide la velocidad del viento, envía
señales al controlador electrónico conectando el aerogenerador
cuando el viento alcance la velocidad de arranque, Si la velocidad es superior
a la de corte, el ordenador parará el aerogenerador para evitar los
desperfectos.

Controlador electrónico: Equipado con un ordenador para
monitorear las condiciones del aerogenerador y controlar el mecanismo de orientación,
en caso de disfunción automáticamente detiene el aerogenerador
y da aviso al ordenador del operario encargado de la turbina.

Eje de alta velocidad con su freno mecánico: Gira aproximadamente
a 1,500 revoluciones por minuto (r.p.m.) lo que permite el funcionamiento
del generador eléctrico. Está equipado con un freno de disco
mecánico de emergencia. El freno mecánico se utiliza en caso
de fallo del freno aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento
de la turbina.

Generador eléctrico: Transforma la energía mecánica
en energía eléctrica. Existen fundamentalmente 3 tipos de generadores:
Generador asíncrono de jaula de ardilla, Generador asíncrono
de rotor bobinado y Generador síncrono de imanes permanentes.

Freno de disco: Se aplica después que la velocidad de
rotación del rotor se reduce considerablemente, y por consecuencia,
el par motriz es mucho menor. Es utilizado para efectuar el paro forzado (medio
principal de frenado).

Multiplicador: Sistema mecánico encargada de elevar la
velocidad de giro del sistema mediante un conjunto de engranajes comunica
al eje arrastrado o de salida una velocidad de giro mayor que la del eje motor
o de entrada, desde la velocidad de la turbina (20-30 rpm) a la velocidad
del generador (1000-1500 rpm).

Mecanismo de Orientación: Utilizado para mantener el
rotor de la turbina en posición contra el viento (perpendicular a la
dirección del viento) para que a través del rotor pase la mayor
proporción posible de energía eólica.

Sistema Hidráulico: Restaura los frenos aerodinámicos
del aerogenerador.

Unidad de Refrigeración: Compuesta por un ventilador
eléctrico y una unidad de refrigeración de aceite, el primero
enfría el generador eléctrico y el segundo enfría el
aceite del multiplicador, otras turbinas tienen generadores enfriados por
agua.

Veleta: Mide la dirección del viento, envía señales
al controlador electrónico de forma que hace girar el aerogenerador
en contra del viento utilizando el mecanismo de orientación.

Fuente: Elaboración propia-2010

Fig. ?14. Componentes de una aeroturbina. Cortesía de Especial
Energía Eólica.

b) Pequeños Aerogeneradores

Este tipo de generadores suelen ser instalados en zonas alejadas del
suministro eléctrico o trazado de la red general de distribución
eléctrica, el tamaño y tipo de instalación depende únicamente
de las necesidades del usuario de la instalación y es característico
en ellos que la instalación se sitúe muy cerca del centro de
consumo (viviendas, granjas o pequeños núcleos rurales), requiriéndose
frecuentemente la existencia de acumuladores.

Las instalaciones más frecuentes emplean tecnologías
muy fiables en las que es necesario un mantenimiento básico, las aeroturbinas
empleadas en las instalaciones de pequeña potencia son aerogeneradores
de alta velocidad (?>2), normalmente utilizadas para suministro eléctrico
a viviendas aisladas y/o otros centros de consumo, la potencia de estas aeroturbinas
varían entre 100 W y 10 kW.

Estos aerogeneradores son muchos más sencillos que los descritos
anteriormente para sistemas de generación a gran escala, sus características
fundamentales son:

1. Aerogenerador de viento de baja potencia:

Turbina: Puede tener 2 o 3 palas realizadas en fibra de vidrio
y carbono.

Generador: Es de imanes permanentes y esta acoplado directamente
a la turbina (no utiliza multiplicador).

Sistema de Orientación: Ejerce el papel de sistema primario
de protección ante velocidades elevadas de viento, consiste en una
cola, tal como se ve en la figura (abajo). Los sistemas de orientación
automática están diseñados especialmente para conseguir
una sensible timonización ante rachas de viento de bajas velocidades,
cuando las velocidades se acercan a valores demasiado elevados para el buen
funcionamiento de la máquina, este sistema produce la progresiva desorientación
del aerogenerador que lo lleva a dejar de funcionar.

Salida del sistema: Depende del sistema al que se desee abastecer
puede ser en corriente continua o alterna.

Torre: Puede ser de celosía o tubular.

2. Equipo de regulación y monitorización del aerogenerador
(Segundo sistema de seguridad): Conjunto de resistencias de frenado y
un regulador de carga, que desvía hacia el conjunto de resistencias
los excedentes de energía que las baterías de la instalación
no pueden asumir, evitándose de este modo que el aerogenerador tenga
que estar funcionando en vacío y por lo tanto girando a velocidades
peligrosamente elevadas, en los periodos de tiempo en que las baterías
presentan elevados niveles de carga.

3. Banco de Baterías: Almacena energía durante
varios días, con el objeto de disponer de energía en los períodos
de viento flojo o de calma, este sistema es inútil en sistemas de generación
eléctrica conectados a la red.

4. Inversor: Transforma y amplifica corriente continua en alterna.
Los voltajes continuos pueden ir desde los 12 V hasta los 100 V.

5. Punto de Consumo: Lugares alejados o remotos y centros poblados
que no están interconectados a la red eléctrica nacional.

