Capítulo 3

APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA EÓLICA

3.1. Formas de utilización antiguas. Evolución histórica. La eólica es una fuente de energía que viene utilizándose de distintas formas desde A.C. Los más importantes aprovechamientos en la antigüedad fueron: la utilización de la fuerza del viento para la navegación a vela, para la molienda de granos y para el bombeo de agua. Actualmente, siguen realizándose dichos tipos de aprovechamiento, a los que se agregó la producción de energía eléctrica. En todos los casos, la tecnología fue evolucionando y lo sigue haciendo. Para la navegación, se aprovecha la energía cinética contenida en el viento, que incide sobre las velas produciendo el empuje necesario para lograr el desplazamiento de la embarcación; para el bombeo de agua, el viento incide sobre un rotor al que hace girar y luego, mediante un mecanismo, produce el movimiento de un émbolo que hace ascender el agua; para la producción de energía eléctrica, el viento también incide en un rotor al que hace girar y luego su eje es acoplado en forma directa o indirecta (utilizando una caja multiplicadora) a un generador de electricidad. Este curso, aborda principalmente el aprovechamiento del recurso energético eólico para la producción de energía eléctrica, analizando la evolución tecnológica producida en los últimos años. La evolución histórica que hubo lugar para el caso de los molinos de viento utilizados para bombeo de agua y para generación de electricidad, que aquí no se aborda, está expuesta también en la citada bibliografía, excediendo el alcance de este curso. Ref. Bibliográficas: 1, 2 y 3. 3.2. Aerogeneradores. 3.2.1. Definición. Componentes básicos. 3.2.1.1. Definición. Un aerogenerador es un sistema de conversión de energía eólica en energía eléctrica. Consiste básicamente en un rotor que gira por la acción del viento y que luego, acoplado en forma directa o indirecta a un generador, produce energía eléctrica. Posee asimismo, otros componentes que pasaremos a describir y analizar. A los aerogeneradores se los denomina también, turbinas eólicas, molinos de viento o aeroturbinas. A un conjunto de aerogeneradores dispuestos en una zona y conectados todos a una misma red eléctrica, se lo denomina parque eólico, o granja eólica. 3.2.1.2. Componentes básicos. Los componentes de un aerogenerador son (Figura 3-1):

- Rotores y palas. - Sistemas de transmisión. - Sistemas de orientación.

- Generadores eléctricos. - Sistemas de regulación. - Estructuras de sostén (torre, tensores y fundación). - Sistemas de transformación, conversión, transmisión y

distribución eléctrica.

Figura 3-1: Vistas de Aerogeneradores. Derecha, de eje vertical. Izquierda, de eje horizontal. Referencias bibliográficas: 1, 2, 3, 4, 12 y 13. 3.2.2. Rotores y palas (Principios de diseño. Bases para el dimensionamiento). a) Introducción. El rotor es el elemento esencial de una máquina eólica, y su misión es transformar la energía cinética del viento en energía mecánica. A lo largo de la historia, los rotores eólicos han evolucionado considerablemente, desde los rudimentarios sistemas de madera y tela, que se utilizaban en la antigüedad, hasta las modernas alas aerodinámicas, de acero y plástico, de las turbinas actuales (Figuras 3-2 y 3-3).

Figura 3-2: Evolución de los molinos de viento.

Figura 3-3: Evolución de las palas de los rotores. Los problemas técnicos de los rotores y de las palas que los componen, están estrechamente vinculados a su tamaño. Es evidente que cuanto mayores sean las potencias generadas por una misma máquina, menores son los costos de la energía que produce, y el interés por obtener una energía lo más barata posible ha marcado la tendencia hacia turbinas de gran potencia. Sin embargo, grandes potencias requieren rotores de gran tamaño, y con el tamaño se multiplican los problemas técnicos. En el pasado, la principal limitación de los grandes rotores venía impuesta por la dificultad de orientarlos en la dirección del viento. En la actualidad, la limitación es de tipo estructural; los elevados esfuerzos que se producen en los elementos resistentes de las palas crecen con la longitud, imponiendo serias limitaciones constructivas. Los mayores rotores que se han construido hasta el momento alcanzan diámetros de 150 m y se encuentran próximos al límite tecnológico.

La necesidad de reducir los costos de la energía, para poder competir con las plantas generadoras de tipo convencional, ha sido la causa de que en los últimos años se haya dedicado un considerable esfuerzo al desarrollo de aerogeneradores de gran potencia. Otro aspecto de las posibilidades de aprovechamiento de la energía eólica lo constituyen las pequeñas aeroturbinas de baja potencia, dirigidas a usos agrícolas y a aplicaciones domésticas localizadas en zonas aisladas, donde el suministro de electricidad desde los centros de producción resulta difícil y costoso. El objetivo de diseño de estas pequeñas máquinas ya no es tanto el obtener una energía barata, sino ser capaces de adaptarse a diferentes tipos de necesidades y con un mantenimiento mínimo, dada la dificultad para proporcionar asistencia técnica en zonas rurales. En este tipo de aerogeneradores el rotor no representa especiales problemas, y los problemas de diseño residen en conseguir sencillez y eficacia en cada uno de los elementos que componen la máquina y un buen acoplamiento entre ellos (Figuras 3-4y 3-5).

Figura 3-4: Vista de Aerogeneradores de pequeña potencia Industria Argentina.

Figura 3-5: Vista de un aerogenerador de pequeña potencia de fabricación alemana. b) Clasificación de las turbinas. En función de la potencia, las turbinas pueden clasificarse, sin que ello sea una diferenciación de carácter estricto, sino más bien con el sentido de establecer un orden de magnitud, en: De pequeña potencia, hasta 50 kw. De mediana potencia, desde 50 a 250 kw. De gran potencia, superiores a 250 kw. En función de la disposición del eje: De eje horizontal: A este grupo pertenece la gran familia de las hélices, que son los rotores más extendidos, y los que presentan mejores cualidades aerodinámicas. De eje vertical: Son más sencillos de diseño, lo que les proporciona ciertas ventajas de tipo mecánico. Los molinos de viento más antiguos que se conocen eran de este tipo. En general, existen rotores de alta eficiencia tanto en el grupo de los de eje horizontal como en los de eje vertical. En ambos casos, el rendimiento aerodinámico se corresponde con la velocidad de funcionamiento. Los rotores rápidos, las hélices de bajo número de palas y los Darrieus, tienen rendimientos muy superiores a los lentos, los multipalas y los Savonius (Figura 3-6).

Figura 3-6: Tipos de turbinas. Mitad derecha, de eje horizontal; mitad izquierda, de eje vertical. c) Principios de aerodinámica. Hasta el siglo XIX, las palas de los molinos de viento se diseñaban en base a unos conocimientos empíricos casi de tipo artesanal, que se habían ido acumulando a lo largo del tiempo. Hubo que esperar hasta las primeras décadas del siglo XX para poder disponer de una teoría aerodinámica que permitiera comprender el comportamiento de las palas cuando se encuentran sometidas al empuje del viento. Hoy en día, se tienen los conocimientos suficientes y los métodos de cálculo necesarios para determinar con precisión la forma que adopta la corriente de aire al atravesar la pala, cómo se distribuyen las presiones sobre su superficie y cuáles son las fuerzas aerodinámicas resultantes. En el caso del ala de un avión que se mueve horizontalmente en una atmósfera estable, la velocidad del viento incidente es, a efectos prácticos, la propia velocidad del avión, y las fuerzas aerodinámicas que se producen sobre un segmento de longitud unitaria del ala se pueden descomponer en una fuerza vertical de sustentación, que mantiene el avión en el aire, y en otra fuerza de resistencia en la dirección de avance, que tiene que vencer el empuje de los motores para mantener la velocidad (Figura 3-7 ). Dichas fuerzas resultan expresadas de la siguiente manera: L = ½ . r .v2. c . Cl [1] D = ½ . r .v2. c . Cd [2] Donde

r = Densidad del aire v = Velocidad de la corriente incidente c = cuerda del perfil Cl = Coeficiente de sustentación Cd = Coeficiente de resistencia

Figura 3-7: Fuerzas aerodinámicas y distribución de presiones sobre un perfil aerodinámico, producidas por una corriente incidente. Estas expresiones muestran que las cualidades aerodinámicas de un segmento del ala vienen definidas por su coeficiente de sustentación Cl y su coeficiente de resistencia Cd, que dependen básicamente de la forma del ala y del ángulo de ataque ∝. Para un determinado tipo de perfil, los coeficientes Cl y Cd crecen a medida que aumenta el ángulo de ataque, hasta que alcanzan un valor en el que sufren una brusca variación. A este fenómeno se le conoce por “entrar en pérdida” y se manifiesta por una repentina pérdida de sustentación y un rápido incremento de la resistencia. La entrada en pérdida se produce debido al desprendimiento de la corriente de aire de la superficie del ala y a la formación de turbulencias en su parte posterior (Figura 3-8).

Figura 3-8: Abajo, Comportamiento de las líneas de corriente sobre un perfil aerodinámico al cambiar el ángulo de ataque. Arriba, valores típicos de los coeficientes de sustentación y de resistencia (Perfil NACA 23015). En el caso de ala del avión, el ángulo de ataque ∝ más adecuado en condiciones normales de operación es en el que Cl/Cd alcanza su valor máximo, que corresponde al punto en el que se alcanza la mayor sustentación con relación al empuje de los motores. Para el caso de las turbinas eólicas, también se busca obtener la mayor relación entre la sustentación y la resistencia, pero en este caso, al ser la velocidad del viento una variable, debe adoptarse una solución de compromiso, buscando la mayor producción energética anual. En los aviones, es importante que el ángulo de ataque de diseño esté alejado de la zona de pérdida, para evitar el riesgo de una caída brusca de la sustentación. A partir del estudio en túnel de viento de distintos tipos de perfiles aerodinámicos, se confeccionaron catálogos que describen las características de los mismos. Uno de los más comúnmente utilizados es el que denomina a los perfiles con la sigla NACA. Hoy en día existe una gran variedad de formas diferentes en perfiles aerodinámicos ensayados en túneles de viento y cuyas características son especificadas en catálogos. En particular, para aplicaciones eólicas se suelen utilizar perfiles de la serie NACA 23 o NACA 44, aunque hay nuevos diseños que se aplican específicamente para las turbinas de gran potencia. En la Figura 3-8 se observa que para el perfil NACA 23015 a ángulos de ataque de 9° se encuentra el punto óptimo de funcionamiento. La zona de entrada en pérdida aparece para valores de ∝ > 17°. En el caso de las palas de un rotor eólico, la entrada en pérdida no supone ningún problema serio, pudiendo ser un factor positivo para evitar una aceleración excesiva cuando la velocidad del viento es muy elevada.

Además de las fuerzas de sustentación L y de resistencia D mencionadas, que se consideran aplicadas sobre un punto del perfil, para definir en forma completa la acción de las fuerzas sobre el mismo, es necesario definir el momento que se produce a su alrededor. Este momento M, denominado de cabeceo, tiende a modificar el ángulo de ataque ∝ y se considera positivo cuando actúa levantando la nariz del perfil. La expresión matemática resulta: M = ½ r. v2 . c2. Cm [3] Donde, Cm = Coeficiente de momento. Los coeficientes aerodinámicos, guardan una dependencia con el número de Reynolds Re = r . c . v /μ [4] donde μ = viscosidad del aire. Los coeficientes tabulados en los manuales corresponden en general a números altos de Reynolds, situación que se da en aplicaciones aeronáuticas; en cambio, para aplicaciones de aprovechamientos eólicos, se presentan números de Reynolds más bajos, por lo cual, es conveniente realizar estudios aerodinámicos específicos de los perfiles que se elijan. En los molinos antiguos, la sección de las palas era del tipo placa plana, de características inferiores a los perfiles aerodinámicos que se utilizan en la actualidad. El diseño de una pala lleva consigo la elección del perfil más adecuado, teniendo en cuenta sus características aerodinámicas y su aspecto constructivo. Una vez elegidos la forma del perfil, la velocidad de la corriente y el ángulo de ataque óptimo para un determinado segmento de ala, podemos calcular las fuerzas de sustentación y de resistencia mediante los coeficientes característicos del perfil, e integrando a toda el ala, obtener las fuerzas totales que se ejercen sobre ella. El problema se complica considerablemente si tenemos en cuenta que la velocidad de la corriente que incide sobre el ala se ve afectada por la perturbación que la propia ala causa sobre dicha corriente. Es decir, que las líneas descritas por las partículas de aire en su movimiento hacia el ala, perciben su presencia y varían su trayectoria para evitarla. Estas variaciones en la velocidad de la corriente se conocen como velocidades inducidas y hay que tenerlas en cuenta para determinar con precisión el ángulo de incidencia real y la intensidad de la corriente que entra en el ala. 1. Aerodinámica de las turbinas de eje horizontal. En el caso de las palas de un rotor eólico, las fuerzas aerodinámicas se generan de forma similar a las del ala del avión, pero con la complicación adicional de que a la velocidad del viento habrá que sumarle la velocidad que se produce a causa de la rotación de la pala. Esta velocidad debida a la rotación, será mayor a medida que nos alejamos del eje y, en consecuencia, la velocidad de la corriente incidente crecerá con la distancia de cada segmento de pala al eje del rotor, y su ángulo de incidencia será diferente en cada uno de ellos (Figura 3-9). Las fuerzas aerodinámicas variarán en función de la velocidad de la corriente incidente, por lo que también aumentarán con la distancia al eje. La fuerza resultante que se produce sobre cada segmento de pala se descompone aquí en una fuerza T, dirigida en la dirección de rotación, que es la que produce el par motor, y en otra fuerza E, que se traduce en un empuje inútil sobre el eje del rotor.

