PLANTAS ELECTRICAS
Ing. Hegel López
Objetivos de aprendizaje
Al término del estudio de este tema, se deberá ser capaz de:
• Tener nociones sobre el origen, medida y análisis energético del viento.
• Tener claro algunos conceptos aerodinámicos de las turbinas eólicas.
• Poseer conocimientos sobre la tipología de las turbinas eólicas y de los
componentes fundamentales de las mismas.
• Estar al corriente de las infraestructuras civiles, eléctricas y de control
mínimas necesarias para la explotación de una instalación eólica.
• Visualizar con claridad los costes asociados a la producción de energía
eléctrica de origen eólico.
• Conocer los efectos positivos y negativos que las instalaciones de
aprovechamiento de la energía del viento tienen sobre el medioambiente.
Origen del Viento
• El viento es una consecuencia de la radiación solar. Debido,
fundamentalmente, a la redondez de la Tierra se originan diferencias
de insolación entre distintos puntos del planeta. En los polos, los
rayos solares inciden oblicuamente, por lo que calientan menos la
superficie de la Tierra. Los rayos solares inciden perpendicularmente
en el ecuador y calientan más la superficie de la Tierra, ya que se
reparten sobre una superficie más pequeña que en los polos. Estas
diferencias de insolación dan lugar a diferentes zonas térmicas que
provocan diferencias de densidad en las masas de aire. En el ecuador,
el aire al calentarse se hace más ligero (menos denso) y asciende a las
capas altas de la atmósfera dejando tras de sí una zona de baja
presión; en los polos, el aire es más pesado (más denso) y desciende
aumentando la presión
Circulación atmosférica general
Efectos de la fuerza de Colioris en la
circulación atmosférica general
Fuerza de Colioris
• La fuerza denominada de Coriolis es una fuerza ficticia que debe su
nombre al ingeniero y matemático francés Gustave Gaspard Coriolis
(1792-1843). Una forma simple de empezar a visualizar como opera la
fuerza de desviación es imaginarse un disco que gira respecto de su
eje. Si con un rotulador se trata de trazar una línea recta desde el
centro del disco a un punto de la periferia, no se consigue; la raya
dibujada mientras el disco gira será siempre una curva. Es decir,
existen dos movimientos: el de la mano con el rotulador (rectilíneo) y
el del disco (circular). Conforme la mano avanza en dirección del
borde, los sucesivos puntos por los que va pasando se distancian,
cada vez más, de la línea recta que se intentó dibujar, a causa del giro
del disco.
Fuerza de Colioris(cont)
• Si una persona estuviese encima del disco, girando con él y no pudiese ver más allá del
borde del disco, a dicha persona le parecería que el disco está inmóvil, ya que no podría
referir su movimiento a ningún punto fijo. A este viajero que gira con el disco le parecería
que una fuerza actuaba sobre el rotulador, desviándolo de su trayectoria. Esa fuerza,
ficticia, es la fuerza de Coriolis. En el caso de la Tierra que gira (con coordenadas de
referencia, de latitud y longitud, que giran), existe una desviación aparente de los objetos
en movimiento hacia la derecha de su línea de movimiento en el hemisferio norte y hacia
la izquierda en el hemisferio sur, tal como lo ven los observadores situados en la Tierra.
La fuerza de desviación (por unidad de masa) se expresa por:
w
w
• donde
es la velocidad de giro de la Tierra:
= 7,29.10-5 rad/s;
• φ =la latitud y V =la velocidad de la masa de aire. Como sen 0o=0 y sen 90o =1, el efecto
desviador es máximo en los polos y es cero en el ecuador.
Brisa marina (mediodía y tarde).
• Entre los vientos inducidos térmicamente pueden señalarse las brisas
marinas y las corrientes valle-montaña. Las brisas marinas se originan
como consecuencia de los distintos calores específicos, y la diferente
velocidad de calentamiento y enfriamiento del mar y la tierra.
Durante el día (Figura 7.3), la tierra se calienta más rápidamente que
el mar, haciendo que el viento sople del mar a la tierra (mediodía y
tarde).
Brisa marina (mediodía y tarde).
Brisa marina (noche y amanecer).