Fuente: Elaboración propia-2010

Fig. Nº15. Pequeños Aerogeneradores y
sus partes.

Curva de potencia

Define la potencia eléctrica disponible como función de la
velocidad del viento. Es nula hasta una velocidad mínima o de arranque
va y a partir de ella crece rápidamente (aproximadamente como
el cubo de la velocidad) creciendo asimismo el régimen de giro del

rotor. Al llegar el viento a una velocidad, vn, en torno a los 10
a 15 m/s comienzan a actuar los mecanismos de limitación y la potencia
de salida y régimen del rotor se mantienen aproximadamente constantes.

Esta potencia se denomina potencia nominal Pn, y se mantiene hasta
los 20 a 25 m/s. A partir de aquí, vpa, la potencia de salida
cae rápidamente o se anula el funcionamiento, pues comienzan a actuar
los mecanismos de protección, frenando el rotor para evitar riesgos.
La velocidad de viento de supervivencia puede ser en torno a los 50 a 60 m/s.

La figura 16 muestra las curvas de potencia de una misma turbina de eje horizontal
dotada de regulación por cambio de paso y por pérdida aerodinámica.

Fuente: Elaboración propia-2010

Fig. ? 16. Curvas de potencia de una misma turbina, con regulación
por cambio de paso y con regulación por pérdida aerodinámica.

Recursos eólicos

El viento es aire en movimiento, tanto horizontal como vertical. Generalmente
se suele aplicar a la corriente de aire que se desplaza en sentido horizontal
propio de la atmósfera; los movimientos verticales, o casi verticales,
se llaman corrientes. Los vientos se producen por diferencias de presión
atmosférica, atribuidas, a diferencias de temperatura.

La velocidad del viento provoca que la evaporación en la superficie
oceánica se intensifique rápidamente y esto hace que se eleve
la energía en la atmósfera; esta energía aumentada genera
las tormentas; a medida que avanzan las tormentas aumenta la evaporación,
lo que proporciona más energía para gestar más tormentas,
este proceso de regeneración de energía es uno de los factores
de la formación de las catastróficas tormentas tropicales llamadas
"Huracanes", en el Océano Atlántico y "Tifones"
en el Océano Pacífico.

Las variaciones en la distribución de presión y temperatura
se deben, en gran medida, a la distribución desigual del calentamiento
solar, junto a las diferentes propiedades térmicas de las superficies
terrestres y oceánicas cuando las temperaturas de regiones adyacentes
difieren, el aire más caliente tiende a ascender y su lugar es ocupado
por masas de aire más frío y más denso. Los vientos generados
de esta forma suelen quedar muy perturbados por la rotación de la Tierra.
Así se establece una doble corriente de aire, cuya velocidad es mayor
mientras mayor sea la diferencia de temperatura entre las capas.

¿Qué es la energía eólica?

Es la energía que podemos obtener de la fuerza del viento o también
la energía eólica es la energía cinética presente
en las corrientes de aire o viento.

Para el aprovechamiento energético del viento es esencial realizar
una valoración energética del recurso disponible en una localidad
y una caracterización de su comportamiento. Las estimaciones del recurso
eólico se basan en algunas estrategias útiles como son la colección
de información de manera empírica, anemómetros totalizadores,
por factores de correlación o por adquisión de datos en tiempo
real. La información empírica se recoge con base en visitas
realizadas al lugar, donde se examinan las características de topografía
y vegetación; se indaga el conocimiento de los habitantes de la región
con el fin de obtener información valiosa en la identificación
de lugares con alto nivel de velocidad de viento. Por ejemplo, la constante
incidencia del viento en los árboles a lo largo del tiempo, o sobre
la vegetación, hace que estos crezcan inclinados en la dirección
predominante desde donde sopla el viento.

Análogamente, la presencia de algunos molinos de viento, instalados
de años atrás dan un verdadero indicio de que el lugar presenta
un régimen adecuado de viento, para profundizar en su evaluación.
Es claro que la información empírica, así recogida, no
permite conocer un valor aproximado de velocidad promedio anual del viento
pero sí permite prospectar sitios para evaluación futura del
recurso.

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

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

Fuente: Elaboración propia 2010

Fig.?17 Área del barrido del rotor

Densidad del aire

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

En otra palabras, cuanto "más pesado" sea el aire más
energía recibirá la turbina. A presión atmosférica
normal y a 15àel aire pesa unos 1.225 kilogramos por metro cúbico,
aunque la densidad disminuye ligeramente con el aumento de la humedad. Además,
el aire es más denso cuando hace frío que cuando hace calor.
A grandes altitudes (en las montañas) la presión del aire es
baja y el aire es menos denso.

Área de barrido del rotor

Un aerogenerador típico de 1MW tiene un diámetro de rotor de
54 metros, lo que supone un área del rotor de unos 2.300m⮠El área
del rotor determina cuanta energía del viento es capaz de capturar
una energía eólica. Dado que el área del rotor aumenta
con el cuadrado del diámetro del rotor, una turbina que sea dos veces
más grande recibirá 2⠽ 2 נ2 =cuatro veces más energía.