Figura 3-9: Arriba, distribución de velocidades sobre una pala de un rotor eólico de eje horizontal que gira impulsado por el viento; abajo, composición de velocidades que inciden sobre un segmento de pala y de las fuerzas aerodinámicas que se generan sobre ella. Si queremos que cada segmento trabaje con un ángulo de ataque óptimo que haga máxima la fuerza motriz T, tendremos que diseñar la pala con diferente ángulo en cada segmento, para compensar la variación en el ángulo de incidencia de la corriente. Esto es la causa de que frecuentemente las palas se construyan con torsión. Sin embargo, a veces es preferible diseñar la pala sin variar el ángulo de cada segmento, para evitar las dificultades de fabricación de una pala con torsión, a pesar de que el rendimiento aerodinámico disminuye (Figura 3-10).

Figura 3-10: Angulos de posición de diferentes segmentos de una pala con torsión (a) y sin torsión (b).

Por otra parte, una pala diseñada para obtener el mayor rendimiento posible a una determinada velocidad de viento no trabaja en las mismas condiciones óptimas cuando la velocidad del viento es diferente o cuando varía la velocidad de giro del rotor, puesto que varía el ángulo de incidencia de la corriente. En el caso de los rotores de hélice, la solución a este nuevo problema es girar toda la pala para adaptar el ángulo de ataque a las nuevas condiciones de la corriente, en un intento de seguir operando con los Cl y Cd óptimos de diseño. Las palas con posibilidad de variar su ángulo de calaje se denominan de paso variable, y las que operan siempre con el mismo, cualesquiera que sean las condiciones del viento, de paso fijo. Estas últimas tienen un rendimiento aerodinámico inferior para condiciones de viento distintas de las de diseño, pero no requieren mecanismos de variación de paso. 2. Aerodinámica de las turbinas rápidas de eje vertical. En el caso de estos rotores, la velocidad incidente no sólo varía en cada segmento de la pala, sino también a lo largo de la trayectoria de rotación, es decir, que el ángulo y la intensidad de la corriente dependen de la posición que tenga la pala en ese momento (Figura 3-11).

Figura 3-11: Composición de velocidades que inciden sobre las palas de un rotor Darrieus, que gira sobre su eje horizontal. Esta nueva complicación trae como consecuencia que las fuerzas aerodinámicas, además de ser diferentes en cada uno de los segmentos de la pala, varían ahora cíclicamente durante la rotación, generando un par motor irregular (Figura 3-12).

Figura 3-12: Composición de velocidades que inciden sobre un segmento de pala de un rotor Darrieus y de las fuerzas aerodinámicas que se generan, siendo F =fuerza aerodinámica, T = fuerza motriz, E = empuje aerodinámico, v = velocidad del viento, U = velocidad de rotación, V = velocidad de la corriente incidente. Este inconveniente se puede subsanar con un rotor de mayor número de palas que compensen las variaciones cíclicas, o bien incrementando la velocidad de giro, de forma que la influencia de la velocidad del viento sea menor a la hora de componer el triángulo de velocidades para obtener la resultante incidente. De hecho, los rotores Darrieus funcionan mejor a elevadas velocidades de giro, no sólo debido a la regularización de su par motor, sino también a la mejora considerable de su rendimiento aerodinámico (Figura 3-13).

Figura 3-13: Variación del ángulo de ataque de la velocidad que incide sobre un segmento de pala de un rotor Darrieus en función de la posición angular en que se encuentra en un instante dado, para diferentes velocidades típicas.

Se observa que para velocidades de rotación mayores, los márgenes de variación del ángulo de ataque en función de la posición de la pala, son cada vez menores. En consecuencia, las fuerzas aerodinámicas, y en especial el empuje, sufren una variación menor a lo largo de la rotación, y el régimen de funcionamiento se hace más regular. 3. Aerodinámica de las turbinas lentas de eje vertical. Entre los distintos tipos de eje vertical, existen unos que funcionan con un principio aerodinámico diferente, utilizando las fuerzas de resistencia aerodinámica en vez de las de sustentación. Estos rotores consiguen que la fuerza de resistencia en uno de sus lados sea superior a la del lado opuesto, generando de esta forma un par motor. Este sistema se utilizó en algunos molinos antiguos. En el molino persa se dirige el viento sobre un lado del rotor mediante una pared que actúa como una tobera. En la actualidad se sigue fabricando el rotor Savonius, que funciona de forma parecida, aunque en este caso es la pala, de sección semicircular, la que consigue que la resistencia sea mayor en el lado que se mueve a favor del viento (Figura 3-14). La geometría de las palas favorece la formación de torbellinos en ese lado, y ellos generan una zona de alta presión que presenta una mayor resistencia a la corriente de aire. En general, este tipo de rotores funciona con rendimientos bajos, pero su diseño es muy sencillo y son fáciles de construir.

Figura 3-14: Comportamiento de las líneas de corriente que atraviesan un rotor savonius, que gira impulsado por el viento. d) Parámetros característicos de los rotores. Existe gran variedad de rotores diferentes, aunque muchos de ellos pertenecen ya a un pasado en el que la ciencia y la técnica no ofrecían demasiadas posibilidades, y otros sólo se desarrollaron con carácter experimental, siendo rápidamente relegados al olvido. En cualquier caso, la mayoría presenta ventajas e inconvenientes que no siempre son fáciles de evaluar. Las características generales de un rotor se definen por los parámetros siguientes: solidez, velocidad típica y rendimiento aerodinámico. a) Solidez

La solidez se define como la relación entre la superficie proyectada por las palas y la superficie descrita por las mismas en su movimiento de rotación. S = Ap/Ab [5] Es un parámetro que permite comparar diferentes tipos de rotores desde el punto de vista de la eficacia del material utilizado, y de la sencillez constructiva. Los molinos antiguos y en general todos los que utilizan las fuerzas de resistencia para generar el par motor funcionan con solideces bastante elevadas, próximas a 1, mientras que las modernas aeroturbinas de alta velocidad trabajan con solideces de 0.1, e incluso de 0.01 (Figuras 3-15 y 3-16).

Figura 3-15: Representación gráfica de la solidez.

Figura 3-16: Trayectoria que sigue la corriente al pasar por el rotor, para distintas solideces.

b) Velocidad típica

La velocidad típica se define como la relación entre la velocidad debida a la rotación en el extremo más alejado de la pala y la velocidad del viento. Es un parámetro adimensional que permite clasificar los rotores en lentos o rápidos. χ = w.r/v [6] siendo: w = velocidad de rotación. r = radio de la pala. v = velocidad del viento. Un rotor de gran diámetro puede tener la misma velocidad típica, aunque gire a bajo número de revoluciones por minuto, que otro de menor diámetro y mayor velocidad de rotación. Los rotores rápidos funcionan con velocidades típicas de 5 a 8, mientras que los lentos operan con velocidades en punta de pala parecidas a la del viento (Fig. 3-17).

Figura 3-17: Variación de la solidez de diferentes rotores en función de las velocidades típicas.

c) Rendimiento aerodinámico

El rendimiento aerodinámico, o coeficiente de potencia, expresa la parte de la energía contenida en el viento que se transforma en energía mecánica en el eje del rotor. Cp = η = Po/Pv [7]

Teóricamente, se puede demostrar que el rendimiento depende de la velocidad típica como parámetro fundamental, una vez dadas las características generales del sistema eólico. La velocidad típica hace referencia a la velocidad del aire que incide sobre la pala incluyendo la participación del viento y la de la rotación de la propia pala. Las características geométricas tipo de perfil, ángulo de torsión, y el mismo sistema eólico son los demás parámetros de los que depende el rendimiento aerodinámico. El teorema de Betz expresa de forma sencilla que bajo condiciones ideales el rendimiento aerodinámico de los rotores eólicos tiene un máximo teórico que en ningún caso puede superar el 60 por 100. En la realidad dicho rendimiento oscila entre el 20 y el 45 por 100 según los tipos de turbinas y en función de la velocidad típica de operación (Figura 3-18). En la figura se representa el rendimiento aerodinámico en función de la velocidad típica, para los sistemas eólicos de uso más corriente.

Figura 3-18: Rendimiento aerodinámico o coeficiente de potencia de los rotores, en función de la velocidad típica.

1. Rendimiento aerodinámico en turbinas rápidas de eje horizontal.

Los mayores rendimientos aerodinámicos corresponden a rotores de eje horizontal que funcionan con velocidades típicas elevadas. El inconveniente de los rotores rápidos es que tienen poca capacidad para arrancar por sí solos. En situación de parada el rendimiento es tan bajo que apenas se genera la potencia suficiente para vencer la inercia y entrar en funcionamiento. En general, en cualquier condición de operación distinta de la de diseño su rendimiento disminuye mucho (Figura 3-18). El problema del arranque se suele solucionar en las grandes máquinas con motores auxiliares, o con el sistema de paso variable, que adapta el ángulo de calaje de las palas a las condiciones de operación de cada momento, de forma que en cualquier caso se obtengan potencias adecuadas. Este sistema de paso variable no sólo permite ajustar el ángulo de ataque de las palas a la hora de realizar las operaciones de arranque, sino que también sirve para evitar que el rotor se acelere excesivamente con vientos demasiado fuertes.

Hay tipos de turbinas para generación de electricidad que requieren para su funcionamiento un régimen de vueltas casi constante. En este caso, cualquier perturbación de la velocidad de viento para la que se ha diseñado la máquina irá seguida de una variación en el paso de las palas, para que, aumentando o disminuyendo el ángulo de ataque, podamos adaptar la potencia absorbida a las condiciones normales de operación. En los sistemas con régimen de vueltas fijo, la potencia del viento que excede a la de diseño se desperdicia, disminuyendo la ganancia total de energía de la máquina, a costa de una potencia de salida más regular. Por el contrario, en los sistemas de vueltas variables, una vez sobrepasada la velocidad de régimen para velocidades de viento superiores a la de diseño, el ángulo de calaje de las palas varía, intentando optimizar el rendimiento para esa nueva condición de operación. En este caso, la curva real de potencia intentará seguir a la teórica, incrementándose la velocidad de giro del rotor y la potencia extraída. Los sistemas de vueltas variables se utilizan generalmente en aplicaciones de bombeo, de almacenamiento en baterías, de calefacción, o más precisamente en todos aquellos casos en los que las fluctuaciones en la potencia de salida no tengan demasiada importancia. Sin embargo, existen hoy grandes aerogeneradores de vueltas variables, que tienen el generador directamente acoplado al rotor; en este caso, los generadores son del tipo sincrónicos, multipolos, con un número de revoluciones variable entre unas 10 y 60 rpm. La energía producida es de frecuencia variable, por lo que debe convertirse mediante un conversor de frecuencia, a la frecuencia y voltaje de la red.

2. Rendimiento aerodinámico en turbinas de eje vertical tipo Darrieus.

Los rotores tipo Darrieus presentan también buenas características de rendimiento aerodinámico, aunque algo inferiores a las de las hélices (Figura 3-18). Su curva de potencia tiene una dependencia muy acusada de la velocidad típica, lo que significa que su rendimiento baja mucho para condiciones de operación distintas de las de diseño. Esto favorece la regulación, puesto que al disminuir el rendimiento para velocidades de viento elevadas la potencia no crece demasiado y el esfuerzo necesario para frenarlo es menor. Sin embargo, también tiene el inconveniente de que su par de arranque es muy bajo, por lo que requiere de motores auxiliares para ponerlo en funcionamiento, ya que en este caso no es posible el sistema de paso variable.

3. Rendimiento aerodinámico en turbinas de baja velocidad.

Los rotores lentos tienen rendimientos muy inferiores a los de las hélices rápidas o a los de los Darrieus, pero en cambio presentan mejores cualidades para arrancar por sí solos y pueden operar con vientos de baja velocidad (Figuras 3-18 y 3-19). Son más sencillos de construcción y muy adecuados para aplicaciones de bombeo o de molienda.

Figura 3-19: Evolución del par de arranque para diferentes tipos de rotores, en función de la velocidad típica de diseño. En general, todos los molinos antiguos pertenecen a este grupo, y hoy todavía se sigue construyendo algún tipo de rotor lento dado que son muy idóneos para el riego en zonas aisladas. e) Número de palas. La elección sobre el número de palas más adecuado para un rotor eólico ha sido, a lo largo de la historia del molino de viento, un problema de difícil solución, y a ello se debe que se intentaran todo tipo de posibilidades. Aunque a partir del siglo XVIII ya se tenía cierta idea de la inutilidad de un elevado número de palas, hasta el siglo XX, en que se desarrolla la teoría aerodinámica, no es posible evaluar en qué medida varia el rendimiento aerodinámico de un rotor cuando tiene diferente número de palas (Figura 3-20).

Figura 3-20: Evolución del rendimiento aerodinámico del rotor para diferentes números de palas, en función de la velocidad típica. A partir de tres palas el rendimiento varía poco, especialmente cuando se trata de rotores rápidos. En los grandes aerogeneradores actuales, en los que el rotor puede suponer cerca del 40 por 100 del costo total de la máquina, se adopta en general la solución de tres palas, aunque en

algunos casos se adoptan rotores de dos palas, puesto que el incremento de potencia que se obtiene con una tercera pala no compensa el costo adicional. En las turbinas pequeñas las tres palas es la solución más generalizada, ya que el coste de las palas es menos importante y no sólo se mejora algo el rendimiento sino que se facilita el balanceo del rotor, reduciendo los problemas de vibraciones, que suelen ser la causa de los fallos estructurales.

Asimismo, un rotor de tres palas tiene el mismo momento de inercia en cualquier eje del plano del rotor, lo que reduce las vibraciones. Estas conclusiones son válidas para los rotores Darrieus e incluso para los Savonius, aunque en ellos los problemas de balanceo son menos graves que en las hélices. f) Dimensiones y forma. El tamaño de rotor depende básicamente de la potencia de diseño de la máquina, y en su determinación hay que tener en cuenta dos factores: - El contenido medio de energía del viento en el lugar del emplazamiento, que habrá que estimar en función de la información meteorológica disponible, y - Los rendimientos de la turbina: El rendimiento aerodinámico del rotor, el rendimiento mecánico de los engranajes y multiplicadoras, el rendimiento eléctrico del generador y circuitos de salida, y finalmente el rendimiento del sistema de almacenamiento.