• Por la noche y al amanecer el viento sopla hacia el mar, ya que la
tierra se enfría más rápidamente que el mar (Figura 7.4). Los vientos
valle-montaña se producen por un proceso parecido. Unas laderas
reciben más insolación que otras, en función de su pendiente y
orientación. Estos vientos soplan durante toda la noche desde la
montaña al valle y desde el valle a la montaña durante el día.
Brisa marina (noche y amanecer).
Los vientos inducidos por la orografía
• Si la distribución orográfica es tal que hay dos zonas montañosas
próximas (Figura 7.5), el flujo de aire se ve obligado a penetrar por un
estrecho canal.
El teorema de Bernoulli
• El teorema de Bernoulli establece que la velocidad de un fluido
aumenta cuando la sección por la que pasa disminuye. Por tanto, en
este caso, como la sección por la que discurre el aire entre las dos
montañas es mucho más estrecha que fuera y las líneas de corriente
están muy próximas, la velocidad aumenta. Los Pirineos y los Alpes
forman una especie de embudo, y cuando los vientos en el extremo
del embudo llegan al Mediterráneo, salen a gran velocidad.
Flujo de aire en el caso de un obstáculo
montañoso.
• Por el mismo efecto de Bernoulli, encima de las montañas el viento
aumenta de intensidad (Figura 7.6). Inversamente, en un valle el
viento disminuye.
Factores
Los factores que influyen en el régimen de vientos en una zona
determinada son:
• Situación geográfica.
• Características climáticas locales.
• Topografía de la zona.
• Irregularidades del terreno.
Potencial del viento
• Sólo un 2% de la energía solar que llega a la Tierra se convierte en
energía eólica. En teoría, los vientos distribuyen anualmente entre
2.5x105 y 5x105 kWh. Una cantidad enorme de energía, pero solo una
parte de la misma puede ser aprovechada, ya que se presenta en
forma muy diluida.
Distribución estimada de la velocidad del
viento (Fuente: US-DOE y NREL).
Medida del viento
• La velocidad del viento es un vector, por tanto, viene definida por el módulo,
la dirección y el sentido. El módulo indica la intensidad del viento y se suele
expresar en m/s, km/h o en nudos (1 nudo=0,514 m/s). La dirección y el
sentido se expresan en grados sexagesimales, es decir, según un círculo
graduado en 360o, significando «de donde viene» el viento. Por ejemplo, si se
señala que el viento es del noreste se está especificando que la dirección del
viento se encuentra en la recta que une el noreste con el suroeste y que el
sentido es de noreste a suroeste.
Instrumentación
Los instrumentos cuyos sensores miden el flujo del aire se llaman
anemómetros, los cuales se pueden clasificar en tres categorías
principales:
• anemómetros de rotación (anemómetros de cazoletas, anemómetros
de hélices, anemómetros de canalones, etc.),
• anemómetros de presión (anemómetro de Dines, anemómetro de
Best Romani, etc.), y
• Otros (anemómetros de hilo caliente, los de efecto sónico,
anemómetros láser, anemómetros SODAR de efecto Doppler,
anemómetros de ultrasonidos, etc.).
Tratamiento de los datos de viento
La medida para el aprovechamiento energético eólico se estudian
básicamente dos aspectos:
• Distribuciones Temporales
• Distribuciones Frecuencia
Distribuciones temporales
A partir de la evolución temporal de la velocidad registrada del viento
(Figura 7.11), se trata de dar respuestas a cuestiones tales como:
• Cuál es la variación media
diaria del viento en un
período dado.
• Cuál es la variación de las
velocidades medias
mensuales a lo largo de un
año.
• Cuál es la variación
interanual de la velocidad
media del viento.
Distribuciones temporales
• Cuál es la variación media diaria del viento en un período dado. En la
Figura 7.12 se ha representado la media mensual de cada hora del
día, mostrándose las fluctuaciones medias diarias de la velocidad del
viento en un mes particular. En la misma figura también se muestra la
velocidad media del mes.
Distribuciones temporales
• Cuál es la variación de las velocidades medias mensuales a lo largo de
un año. En la Figura 7.13 se muestran las fluctuaciones de la
velocidad del viento, comparadas con la velocidad media anual.