Cuantificación del potencial eólico

La ecuación 4 nos muestra la gran dependencia de la potencia
con la velocidad. Además nos indica la ventaja de operar a nivel del
mar, donde la densidad es máxima, con un valor medio de 1,225 kg/m㮠
Permitámonos obtener la potencia eólica de una corriente uniforme,
en principio enteramente disponible para su transformación en otra
forma de energía mecánica, por metro cuadrado de sección
y a nivel del mar y para varias velocidades del viento. Los resultados a continuación:

Fuente: LA ENERGÍA EÓLICA: Principios
básicos y tecnología

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

Parámetros representativos del potencial eólico

Para realizar un análisis exhaustivo de los datos
de viento es necesario conocer:

A. Las condiciones generales de viento en un emplazamiento:

(a) Condiciones meteorológicas (Temperatura, presión,
humedad relativa, densidad del aire).

(b) Distribución de frecuencias de dirección.

(c) Distribución de frecuencias de velocidad.

(d) Variación temporal de la velocidad.

(e) Potencial eólico disponible.

B. Las características del viento para el funcionamiento
del sistema:

(a) Perfil vertical de velocidad horizontal.

(b) Variación de la velocidad vertical.

(c) Relaciones entre viento vertical y horizontal.

(d) Factores de ráfaga.

(e) Características de turbulencia

(f) Desviación de la dirección.

El potencial eólico disponible se puede determinar conociendo
la distribución de probabilidades de velocidades de viento. El conocimiento
de una expresión analítica es extremadamente útil cuando
no se dispone de la serie temporal o es necesario extrapolar datos de un lugar
a otro, o de una altura a otra. Según Weibull, la curva de frecuencias
de la velocidad de viento puede ajustarse mediante una función del
tipo:

Esta función tiene las siguientes características:

La distribución de frecuencias acumuladas de Weibull
F(v) que da la probabilidad de una velocidad del viento igual o menor
que v se obtiene integrando la función de distribución
f(v) resultando:

Los parámetros estadísticos de la función de Weibull
en función de a y C son :

La velocidad media y
el FPE en función de a y C son:

y cumple que:

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

Para las características de rugosidad del terreno se debe considerar
la velocidad del viento en metros por segundo a 10 metros de altura de la
siguiente forma para valores orientativos de n:

Tabla ?03. Rangos de rugosidades

Variaciones temporales del viento

Además de los parámetros que describen la distribución
de velocidades de viento, deben tenerse en cuenta las fluctuaciones de la
velocidad del viento. Los movimientos de la atmósfera varían
en un amplio rango de escalas temporales (entre segundos y meses) y espaciales
(en centímetros a miles de kilómetros). Mediante un análisis
de series temporales de datos de viento en la región cercana al suelo,
se observa que existen determinados ciclos o fluctuaciones de la velocidad
de viento en diversos rangos de frecuencias. Estos ciclos están relacionados
a las diferentes escalas del movimiento atmosférico, los cuales no
sólo tienen relación con la radiación solar, sino también
por las energías procedentes de los diversos intercambios dinámicos,
térmicos y radiactivos que tienen lugar de manera simultánea
en la atmósfera.

Una buena manera de separar las fluctuaciones a corto y largo plazo
en la velocidad del viento es tener en cuenta el tiempo al que se refieren
los análisis y características del viento. En relación
con la distribución la zona de muy bajas frecuencias del espectro representa
la energía asociada a los ciclos anuales motivados por el movimiento
de la Tierra en su órbita alrededor del sol; a continuación,
la zona de bajas frecuencias intermedias constituye el rango meteorológico
de macroescala y las variaciones se deben a los movimientos sinópticos
a gran escala de las masas de aire que ocurre normalmente debido a pasos de
frentes ciclónicos y anticiclónicos con períodos de duración
entre tres y cuatro días. En la zona de alta frecuencia del espectro
las variaciones son debidas a las turbulencias, y forma parte el rango meteorológico
de microescala como consecuencia del intercambio mecánico en las capas
bajas de la atmósfera debido a las características superficiales
del terreno, y los ciclos de energía están centrados alrededor
del intervalo de un minuto.

Es importante tener en cuenta la ausencia de energía asociada
en el intervalo entre diez minutos y dos horas. Una consecuencia práctica
es que se puede considerar un tiempo de promedio en este intervalo sin perder
información característica de los ciclos típicos de energía.
La variación espectral de la energía cinética del viento
representa cuantitativamente y cualitativamente la distribución de
las frecuencias de variación del viento.

Fuente: Sistema mixto eólico fotovoltaico en
vivienda rural basada en el concepto de "Permacultura"

Elaboración: propia-2008

Figura ?20. Espectro de la velocidad del viento

Caracterización energética de las variaciones temporales
del viento

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

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

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

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

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

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

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

en donde:

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

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

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

A la curva p = exp[-(vx/c)k], que nos da la
probabilidad de tener viento con velocidad mayor que vx, o sea, la
distribución acumulada de probabilidad de velocidades, se la conoce
como curva de duración de viento. Lógicamente tiene una abscisa
de valor 1 para velocidad nula y es monótonamente decreciente, como
puede observarse en la figura 21. Esta curva, sin embargo, se suele representar
la probabilidad multiplicada por el número de horas total durante la
medida, o sea, T. Nos da así las horas en que la velocidad
es superior al valor leído.

Fuente: La energía eólica: Principios
básicos y tecnología

Figura 21. Forma de la función de densidad de
probabilidad de Weibull f(k,a) y su integral p(k,a), a = v/c.