Si tenemos en cuenta que la velocidad de la corriente incidente es mayor en la parte de la pala más alejada del eje y, por tanto, las fuerzas aerodinámicas son también mayores en esa zona, se comprende que la potencia crece rápidamente a medida que aumentamos la longitud de la pala. En cualquier caso, los problemas técnicos también crecen muy rápidamente con la longitud de las palas (Figuras 3-21 y 3-22 ).

Figura 3-21: Dimensiones típicas para rotores de eje horizontal en función de la potencia que se desea obtener.

Figura 3-22: Dimensiones típicas para rotores de eje vertical tipo Darrieus en función de la potencia que se desea obtener. 1.- Diámetro del rotor. Se determinó que de la potencia del viento, solo una parte puede ser captada por el rotor, dependiendo de la eficiencia del mismo, que está medida por el rendimiento aerodinámico o coeficiente de potencia. La potencia captada resulta entonces: P = ½ Cp . ρ. A. v3 [8] y la potencia media a lo largo de un período será: P = ½ Cp . ρ. A. v 3 [9] Pero la potencia real suministrada por un aerogenerador, estará afectada, además del rendimiento del rotor, por los rendimientos de los demás componentes que lo integran, que son principalmente la caja multiplicadora (si es utilizada) y el generador. Siendo: η = rendimiento global del aerogenerador ηe = rendimiento eléctrico (≅ 0,92) ηm = rendimiento de la caja multiplicadora ( ≅ 0,90), resulta η = Cp . ηe . ηm Entonces, la potencia eléctrica media Pem de salida será : Pem = ½ η . ρ . A. v 3 [10] Además: A = π . R2

También se determinó en el capítulo 2, que haciendo uso de la función de distribución de velocidad de Rayleigh, válida para zonas con velocidad media de viento superiores a 4,5 m/s, se puede aceptar la relación: v3 = 1,91( v ) 3 Reemplazando en [10], la potencia eléctrica media eléctrica aproximada suministrada, será entonces: Pem = ½ . η . ρ . π . R2 . 1,91 . ( v )3 [11] Simplificando, para rotores lentos, en forma aproximada, adoptando r = 1,27 kg/cm3, χ = 1, Cp = 0,3, se puede calcular la potencia máxima en función del diámetro con la siguiente expresión: P = 0,15 D2 . ( v )3 [12] Y para rotores rápidos, con χ = 6 y Cp = 0,4 P = 0,2 D2 . ( v )3 [13] Las fórmulas [12] y [13] nos permiten calcular en forma aproximada el diámetro del rotor para rotores lentos y rápidos respectivamente. En forma más precisa, despejando R en [11], resulta: R = [ 2. Pem / η . ρ . π . 1,91 . ( v )3 ]1/2 [14] que nos permite calcular el tamaño del rotor para todo tipo de turbina. Cabe señalar que esta fórmula también es de carácter aproximado y se puede utilizar sin inconvenientes para el caso de instalaciones pequeñas. Asimismo, puede aplicarse para el diseño de aerogeneradores de gran potencia a ser instalados en granjas, aunque aquí deben realizarse ajustes teniendo en cuenta la disposición de los mismos, la función de distribución de velocidades de Weibull, que resulta más aproximada que la [11], de Rayleigh, ensayos sobre modelos en túnel de viento y los resultados de funcionamiento del prototipo. 2.- Velocidad de rotación. Para la generación de energía eléctrica, si no se interpone una caja multiplicadora entre el rotor y el generador, que es el caso de los pequeños aerogeneradores, o de aquellos que utilizan generadores sincrónicos multipolos, el rotor debe girar a la mayor velocidad posible, dado que con ello se reduce el tamaño y por consiguiente el costo del generador. Normalmente, la máxima velocidad de viento que debe soportar una turbina sin sufrir daños, es de unos 60 m/s; para esa velocidad debido a la actuación del sistema de control, el rotor se encuentra detenido o girando a muy pocas revoluciones. Cuando el viento sopla a la velocidad nominal de diseño vn, para la cual se alcanza la potencia nominal, el rotor gira al número de revoluciones nominales. En estas condiciones, la velocidad resultante se obtiene combinando dicha velocidad de viento con la velocidad tangencial de rotación:

vr = [vn2 + (w.r)2]1/2 [15]

donde w es la velocidad angular del rotor y r el radio de la pala; el máximo se obtiene cuando r = R. Por lo tanto, vr ≤ 60 m/s. En la punta de la pala resulta: w.R ≤ (3600 - vn

2) ½

Para una velocidad nominal de diseño de 8 a 10 m/s, la velocidad tangencial resulta también w.R = 60 m/s [16] Conociendo a partir de [14] el radio del rotor, o longitud de la pala, R, podemos calcular w y consecuentemente, el número de revoluciones por minuto del rotor, n: n = w. 30 / π [17] 3.- Forma geométrica de la pala. En base a las experiencias realizadas, en forma simplificada, para el diseño de máquinas pequeñas de eje horizontal, se puede definir la forma geométrica de la pala, una vez elegido el perfil aerodinámico. Siendo χ = w.R/v y S = Ap/Ab , para valores de χ < 10 existe una relación aproximada entre ambos parámetros: S = 0,872/χ - 0,086 [18] y como la solidez es S = cmN/ πR [19] donde cm = cuerda media del perfil N = Número de palas (2 ó 3) R = Longitud de la pala, entonces, resulta: cm = S πR / N [20] Para una construcción simple, se utiliza cuerda constante, igual al valor de la cuerda media, mientras que para una construcción más elaborada, con mejor rendimiento aerodinámico, se puede fabricar la pala con una variación lineal de la cuerda entre la punta y la raíz. Aproximadamente, se pueden calcular las cuerdas en la punta y en la raíz con las siguientes expresiones:

cpp = cm – 0,025 R [21] cra = cm + 0,025 R [22] donde cpp es la cuerda en la punta de la pala y cra en la raíz. Por otro lado, como la velocidad tangencial varía según el radio, la velocidad resultante que incide sobre cada sección de pala, varía en magnitud e inclinación. La pala más simple, es plana, pero una un poco mejor debe tener en cuenta una rotación relativa de cada sección. Esta rotación, denominada alabeo, calculada en forma rigurosa puede ser de 40o a 50o, dependiendo del tamaño de la hélice y de la velocidad de rotación. Para construcciones simples, se prefiere optar por un alabeo total de aproximadamente 10o, con una variación lineal entre la punta de la pala y la raíz. Haciendo esto, se pierde una porción pequeña de la eficiencia del rotor, ya que la parte de mayor torsión es la cercana a la raíz, que por el menor radio contribuye relativamente poco al par proporcionado; además, se gana en la simplicidad de la construcción, Teniendo ya determinadas la longitud de la pala, la variación de la cuerda y el alabeo, el siguiente paso es determinar la posición angular del perfil con respecto al plano de rotación, que denominamos ángulo de calaje o de paso. Para ello, tomamos como referenciala sección ubicada a un radio r = 0,7 R; para esta sección, la velocidad tangencial es: w.r = w. R . r/R = 60 m/s . 0,7 = 42 m/s [23] De la Figura 3-23, se deduce el valor de Tan μ = vn /w.r [24] Conociendo dirección de la velocidad resultante, debemos ahora ubicar el perfil, de modo tal que ésta forme con su cuerda el ángulo aopt. Este ángulo es aquel para el cual la relación sustentación – resistencia ( L/D ó Cl/Cd) es máxima, para el perfil aerodinámico elegido, Llamando paso p, al ángulo que forma el plano de rotación del rotor con la cuerda del perfil, tendremos: p = μ - aopt [25] que nos define la posición de la pala.

Figura 3-23: Determinación del ángulo de calaje (o de paso) de la pala de un rotor. Para turbinas de eje vertical tipo Darrieus, el cálculo es aún más sencillo, quedando definida la pala por su cuerda, que puede adoptarse constante, resultando su valor: c = 2 . R . S/N [26] En este caso, los perfiles que se eligen son simétricos, debido a que en su giro, la velocidad resultante incide una vez de un lado y otra vez del otro lado del perfil, siendo muy utilizado el NACA 0012. Para turbinas más desarrolladas, existen métodos de cálculo más ajustados que permiten definir la forma geométrica óptima del rotor; uno de ellos, hace uso de la ecuación de la cantidad de movimiento axial y la teoría del elemento de pala, llegando en forma iterativa a determinar la forma óptima del mismo. Con esto, se tiene una idea general de las características del rotor; luego, hay que determinar los esfuerzos en las palas provocados por el flujo de aire que las atraviesa, a fin de adecuar sus dimensiones, a partir de un cálculo estructural que tenga en cuenta los materiales a utilizar. 4.- Cálculo estructural de las palas. Las palas deben resistir las fuerzas centrífugas que se generan con el giro, el momento de flexión que se produce debido a las ráfagas de viento, los esfuerzos que aparecen cuando cambia de orientación el rotor o cuando las palas pasan por la vertical inferior estando ubicadas a sotavento con respecto a la torre y los vientos huracanados estando el rotor parado de cara al mismo. Las palas de los rotores son la parte más delicada de las aeroturbinas, y en general, su diseño y construcción plantea serias dificultades técnicas. En las grandes aeroturbinas suponen además una parte considerable del costo total de la máquina (40%). En la última década se han elaborado sofisticados métodos de cálculo para determinar con mayor precisión las tensiones internas que deben de soportar los materiales estructurales. También se ha dedicado un considerable esfuerzo a la selección de los materiales más adecuados en resistencia, peso y precio, y a desarrollar métodos de fabricación más aptos para reducir los costos de producción. La mayor parte de los fallos estructurales en las palas de las turbinas se han producido a causa de las fuerzas cíclicas que actúan sobre ellas y que generan vibraciones sobre las máquinas. Sobre la pala actúan fuerzas aerodinámicas y fuerzas centrífugas. Las primeras son siempre cíclicas en los rotores Darrieus, e incluso en las hélices también puede producirse un fenómeno cíclico cuando están situadas a sotavento o cuando presentan una desalineación, aún pequeña, con la dirección del viento. Este fenómeno, conocido por efecto sombra, se produce cuando la pala en su rotación pasa por detrás de la torre. La corriente de aire incidente se ve afectada por ella y las fuerzas aerodinámicas sufren una brusca perturbación. Las fuerzas centrífugas son muy importantes en el diseño de las palas, y también en su fabricación. Estas fuerzas crecen con el cuadrado de la velocidad de rotación y con la longitud de la pala, por lo que en turbinas rápidas y de gran potencia pueden alcanzar valores muy elevados. En teoría, estas fuerzas no deberían generar cargas cíclicas, sin embargo, en la práctica, basta con que durante la construcción se introduzcan pequeñas diferencias de masa entre las diferentes palas que componen el rotor, para que aparezcan dichas cargas alternativas. Por eso es importante el proceso de fabricación utilizado, y el equilibrado (balanceo) posterior una vez montado todo el rotor. En general, este equilibrado deberá ser más preciso cuando menor sea el

número de palas, ya que cuando existen varias palas los posibles errores máximos entre ellas se compensan. Esta es la razón de que para máquinas sencillas y de baja potencia, donde los métodos de fabricación no son demasiado sofisticados, sea preferible la solución de rotores tripalas o cuatripalas. Las vibraciones producidas por cargas cíclicas o alternativas, afectan y desgastan a los mecanismos, producen ruidos, y son la causa de los fenómenos de fatiga en los materiales por los que su resistencia va disminuyendo con el tiempo hasta se produce el colapso por rotura frágil. Estos fenómenos, poco conocidos con anterioridad a la década de los 50 han sido la causa de no pocas catástrofes y no sólo en el campo de las máquinas eólicas. Aunque en los rotores Darrieus las fuerzas cíclicas son mayores que en las hélices, tienen sin embargo la enorme ventaja de que sus palas están apoyadas en sus dos extremos, con lo que se mejoran mucho sus características estructurales. En las grandes turbinas de hélice se suele utilizar la solución del buje basculante, con el fin de reducir las tensiones internas producidas por fenómenos cíclicos. El buje es la parte del rotor donde se encastran las palas, y el artificio de basculación permite un cierto movimiento de todo el conjunto alrededor de dos ejes perpendiculares contenidos en su mismo plano. De esta forma, las fuerzas cíclicas que deben ser soportadas por los elementos estructurales son absorbidas, en parte, por los mecanismos de amortiguación de que va provisto el mecanismo de basculación. El sistema de buje basculante ha permitido reducir los problemas estructurales en las grandes turbinas y ha hecho posible la disposición del rotor a sotavento, sin que el efecto sombra producido por las perturbaciones que sufre la corriente de aire al atravesar la torre tenga graves consecuencias sobre las palas. La disposición del rotor a sotavento facilita mucho las operaciones de orientación. La estructura de las palas y los materiales que se empleen en ella deben ser capaces de soportar las tensiones internas sin roturas, evitar las deformaciones que podrían afectar al comportamiento aerodinámico de la pala y reducir al mínimo las fuerzas centrifugas que dependen de su masa. En conjunto deben ser resistentes, rígidos y ligeros. Para ello, deben ser calculadas siguiendo los métodos específicos, que se encuentran desarrollados en parte de la bibliografía de la referencia, excediendo el alcance de este curso. g) Materiales y métodos constructivos. En los últimos años se han ensayado todo tipo de materiales, desde la madera pasando por gran variedad de aleaciones metálicas, y en especial las resinas plásticas polimerizables, que han dado muy buen resultado y reducido los costos de la pala de forma considerable. La madera ha sido muy empleada en el pasado y sigue utilizándose en la actualidad. Sus propiedades mecánicas varían mucho según la clase y su tratamiento, sin embargo, suelen ser menos resistentes que otros materiales disponibles y sólo su bajo peso y sus buenas características frente a fenómenos de fatiga justifican su utilización. En general, tanto el material como los métodos de trabajo que requieren suelen ser caros. Entre los metales, los materiales más comunes, son los aceros, y los aluminios. El acero tiene muy buenas propiedades resistentes, pero es demasiado pesado. Al aluminio, en cambio, le pasa lo contrario, salvo en el caso del duraluminio que resulta excesivamente caro. En cuanto a sus características frente a los fenómenos de fatiga, en general, los metales presentan peores propiedades que el resto de los materiales. Los metales se pueden utilizar en forma de chapa conformada por estampado, en forma maciza mediante métodos de moldeo o en forma estructural. La primera solución resulta sencilla y económica, pero sólo es apta para palas de pequeña longitud (2 ó 3 m). La segunda resulta cara y demasiado pesada. La tercera solución es, probablemente, la más eficaz.