Distribuciones temporales
• Cuál es la variación interanual de la velocidad media del viento. En la
Figura 7.14 se muestran las fluctuaciones de la velocidad del viento
entre los años 1997 y 2007, comparadas con la velocidad media
interanual.
Distribuciones de frecuencia
La representación de dichas frecuencias relativas constituye el histograma de
frecuencias relativas (Figura 7.15).
Distribución de Probabilidad
• La función de densidad más frecuentemente utilizada en el análisis de
la energía eólica es la de Weibull (Ramírez y Carta, 2005) de dos
parámetros (Ecuación 7.1). k es el parámetro de forma (adimensional)
y c es el parámetro de escala (las mismas unidades que la velocidad).
Sin embargo, se han propuesto múltiples tipos de densidades (Carta
et al, 2009).
• La velocidad media del viento según la distribución de Weibull viene
dada por (7.2) y la desviación típica por (7.3), donde A es la función
gamma de Euler.
Distribución Acumulada
• De igual manera, la función de distribución acumulativa F(v) de una variable
aleatoria continua V (Figura 7.15) es la probabilidad de que V tome un valor
menor o igual a algún valor v específico. Para el caso de la distribución de
Weibull de dos parámetros se tiene:
• Asimismo, la probabilidad de que la velocidad del viento sea superior a un
cierto valor v viene dada por (7.5)
• Además, la probabilidad de que la velocidad del viento esté comprendida
entre dos valores vx y vy viene dada por (7.6)
Distribución Acumulada
• La estimación de los parámetros k y c involucra el uso de los datos
muestrales en conjunción con alguna estadística. Uno de los métodos
más frecuentemente empleado para la estimación de k y c es el
método de los momentos. Éste suele utilizarse igualando la media y la
desviación típica muestral con los correspondientes valores de la
distribución de Weibull. De esta forma se obtiene:
• Donde
Variación del viento con la altura
• Uno de los fenómenos
más significativos en la
explotación de la energía
eólica es el incremento
de la velocidad media del
viento con la altura
(Figura 7.18).
Modelos Matemáticos
Dos modelos matemáticos o leyes se han usado comúnmente para
cuantificar el perfil vertical de la velocidad del viento en regiones de terreno
plano homogéneo son:
• La ley logarítmica y
• La ley potencial.
• En el caso particular de atmósfera neutra la ley logarítmica viene dada por
la Ecuación (7.9).
• Donde V y Vo son las velocidades del viento a las alturas H y Ho y z0 es la
rugosidad del terreno.
Modelos Matemáticos
• Por contraste, la ley potencial, es empírica y su validez está
generalmente limitada a las más bajas elevaciones de la atmósfera.
• β es un exponente que representa una forma de medida del
rozamiento superficial encontrado por el viento. En la Tabla 7.1 se
indican valores de β y z0 en función de diversas rugosidades.
Perfiles de la velocidad del viento
• Tal como se puede observar en la Figura 7.19, la
velocidad del viento puede incrementarse o pueden
generarse turbulencias que den lugar al cambio de
sentido de la velocidad del viento. Estás turbulencias
pueden causar la fatiga de las palas de las turbinas
eólicas.
• Los relieves más beneficiosos corresponden a
perfiles redondeados con pendientes suaves. Dichos
perfiles tiene un efecto acelerador sobre la
velocidad del viento.
• Los perfiles más desfavorables corresponden a
relieves bruscos con pendientes mayores de 30o. Las
fuertes pendientes son zonas que propician la
generación de turbulencias que dañan a los
aerogeneradores y reducen la energía capturada por
Cuantificación de la energía existente en el viento
• La potencia eólica disponible a través de una superficie de sección A
perpendicular al flujo de viento v viene dada por el flujo de la energía
cinética por unidad de tiempo (7.11)
• donde m es el caudal másico del aire y o es la densidad del aire, que
varía con la altitud y con las condiciones atmosféricas.
• Esta variación puede ser del orden del 7% sobre un valor medio que
se toma normalmente de 1,225 kg/m3 (temperatura 15oC y presión
atmosférica normal igual a 1.013 mbar).
Densidad de Potencia Media
• Un método para caracterizar la potencia eólica disponible en distintos
lugares de interés, por medio del cual se pueden comparar éstos,
consiste en utilizar la denominada densidad de potencia media, es
decir, la potencia eólica media disponible por unidad de superficie
barrida (7.12).