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

G es la función gamma. Los valores de c y k son determinados
por ajuste de los datos obtenidos en las campañas de medidas a la distribución
de Weibull, usualmente por mínimos cuadrados. La figura 21 muestra
un resultado de realizar este ajuste.

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

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

Fuente: Elaboración propia 2010

Figura ? 22. Histograma (distribución de frecuencias)
de las velocidades del viento medidas y ajustadas a una función de
Weibull para datos obtenidos del distrito de Tacna

Con el uso de una distribución de densidad de probabilidad se
puede usar:

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

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

El método cuasidinámico usa la serie temporal de datos
del viento como entrada a un modelo numérico del funcionamiento de
la turbina, incluyendo sus sistemas de control. Así se obtienen datos
más fiables de la energía producida, del comportamiento del
sistema de orientación, del número de arranques y paradas, así
como investigar la influencia de distintas estrategias de control. La figura23
muestra un esquema sinóptico de los métodos de evaluación
energética.

Fuente: La energía eólica: Principios
básicos y tecnología

Figura ? 23. Métodos de estimación de
la producción energética eólica. S significa el sumatorio
de la potencia a lo largo del tiempo para obtener la energía.

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

Modelo estático de estimación de energía producida
por un SME

Recordemos que para utilizar el método estático necesitamos
la curva de duración del viento del lugar correspondiente y la curva
de funcionamiento de aerogenerador.

Obtención de las curvas de duración

Para ilustrar como se obtienen las curvas de duración de viento
se tomarán de los datos recopilados por la "Estación Meteorológica
del Centro de Energías Renovables de Tacna-CERT" que nos ofrecen
información sobre las curvas de duración del viento.

La tabla que usamos en el modelo muestra valores mensuales de los parámetros
de la función de Weibull, obtenidos como resultado de la aplicación
de método de obtención de los parámetros de Weibull.

Los datos procedentes de una estación "tipo"
se resumen en la tabla siguiente:

Tabla ?4: Valores de la estación meteorológica
CERT para Tacna (meses Febrero-Marzo 2010)

% HORAS= Porcentaje total mensual de horas de funcionamiento de la
estación eólica. Su valor da una estimación de la fiabilidad
o representatividad de los resultados.

La producción energética estimada para el período
considerado se obtiene a partir de la curva de probabilidad de ocurrencia
de cada intervalo de velocidad.

La producción energética estimada para el período
considerado se obtiene a partir de la curva de probabilidad de ocurrencia
de cada intervalo de velocidad.

donde T es el periodo de tiempo donde se describe la probabilidad
de ocurrencia de velocidades. Para curvas mensuales este valor es de 720 horas,
correspondiente al número de horas de 1 mes.

Es decir, la probabilidad de que la velocidad de viento sea igual o
mayor que cero es uno, que trasladado a tiempo equivale a decir que durante
720 horas el viento supera esta velocidad.

Como se verá más adelante expresar la probabilidad en
horas nos será de gran utilidad para calcular la potencia total disponible
de origen eólico durante un periodo de tiempo (en este caso 1 mes).

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

Un valor representativo máximo es del orden de 0,4 para una
aeroturbina moderna de tipo rápido. La figura 2.1.1 muestra el coeficiente
de potencia máximo obtenible para distintos tipos de aeroturbinas actuales
como función del parámetro ? de velocidad del rotor. Las aeroturbinas
rápidas presentan una serie de ventajas:

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

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

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

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

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

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

Curvas de potencia. Producción de electricidad mediante sistemas
eólicos

El comportamiento de un rotor aerodinámico viene caracterizado
por los valores de tracción, par y coeficiente de potencia.

Estos valores vienen caracterizados en función del coeficiente
adimensional ? siendo:

El coeficiente de potencia Cp expresa el porcentaje de energía
contenida en el viento que se transforma en energía mecánica
en el eje del rotor.

Las curvas del coeficiente de potencia tienen unas formas características,
se anulan para ? = 0 y para ?max de operación y el valor
de ? donde Cp alcanza su valor máxima se denomina ?opt
(valor óptimo o de diseño).

Clasificación de aeroturbinas y aplicaciones

Glauert estableció el valor de la envolvente ideal de actuaciones
de aeroturbinas en función de la relación de velocidades ?,
mostrando que el coeficiente de potencia tiende asintóticamente al
valor del límite de Betz 0.592 para altos valores de ?.

Fuente: Sistema mixto eólico fotovoltaico en
vivienda rural basada en el concepto de "Permacultura"

Elaboración: propia-2008

Figura ?24. Distintos tipos de aerogeneradores

Dentro de este criterio de clasificación aparecen dos grupos
de aeroturbinas:

• A. Aeroturbinas lentas: rotores Savonius y multipalas, cuyo
  punto de diseño está alrededor de la unidad y que dejan
  de funcionar para valores superiores a 2.

• B. Aeroturbinas rápidas: principalmente rotores de
  eje horizontal de un número reducido de palas, cuyo punto de diseño
  se sitúa alrededor de 8 – 10, manteniendo valores elevado de Cp
  es un intervalo alrededor del punto de diseño.