Por regla general, la solución más utilizada es la de emplear elementos metálicos como estructura resistente, con una cubierta de algún material ligero. Las resinas plásticas reforzadas con fibras vegetales o minerales constituyen posiblemente los materiales más idóneos para la fabricación de palas. Son ligeros, resistentes, con buenas características frente a fenómenos de fatiga e inalterables ante la agresión del medio ambiente. En palas de gran tamaño con exigencias estructurales muy estrictas, las resinas epoxi con refuerzo de fibra de vidrio o de carbono son las que presentan mejores propiedades de resistencia y rigidez. Para palas con menores requerimientos, las resinas de poliéster con fibra de vidrio dan muy buenos resultados y son mucho más baratas. Las palas fabricadas en materiales plásticos suelen llevar unos elementos estructurales, una cubierta que da la forma aerodinámica y un relleno de un material ligero que puede ser espuma de poliuretano, o panel de abeja. El mayor inconveniente de los materiales plásticos es que son demasiado elásticos y se deforman con facilidad. Para evitar este problema hay que recurrir a añadir elementos rigidizantes, bien incorporándolos a las resinas para cambiar el polímero final, o bien como elemento estructural. Para mejorar las propiedades mecánicas se suele aplicar la fibra de refuerzo en forma de bobinado a lo largo de toda la pala (Figuras 3-24).

Figura 3-24: Arriba, una posible solución constructiva para una pala de grandes dimensiones; la estructura se rigidiza mediante cuadernas. Abajo, diferentes soluciones constructivas para la fabricación de palas. Referencias bibliográficas: 1, 2, 3, 4, 5, 12 y 13. 3.2.3. Sistemas de transmisión. La energía mecánica obtenida en el rotor debe ser transmitida al generador mediante un sistema de acoplamiento, que generalmente consta de una multiplicadora y además, en el caso de aerogeneradores de gran potencia, de un embrague. Tanto las dínamos como los alternadores requieren un elevado número de revoluciones para funcionar eficazmente, por lo que la mayoría de los aerogeneradores deben de ir provistos de una multiplicadora que eleve las vueltas del rotor. Un caso especial lo constituyen los que se utilizan para bombeo, o los que disponen de generadores sincrónicos multipolos, en los que el generador trabaja acoplado directamente al rotor. En los molinos antiguos este problema no existía, puesto que para mover una rueda, o impulsar una bomba no se requerían grandes velocidades de giro, sino más bien al contrario; sin embargo, el problema del sistema de transmisión consistía en cambiar la dirección del eje motor desde la posición horizontal del rotor a la vertical en la que se situaban las muelas. Este problema debió ser crítico para las rudimentarias tecnologías de la época y posiblemente la causa de que los primeros molinos de viento fueran de eje vertical. Más tarde el cambio de dirección y a la vez la desmultiplicación se realizaba mediante un gran engranaje de madera, conocido como la “rueda catalina”, en los molinos ibéricos, que se alojaba en la cúpula de las torres. Existen diferentes tipos de multiplicadoras que se pueden encontrar fácilmente comercializados. Para máquinas de baja potencia las poleas dentadas o incluso las trapezoidales, pueden ser una solución adecuada, de funcionamiento silencioso y capaz de absorber vibraciones. Las multipli-cadoras de engranajes deben de ir provistas de cajas blindadas para protegerlos del medio ambiente y con sistemas de lubricación de bajo mantenimiento (Figura 3-25).

Figura 3-25: Mecanismos de multiplicación, mediante poleas dentadas o mediante engranajes. Se han desarrollado también cierto tipo de rotores especiales que evitan la necesidad de utilizar multiplicadora. La compañía francesa Morel diseñó un sistema de acoplamiento directo que consiste en tomar el par motor en la periferia del rotor en vez de hacerlo en el eje. Otro método, empleado por la compañía suiza Noah, lleva un rotor de doble hélice en el que cada una de ellas gira en sentido contrario. El inducido del generador se acopla a una de ellas y la excitación a la otra. Las aeroturbinas de gran potencia suelen ir provistas de un embrague que conecta el generador cuando el rotor alcanza la velocidad de régimen. Otra función que cumplen los sistemas de transmisión, por regla general mediante algún tipo de acoplamiento hidráulico, es amortiguar las pequeñas fluctuaciones de potencia que se producen en el rotor debido a ráfagas, o al efecto sombra de la torre en caso de estar situados a sotavento. Referencias bibliográficas: 1. 3.2.4. Sistemas de orientación. Los rotores de eje horizontal necesitan de algún sistema que los oriente en la dirección del viento, de forma que en condiciones de operación siempre se encuentren en un plano perpendicular a él. En el pasado, la orientación de los molinos se realizaba manualmente y con bastantes dificultades, siendo casi el condicionante más crítico, que limitaba el tamaño y la potencia de las máquinas eólicas. Durante siglos se utilizaron procedimientos más o menos ingeniosos para facilitar la tarea del molinero. Desde la simple palanca unida al cuerpo giratorio del molino, pasando por poleas y manubrios se intentaron todo tipo de artilugios con el fin de resolver este problema que sin duda fue uno de los que más condicionó el desarrollo de molinos de mayor tamaño. En la actualidad, la orientación del rotor se resuelve básicamente mediante unos mecanismos de giro de bajo rozamiento (rodamientos, lubricación), apoyados por sistemas más o menos automatizados que mueven la turbina sin grandes dificultades. Sin embargo, en las

máquinas de gran potencia no deja de ser un problema a resolver y que, por tanto, ofrece ciertas ventajas comparativas a las turbinas de eje vertical que no presentan este inconveniente. Las pequeñas turbinas suelen utilizar un sistema de orientación, sencillo y de muy buenos resultados consistente en una cola aerodinámica que actúa como una veleta. Cualquier alteración de la posición de equilibrio genera un empuje sobre la cola que tiende a devolver la turbina a su posición original (Figura. 3-26).

Figura 3-26: Sistema de orientación del rotor mediante una veleta que actúa aerodinámicamente. Los molinos holandeses utilizaron a partir del siglo XVIII un sistema de orientación a base de rotores auxiliares, que aún hoy en día se siguen usando en máquinas de baja potencia. El sistema consiste en disponer una hélice auxiliar en un plano perpendicular al rotor principal, de forma que cuando éste no esté orientado en la dirección adecuada reciba cierta cantidad de viento. La rotación producida por el viento en la hélice auxiliar actúa sobre un mecanismo que mueve toda la turbina hasta que queda orientada. En los aerogeneradores de gran potencia la solución no es tan sencilla y, en general, requiere de motores auxiliares que funcionan automáticamente mediante servomecanismos, y que son los que se encargan de orientar la hélice en la dirección adecuada. En cualquier caso el movimiento de rotación que se produce puede afectar negativamente a las palas generando unas oscilaciones difíciles de solucionar. Existe otro sistema de orientación que está siendo muy utilizado en las grandes máquinas eólicas. El sistema está basado en el efecto de conicidad de las palas, que genera unas fuerzas aerodinámicas cuando el rotor no está orientado. Las palas de la hélice se sitúan a sotavento y se inclinan ligeramente hacia atrás, de forma que en su rotación describan un cono. Cuando la hélice no está orientada, las palas que se encuentran más a favor del viento reciben un mayor empuje aerodinámico, que tiende a variar la orientación del rotor hasta conseguir la posición de equilibrio donde todas las palas sufren el mismo empuje (Figura 3-27).

Figura 3-27: Sistema de orientación por efecto de conicidad, que aprovecha las diferencias de empuje aerodinámico que se ejerce sobre las palas cuando adoptan posiciones cónicas, con el rotor a sotavento. Sin embargo, la disposición del rotor a sotavento, genera un problema adicional conocido por el efecto sombra. El empuje aerodinámico que actúa sobre las palas se ve afectado cuando éstas pasan por detrás de la torre, ya que ésta perturba la corriente de aire que incide sobre el rotor. Dicha perturbación produce oscilaciones en la pala, además de ciertos fenómenos acústicos de baja frecuencia que pueden ser perjudiciales para determinado tipo de afecciones cardiacas y respiratorias. Referencias bibliográficas: 1. 3.2.5. Sistemas de regulación. Los sistemas de regulación tienen la misión de controlar las revoluciones y el par motor en el eje del rotor, evitando las fluctuaciones producidas por las variaciones en la velocidad del viento. Los sistemas de regulación más sencillos trabajan solamente en la etapa de exceso de potencia, evitando velocidades de giro demasiado elevadas que podrían poner en peligro la integridad de la turbina en condiciones de vientos fuertes. Los sistemas más elaborados mantienen las fluctuaciones en la velocidad de rotación dentro de unos márgenes muy estrechos, y todavía existe un tercer nivel de regulación que permite al sistema adaptarse a todas las condiciones de viento y de potencia, incluidas las correspondientes a las operaciones de puesta en marcha. Los primeros se utilizan solamente en máquinas de pequeña potencia y, en general, en grupos autónomos o de bombeo, en los que son aceptables variaciones en la potencia de salida. Los dos grandes grupos de sistemas de regulación vienen definidos por su forma de actuación. En unos, el control se realiza actuando sobre el rotor, aumentando o disminuyendo la potencia absorbida. En los otros, la regulación se lleva a cabo sobre el eje motor. Los primeros sólo son posibles en rotores de eje horizontal, mientras que los segundos se pueden adaptar a cualquier tipo de máquina eólica. 1. Sistemas de regulación por acción sobre el rotor.

Uno de los primeros sistemas de regulación que se utilizó, durante varios siglos en los viejos molinos era el de orientación del rotor. El rotor se podía orientar de cara al viento cuando debía funcionar a máxima potencia, o paralelo a él en situación de parada. Entre estas dos posiciones extremas podía regularse a voluntad, y siempre manualmente, el área de captación adecuada a la potencia deseada. Este tipo de regulación se sigue utilizando actualmente, aunque sólo en máquinas de pequeña potencia. Los sistemas modernos de regulación por orientación del rotor funcionan automáticamente mediante una veleta, que hace girar la turbina cuando la velocidad del viento es demasiado elevada, o bien aprovechando la fuerza del empuje aerodinámico sobre una excéntrica. Ambos sistemas actúan contra un resorte que devuelve la máquina a su posición normal cuando la velocidad del viento disminuye A partir del siglo XVIII los ingleses utilizaron otro sistema de regulación, consistente en unas palas provistas de una especie de persiana, que permitía aumentar o disminuir el área efectiva de captación de viento. La persiana se abría o cerraba accionada por masas inerciales que se desplazaban bajo los efectos de la fuerza centrífuga en función de la velocidad de giro. La forma de regulación más eficaz y de utilización más extendida es la de paso variable. Este sistema actúa variando el ángulo de ataque de las palas, con lo que se aumenta o disminuye el rendimiento aerodinámico y en consecuencia la potencia absorbida. Dentro de los diferentes tipos de regulación por paso variable, los más sencillos, que actúan sólo en la etapa de exceso de potencia, suelen ir provistos de algún mecanismo de acción centrífuga que mueve el ángulo de calaje de las palas cuando las revoluciones son demasiado elevadas, llegando a ponerlas en posición de bandera cuando la velocidad del viento alcanza la de desconexión de la turbina (Figura 3-28).

Figura 3-28: Dos mecanismos de regulación en los que unas masas centrífugas actúan sobre el ángulo de calaje de las palas. Este tipo de regulador de acción centrífuga es el que se viene utilizando en la mayoría de los aerogeneradores de baja potencia, con las variantes y peculiaridades propias de cada fabricante. Los primeros que utilizaron este sistema en la década de los 30, fueron los aerogeneradores Jacobs (Figura 3-29) y los Windcharger (Figura 3-30), aunque en estos últimos, la acción centrífuga no se utiliza para variar el ángulo de calaje de las palas, sino para accionar dos elementos auxiliares que funcionan como freno aerodinámico. Ambos sistemas se siguen utilizando hoy en día.

Figura 3-29: Mecanismo de regulación de los aerogeneradores Jacobs; utiliza el principio de acción centrífuga, girando las palas en forma sincronizada.

Figura 3-30: Sistema de regulación de los aerogeneradores Windcharger, en el que las masas centrífugas actúan sobre un mecanismo de frenos aerodinámicos. El regulador de la casa Aerowatt es algo más elaborado y trabaja en la etapa de puesta en marcha y en la de exceso de potencia. El mecanismo lleva dos muelles distintos: el primero actúa para ajustar el ángulo de calaje de la pala en los niveles de baja potencia de la puesta en marcha, y el segundo para mantener la velocidad de régimen con vientos superiores al de diseño. Una particularidad de este sistema de regulación es que para condiciones de viento fuerte, las palas no se disponen en posición de bandera, sino planas frente al viento, teniendo que soportar elevadas fuerzas de empuje. La casa Aerowatt garantiza que las características estructurales de sus palas le permiten soportar vientos de hasta 260 km/h (Figura 3-31).

Figura 3-31: Sistema de regulación Aerowatt. Actúa desde la fase de arranque, adaptando la posición de las palas, hasta la desconexión para vientos muy fuertes.

En el caso del sistema de regulación de la casa Paris-Rhone y de la japonesa Moriya y Tomasawa, las masas inerciales son las propias palas que cambian de posición accionadas por la fuerza centrífuga. Otro sistema, desarrollado en los últimos años en el Centro de Investigaciones de East-Hartford (EE.UU.), consiste en una pala cuyo eje presenta cierta elasticidad a la torsión. El ángulo de la pala cambia cuando la acción centrífuga de una masa inercial actúa sobre el eje flexible, evitándose la complicación de los mecanismos y muelles (Fígura 3-32).