• La Ecuación (7.12) puede expresarse en función de los parámetros de
Weibull (7.13)
Componentes de los aerogeneradores
De forma general pueden señalarse los siguientes subsistemas
componentes:
• Subsistema de captación.
• Subsistema de transmisión mecánica.
• Subsistema de generación eléctrica.
• Subsistema de orientación.
• Subsistema de regulación.
• Subsistema soporte
Componentes de un Aerogenerador
• En la Figura 7.27 se indica la ubicación de algunos componentes de un
aerogenerador.
Transformaciones de energías en un aerogenerador
Como puede observarse en la Figura 7.28, la
energía cinética de la masa de aire se
convierte en energía de rotación (del rotor) y,
por tanto, en energía mecánica del tren de
potencia. Normalmente, las turbinas eólicas
disponen de una caja multiplicadora de
engranajes con el propósito de incrementar
el número de revoluciones del rotor hasta el
número de revoluciones del generador
eléctrico, que normalmente ha de girar a un
número mayor de revoluciones que el rotor.
Posteriormente, la energía mecánica del tren
de potencia es transformada en energía
eléctrica mediante un generador eléctrico
Subsistema de captación
• El subsistema de captación es el encargado de transformar la energía
cinética del viento en energía mecánica de rotación. Está integrado
por el rotor, el cual se compone de las palas y del buje
• En función de la posición del eje de giro del rotor las máquinas eólicas
se clasifican en máquinas de eje horizontal y de eje vertical (Figura
7.29). Estas últimas, debido a su bajo rendimiento, prácticamente han
desaparecido del mercado actual.
Rotores
• Dependiendo del número de palas de los rotores éstos se clasifican
en rotores multipala (o rotores lentos), con un número de palas
comprendido entre 6 y 24 (Figura 7.31), y en rotores tipo hélice (o
rotores rápidos)
Rotores
• Los rotores rápidos pueden ser tripala (el más utilizado, 68%), bipala
(26%) o monopala (6%) (Figura 7.32).
Rotores según su función
• En función de la disposición del rotor frente a la velocidad del viento
estos pueden clasificarse en rotores de barlovento (los más
frecuentes) o de sotavento o auto-orientables, cuyas palas presentan
una cierta inclinación respecto del plano de giro de tal manera que el
rotor al girar describe un cono (Figura 7.33).
Palas de Rotores
• Dependiendo de que las palas puedan o no girar respecto a su eje
longitudinal, los rotores se clasifican en rotores de paso variable
(Figura 7.34) o rotores de paso fijo.
Buje de Turbina
• El buje de la turbina eólica es el componente que conecta las palas al
árbol principal de transmisión y finalmente al resto del tren de
potencia. Hay tres tipos básicos de bujes que se aplican en las
turbinas modernas de eje horizontal: bujes rígidos, bujes
balanceantes (denominados en inglés teetering), y bujes para palas
articuladas (denominados en inglés hinged hub).
Aerodinámica del subsistema de captación
• Albert Betz (1885-1968), físico alemán que participó en la elaboración
de las bases teóricas de los modernos aerogeneradores, publicó en
1919 una teoría, conocida como ley de Betz. Según esta ley no puede
convertirse más del 16/27 (el 59,3%) de la energía cinética del viento
en energía mecánica mediante una turbina eólica. La demostración
de dicha ley puede encontrase en varias referencias (Le
Gouriére`s,1982; Manwell et al, 2002; Burton et al, 2001).
Potencia máxima de un rotor de turbina Eólica
• Por tanto, la potencia máxima en el rotor de una turbina eólica viene dada
por (7.14).
• Donde A es el área barrida por el rotor, o la densidad del aire y v1 la
velocidad del viento aguas arriba del rotor (velocidad no perturbada). En
(7.14) el factor 16/27 se denomina límite de Betz.
• En realidad, la potencia de los rotores más perfeccionados, no supera en
general el 70% o 80% de la potencia máxima calculada con la fórmula de
Betz. Es decir, la potencia del rotor de una turbina eólica vendrá dado por
(7.15).
Rotor Vs Potencia
• La Figura 7.37 proporciona una idea de los tamaños de rotor en
función de la potencia (abscisa).
Diseño de palas de aerogenerador
• Para comprender el diseño de las palas de los aerogeneradores analicemos
inicialmente la acción del viento sobre una superficie con forma de perfil de pala,
cuya cuerda (línea que une el borde de ataque y el borde de fuga) forma un ángulo
de inclinación a, (denominado ángulo de ataque), respecto a la dirección del
viento atmosférico (Figura 7.38).
Diseño de palas de aerogenerador
• Si se analiza el dispositivo en un túnel aerodinámico, se detectaría, mediante la
lectura de manómetros, una sobrepresión sobre la cara expuesta al viento
(intradós) y una depresión sobre la parte posterior (extradós). Si se componen las
fuerzas originadas por las sobrepresiones y depresiones se obtendría una fuerza
resultante R, generalmente oblicua respecto a la dirección del viento y aplicada en
el centro aerodinámico, que depende del ángulo α.
Diseño de palas de aerogenerador
• La fuerza resultante R puede descomponerse en dos fuerzas FS y FA (Figura 7.37),
denominadas fuerza de sustentación y fuerza de arrastre, respectivamente, y que
vienen dadas por (7.16).
• La fuerza FS es perpendicular a la dirección del viento y la fuerza FA es paralela a la
dirección del mismo. Los coeficientes CS y CA se denominan coeficiente de
sustentación y coeficiente de arrastre, respectivamente. Estos coeficientes
dependen de la forma del perfil aerodinámico y del ángulo de ataque α, y se
determinan en túneles de viento.
• En la Figura 7.39 se muestra
una gráfica donde se puede
observar la variación de los
valores de CS y CA de un cierto
perfil aerodinámico.
• Puede observarse que dichos
coeficientes crecen casi
linealmente a medida que
aumenta el ángulo α. Para un
determinado valor de α se
produce una brusca
disminución de la sustentación
y un rápido incremento del
arrastre. Ello se debe al
desprendimiento de las líneas
de corriente de aire de la
superficie del perfil y a la
formación de turbulencias en
el extradós. A este fenómeno
se le denomina entrar en
pérdida.
Generadores
• Generadores asíncronos operando a velocidad de giro constante y
conectados directamente a la red. Esta opción ha sido usada con éxito
durante décadas, normalmente con rotores tripala de paso fijo (Figura
7.50).
Generadores
• Generadores síncronos con convertidores AC/DC/AC operando a
velocidad de giro variable conectados a la red (Figura 7.51).
Generadores
• Generadores asíncronos con control de deslizamiento. Una
posibilidad de conseguir un generador asíncrono de velocidad
variable se logra modificando el deslizamiento. Algunas turbinas
disponen de control dinámico del deslizamiento, para ello emplean
resistores en el rotor del generador eliminando la necesidad de usar
anillos de deslizamiento (Figura 7.52).
El funcionamiento de un aerogenerador asíncrono
de paso fijo
• El funcionamiento de un aerogenerador asíncrono de paso fijo con una
frecuencia fijada por la red, desde el punto de vista del control, representa el
caso más simple (Figura 7.59). Para un aerogenerador, las redes públicas
grandes proporcionan siempre una frecuencia constante. Por tanto, los
cambios de carga causados al inyectar el aerogenerador energía en la red,
incluso en instalaciones de megavatios, son demasiado pequeños como para
ejercer una influencia considerable en la frecuencia, comparada con la carga
total de la red.
El control de la velocidad de giro
El control de la velocidad de giro en sistema aislados mediante el control del
ángulo de paso de las palas solo es posible si la potencia suministrada por el
viento es mayor que la potencia consumida por el consumidor. En los sistemas
aislados deben diferenciarse dos áreas de operación:
• Si la energía suministrada por el viento es mayor que la potencia demandada
por el consumidor (área de carga completa), la velocidad y potencia de salida
pueden ser controladas por el cambio del ángulo de paso o ángulo de calaje de
las palas.
• Si la potencia del viento es más pequeña que la potencia demandada por el
consumidor (operación a carga parcial), la turbina debe entonces asegurar que
la potencia tomada por el consumidor se reduce en consecuencia. Esto tiene
que ser gestionado por un gestor de cargas que decide que consumidores son
desconectados o conectados del suministro (Figura 7.60).
El control de la velocidad de giro