En cuanto al coeficiente de par Cq, las llamadas aeroturbinas
lentas presentan el máximo par de arranque a baja velocidad con un
par de arranque elevado, lo que las hace muy apropiadas para aplicaciones
tales como bombeo de agua. Por el contrario las aeroturbinas rápidas
tienen un par máximo a elevadas revoluciones, el par de arranque es
muy pequeño incluso nulo, por lo que necesitan generalmente algún
dispositivo adicional para el arranque.

Las aeroturbinas normalmente utilizadas para la generación de
energía eléctrica o aerogeneradores son las denominadas aeroturbinas
rápidas, de tres, dos e incluso una pala ya que, la potencia extraíble
del viento no depende del número de palas sino de la sección
barrida por ellas.

Existen varias razones que justifican esta elección: al tener
una velocidad específica más alta que las multipalas, se acoplan
mejor a los generadores eléctricos existentes. Las cajas multiplicadoras
son así más ligeras y ello se traduce en una disminución
del coste total de la máquina. Últimamente, existen fabricantes
que comercializan máquinas de velocidad variable y que no incluyen
cajas de multiplicación debido al especial diseño de los generadores
multipolos que incluyen. Aunque el Cq de una aeroturbina es bajo, es
suficiente para vencer el del generador. El Cq suele ser suficiente
para hacer girar el conjunto rotor-multiplicador-generador. Otra ventaja es
que cuando está parada la máquina, las cargas debidas al viento
son menores que en las multipalas debido a su menor solidez.

Obtención de la curva de potencia del aerogenerador

Conocida la función de probabilidad de viento fo(v)T
durante un periodo T considerado y la curva de potencia PW(v)
del aerogenerador[1]estamos en condiciones de conocer la
curva de potencia del aerogenerador es una curva experimental y por tratarse
de una curva continua y derivable de primer orden se puede aproximar por una
polinomio de grado "p".

Sin embargo se puede resolver este problema sin necesidad de obtener
la aproximación polinómica de la curva de potencia de aerogenerador
procedemos del siguiente modo:

Conocemos la expresión de la distribución de frecuencias,
es decir, dada una velocidad de viento Vx conocemos el número de horas
durante la estación en la que la v > Vx. Estas parejas (Vx;
tx) son el resultado de evaluar:

Donde T es el periodo de tiempo donde se evalúa la función
de distribución.

Se fija número n de subintervalos de velocidad, v, tal que 0<vi<vmax
con i [1,2,嬮], tal
que, debe ser lo suficientemente grande para poder afirmar que la curva de
potencia del aerogenerador se puede aproximar en cada subintervalo de v por
una línea recta.

Fuente: Sistema mixto eólico fotovoltaico en
vivienda rural basada en el concepto de "Permacultura"

Figura ?26. P(V>Vx)[h]

En resumen, la curva de potencia es una curva experimental que liga
la potencia de salida del aerogenerador con la velocidad de viento. Para obtener
la curva de potencia en función del tiempo utilizaremos la función
inversa de la densidad de probabilidad del viento que liga tiempos con velocidades.
Esta relación se resume en las ecuaciones siguientes:

Si bien, se pueden encontrar relaciones entre la potencia eléctrica
a la salida de un generador de corriente continua o de corriente alterna y
la potencia mecánica aplicada a dicho generador, Pem, la mayor dificultad
se encuentra en la relación entre Cp y los parámetros de diseño.

Aunque existen métodos que ligan el coeficiente de potencia
de un aerogenerador con sus parámetros constructivos, desde el punto
de vista práctico el camino a seguir es el inverso: la curvas experimentales
y se obtiene la energía que suministran dichos aerogeneradores.

Buscar una relación entre el Cp y los parámetros
de diseño no es una tarea fácil, máxime en aerogeneradores
de tamaño pequeño como es el caso de aeroturbinas de menos de
10 metros de diámetro.

ANÁLISIS UNIDIMENSIONAL-VELOCIDAD//RESUMEN ESTADÍSTICO
PARA LA VELOCIDAD DEL PERIODO FEBRERO-MARZO 2010

Fuente: Evaluación energética comparativa
de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico (SHEFV) de baja potencia
para la electrificación de una vivienda urbana

GRÁFICO ?01

HISTOGRAMA DE FRECUENCIAS Y DISTRIBUCIÓN DE
PROBABILIDAD DE WEIBULL PARA EL PERIODO DE FEBRERO-MARZO 2010

Fuente: Evaluación energética comparativa
de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico (SHEFV) de baja potencia
para la electrificación de una vivienda urbana

GRÁFICO ?02

GRÁFICO DE WEIBULL PARA EL PERIODO DE FEBRERO-MARZO
2010

Fuente: Evaluación energética comparativa
de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico (SHEFV) de baja potencia
para la electrificación de una vivienda urbana

Comentario

En el análisis unidimensional se muestra el resumen estadístico
para los datos de velocidad obtenidos de mediciones efectuadas en el periodo
de Febrero-Marzo las 24 horas del día en el terrado del pabellón
de la Facultad de Ciencias ubicada en la ciudad universitaria de la UNJBG
en la ciudad de Tacna. De particular interés están los coeficientes
de asimetría y curtosis estandarizados que pueden utilizarse para determinar
si la muestra procede de una distribución normal. Los valores de estos
estadísticos fuera del rango de -2 a +2 indican alejamiento significante
de normalidad que tendería a invalidar cualquier test estadístico
con respecto a la desviación normal. Por tanto se debe hacer un ajuste
a la distribución de Weibull de dos parámetros utilizando el
método de máxima verosimilitud (método más preciso).
La excelente aptitud de la distribución de Weibull (Gráfico
?01) permite hacer una descripción probabilística del viento
esperado y para el diseño de turbinas eólicas (los aerogeneradores
deben diseñarse para soportar de forma segura las condiciones del viento
local) que consideran los coeficientes de Weibull, de las mediciones de velocidad
de viento realizada a 10m de altura (generalmente se realiza a 10m de altura)
respecto al suelo, que debe ser correspondiente a la altura del eje de la
turbina con respecto al suelo (no necesariamente son coincidentes).