Figura 3-32: Sistema de regulación desarrollado en la Universidad East-Hartford (EE.UU.), basado en la flexibilidad o tensión del eje de la pala. En máquinas pequeñas y de diseño muy sencillo, se ha utilizado un sistema para variar el ángulo de calaje de las palas basado exclusivamente en la acción de las fuerzas aerodinámicas. Si diseñamos la pala de forma que el eje que la atraviesa y sobre el que gira para adaptar su ángulo de calaje, quede por delante del punto sobre el que se obtiene la resultante de las fuerzas aerodinámicas, se produce un momento de giro que tiende a poner las palas en posición de bandera. El sistema va provisto de un muelle para que entre en acción en el momento conveniente y vuelva después a su posición de partida. Este tipo de regulación se ha utilizado en los rotores a vela que se han desarrollado en la Universidad de Prínceton, aunque en vez de variar el ángulo de la pala, lo que cambia es la curvatura de la vela . En el caso de las turbinas de gran potencia, la fuerza necesaria para mover las palas es demasiado grande para confiarla a una masa centrífuga. El problema se puede resolver en este caso, mediante un mecanismo que actúa a través del eje motor y del buje, comandado por un sistema de control automático (Figura 3-33).

Figura 3-33: Mecanismo de regulación de paso variable accionando desde el interior, mediante un sistema de control.

Este tipo de mecanismo de regulación es más complejo que los anteriores, y por supuesto mucho más costoso, pero permite adaptarse a cualquier condición de viento y de potencia de salida, siguiendo un programa preestablecido. Una variante, consiste en modificar las características aerodinámicas de la pala, actuando solamente sobre el ángulo de calaje de una parte de ella, dejando el resto de paso fijo. Otra posibilidad es utilizar una pala con flap en el borde de salida, de forma que cambiando su posición podamos actuar sobre el comportamiento aerodinámico de toda la pala (Figura 3-34). Ambos sistemas van provistos de mecanismos en el interior de la pala, del buje y del eje principal, que son controlados desde el interior de la máquina mediante un microprocesador e impulsados mediante motores eléctricos.

Figura 3-34: Sistema de regulación de paso variable, en la que la variación del ángulo de calaje actúa sólo sobre parte de la pala, a se ejerce mediante flaps. Otra posibilidad, es la de aprovechar las fuerzas aerodinámicas y las propiedades aeroelásticas de las palas, cuidadosamente diseñadas. Se puede hacer trabajar a la pala en condiciones tales que un incremento en la velocidad del viento provoca la entrada en pérdida de

una determinada parte de la pala, o incluso de toda ella, variando de esta forma su rendimiento y la potencia absorbida. 2 Sistemas de regulación por acción sobre el eje.

Este sistema de regulación es el que se utiliza en las turbinas Darrieus y en las hélices de paso fijo. El control de la potencia se realiza mediante el frenado del eje cuando gira a un número excesivo de revoluciones por minuto. El freno puede ser de zapatas, de disco o de tipo electromagnético, y actuar comandado por un mecanismo centrífugo o mediante un tipo de circuito de control (Figura 3-35).

Figura 3-35: Sistema de regulación por frenado sobre el eje del rotor. Puede actuar por zapatas o mediante frenos de disco accionados ambos por masas centrífugas. Este sistema de regulación por frenado tiene que realizar esfuerzos mayores que en el caso de los sistemas de regulación por acción sobre el rotor, lo que exige que los elementos de los mecanismos sean mucho más resistentes. Sin embargo, tienen la ventaja de que son sistemas más sencillos y que pueden encontrarse ya comercializados, hecho que disminuye considerablemente sus costos. 3.2.6. Estructuras de sostén.

Las estructuras de sostén de un aerogenerador son la torre, los tensores y la fundación. 1. Torre. La torre es el elemento de sostén principal de las turbinas y debe ser diseñada de forma tal que soporte todos los esfuerzos a los que está sometida. Pueden ser tubulares de acero, reticuladas, o de hormigón armado. La turbina, en funcionamiento normal, tiene ciertas vibraciones que son transmitidas a la torre y es importante que ésta actúe como amortiguador y no como amplificador de las mismas. Si esto sucede, puede llegarse a la resonancia, cuando coincide la frecuencia de excitación con la frecuencia natural de la torre; en este caso, lo más probable es que la turbina se destruya. Para evitar esto, es necesario que las frecuencias naturales de la torre, en particular en su primer modo, estén alejadas de las frecuencias de las cargas cíclicas que excitan a la estructura provocando vibraciones. Por ello, para diseñar la torre, debe analizarse el origen de las cargas y determinar las frecuencias de las mismas, para luego calcular la torre con frecuencia natural fuera del rango de las excitaciones. Las cargas cíclicas que actúan son debidas a: - Existencia del perfil de velocidades en altura debido a que la turbina se ubica dentro de la capa límite. En este caso, las palas reciben una corriente de aire cuya velocidad aumenta cuando suben y disminuye cuando bajan. Cada pala está excitada una vez por cada vuelta y por lo tanto su frecuencia angular es: w1p = n.π/ 30 donde n es el número de revoluciones por minuto del rotor. Toda la estructura, incluida la torre, estará excitada a una frecuencia igual al número de revoluciones por el número de palas del rotor. Entonces: w1e = N.n.π/ 30 donde N es el número de palas. - Sombra de la torre. En las turbinas de eje horizontal, esta situación se produce cuando la torre se ubica delante del rotor (rotor a sotavento). Cada vez que una pala pasa por detrás de la torre (posición vertical inferior), se produce una perturbación que excita a la pala con una frecuencia w2p = n.π/ 30 y a la estructura en w2e = N.n.π/ 30. - Fuerza de gravedad. Esta actúa sobre cada pala una vez por revolución (w3) - Ráfagas. Producen excitaciones aleatorias, de variadas frecuencias (w4). - Cambio de dirección del viento. En este caso, la dirección del viento no es perpendicular al rotor, por lo que si la velocidad de la pala en su posición vertical superior se suma con la velocidad del viento, en la posición inferior se resta, lo que produce un esfuerzo variable en el rotor, similar al correspondiente a la capa límite, aunque su efecto está decalado 90º (w5). - Desigual peso de las palas. Este desbalanceo puede ser corregido inicialmente, pero, durante el uso, el rotor sufre deformaciones, pérdidas de material y deposiciones que contribuyen al desigual peso de las palas y la estructura sufre una excitación w6e = n.π/30. Con esto se pueden determinar la frecuencia de excitación de la estructura y de las palas. A partir de allí, el diseño de la torre debe hacerse con su primer modo en flexión por encima de las frecuencias de excitación. De esta forma, aseguramos que nunca habrá

coincidencia entre la frecuencia del elemento excitante y la de la torre. Sin embargo, con este criterio de diseño, las torres resultan muy rígidas, pesadas y caras, por lo que se opta por el denominado diseño de torres blandas, con el que las torres resultan más económicas, pudiendo ser calculadas con o sin tensores. Para mayor conocimiento y precisión, debe remitirse el lector a la bibliografía de la referencia ubicada al final del capítulo, excediendo el alcance de este curso. 2. Tensores. Los tensores, cuya utilización no siempre es necesaria, son de acero especial y contribuyen a la estabilidad de la estructura de sostén. Suelen disponerse de a tres, desde la punta hasta unos muertos de anclaje ubicados en la superficie, pudiendo agregarse otros a distintas alturas. Para mayor conocimiento y precisión, debe remitirse el lector a la bibliografía de la referencia ubicada al final del capítulo, excediendo el alcance de este curso. 3. Fundación. La fundación tiene por objeto transmitir al terreno todos los esfuerzos a que está sometido el aerogenerador. Su cálculo depende de las características de la fundación y de la configuración de la torre, en cuanto a su material y forma, con o sin tensores, etc. Para mayor conocimiento y precisión, debe remitirse el lector a la bibliografía de la referencia ubicada al final del capítulo, excediendo el alcance de este curso. 3.2.7. Generadores eléctricos. 3.2.7.1 Tipos de generadores. En la actualidad, la mayoría de las modernas aeroturbinas suelen estar adaptadas para producir electricidad, debido a la facilidad en la manipulación y transporte inherente a este tipo de energía, así como la versatilidad de sus aplicaciones posteriores.

El sistema eléctrico de una aeroturbina está condicionado por las características de operación del rotor, es decir, si opera a vueltas constantes o a vueltas variables, y por el sistema de aprovechamiento de la energía obtenida, ya sea con conexión directa a la red o con alguna forma de almacenamiento. El inconveniente de utilizar los sistemas de vueltas variables para producir electricidad es la dificultad de conseguir frecuencias estabilizadas. Posiblemente, la solución más práctica es generar corriente continua, almacenaría en baterías y, en todo caso, transformarla después en alterna mediante un convertidor corriente continua/corriente alterna.

Existen otros dos métodos de utilizar sistemas eólicos de vueltas variables para generar corriente alterna con frecuencia estable, aunque resultan bastante complicados.

Uno de ellos consiste en modular el campo de excitación del generador en función de la variación en las revoluciones del eje motor, mediante sistemas electrónicos.

El otro consiste en utilizar corriente alterna en la excitación del generador y hacer girar el inductor a velocidades elevadas. La corriente de salida tendría una alta frecuencia estabilizada, que una vez modulada podría ser adecuada para conectaría a la red.

Sin embargo, la mayoría de los aerogeneradores modernos funcionan en régimen de vueltas constantes, dado que las soluciones para obtener corrientes estables en los sistemas de vueltas variables no son, por el momento, demasiado prácticas.

Las turbinas que funcionan con velocidad de régimen fija suministran una corriente de salida con una frecuencia estable, debido a los sistemas de regulación y control de las revoluciones del eje motor.

Los generadores que transforman la energía mecánica en eléctrica pueden ser dínamos, que proporcionan corriente continua, o alternadores. Estos últimos pueden ser, a su vez, de

inducción (asíncronos) o de excitación (síncronos). Cada uno de estos sistemas de generación tiene diferentes características, tanto en los requerimientos de entrada como en las particularidades de la corriente de salida.

1. Generadores de corriente continua La dínamo es una máquina eléctrica sencilla que se viene utilizando desde hace mucho tiempo y que no presenta demasiadas complicaciones. Su mayor inconveniente tal vez es que utiliza escobillas en el colector, lo que exige un mantenimiento superior al de los alternadores.

En las dinamos el inducido es el rotor; la corriente generada en las bobinas inducidas es alterna, pero la salida se obtiene mediante dos semianillos recorridos en su giro por dos escobillas colectoras, que con el tiempo se desgastan. Las bobinas inductoras se encuentran en el estator y son alimentadas, en serie o en paralelo, por la corriente generada por la propia máquina. El arranque se realiza utilizando el magnetismo remanente en los polos inductores.

La tensión generada en las dinamos depende de la velocidad de giro y del número de polos, y la intensidad de la corriente está relacionada con la tensión y con la carga.

Para evitar sobretensiones o sobreintensidades que podrían perjudicar a la batería, las dinamos suelen ir acompañadas de unos reguladores tanto de tensión como de intensidad. 2. Generadores de excitación o síncronos Los generadores síncronos son los alternadores clásicos que reciben la corriente de excitación en forma de corriente continua, bien desde una fuente exterior o bien desde otro alternador auxiliar con rectificador incorporado.

En general, este tipo de alternadores han sustituido a las dinamos en la industria del automóvil, debido a que proporcionan mayor potencia con el mismo peso y a que trabajan a un margen de revoluciones más amplio. Otra ventaja importante es que reciben la corriente inductora en el motor a través de dos anillos completos por los que deslizan las escobillas y por los que pasan sólo bajas intensidades, resultando más robustos que las dinamos y con menos requisitos de mantenimiento (Figura 3-36).

Los devanados del inducido se encuentran en el estator y actúan como reguladores de intensidad, por efecto de autoinducción, por lo que no permiten el paso de sobreintensidades. Sí necesitan, en cambio, regulador de tensión que evite los fuertes incrementos del voltaje que se producirían en caso de embalamiento de la turbina.

Los generadores de este tipo suministran una corriente con una frecuencia que depende de la velocidad de rotación de la máquina, por lo que si se desean frecuencias estabilizadas habrá que disponer de un sistema de regulación muy preciso. En caso de conexión a la red, el sistema de control debe realizar la conexión en el momento en que la turbina haya alcanzado la velocidad de sincronismo, y la corriente de salida sea igual a la de la red. La turbina sólo puede funcionar a esa velocidad, puesto que para velocidades de giro menores actuaría como un motor, absorbiendo potencia de la red.

La ventaja de los alternadores síncronos es que funcionan siempre de forma muy regular y que pueden trabajar tanto en paralelo con la red, como alimentando sistemas eólicos autónomos. 3. Generadores de inducción o asíncronos Los generadores de inducción reciben la corriente de excitación de una fuente exterior, que puede ser la red o algún generador auxiliar, pero en cualquier caso se trata de una corriente alterna, que crea un campo magnético alterno de la misma frecuencia en el inductor.

La frecuencia de la corriente generada depende de la frecuencia de excitación, y su intensidad de la caída de velocidad de giro respecto a la de sincronismo, que es la velocidad de giro del rotor cuando gira libremente sin ceder o absorber potencia eléctrica. Estos generadores son por tanto muy adecuados para obtener frecuencias estables.

Los sistemas de control de los generadores de inducción deben efectuar la conexión a la red cuando la velocidad de giro del rotor sea algo superior a la velocidad de sincronismo, y

desconectaría cuando la velocidad sea inferior, pues en ese caso el generador actúa como un motor absorbiendo potencia de la red. Estos sistemas de control, aunque no son corrientes, no resultan demasiado caros.

Los generadores de inducción tienen la ventaja de que utilizan un rotor de jaula de ardilla, muy robusto, que no necesita anillos ni escobillas. Sin embargo, el hecho de depender de la red para obtener su corriente de excitación limita su aplicación, y hay que prever los efectos de posibles fallos en la alimentación o sobretensiones, que ocurren con relativa frecuencia en las redes rurales.

Los sistemas de inducción y de excitación se han utilizado indistintamente en las grandes plantas eólicas que actualmente están en operación, presentando ambos ventajas e inconvenientes. En EE.UU. parece que se han inclinado por los segundos, debido a que su corriente de suministro es menos reactiva, siendo su factor de potencia próximo a uno. Las daneses, y en general los proyectos europeos, han preferido los generadores de inducción para evitar los problemas del sincronismo.

En general, tanto el bombeo como la producción de electricidad, constituyen dos formas perfectamente válidas de utilización de la energía eólica. La elección entre una y otra estará condicionada bien por las necesidades energéticas que se pretenda cubrir, o bien por los sistemas de almacenamiento disponibles.

3.2.7.2. Control de la Energía Eléctrica Producida por un Aerogenerador

a) Introducción. Calidad de potencia. Conceptos generales.

En electricidad, calidad de potencia perfecta significa que la tensión en cualquier punto de una red es sinusoidal, con amplitud y frecuencia constantes e iguales a sus valores nominales. Bajo el nombre de polución eléctrica se engloba al conjunto de todas las perturbaciones que afectan la calidad de potencia de la red.

En el ámbito de quienes operan sistemas de generación, transmisión y distribución eléctrica, la generación eólica está considerada como una fuente de mala calidad de potencia y por ello, limitan su penetración en las redes a porcentajes del orden del 20%, dependiendo de sus características.

Como se vio anteriormente, existen diferentes configuraciones en los sistemas de generación eólicos, utilizándose turbinas de eje horizontal o vertical, con diferentes números de palas, con generadores sincrónicos o asincrónicos, de velocidad constante o de velocidad variable, con o sin caja multiplicadora entre el rotor de la turbina y el del generador.

Sobre la turbina de un aerogenerador actúan fuerzas aerodinámicas de sustentación y resistencia y como se sabe, para lograr un mejor rendimiento, se trata de aprovechar principalmente las de sustentación sobre las de resistencia. Las fuerzas mencionadas, además de producir el giro de la turbina, actúan sobre toda la estructura, generando tensiones que deben ser soportadas por los distintos componentes. Las fuerzas pueden ser de carácter transitorio, constante, periódico o aleatorio.

El viento, de por sí, al incidir en la turbina lo hace con fuerzas variables en función de la velocidad (variable con el tiempo y con la altura) y dirección del viento; por otro lado, la torre provoca una notable perturbación cuando una pala se ubica frente a ella; asimismo, si el rotor se encuentra desalineado con respecto al viento, también se produce una perturbación; si el rotor se dispone con una ligera inclinación, también se produce una perturbación. Estas perturbaciones, además de provocar problemas estructurales que deben ser tenidos en cuenta en el diseño, producen fluctuaciones en las fuerzas que componen el par aerodinámico que hace girar la turbina; estas fluctuaciones se transfieren al eje de transmisión y al generador eléctrico, afectando la calidad de potencia.

Los problemas de calidad de potencia de los sistemas de generación eólicos, son principalmente:

• Consumo de potencia reactiva. • Variaciones estacionarias de tensión. • Huecos de tensión. • Fluctuaciones de tensión (parpadeo). • Distorsión armónica. Distintos tipos de controles se plantean para minimizar estos efectos nocivos. Puede actuarse

sobre el sistema mecánico y sobre el generador. En realidad, los más serios problemas de calidad de potencia pueden resolverse (solo en parte hasta ahora) incorporando controladores electrónicos que actúan sobre el generador.

Comparados los sistemas de generación eólicos, con los convencionales (centrales térmicas o hidráulicas), se mencionan las siguientes diferencias: 1) La producción de energía es variable debido a las fluctuaciones de la fuente (viento). 2) La conexión se efectúa a través de largas líneas de transmisión, con la consiguiente caída de

tensión debida a las corrientes suministradas por los aerogeneradores. 3) Se produce un modo de oscilación de baja frecuencia causado por la gran inercia de las

turbinas y la baja rigidez del sistema mecánico, que puede ser excitado por las cargas aerodinámicas.

4) Se utiliza electrónica de potencia en los sistemas con control de velocidad. En los aerogeneradores actuales, se utilizan controladores que mejoran sensiblemente la

calidad de potencia, reduciendo los problemas debidos a fuerzas de alta frecuencia; en cuanto las fuerzas de baja frecuencia, debidas a las causas macro-meteorológicas, que se traducen en variaciones horarias, diarias y estacionales de la potencia generada, inherentes a la variabilidad del recurso, no hay forma de combatirlas directamente. En este caso, las soluciones que se imponen son: a) adaptar la demanda a la oferta del recurso; b) cubrir la demanda no satisfecha por la energía eólica con energía proveniente de otras fuentes; c) realizar una solución combinada entre las anteriores. La solución a) no resulta conveniente debido al importante grado de incertidumbre que existe en cuanto valor real del recurso disponible en cada instante; la b) se presenta como la más práctica, mientras que la c) es la más racional y debería aplicarse si se puede obtener un conocimiento adecuado de la variación estacional del recurso.

Una de las maneras más conocidas de resolver el problema es realizar el almacenamiento de parte de la energía producida para utilizarla en momento de faltantes. Esta situación es factible debido a que difícilmente el recurso tenga en el tiempo una curva de oferta similar a la de la demanda, lo cual implica que habrá sobrantes y faltantes de energía.

En el caso de la energía eólica, si se pretende realizar el aprovechamiento masivo del recurso, para almacenar la energía sobrante, los métodos que aparecen como más aplicables son la producción de hidrógeno a partir de la electrólisis del agua y el bombeo de agua hacia reservorios, en los que luego se aprovecha la energía hidráulica disponible. En ambos casos, la energía eólica provee la electricidad necesaria realizar las transformaciones mencionadas. b) Descripción general de un sistema de conversión de energía eólica.

Como se vio anteriormente, un sistema de conversión de energía eólica de gran potencia

esta concebido para transformar la energía del viento en energía mecánica y esta última en energía eléctrica para ser inyectada a una red. En la Figura 3-37 se ha presentado un esquema general tal sistema de generación. Las líneas a trazos indican que se trata de elementos no presentes en todos los generadores eólicos. La turbina eólica es la encargada de convertir la

energía del viento en energía mecánica de rotación de la turbina; ésta tiene normalmente 3 palas y trasmite su movimiento rotacional a un multiplicador (si existe) por medio de un eje.

El multiplicador o convertidor de par, transforma las bajas velocidades de rotación de la turbina en velocidades más elevadas. Luego, el movimiento se transmite al eje del generador eléctrico, que es el encargado de transformar la energía mecánica en energía eléctrica. [1]

Si bien en principio no hay ninguna restricción para la elección del tipo de generador (de corriente continua o alterna) se eligen casi exclusivamente maquinas de corriente alterna no solo por su relación potencia/peso más favorable (que en el caso que nos ocupa juega un importante papel ya que condiciona la resistencia mecánica de la torre) sino por su capacidad de generar a tensiones más elevadas y, sobre todo, al no tener colector presentan unos costos de mantenimiento mucho menores y una disponibilidad mayor. [2]

De acuerdo con lo ya expuesto, los generadores eléctricos utilizados pueden ser síncronos o asíncronos. En el primer caso, si no cuenta con un imán permanente, se debe incluir un sistema de excitación. El sistema turbina-generador eléctrico se puede clasificar según sea su velocidad fija o variable. Los sistemas de velocidad variable necesitan tener conectado en su generador un adaptador electrónico de conexión a la red (en los bobinados del rotor o del estator), que puede adoptar configuraciones muy diversas.

El generador eléctrico, dependiendo de su tecnología y configuración, puede consumir potencia reactiva y por tanto pueden necesitar unidades de compensación. Las unidades de compensación de potencia reactiva pueden incluir dispositivos de corrección del factor de potencia (activos o pasivos) y filtros. Estos últimos pueden ser necesarios cuando se emplean dispositivos electrónicos para la conexión a la red. Los equipos de maniobra se pueden diseñar para conseguir una conexión suave a la red. [2]

Figura 3-37: Elementos que componen un sistema de generación eólico. c) Operación de la velocidad de rotación turbina.

La turbina eólica puede operarse a velocidad de rotación constante o variable, éste primer

modo de operación surge de la necesidad de que la velocidad de rotación no sufra prácticamente variaciones cuando en su tren de transmisión mecánica tiene instalado un generador sincrónico o asincrónico convencional. d) Operación a velocidad de rotación constante.

Los sistemas que funcionan con este tipo de sistema son controlados generalmente

regulando el paso de las palas de la turbina. Presentan las siguientes desventajas:

• Requieren de un sistema de un control exigente para poder mantener la velocidad constante.

• Mayores cargas aerodinámicas. • El rendimiento es óptimo únicamente para una dada velocidad de viento.

• Si el sistema incorpora un control para modificar el ángulo de las palas, el mismo se vuelve más costoso, complejo y proclive a fallas.

• Mayor ruido aerodinámico.

A fin de aclarar la cuestión referente al rendimiento de conversión se presenta en la Figura 3-38 la curva potencia-velocidad de una turbina eólica para distintas velocidades de viento.

La línea vertical a la derecha representa la grafica de la velocidad de un generador sincrónico, y la línea vertical Ω/k representa la velocidad de la turbina, donde Ω representa la velocidad de rotación del eje del generador y k, la relación de multiplicación de la caja.

Se puede observar que el máximo aprovechamiento se produce únicamente para una sola

velocidad del viento. Es el punto negro resaltado en la figura, siendo el rendimiento de conversión inferior para cualquier otra velocidad.

Figura 3-38: Curva potencia-velocidad de rotación de la turbina y del generador

sincrónico.

Algo similar ocurre si el generador empleado es asincrónico, este caso es representado en

la Figura 3- 39, en el se hace notar que la situación mejora levemente, pues la velocidad de giro del eje del generador asincrónico puede variar ligeramente, esta variación es típicamente de un 3%, y como máximo alrededor de un 5%.

Figura 3-39: Curva par-velocidad para la turbina y un generador asincrónico y característica T-Ω de una máquina de inducción (MI). e) Sistemas de generación a velocidad variable.

Todas las desventajas expuestas en el punto anterior se transforman en ventajas cuando se adopta un sistema de de velocidad variable y también aparecen algunas desventajas. Aparece la

necesidad de adoptar un sistema que adecue la generación de un sistema de velocidad variable de la turbina con un uno fijo; el de la frecuencia de la red.

Esta adecuación se consigue con sistemas electrónicos de potencia, cuyo desarrollo acontecido en los últimos años ha permitido que se adopten en sistemas de generación eólica. f) Tipos de configuraciones.

Existe una gran cantidad de variantes para el control de la potencia eléctrica cuando la

velocidad de la turbina se le permite variar, prácticamente todas las configuraciones emplean generador sincrónico o asincrónico. Generalmente el generador sincrónico se lo controla a través de los bobinados del estator en cambio el generador asincrónico se lo controla a través de los bobinados del rotor. g) Control del generador sincrónico.

Si este generador aportará su potencia generada a una red, se hace necesario que la tensión y frecuencia sean iguales a dicha red.

A fin de lograr esto generalmente se implementan, mediante dispositivos electrónicos de

potencia, compuesto por dos convertidores; un rectificador y un inversor. El rectificador permite obtener a su salida corriente continua, que el inversor convierte en corriente alterna con la frecuencia de la red eléctrica a la que se conecta, lo que se ha esquematizado en la Figura 3-40.

Figura 3-40: Configuración esquemática de un generador sincrónico operado a velocidad variable.

El uso de estos conversores trae aparejadas dos consecuencias como son un consumo de reactivo en el lado de C.A. además de la aparición de armónicos.

Para el inversor existen dos tecnologías; los inversores conmutados a frecuencia de red y

los conmutados a frecuencia propia, los conmutados a frecuencia de red generalmente se implementan mediante diodos controlados llamados tiristores (thyristors, en inglés) y no permiten el control de la potencia reactiva.

Los circuitos conmutados a frecuencia propia se utilizan técnicas de conmutación por modulación de ancho de pulsos (PWM), para su implementación utilizan transistores de puerta aislada IGBT (isolated gate bipolar transistor), esta técnica permite el control de la potencia reactiva.

h) Control del generador asincrónico.

En la Figura 3-41 se ha representado la característica cupla-velocidad de una máquina asincrónica o de inducción, de esta curva solo nos interesa la parte inferior que representa su funcionamiento como generador. Si este generador se encuentra funcionando en el punto B, el área IV representa las pérdidas en el rotor y el área III, despreciando las pérdidas, es la potencia eléctrica entregada a la red. La suma de ambas (III+IV) es la potencia mecánica suministrada por la turbina que la impulsa [4].

Como indicamos anteriormente las variaciones en la velocidad de rotación difícilmente

supere un 5% alrededor de su punto de funcionamiento nominal, en este caso se corresponde con el punto de velocidad ΩB y par TB.

Figura 3-42: Curva par-velocidad para una maquina asincrónica. Como motor en la parte superior y como generador en la inferior.

La primera posibilidad consiste en un convertidor conectado a los bobinados del estator

en forma similar al presentado para los generadores sincrónicos. Esta conexión tiene la ventaja de que puede utilizarse un generador con rotor en jaula de ardilla que resulta económico y robusto.

Sin embargo esta opción es poco utilizada, pues si trabaja con altos resbalamientos,

implica grandes pérdidas en el rotor, las que se convierten en calor dificultando su evacuación. Además al igual que sucede en la maquina sincrónica toda la potencia debe ser procesada por el convertidor.

Una segunda opción consiste en utilizar un generador de inducción de rotor bobinado con

sus terminales estatóricos conectados directamente a la red y los del rotor a un rectificador y una resistencia variable como muestra la Figura 3-43. Con ello se logra variar los puntos de funcionamiento del generador como muestra la gráficas de la Figura 3-44.

Figura 3-43: Generador de inducción con control por resistencia de rotor

En las curvas representadas en la figura 7 se observa que al aumentar la resistencia del

rotor el par el par máximo (Tg pico) no se modifica desplazándose su posición hacia velocidades mayores y permitiendo así mas flexibilidad en la operación a velocidad variable.

Figura3-44: Característica T-Ω del generador de inducción controlado por resistencia de rotor.

El aumento de esta resistencia implica un aumento en las perdidas en el rotor y una ganancia en la potencia aerodinámica, de tal modo que el máximo rendimiento del conjunto turbina-generador se da cuando la turbina trabaja en el punto en que la cupla es máxima.

Es importante destacar que el conjunto rectificador y resistencia variable generalmente se

instala fuera del rotor, de modo que las pérdidas en este conjunto no se produzcan en un lugar confinado como es el rotor.

La tercera y última opción consiste en incrementar el rendimiento inyectando en la red la energía que se deriva por el rotor, una de las variantes se presenta en la Figura 3-45.

Figura 3- 45: Generador de inducción con accionamiento estático en rotor.

De todas las opciones expuestas, existen muchas más variantes, algunas se han representado en la Figura 3-46. [5] [6]

Figura 3-46: Configuraciones utilizadas en el control del generador eléctrico impulsado por una turbina eólica de velocidad variable. 3.2.8. Datos garantizados. Los fabricantes deben especificar las características más importantes de los aerogeneradores que ofrecen a la venta, tales como sus dimensiones, peso de los distintos componentes, materiales constitutivos, velocidad de arranque, de diseño y de salida, sistemas de

control, rango de velocidades de giro del rotor y del generador, tipo de generador, voltaje, frecuencia eléctrica, curva de potencia (P – v), curva de nivel de sonoridad [dB(A)], etc. Estos datos estarán en memorias técnicas resumidas, que incluirán el manual de operación y mantenimiento y figuras explicativas. 3.3. Variantes de utilización y de almacenamiento. En su forma primaria, la energía obtenida a través del rotor es de tipo mecánico; es decir, un eje que gira con una determinada velocidad y con un determinado par motor, siendo el producto de ambos la potencia bruta de la máquina. Durante siglos, la forma más clásica de utilización de esta energía ha sido acoplar el eje motor a unas muelas de grano o a una bomba de agua.. Hoy en día, utilizar turbinas eólicas para moler grano no resulta demasiado práctico, pero el bombeo de agua, o de aire como posible alternativa, sigue siendo una solución válida. De cualquier forma, el sistema de aprovechamiento de la energía eólica más generalizado en la actualidad, y sin duda alguna el de mayor interés, es la producción de electricidad (Figura 3-47.)

Figura 3-47: Sistemas de almacenamiento y utilización de la energía eólica. 3.3.1. Aplicaciones de bombeo de agua. Tanto el bombeo de agua para aplicaciones de riego mediante turbinas de baja potencia, como el bombeo a gran escala para alimentar estaciones hidroeléctricas, se adaptan perfectamente a la irregularidad en el suministro de energía que caracteriza a los sistemas eólicos. Por otra parte, el comportamiento hidrodinámico de las instalaciones de agua puede cumplir las funciones de regulación de la turbina, impidiendo que se produzcan velocidades excesivas en el rotor. Esta ventaja permite la utilización de máquinas más sencillas e incluso de sistemas eólicos que funcionen a vueltas variables, con lo que se mejora el aprovechamiento energético del viento. La potencia absorbida en una instalación hidráulica depende de la cantidad de agua a bombear y de la altura manométrica, que mide la altura geométrica a la que hay que elevar el agua y las pérdidas de presión por rozamiento en el interior de las tuberías. Cuando aumenta la velocidad del viento y se incrementa la potencia generada por la turbina, aumenta la presión de la bomba y el agua circula a mayor velocidad, incrementándose las pérdidas por rozamiento en el interior de las tuberías. La potencia absorbida por la instalación crecerá en función de estas pérdidas, actuando como un freno hidrodinámico que evitará aceleraciones excesivas en la turbina. Con una potencia dada en la turbina y una instalación hidráulica determinada, las condiciones de funcionamiento en el circuito se fijan como una solución de equilibrio entre la cantidad de agua que se puede bombear con esa potencia y las pérdidas de presión que se producen al circular esa cantidad de agua. El tipo de bomba que se utilice es determinante del comportamiento del circuito, y su acoplamiento a las características de salida de la turbina es fundamental para que la instalación funcione en buenas condiciones. 1. Bomba de pistón. El sistema de pistón es el que se viene utilizando desde hace más tiempo, por ser el más adecuado en aeroturbinas de rotor lento del tipo del multipala, o del Savonius . La ventaja de la bomba de pistón es que funciona con velocidades bajas, lo que permite acoplarlas a la turbina sin apenas multiplicación o incluso directamente. El sistema clásico de pistón lleva acoplado a la turbina una biela o una excéntrica que mueven el eje del pistón en forma de vaivén. El mayor inconveniente de este sistema de bombeo es la irregularidad de su funcionamiento, puesto que el émbolo presenta resistencia cuando empuja el agua. Esta dificultad puede solucionarse con un volante de inercia con dos pistones alternativos. Otro problema típico de las bombas de pistón es que requieren un elevado par motor para el arranque, precisamente en el momento en que la turbina funciona a bajo rendimiento al no haber alcanzado la velocidad de régimen. El problema se reduce con pistones de mayor tamaño, pero la solución encarece la instalación. Este inconveniente es menos grave en los rotores lentos, que presentan un elevado par de arranque, pero en aerogeneradores rápidos obliga a disponer de mecanismos especiales, como un motor de arranque auxiliar, o embrague centrífugo, para que el acoplamiento al motor se produzca cuando se ha alcanzado cierta velocidad. 2. Bombas de tornillo helicoidal.

Las bombas helicoidales fueron muy utilizadas en el pasado por los holandeses, que las emplearon en la desecación de sus polders. Funcionan a velocidades de giro de 100 a 1.000 rpm, con lo que son muy adaptables a turbinas rápidas con acoplamiento directo. Son de constitución muy robusta y operan con buenos rendimientos del orden del 75 al 80 por 100 para alturas manométricas de 30 m. Aunque no requieren un par de arranque muy elevado, suelen disponer de un embrague centrífugo, o válvula que vacía el cilindro antes de ponerse en marcha. 3. Bombas centrifugas. Las bombas centrífugas, son más adecuadas para adaptarlas a los modernos aerogeneradores rápidos, pues funcionan con velocidades de giro superiores a las bombas de pistón y con menor par de arranque. 4. Bombeo por transmisión. Los sistemas de bombeo por transmisión se utilizan para bombeo en pozos profundos, o cuando el emplazamiento de la turbina está alejado del punto de bombeo. La turbina arrastra una bomba centrífuga o de pistón, dando presión a un circuito que mueve a su vez el de impulsión del agua. Este sistema puede ser una bomba normal mandada por un motor hidráulico, una de membrana, que al aumentar de tamaño impulsa el agua encerrada en el cilindro, o un eyector que aspira el agua mediante una depresión producida por efecto Venturi. Otro sistema que presenta grandes ventajas es el bombeo neumático. El aire comprimido en la turbina puede pasar a un depósito intermedio, que sirve para regularizar el funcionamiento de la bomba y como almacenamiento en los períodos en que no haya viento. El bombeo del agua puede hacerse por una bomba de aire comprimido o por emulsión mediante disparos de aire comprimido en un tubo lleno de agua, aunque con rendimientos muy bajos, del orden del 30 por 100. 5. Bombeo eléctrico. Esta solución puede ser muy interesante cuando el emplazamiento de la turbina está situado a cierta distancia del punto de bombeo, o cuando se pretende utilizar la energía obtenida en el aerogenerador para diferentes aplicaciones. En general, las instalaciones de bombeo eléctrico son más caras que las anteriores y suelen utilizarse en turbinas de gran tamaño. Su eficacia es elevada y tiene buenas características desde el punto de vista del control y transmisión de grandes potencias. En los sistemas de baja potencia se suelen intercalar entre el generador y la bomba unas baterías que regularicen el funcionamiento de la instalación. La dificultad del elevado par de arranque, requerido por estas bombas, se soluciona con un dispositivo que conecte la excitación del motor cuando la turbina haya alcanzado las vueltas de régimen. 3.3.2. Bombeo y compresión de aire. El bombeo de aire es otra posible forma de utilización de las turbinas eólicas de características parecidas al bombeo de agua. En este caso, la potencia mecánica se manifiesta en la impulsión del fluido, o en su compresión. Esta variante permite ampliar el campo de las aplicaciones de la energía eólica y reúne muy buenas características para su almacenamiento. Las instalaciones de aire son más sencillas y menos costosas que las de agua y requieren menos mantenimiento ya que no tienen problemas de corrosión. La menor densidad y viscosidad

del aire respecto al agua reduce considerablemente las pérdidas de presión por rozamiento en conductos y tuberías, aunque esta ventaja se compensa con el inferior rendimiento de los compresores y ventiladores. Un inconveniente en los sistemas de aire son las pérdidas de potencia que se producen debido al calentamiento del aire durante la compresión, que suele ser demasiado rápida para que se consigan condiciones adiabáticas, es decir, condiciones ideales. El bombeo de aire acepta dos variantes claramente diferenciadas: los sistemas de aire comprimido en los que se bombea poca cantidad de aire con altos índices de compresión, y los sistemas de ventilación en los que la cantidad de aire desplazada es elevada, pero su compresión es muy pequeña. La primera variante se puede utilizar para alimentar máquinas neumáticas, como vehículo de transmisión para bombeo de agua, y principalmente como medio de almacenamiento de energía. El aire comprimido a altas presiones permite almacenar gran cantidad de energía en depósitos, sin demasiadas complicaciones y con reducidos costos, recuperándose después como aire comprimido, o como electricidad haciéndolo pasar a través de una turbina. Para comprimir el aire a altas presiones se emplean compresores volumétricos que suelen ser de tipo pistón o de tornillo helicoidal. Al igual que en los sistemas de agua, los primeros tienen el inconveniente de un funcionamiento irregular y de requerir un elevado par de arranque. La irregularidad se puede resolver con un volante de inercia o con dos pistones en contratase, pero ambas soluciones empeoran las características de arranque. Una ventaja de los compresores de aire a pistón es que pueden funcionar a mayores velocidades que los de agua, por lo que son adaptables a turbinas rápidas, aunque en este caso sería necesario algún sistema para desacoplar el circuito en las operaciones de puesta en marcha. Los compresores helicoidales tienen un funcionamiento más regular y mejores características de arranque, pero su rendimiento es inferior. Los sistemas de ventilación se pueden utilizar para airear naves industriales, instalaciones frigoríficas, secaderos, bodegas, minas subterráneas, etc. Los ventiladores que se utilizan corrientemente son de tipo axial o de tipo centrífugo. Cada uno tiene una forma especial de comportarse y es importante elegir el más adecuado a las características de la aeroturbina. Como en las instalaciones de agua, la potencia absorbida por el circuito aumenta con el cubo de la velocidad de desplazamiento del aire en el interior de las tuberías y conductos. Con esta función y con la curva característica del compresor o del ventilador, que relaciona la presión con la cantidad de aire impulsado, se determinan las condiciones de operación. Para aplicaciones eólicas los ventiladores más adecuados son los centrífugos con los álabes curvados hacia delante, que absorben mayores potencias cuando la turbina aumenta de revoluciones, actuando como un sistema de regulación. 3.3.3. Producción de energía eléctrica. En la actualidad, la mayoría de las modernas aeroturbinas suelen estar adaptadas para producir electricidad, debido a la facilidad en la manipulación y transporte inherente a este tipo de energía, así como la versatilidad de sus aplicaciones posteriores. El sistema eléctrico de una aeroturbina está condicionado por las características de operación del rotor, es decir, si opera a vueltas constantes o a vueltas variables, y por el sistema de aprovechamiento de la energía obtenida, ya sea con conexión directa a la red o con alguna forma de almacenamiento. El inconveniente de utilizar los sistemas de vueltas variables para producir electricidad es la dificultad de conseguir frecuencias estabilizadas. Posiblemente, la solución más práctica es

generar corriente continua, almacenarla en baterías y luego transformarla en alterna mediante un convertidor corriente continua/corriente alterna. La mayoría de los aerogeneradores modernos funcionan en régimen de vueltas constantes, aunque, las soluciones para obtener corrientes estables en los sistemas de vueltas variables, están siendo cada vez más utilizadas. Las turbinas que funcionan con velocidad de régimen fija, suministran una corriente de salida con una frecuencia estable, debido a los sistemas de regulación y control de las revoluciones del eje motor. Los generadores que transforman la energía mecánica en eléctrica pueden ser dinamos, que proporcionan corriente continua, o alternadores. Estos últimos pueden ser, a su vez, de inducción (asíncronos) o de excitación (síncronos). Cada uno de estos sistemas de generación tiene diferentes características, tanto en los requerimientos de entrada como en las particularidades de la corriente de salida (ver 3.2.7.). 3.3.4. Almacenamiento. El almacenamiento de la energía es la única solución para poder adaptar la irregularidad del suministro de las turbinas eólicas a la irregularidad de la demanda. La conexión directa a la red de distribución eléctrica resuelve el primer problema de las fluctuaciones de potencia de salida en las turbinas, pero incluso con este sistema, a veces es aconsejable disponer de algún tipo de almacenamiento a corto plazo para evitar pequeñas interferencias entre la red y el aeroge-nerador. La conexión a la red puede ser causa de interferencias en el suministro de energía eléctrica, que puede sufrir ciertas perturbaciones en la tensión y frecuencia de la corriente. La influencia de las turbinas sobre la red depende de la magnitud de la potencia de ambas y de la impedancia de la conexión. Esta última actúa como amortiguador. Con una impedancia elevada, la influencia de la turbina sobre la red es pequeña, pero las fluctuaciones en la potencia de salida no se compensan con la potencia de la red, siendo necesario disponer de almacenamiento o de algún sistema de regulación de potencia eléctrica. En caso de impedancia reducida, las perturbaciones de corriente de la turbina se compensan con la red, siempre y cuando la potencia de ésta sea muy superior. Los sistemas de almacenamiento pueden ser de corta duración (15 segundos), para amortiguar fluctuaciones en la potencia de salida; de media duración (30 minutos), que permita la puesta en funcionamiento de otros generadores convencionales que cubran el suministro en caso de ausencia transitoria de viento, y de larga duración, para cubrir la demanda energética durante períodos de ausencia prolongada de viento. 1. Hidrobombeo. Con el sistema actual de producción de energía eléctrica, las plantas generadoras tienen que cubrir las fluctuaciones de la demanda, que alcanzan picos de hasta el 50 por 100 del consumo estabilizado, intentando además que sus costos sean los más bajos posibles. Habitualmente, las compañías eléctricas han utilizado un sistema combinado de diferentes plantas generadoras, de diferentes características operacionales y económicas. Aproximadamente la mitad de la demanda se suele cubrir con grandes plantas de tipo convencional (carbón, nuclear, hidroeléctrica) de alto rendimiento y bajo costo. Las puntas de la demanda son abastecidas generalmente con las denominadas “plantas cíclicas”, de menor tamaño y rendimiento, que funcionan con carbón, petróleo, gas y particularmente con sistemas cíclicos de hidrobombeo, denominados centrales hidroeléctricas de acumulación por bombeo. Estos sistemas utilizan los excedentes de producción eléctrica, en períodos de baja demanda, para

bombear agua a un reservorio situado a una determinada altura, recuperándola posteriormente a través de una turbina cuando se necesita. Este procedimiento tiene el inconveniente de tener una aplicación limitada, debido a la dificultad de encontrar emplazamientos topográficamente adecuados y con cantidades de agua suficientes para que la instalación sea rentable, pero es sin duda el más adecuado para el aprovechamiento de la energía obtenida en las plantas eólicas de gran potencia (Figura 3-48). El rendimiento de este tipo de almacenamiento es del orden del 70 al 75 por 100. Otra alternativa podría ser el hidrobombeo de agua, utilizando grutas o cavernas subterráneas como depósito inferior. Entre el depósito superior situado en la superficie y el inferior en el subsuelo, es fácil obtener un desnivel superior al de los sistemas convencionales, reduciéndose de esta forma la cantidad de agua a bombear para una determinada potencia y, en consecuencia, la capacidad de los depósitos.

Figura 3-48: Central Hidroeléctrica de acumulación por bombeo, que aprovecha la energía eólica para bombear agua desde un reservorio inferior hacia otro superior. 2. Aire comprimido. El almacenamiento de energía en forma de aire comprimido constituye una alternativa interesante. El procedimiento consiste en acumular aire comprimido en depósitos, cavernas adaptadas previamente, para recuperarlo después a través de una turbina en forma de energía eléctrica. Generalmente, se suele calentar el aire antes de dejarlo expansionar, con lo que se mejora el rendimiento del proceso. Si se reducen las fugas al mínimo, el rendimiento teórico de este sistema de almacenamiento es del orden de 70 a 75 por 100.

El sistema puede mejorarse disminuyendo la aportación de calor durante el proceso de calentamiento, bien aprovechando el calor producido en la compresión, o bien utilizando calor geotérmico o algún tipo de energía residual. Este tipo de almacenamiento puede ser muy adecuado en zonas volcánicas, donde existe gran cantidad de cavernas naturales, que generalmente reúnen las condiciones idóneas. 3. Almacenamiento térmico. Esta técnica de almacenamiento acumula la energía en forma de calor sensible o latente. En el primer caso, el fluido suele ser agua, aceites especiales o metales fundidos (sodio). El agua resulta económica, pero los demás presentan la ventaja de poseer calores específicos elevados y de bajas tensiones de vapor, pudiéndose obtener altas densidades de almacenamiento en depósitos sin demasiados requisitos técnicos. En el caso del almacenamiento en forma de calor latente, se utilizan sales de fundentes (sales de Glauber) que tienen una gran capacidad de acumulación. El rendimiento de estos sistemas es del 65 al 75 por 100. 4. Baterías. En el campo de la baja potencia, los problemas del almacenamiento son diferentes, el costo es menos importante y la versatilidad del sistema desempeña un papel fundamental para adaptarse a la multiplicidad de usos que se requieren en los sistemas eólicos autónomos. El sistema más utilizado ha sido siempre el de baterías, que presenta buenas características para aplicaciones de baja potencia, con rendimientos del orden del 80 por 100. Las baterías más baratas y más comúnmente empleadas son las de plomo-ácido que se utilizan habitualmente en la industria del automóvil. Estas baterías están formadas por un electrodo positivo de dióxido de plomo, y el negativo de plomo esponjoso, sumergidos ambos en un electrolito de ácido sulfúrico diluido. El inconveniente de estas baterías es que no soportan bien los continuos ciclos de carga-descarga completa. Las baterías alcalinas a base de níquel-hierro o níquel-cadmio tienen mejores características en lo que se refiere a los ciclos de carga, y por ello, aunque son más caras, son más adecuadas para el almacenamiento de la energía de origen eólico. La vida de estas baterías es de 10 años soportando ciclos completos de carga-descarga, mientras que en las de plomo-ácido es de 5 a 6 años. La batería de níquel-hierro tiene el electrodo negativo de hierro y el positivo de óxido de níquel, mientras que la de níquel-cadmio utiliza un electrodo negativo de cadmio. Ambos se sumergen en un electrolito de hidróxido potásico. Su tamaño es mayor que las de plomo-ácido, aunque su peso es menor. Existen otros tipos de batería que en general, suelen tener mayores densidades de acumulación que las de plomo-ácido o las alcalinas, pero también sus precios son muy superiores. Las baterías de plata-cinc tienen una densidad de almacenamiento de tres a seis veces las alcalinas, aunque su vida media es menor y su precio 10 veces superior a las de plomo-ácido. La batería de sodio-azufre tiene una densidad de acumulación de 10 veces las baterías convencionales, pero tiene el grave inconveniente de que trabaja a temperaturas de 500ºC. Esta batería, desarrollada por la Electric Power Research Institute tiene muy buenas espectativas. General Electric produce una batería de litio-cloro, con un peso 15 veces menor que la de plomo para igual cantidad de energía acumulada pero tiene el inconveniente de funcionar con temperaturas elevadas, del orden de 650º C, por lo que deben llevar un sistema de calefacción incorporado.

Los parámetros característicos de los diferentes tipos de baterías son los siguientes: Densidad Vida Tipo de energía Costo media (W/kg) (Ciclos) Plomo-ácido 30-35 Bajo 500-1.500 Níquel-cadmio 24-42 Medio 1.000-2.000 Níquel-cinc 80 Medio 200 Plata-cadmio 75 Alto 600 Azufre-sodio 220-340 Bajo - Gas 400-1.000 Alto - 5. Producción y almacenamiento de hidrógeno. La utilización del hidrógeno como fluido energético ha centrado el interés del mundo ecologista, debido a que su combustión no produce C02. Es un hecho conocido que la combustión de los hidrocarburos y demás combustibles está incrementando el nivel de CO2 en la atmósfera, lo que puede causar a largo plazo profundas alteraciones en el equilibrio térmico del planeta. El hidrógeno se obtiene con facilidad por procedimientos electrolíticos sobre agua, o por descomposición térmica a alta temperatura sobre agua, ácido clorhídrico, ácido yodhídrico o ciertos hidruros metálicos. Su almacenamiento se puede hacer en forma gaseosa o de hidruros, utilizándose después mediante quemadores o baterías de gas. Las baterías de gas queman combustible gaseoso. Su funcionamiento electroquímico permite alcanzar rendimientos de hasta el 80 por 100, sin las limitaciones que impone el ciclo de Carnot a las máquinas de combustión interna. El principio de la electrólisis es la reacción que tiene lugar cuando una corriente eléctrica pasa a través de agua cargada de impurezas, liberándose hidrógeno en el ánodo y oxígeno en el cátodo. En las baterías de gas el procedimiento es a la inversa, el polo negativo se alimenta con hidrógeno y el positivo con oxígeno, que se combinan formando agua y producen una corriente eléctrica. El combustible y el oxidante se introducen a cada lado de los electrodos, en forma gaseosa, absorbiéndose por el electrolito. En los últimos años se han realizado muchos trabajos sobre este tipo de baterías, ensayándose diferentes combustibles como el gas natural, metano, etc. Las baterías de gas se han utilizado únicamente en proyectos espaciales, pero su concepción, muy ligada al combustible de hidrógeno, las hace muy adecuadas para sistemas energéticos autónomos. Sin embargo, por el momento no están suficientemente desarrolladas y constituyen unos elementos complejos y caros. El hidrógeno puede representar un importante papel en el almacenamiento de la energía de origen eólico. La producción de hidrógeno por procedimientos electrolíticos y su almacenamiento posterior, no presentan más problemas que el de un riguroso control de calidad en la instalación de tanques y tuberías, que garantice la integridad del sistema frente a un gas muy volátil e inflamable como el hidrógeno. 6. Volantes de inercia.

Este procedimiento de almacenamiento, todavía no demasiado desarrollado, consiste en acelerar un sistema inercial en forma de volante, haciéndolo girar sobre un eje apoyado sobre cojinetes y perfectamente lubricado, de forma que sus pérdidas por rozamiento sean mínimas. El sistema se completa con un alternador o una bomba que se conecta cuando se necesite recuperar la energía a costa de frenar el volante. La capacidad de almacenamiento depende de su masa, del cuadrado de la distancia de ésta al eje y del cuadrado de la velocidad de giro. El inconveniente más grave de este sistema es que las fuerzas centrífugas también crecen de la misma forma, lo que crea dificultades de tipo estructural. Los volantes más eficaces serán los construidos con materiales que presenten una buena resistencia mecánica y poco peso, y en este sentido los materiales plásticos pueden ser la solución adecuada. Los rendimientos de los volantes de inercia son del orden del 70 al 85 por 100. 7. Superconductores. Otra posible solución futura podría ser almacenar la energía en forma de campos magnéticos creados por bobinas superconductoras de inducción con resistencia nula. Para este tipo de almacenamiento se utilizarán materiales paramagnéticos, en los que serán necesarias elevadas intensidades de corriente para inducir campos electromagnéticos, siendo por tanto necesario recurrir a los superconductores. El inconveniente de estos sistemas es que las propiedades de superconducción se consiguen a temperaturas muy bajas, de unos pocos grados Kelvin. El rendimiento de este tipo de almacenamiento es del 75 al 85 por 100 y son necesarias instalaciones de gran capacidad para que sean rentables. 8. Síntesis. Los sistemas de bombeo hidroeléctrico y los de aire comprimido, son la opción más económica y adecuada para el almacenamiento de larga duración. Sin embargo, para sistemas de almacenamiento de poca capacidad, las baterías son las que aportan la mejor solución desde el punto de vista económico. En cualquier caso, aunque existan gran cantidad de formas diferentes para almacenar energía, todas ellas complican y encarecen el aprovechamiento de la energía eólica. Conviene pues recurrir, siempre que sea posible, a aplicaciones directas en las que la irregularidad del suministro no sea un problema. En el caso de los grandes aerogeneradores, la solución más práctica es la conexión directa a la red. Para las pequeñas aeroturbinas las posibilidades son más diversas: bombeo de agua para riego, bombeo de aire comprimido para alimentar máquinas neumáticas o sistemas de ventilación, desalinización de agua del mar por proceso de ósmosis inversa, calefacción de viviendas en que las mismas paredes pueden actuar como almacenamiento, calentamiento de agua para usos sanitarios o semiindustriales como lavaderos, etc. En los últimos años se ha introducido la utilización de los microprocesadores para obtener un mejor aprovechamiento de la energía de salida del aerogenerador. El microprocesador opera con un programa predeterminado para distribuir la energía obtenida entre una serie de diferentes formas de aprovechamiento disponibles. La máquina podría bombear agua durante un tiempo determinado, o hasta llenar un estanque, o hasta que lo indique un sistema de medición de la humedad del suelo; después podría, automáticamente, utilizar la energía en calentar la vivienda y el agua de uso sanitario, hasta que se alcance una temperatura, para después desviar la

salida de la aeroturbina a cargar las baterías, etc. Con este sistema, la capacidad del almacenamiento requerido se reduce considerablemente, con la consiguiente ventaja económica. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS: 1 - La Energía Eólica. Tecnología e Historia J. C. Cádiz Deleito. Ed. H. Blume. España. 1986 2 - Energía del Viento y Diseño de Turbinas Eólicas. R. Bastianon. Tiempo de Cultura Ediciones. Bs. As. 1994. 3 - Energía Eólica. Desire Le Gouriéres. Ed. Masson. S.A. Barcelona. 1983. 4 - Wind Energy Comes of Age. Paul Gipe. John Wiley & Sons, Inc. N. York. 5 - Juan Manuel Rodríguez García. “Generadores Eólicos; Descripción de Tecnologías” disponible en Internet. 6 - Rodríguez Amenedo, J.L. y Burgos Diaz, J.C. y Arnalte Gomez, s. “Sistemas Eólicos de

Producción de Energía Eléctrica” Editorial Rueda, 2003 7 - Heier, S.: “Grid integration of Wind Energy Conversion Systems”. John Wiley & Sons. 1998 8 - Control de la calidad de potencia en sistemas de conversión de energía eólica. Hernán De Battista. Tesis para el grado de Doctor en Ingeniería. UNLP. La Plata. Año 2000. 9 - Colasante, Néstor. “Sistemas de Conversión de Energía Eólica”. Trabajo final de Carrera, Facultad de Ingeniería, U.N.L.P. 1999. 10 - Puleston, P. “Control de Sistemas de Conversión de Energía Eólica que Emplean Generador de Inducción de Doble Salida”. Tesis Doctoral. Dpto. Electrotecnia, Facultad de Ingeniería, U.N.L.P., Nov. 1.997. 11 - P.Bauer, S.W.H. de Haan, M.R.Dubois. “Wind Energy Windparks: State of the Art and Trend” disponible en Internet. 12 - www.windpower.org. 13 - Prospectos de fabricantes de aerogeneradores. NOTA: Las figuras de este capítulo fueron extraídas de la bibliografía de la referencia. Agregados a continuación: Figuras ilustrativas sin numeración ni explicación