Los datos obtenidos para el tiempo de muestreo (periodo de Febrero-Marzo)
indican que el lugar es muy pobre en términos de su potencial energético
(valores mínimos recomendados entre 4.5m/s a 6.5 m/s) según
el tamaño y la aplicación del aerogenerador. Los datos no son
concluyentes debido a que es necesario hacer un estudio de un año (mínimo)
para ver las posibles variaciones mensuales, estacionales, periodo multianual
o anual, no obstante, datos recogidos por el SENAMHI indican que la Ciudad
de Tacna, no es un lugar apto para el aprovechamiento eólico.

En el Gráfico ?02, los datos de velocidad de viento del periodo
de Febrero-Marzo están representados por la línea recta esquematizada
en el diagrama de Weibull y los parámetros de Weibull estimados figuran
en la leyenda. Se ha asumido que el valor mínimo de la distribución
está localizado en 0.0, el parámetro de origen ya que hay autores
(Maltamo, Puumalinen y Paivinen, 1995) que aseguran que es más segura
y da mayor libertad al parámetro de forma (datos de la literatura),
se puede ajustar el origen de la distribución de Weibull a cualquier
número inferior al valor mínimo.

En el gráfico el parámetro de escala denota el punto
2.3 de abscisas (m/s) (indicando que la velocidad media es menor: 2.23m/s)
y 63.2 de ordenadas (%), (esperando que el 63.2% del viento esperado fracase,
caigan sobre la línea de regresión). El parámetro de
forma representa la pendiente de la recta: 9.8 describiendo baja dispersión
(vientos vientos uniformes). Con los Coeficientes de Weibull se pueden determinar
todas las características del viento para el periodo de Febrero-Marzo
(Caracterización de la energía eólica mediante la distribución
de Weibull).

GRÁFICO ?03

ROSA DE LOS VIENTOS DEL PERIODO FEBRERO-MARZO 2010

Estación Meteorológica: Centro de Energías
Renovables de Tacna-CERT.

Fuente: Evaluación energética comparativa
de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico (SHEFV) de baja potencia
para la electrificación de una vivienda urbana

Comentario:

El gráfico ?53 presenta la rosa de los vientos del periodo Febrero-Marzo
para la Ciudad Universitaria de la UNJBG y la Ciudad de Tacna. Muestra máximo
en la dirección Noreste (60.4%), en el intervalo 2.1m/s-3.6m/s intrínsecamente
está la velocidad promedio del mes: 2.23m/s y la velocidad máxima
del mes: 2.88m/s; en el intervalo 0.5m/s-2.1m/s intrínsecamente está
la velocidad mínima del mes: 1.72m/s. Se presentan mínimos bien
marcados en las direcciones Norte (12.1%) y Nornoreste (19%). El porcentaje
de calma del viento, indica que las intensidades del viento en el periodo
son mayores a cero, no existiendo vientos en calma.

Del análisis del comportamiento, se detalla que durante el periodo
Febrero-Marzo hubo 51 días con intensidad media diaria de viento mayor
e igual a 2m/s, haciendo un total de 344.47 horas.

TABLA ?05

DATOS DE VELOCIDAD DEL VIENTO Y POTENCIA ELÉCTRICA
DE SALIDA DEL AEROGENERADOR RUTLAND WG-910 PERIODO FEBRERO-MARZO 2010

Estación Meteorológica: Centro de Energías
Renovables de Tacna-CERT

Fuente: Evaluación energética comparativa
de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico (SHEFV) de baja potencia
para la electrificación de una vivienda urbana

GRÁFICO ?04

RELACIÓN DE LA VELOCIDAD DE VIENTO-POTENCIA
ELÉCTRICA DE SALIDA DEL AEROGENERADOR RUTLAND WG-910 PERIODO FEBRERO-MARZO
2010

Estación Meteorológica: Centro de Energías
Renovables de Tacna-CERT

Fuente: Evaluación energética comparativa
de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico (SHEFV) de baja potencia
para la electrificación de una vivienda urbana

Comentario

La tabla ?05 muestra los valores de velocidad y potencia eléctrica
de salida del SME obtenidas para el periodo de Febrero-Marzo del 2010. Los
valores de la tabla ?11 están bien representados por la curva esquematizada
en el gráfico ?04 para el aerogenerador Rutland WG-910 de la marca
Marlec; el valor de la velocidad máxima es 2.9m/s, su potencia eléctrica
es 0.7W y la velocidad mínima es 1.72m/s, su potencia eléctrica
es 0.11W. El gráfico ?04, muestra la línea de tendencia (o regresión)
de la potencia eléctrica de salida del aerogenerador Rutland WG-910
y la velocidad del viento para el periodo Febrero-Marzo, representada en la
ecuación Y = 0.007x㠭 0.058x⠫ 0.046, la cual nos ayuda a obtener
los valores de potencia eléctrica de salida teniendo como referencia
los valores de la velocidad del viento. Esta ecuación es válida
para una serie de aerogeneradores de la misma familia Rutland WG-910 de la
marca Marlec. El valor r = 0.70, nos indica correlación directa es
decir tendencia a incrementarse la potencia eléctrica de salida con
el aumento de la velocidad del viento; y el elevado valor indica "correlación
alta positiva", es decir demuestra que la influencia de la velocidad
del viento en la potencia eléctrica de salida del periodo Febrero-Marzo
es importante. Podemos afirmar que el 49.2%(R⩠de los datos caen sobre la
línea de regresión, pudiéndose predecir los valores promedios
diarios de potencia eléctrica de salida a partir de los valores de
la velocidad del viento.

Tabla ?06

Datos de la velocidad del viento, potencia eólica,
eléctrica de salida y normalizada del aerogenerador RUTLAND WG-910
del periodo febrero-marzo 2010estación

Meteorológica: Centro de Energías Renovables
de Tacna-CERT

Fuente: Evaluación energética comparativa
de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico (SHEFV) de baja potencia
para la electrificación de una vivienda urbana

Gráfico ?05. Relación de la potencia eólica
del aerogenerador RUTLAND WG-910-velocidad de viento del periodo febrero-marzo
2010

Comentario

El gráfico ?05, muestra la línea de tendencia (o regresión)
de la potencia eólica para el periodo Febrero-Marzo del distrito de
Tacna, representada en la ecuación Y = 0.385x㠭 9籰-12x⠫ 2籰-11x
– 1籰-11, la cual nos ayuda a obtener los valores de potencia eólica
teniendo como referencia los valores de velocidad del viento. Esta ecuación
es válida para el distrito de Tacna para la estación estival,
más exactamente para los años en que se presenta el fenómeno
del niño. El valor r = 1, nos indica correlación perfecta es
decir tendencia a incrementarse la producción de potencia eólica
con el aumento de la velocidad del viento; y el elevado valor indica "correlación
alta positiva", es decir demuestra que la influencia de la velocidad
del viento en la potencia eólica diaria del periodo Febrero-Marzo es
importante. Podemos afirmar que el 100%(R⩠de los datos caen sobre la línea
de regresión, puede predecirse perfectamente los valores promedios
diarios de potencia eólica a partir de los valores promedios diarios
de velocidad del viento.

AEROGENERADORES DE BAJA POTENCIA EXISTENTES EN EL MERCADO PARA APLICACIONES
EN LUGARES REMOTOS:

Son varios los fabricantes de turbinas eólicas para aplicaciones en
lugares remotos algunos de los cuales son:

• 1. IT-PE-100

• 2. LONG-BOW 1.000 W

• 3. RUTLAND WG-910

Los cuales poseen características bastantes distintas de principio
de operación, potencia de salida y sistemas de control de energía
generada.

• 1. El aerogenerador IT-PE-100

Es un modelo de 100W de potencia, diseñado para aprovechar vientos
desde moderados hasta fuertes, fabricado con una combinación de materiales
peruanos y con procesos simples para su fabricación, diseñada
para resistir condiciones adversas de clima y sus efectos como la corrosión,
de fácil operación, mantenimiento e incluye mecanismos de seguridad
y protección que hacen de este modo una máquina robusta, resistente
y de alta confiabilidad.

Fuente: Elaboración propia 2010

Figura ?27. Aerogenerador IT-PE-100

Especificaciones Técnicas

El modelo IT-PE-100 tiene una potencia de diseño de 100W, la
cual se alcanza a la velocidad de 6.8 m/s (a nivel del mar). Genera electricidad
en un amplio rango de velocidades de viento; comienza a generar desde muy
bajas velocidades (2.5 m/s); y tiene una curva de generación continua
hasta velocidades de aproximadamente 12 m/s, para velocidades superiores esta
máquina cuenta con un mecanismo de protección del tipo mecánico
(aerodinámico) que le permite salir paulatinamente del viento, poniéndose
de perfil al flujo del viento. La potencia antes indicada decrece ligeramente
a medida que la altura del lugar de instalación va aumentando con respecto
al nivel del mar, por ejemplo para una altura de 2000 m.s.n.m. se obtendrá
una potencia equivalente al 80% de la que se obtiene al nivel del mar.

Principales componentes del aerogenerador IT-PE-100

Turbina Eólica

Es una turbina de eje horizontal de tres palas diseñada con la más
moderna tecnología utilizada en aerogeneradores de pequeñas
potencias, considerando máxima eficiencia, rendimiento y facilidades
para la fabricación, montaje y operación. Las palas están
fabricadas con una combinación de fibra de vidrio y resina, mediante
el uso de modelos y moldes; tienen una sección aerodinámica
estandarizada del tipo NACA 4412, que le da excelentes características
de torque y rendimiento.

Los moldes utilizados tienen un cuidadoso acabado superficial que permite,
a su vez, una alta calidad y buen acabado de las palas fabricadas. Dichos
moldes se fabrican ya sea de fibra y resina o de aluminio. El material se
elige de acuerdo a la conveniencia del fabricante, teniendo en cuenta la facilidad
de fabricación, costos y vida útil. La fibra de vidrio es un
material que permite amoldarse y toma forma con facilidad. Además,
permite usar una variedad de colores para las palas, a gusto del usuario.

Fuente: Desarrollo tecnológico de microgeneradores
eólicos

Figura ?28. Diagrama del rotor

Rotor eólico

• 1. Tres álabes aerodinámicos, perfil
  NACA 4412, fabricados en fibra de vidrio y resina.

• 2. Velocidad nominal de 420 rpm a una velocidad
  de viento de 6,5 m/s.

• 3. Diámetro nominal de 1,70 m.

• 4. Acoplamiento directo con el generador.

Fuente: Elaboración propia 2010

Gráfico?06. Curva de potencia del aerogenerador IT-PE-100

Generador

Es del tipo de imanes permanentes desarrollado de acuerdo con las características
de trabajo de la turbina eólica. El empleo de imanes permanentes permite
lograr la generación de energía desde bajas velocidades de giro,
permitiendo así un acoplamiento directo turbina-generador. Para el
generador de 100 W se usan imanes de ferrita.

Su uso permite simplificar la construcción del sistema de generación
eólica, alcanzando así una mejor eficiencia y confiabilidad,
ya que evita el uso de accesorios complementarios que requieren de un mantenimiento
continuo.

Tienen características geométricas tipo discos, de rotor externo
y estator interno, con eje estático. El rotor está compuesto
por un conjunto de imanes permanentes de alta calidad, distribuidos geométricamente
alrededor de dos discos de hierro y colocados de forma paralela entre sí,
cuyos apoyos son dos rodamientos, uno en cada placa. El estator tiene forma
de disco. Es la parte donde se encuentran las bobinas, las cuales están
totalmente cubiertas de resina. Estas bobinas son dimensionadas adecuadamente
para la potencia de la máquina. El estator consta de un eje hueco por
donde salen los cables al exterior. Para facilitar la construcción,
se emplean plantillas y moldes adecuados. La generación de corriente
alterna (AC) trifásica es luego transformada a corriente continua (DC)
a través de diodos rectificadores, con el fin de un mejor aprovechamiento
de la energía producida por el aerogenerador para ser almacenada en
baterías.

Generador

• 1. Trifásico de imanes permanentes, de ferrita o neodimio.

• 2. 12 Voltios DC.

• 3. Ocho pares de polos, doble conexión en estrella.

• 4. Potencia nominal de 330 W.

• 5. Velocidad nominal de 420 rpm.

• 6. Eficiencia: 70%.

Fuente: Microaerogeneradores de 100 y 500 W

Gráfico?07. Curvas de trabajo del generador con imanes de ferrita

Torre de Soporte

Para la instalación del aerogenerador se requiere una estructura que
soporte la máquina. La construcción de esta estructura está
en función de la altura en la que se instalará el equipo y ésta
depende de la velocidad del viento y de las características orográficas
del lugar; entre otros aspectos. Para la instalación del IT-PE-100
no se requiere grandes y complicadas estructuras. Así, para alturas
de 6 a 8 m se podría usar como torre un tubo galvanizado estándar
de 2,5"" y 3"", respectivamente. Para mayores alturas
se necesitan estructuras metálicas más robustas, de forma cónica,
torres triangulares u otras. También se puede usar postes de madera.
Para el acondicionamiento del poste pueden considerarse varias opciones: el
poste completo o en partes, tomando en cuenta la forma más adecuada
de unión en campo. Para asegurar su resistencia a las fuerzas de arrastre
del viento, la torre va cimentada a una base de concreto y fijada con tensores
(alambre galvanizado N° 8) dispuestos en un círculo, de forma equidistante.

Sistema de orientación y protección

El sistema de orientación y protección está compuesto
por una veleta móvil que orienta la turbina, manteniéndola siempre
en la dirección del viento. Este sistema actuará como protección
cuando la velocidad del viento supere los 12 ó 15 m/s (dependiendo
de la densidad del aire). Sobre este aspecto, la investigación continúa
para asegurar la confiabilidad total del equipo. El material de la veleta
es de acero laminado, cubierto con pintura que soporte la corrosión.
Asimismo, esta veleta está dimensionada para lograr el equilibrio estático
con el peso del conjunto turbina-generador, a fin de que su giro en la dirección
del viento no presente dificultades y evitar vibraciones.

• 2. El Miniaerogenerador con hélices de fibra de carbono
  LONG-BOW 1.000 W

Fuente: www.catalogosolar.com/

Figura?29. Miniaerogenerador Long-Bow 1.000 W

Robusto aerogenerador diseñado para funcionar de forma segura,
fiable y eficiente en cualquier lugar del mundo. De cabeceo vertical, incorpora
una avanzada tecnología aeroespacial de origen estadounidense y está
diseñado para zonas aisladas, núcleos rurales, núcleos
urbanos, instalaciones ganaderas y agrícolas, viviendas e instalaciones
costeras y militares.

Fuente: Zytech Aerodyne

Elaboración: propia 2010

Figura ?30. Aerogenerador Long-Bow 1kW con sistema de cabeceo vertical

Características del generador de la turbina
eólica:

La estructura interna está construida en acero
inoxidable y la estructura exterior en aluminio anonizado. Para evitar la
corrosión y la oxidación incorpora protecciones frente a la
lluvia, nieve, hielo, arena y polvo: