Historia

Los molinos de viento han sufrido una considerable y larga evolución durante un período de más de 2000 años. Con el fin de estudiar tan largo período histórico, se han establecido cuatro etapas definidas cada una de ellas por algún determinante, ya sea del tipo técnico o debido al momento histórico en el que se desarrollan.

_La primera etapa, que podríamos llamar “La Edad Antigua del molino de viento”, comprende desde las primeras conocidas hasta el siglo XIV o XV, y se caracteriza por la lenta evolución de un período histórico de escaso desarrollo técnico, en el que la principal fuente de energía motriz era de origen animal.

_La segunda etapa correspondería a “La Época Artesanal” y comienza con la revolución intelectual del Renacimiento, para terminar en plena Revolución Industrial.

_La tercera etapa comprende desde mediados del siglo XIX hasta mediados del actual, y podría definirse como un período de “renovación científica”. Durante esta época, se desarrolla la teoría aerodinámica junto con otras ciencias de carácter técnico, siendo ello la causa de que el diseño conceptual de los molinos de viento sufra una transformación completa.

_La cuarta y última etapa podría denominarse “La era tecnológica de las turbinas eólicas”, y se desarrolla en el transcurso de la pasada década. En este período no se advierten grandes modificaciones de diseño y sí, en cambio, una evolución de tipo técnico: se elaboran métodos de cálculo más rigurosos, se utilizan nuevos materiales más ligeros y resistentes, se introducen sistemas electrónicos de regulación y control, etc.

La edad antigua del molino de viento

Antecedentes

La utilización de la energía de los vientos data de épocas muy antiguas y sus raíces se pierden en el recuerdo de remotas civilizaciones.

Los antiguos egipcios utilizaban la fuerza del viento para impulsar sus embarcaciones a vela en sus desplazamientos por el Nilo, e igualmente las culturas sumerias se valían de la navegación a vela para trasladarse por los ríos Tigris y Eúfrates.

El documento histórico más antiguo que conocemos sobre la navegación a vela es un grabado egipcio del cuarto o quinto milenio antes de Cristo perteneciente al Alto Imperio.

Los molinos de viento debieron conocerse algo más tarde, tal vez hacia el tercer milenio antes de Cristo y probablemente en el área de la antigua Mesopotamia, aunque no existe prueba ninguna de ello.

La primera referencia histórica sobre una posible utilización de la energía eólica que no fuera la navegación, data del año 1.700 a. C. y corresponde a los proyectos de irrigación del emperador Hammurabi.

La renovación científica

La nueva generación

Aunque los molinos de viento habían llegado a convertirse en unas máquinas relativamente eficaces, su constitución era demasiado sólida y su estructura demasiado compleja para poder competir con los nuevos sistemas industriales de producción energética. Por otra parte, las características operacionales de los clásicos molinos, la irregularidad de su funcionamiento y la falta de sistemas de almacenamiento energético, no le permitía adaptarse a las exigencias de las fábricas surgidas a la sombra de la revolución industrial.

En la segunda mitad del siglo XIX comienza a parecer la nueva generación de turbinas eólicas, con una diferente concepción de diseño. Son máquinas sencillas, susceptibles de fabricarse en talleres con nuevos sistemas de producción en cadena. Su ámbito de aplicación se reduce a zonas rurales más o menos aisladas, donde las ventajas de la industrialización todavía no se han hecho notar , y, en general, se utilizan exclusivamente para bombear agua de los pozos.

Las primeras bombas eólicas aparecieron en EE.UU. en 1854, desarrolladas por Daniel Halladay.

Son, en principio, rotores multipala acoplados a una bomba de pistón. Años más tarde, en 1883, Steward Perry fabricaría sobre esta idea otro modelo con álaves metálicos, que llegaría a convertirse en el molino de viento más extendido de cuantos hayan existido.

El multipala era un molino mucho más ligero que sus antecesores, pero todavía bastante lento, lo que le iba a diferenciar de sus sucesores. Tenía un rotor de 3 m de diámetro, que iba montado sobre un eje horizontal, en la parte superior de una torre metálica. Alcanzaba potencias de 125 W con velocidades de viento de 25 km/h y tenía capacidad para bombear 150 l/m a 8 m de altura.

Este molino se utilizó principalmente para bombear agua en zonas apartadas y desempeñó un importante papel en la colonización del oeste americano. Se exportaron a todos los países del mundo, llegándose a fabricar más de 6.000.000 de unidades, de las que unas 150.000 podrían estar todavía en funcionamiento. La imagen del multipala es tan corriente en Australia o en África, como en el levante español, o en la isla de Fuerteventura.

Un molino parecido al multipala americano se ha venido utilizando en la isla de Mallorca hasta épocas muy recientes. El rotor tiene mayor diámetro que el americano y va montado sobre una torre metálica que, a su vez, se apoya en otra de mampostería o sillería, construida sobre la boca del pozo.

Innovaciones tecnológicas

Sin embargo, aunque los multipalas habían abierto el camino hacia un nuevo concepto de las turbinas eólicas, la limitación de sus aplicaciones al bombeo no favorecía su desarrollo tecnológico. En los países europeos, que tradicionalmente habían considerado el viento como una importante fuente de energía, las bombas eólicas no ofrecían demasiado interés , por lo que la única posibilidad de seguir utilizándola era reconvertir los viejos molinos de forma que pudieran producir electricidad. En 1890, el gobierno danés inició un programa de desarrollo eólico en este sentido, encargando al profesor Lacour de la dirección de los trabajos.

Lacour diseñó en 1892 una planta experimental, aplicando los principios establecidos por Smeaton un siglo antes, y más tarde llegó a construir otra de mayor potencia, que se convirtió en un centro de experimentación hasta 1929, en que un incendio la destruyó.

Después de numerosos ensayos, Lacour acabó diseñando el primer prototipo de aerogenerador eléctrico. La máquina utilizaba rotores cuatripalas de 25 m de diámetro, capaces de desarrollar entre 5 y 25 kW, mediante un generador situado en la base de una torre metálica de 24 m de altura. Este modelo de turbina se empezó a fabricar en los primeros años del siglo, llegándose a instalar más de 70 unidades hacia 1908, y unas 120 antes de la Primera Guerra Mundial.

En esta misma época, E. L. Burne en Inglaterra, y K. Bilau en Alemania desarrollaron el sistema de regulación de paso variable, permitiendo un mejor control de la potencia de las turbinas, lo que contribuyó considerablemente a su adaptación como generadores eléctricos.

Los trabajos de Lacour constituyen los primeros pasos en el campo de los aerogeneradores modernos, pero la teoría aerodinámica estaba todavía insuficientemente desarrollada, y sus plantas eólicas, a pesar de ser las más avanzadas de la época, seguían utilizando los rotores clásicos de bajo rendimiento.

Descubrimientos científicos

Hasta las primeras décadas del siglo XX no se tuvieron los conocimientos suficientes para aplicar a los rotores eólicos los perfiles aerodinámicos que se habían desarrollado para la fabricación de las alas y las hélices de los aviones. Los mismos científicos que habían elaborado las teorías aerodinámicas para usos aeronáuticos sentaron las bases teóricas de los modernos aerogeneradores. Joukowsky, Drzewiecky y Eiffel en Francia, determinaron los criterios de diseño a los que habrían de ajustarse las posteriores generaciones de turbinas eólicas.

Prandtl y Betz demostraron analíticamente que el rendimiento de los rotores aumentaba con la velocidad de rotación y que, en cualquier caso, ningún sistema eólico podía superar el 60 % de la energía contenida en el viento.

Así pues, los nuevos rotores de diseño aerodinámico debían funcionar con elevadas velocidades de rotación para conseguir buenos rendimientos. En 1927, el holandés A. J. Dekker construyó el primer

rotor provisto de palas con sección aerodinámica, capaz de alcanzar velocidades en punta de pala cuatro o cinco veces superiores a la del viento incidente. Hasta ese momento, las velocidades típicas más elevadas que se habían conseguido con los multipalas era de dos veces del viento. Los molinos clásicos habían funcionado con velocidades de rotación inferiores a la del viento.

Política desarrollista y experimentos prácticos

A pesar de la mayor eficacia aerodinámica y de adaptación como generadores de electricidad de las nuevas turbinas, las aplicaciones basadas en el aprovechamiento del viento como recurso energético continuaron declinando durante todo este período. Los combustibles fósiles, y en particular el petróleo, se habían ido imponiendo cada vez más como la principal e insustituible fuente de energía.

Solamente en las determinadas ocasiones, a lo largo del siglo, en las que por un motivo u otro el orden económico se ha visto afectado por la dependencia energética, es cuando el desarrollo de los recursos energéticos autónomos, y en especial de la energía eólica, ha sufrido un nuevo impulso.

Sin embargo, en cada una de estas ocasiones, a medida que la crisis iba quedando atrás y la economía se iba restableciendo, el superior coste de producción de las aeroturbinas respecto del petróleo, terminaba dando al traste con los programas encaminados al aprovechamiento eólico.

El primero de estos períodos fue una consecuencia inmediata de la Primera Guerra Mundial. Con la base de una teoría aerodinámica ya formulada, los trabajos de desarrollo eólico se plantearon a dos niveles. Por un lado, el diseño, construcción y comercialización de aerogeneradores de baja potencia, capaces de producir electricidad en áreas rurales más o menos aisladas, a las que todavía no habían llegado las redes de electrificación. Por el otro el diseño y construcción de grandes plantas eólicas para producir electricidad a gran escala.

Esta política energética, que comenzó en los años veinte con motivo de las postguerra, pudo ser continuada en cierta medida durante la década siguiente, como consecuencia de la política proteccionista y autárquica que asumieron los países occidentales a raíz del derrumbamiento de la economía internacional de año 1929. Durante este período de entreguerras fueron innumerables los trabajos realizados en Europa y EE.UU.

Una vez finalizada la Segunda Guerra, y como consecuencia del período de escasez que le siguió, los gobiernos europeos volvieron a interesarse en el aprovechamiento de energías autóctonas.

Se elaboraron programas nacionales de mediciones eólicas, que permitieran elegir los emplazamientos más adecuados para la instalación de las grandes plantas eólicas que se proyectaban.

Este segundo período de desarrollo de la energía eólica comenzó con los años cincuenta y se prolongó hasta mediados de los sesenta, en que una vez restablecida la economía internacional se volvió a relegar, al no resultar sus precios competitivos con los de los combustibles convencionales.

En esta época, las redes de electrificación eran ya lo suficientemente extensas como para cubrir la mayor parte de las zonas rurales, por lo que los aerogeneradores de baja potencia resultaban menos interesantes.

Los programas eólicos dedicaron su mayor atención a los grandes aerogeneradores, y cada país realizó sus propias experiencias y desarrolló sus propios modelos, de acuerdo con sus intereses energéticos y con el nivel de su tecnología.

Finlandia

En 1924 el ingeniero Sigurd Savonius inventó un rotor de diseño muy sencillo capaz de trabajar con velocidades de viento muy bajas.

El rotor Savonius está formado por dos semicilindros dispuestos alrededor de un eje vertical decalados uno respecto al otro.

El sistema ha sido objeto de numerosos estudios por parte del profesor Newman y el profesor Lek Ah Chai en la Universidad McGill de Montreal, habiéndosele encontrado buenas características aerodinámicas para el arranque y la autorregulación.

Las turbinas Savonius son muy adecuadas para bombeo de agua en aplicaciones de riego, y la sencillez de su diseño las convierten en el modelo idóneo para regiones poco industrializadas.

El Instituto Brace de la Universidad MacGill de Quebec ha desarrollado un modelo construido con bidones de 230 l con el que se obtienen buenos rendimientos sin necesidad de sofisticadas tecnologías.

Dinamarca

Los daneses habían entrado en el siglo a la cabeza del aprovechamiento del viento como recurso energético, con una potencia de 30 MW de origen eólico, que abastecía el 25 por 100 de sus necesidades. A principio de siglo existían en Dinamarca más de 2.500 turbinas industriales y 4.600 más de pequeña potencia para uso rural.

En los años veinte, después de la guerra, se fabricaron unos aerogeneradores de 20 KW de potencia diseñados por P. Vinding, y en la década siguiente la compañía Likkegaard lanzó al mercado otro modelo de 30 KW en la misma línea que los anteriores y de diseño similar a los fabricados por Lacour.

La primera turbina con diseño aerodinámico que fabricaron los daneses probablemente fue el FSL-Aeromotor de la compañía FL-Smidth, con dos o tres palas y capaz de generar potencias entre 30 y 70 KW.

Aunque de este modelo se llegaron a instalar 18 unidades durante la guerra, lo cierto es que el aprovechamiento eólico siguió declinando durante toda la primera mitad del siglo. De los 16.000 pequeños aerogeneradores que había a principio de la segunda guerra, a finales de ella no quedaban más de 1.500 que rápidamente desaparecieron.

Las máquinas de gran escala se incrementaron de 16 a 88 durante la guerra, pero su número descendió a 57 en el año 1947, desapareciendo completamente durante los añs cincuenta.

Después de una breve experiencia a cargo de la South Jutland Electricity Laboratory, en la que se instalaron dos aerogeneradores de 13 y 45 KW diseñados por J. Juul , en las islas Sealand y Bogo respectivamente, en 1952 se creó una comisión de energía eólica que en adelante se encargaría de dirigir los trabajos. Se elaboró el mapa eólico, y en 1957 se instaló en Gedser un aerogenerador de 200 KW. Tenía una hélice de tres palas de 24 m de diámetro, de paso fijo, que se regulaba mediante alerones en los extremos. La planta funcionó durante ocho años, siendo reconstruida en 1977 dentro del programa de desarrollo eólico del ministerio de Energía danés, y se utilizó como banco de pruebas hasta 1979.

Alemania

En la década de los años veimte, el ingeniero alemán Kumme diseñó una de las primeras turbinas que utilizaba palas de sección aerodinámica.

El aerogenerador Kumme llevaba un rotor de cinco palas que transmitía la fuerza motriz a un generador, situado en la base de la torre, mediante un sistema de engreanajes y ejes. La máquina se orientaba con la ayuda de dos rotores auxiliares.

Años más tarde Flettner construyó un original modelo basado en las fuerzas aerodinámicas que se generan sobre un cilindro que gira en el seno de una corriente fluida.

Magnus habia descubierto que haciendo girar a un cilindro en el seno de una corriente, se superponen los campos de velocidades: el propio de la corriente, y el que induce el cilindro en su rotación. Donde ambas velocidades se suman aparece una zona de baja presión, y donde se restan de alta, dando lugar una diferencia de presiones y, por tanto, a la aparición de fuerzas aerodinámicas.

Flettner había atravesado el Atlántico en un barco impulsado por este efecto. La turbina Flettner tenía cuatro palas cilindrocónicas, que giraban accionadas por unas pequeñas hélices situadas en sus extremos. El efecto Magnus ejercido sobre las palas generaba su fuerza motriz. Aunque su rendimiento era más bajo que el de los sistemas convencionales, esta máquina llegó a alcanzar 30 KW de potencia con vientos de 35 Km /h .

Madaras propuso otro sistema para aprovechar el efecto magnus, que consistía en un circuito cerrado de ferrocarril, de forma circular, por donde se desplazaban unas vagonetas provistas de unos cilindros de 27 m de altura y 9 m de diámetro. Los cilindros giraban movidos por motores eléctricos. Los generadores iban dispuestos en los ejes de las vagonetas y la electricidad producida se transmitía a través de las vías. Una planta prototipo de este imgenioso sistema eólico llegó a construirse en New Jersey en 1933 .

El interés por las máquinas de gran potencia se incrementó durante la política desarrollista que tuvo lugar en la Alemania de los años treinta. En esta época, el profesor Honnef proyectó una ambiciosa planta eólica capaz de generar 75 MW. La turbina estaba formada por tres rotores de 160 m de diámetro cada uno, dispuestos sobre una torre de 300 m de altura . Aunque esta planta nunca llegó a construirse, Honnef aún proyectó otra todavía más grande, con cinco rotores capaces de generar 120 MW de potencia.

En la línea de las grandes máquinas, Kleinhnz diseñó, durante los años de la guerra, otro modelo de 3 a 5 MW de potencia.

Esta tendencia megalómana hacia plantas eólicas, cada vez mayores, se corresponde en líneas generales con el resto de la política alemana durante el periodo de los años 30.

Posiblemente fuera una suerte, incluso para los mismos diseñadores, que estos proyectos nunca fueran llevados a la práctica, ya que con los conocimientos de que se disponía en esta época sobre los fenómenos de fatiga de los materiales sometidos a cargas cíclicas es previsible que hubieran surgido problemas de difícil solución.

Después de la guerra, el protagonista de los programas eólicos en Alemania fue el profesor Hütter, autor de numerosas obras teóricas, que utilizó por primera vez materiales plásticos en la fabricación de rotores, consiguiendo con ello reducir su precio de forma apreciable.

Bajo la dirección del profesor Hütter, la compañía Allgaier fabricó un modelo de 8 KW, con una hélice tripala regulada por paso variable mediante contrapesos que actuaban por acción centrífuga.

La planta de mayor potencia que se construyó bajo la dirección del profesor Hütter fue de 100 KW, que se alcanzaban con vientos de 30 Km/h. El rotor tenía 33 m de diámetro y estaba fabricado en resina epoxi con refuerzo de fibra de vidrio. La planta funcionó en perfectas condiciones durante 10 años, siendo desmantelada en el año 1968 .

Francia

A principios de los años veinte, el ingeniero Andréau diseñó un original modelo de aerogenerador de 8 KW de potencia.

El rotor estaba formado por dos palas huecas en su interior y agujereadas en los extremos. El giro de las palas bajo el impulso del viento generaba una corriente de aire a través de las palas y de la torre, a causa de las fuerzas centrífugas, y movía una turbina situada en la base de ésta .

Por esta misma época, Darrieus desarrollo su famosa turbina de eje vertical, que si en su momento pasó desapercibida, en la actualidad se a comvertido en una de las opciones más interesantes dentro del campo de los modernos aerogeneradores .

Darrieus diseñó también tres turbinas experimentales de tipo convencional por encargo de la compañía Electromécanique. Las tres máquinas se construyeron entre 1929 y 1931 y se instalaron en Le Bourget, cerca de París. Estas turbinas tenían unos rotores provistos de unas palas con curvatura, fabricadas mediante la yuxtaposición de dos alas, con el fin de que soportaran mejor las tensiones estructurales.

En el año 1947 se elaboró un amplio programa eólico, que se desarrolló durante la década de los cincuenta, y en el que se realizaron gran cantidad de mediciones de viento, no sólo encaminadas en la elaboración de un mapa eólico, sino también para determinar el comportamiento de las capas bajas de la atmósfera debido a las interferencias del terreno.

Como resultado de estos trabajos, y dentro de la segunda fase del programa, la compañía de electricidad de Francia ( EDF ) encargó a la Best-Romaní la construcción de un aerogenerador de 800 KW con velocidad nominal de 60 Km/h, que empezó a funcionar en el año 1957 en Noi-Le-Regent. La máquina tenía un rotor de 30 m de diámetro situado a sotavento, que se orientaba por efecto de

conicidad. Las palas, de forma trapezoidal se fabricaron con una aleación ligera de aluminio-zinc. La planta funcionó cuatro años, cambiándose después la hélice por otra de mayor velocidad, pero surgieron problemas estructurales y se cerró un año más tarde.

En 1962 entró en funcionamiento el primer aerogenerador de Neyrpic, de 132 KW con velocidad nominal de 45 Km/h, que se instaló en St. Remy-des-Landes. La hélice, de 21 m de diámetro, era una tripala que se orientaba mediante rotores auxiliares. La planta estuvo en operación durante cuatro años.

El segundo aerogenerador Neyrpic, de 1.000 KW de potencia con velocidad nominal de 60 Km/h, empezó a funcionar en 1963 y estaba diseñado por Louis Vadot. El rotor, fabricado en plástico reforzado, era un tripala regulable con paso variable. La planta funcionó sólo un año .

Después de las experiencias de Noi-Le-Régent, la EDF proyectó la construcción de un multirotor con dos hélices de 32 m de diámetro, con una potencia cada una de 1.000 Kilowatios. La planta debería haberse instalado en Porspoder ( Finisterre ), pero el proyecto no se consideró rentáble y no llegó a construirse.

Todavía se llegó a proyectar otra planta de dos rotores de 45 m cada uno, con una potencia de 4 MW en total, y aun otra de cuatro rotores de 10 MW.

Gran Bretaña

Aunque Inglaterra se unió un poco más tarde al desarrollo de este tipo de tecnología, contaba desde 1920 con la <<British Electrical and Allied Industries Research Association>>, creada por E. W. Golding con el fin de promover el aprovechamiento eólico.

Después de la segunda guerra, las autoridades iniciaron un programa de mediciones de vientos, con más de 100 estaciones a lo largo de todo el país, con la intención de elaborar un mapa eólico que les permitiera evaluar los recursos potenciales.

En el año 1950, la North Scotland Hydroelectric Board encargó a la compañía John Brown el diseño y construcción de un aerogenerador de 100 KW con velocidades de diseño de 56 Km/h. La planta se instaló en las islas Orkney, acoplada a un generador diesel y funcinó durante cortos períodos, en los cinco años siguientes, cerrándose después definitivamente debido a problemas operacionales.

Paralelamente, la British Electricity Autority encargó a la Enfield Cable Company la construcción de otro aerogenerador de 100 KW. La planta se diseñó siguiendo el modelo desarrollado por el francés Andreau en los años veinte y se instaló en St. Albans. La experiencia no resultó muy positiva. El sistema Andreau mostró una eficacia inferior a la de los sistemas eólicos convencionales, y por otra parte el emplazamiento en el que se instaló la planta no fue muy acertado debido al comportamiento irregular de los vientos.

Al inconveniente de que para orientar el rotor en la dirección del viento había que mover la totalidad de la máquina, incluyendo la torre de 26 m de altura, hay que añadir la debil constitución de las palas, necesariamente huecas. La planta se cerró por problemas de vibraciones en las palas, vendiéndose posteriormente a la Compañía de Electricidad de Argelia en 1957.

Otro proyecto que no llegó a construirse fue el realizado por la sociedad Folland Aircraf, por encargo del ministerio de Energía. La planta, que debería haberse instalado en Costa Hill, en las islas Orkney, tenía una hélice de 68,5 m de diámetro y desarrollaba 3,5 MW con vientos de 15,5 metros por segundo.

La máquina se apoyaba sobre un trípode de 41 m de altura, construido con tres patas de estructura metálica, dos de las cuales se desplazaban sobre un carril de forma circular, en cuyo centro geométrico se apoyaba la tercera y sobre la que pivotaba toda la turbina.

Estados Unidos

Las realizaciones más importantes llevadas a cabo en los EE.UU. durante este período corresponden a Marcellus Jacobs, que en los años veinte se dedicó a estudiar la posibilidad de adaptar los antiguos molinos de bombeo como aerogeneradores. El resultado de sus trabajos fue el modelo Jacobs, de diseño completamente nuevo, al que acopló un rotor de tres palas, para evitar problemas de vibraciones que en pruevas realizadas con rotores bipalas habían resultado de consideración.

Los aerogeneradores de la casa Jacobs trabajaban en el campo de la baja potencia. El modelo más corriente tenía un rotor de 5 m de diámetro y generaba del orden de 1 KW de potencia con velocidades de viento de 18 Km /h. Los rotores Jacobs llevaban un sistema de regulación por paso variable, accionado por masas centrífugas, que demostro su fiabilidad después de afrontar tifones de la zona del caribe, e incluso tormentas de la Antártida.

A partir de 1928, la compañía Jacobs Wind Electric Fabricó cientos de miles de aerogeneradores de 1 KW, sobre torres de 20 m de altura, exportándose a gran número de países. Al final de la década de los treinta, la producción disminuyó a causa de la expansión de las redes de electrificación rural, llevada a cabo por la administración Roosevelt. La empresa siguió funcionando hasta 1957, en que cerró.

El aerogenerador Jacobs ha sido recientemente recuperado y modernizado por la North Wind Energy, y actualmente se encuentra otra vez disponible.

En el período anterior a la guerra apareció otro aerogenerador de pequeña potencia, que todavía se puede encontrar en el mercado. La turbina Windcharger tenía dos palas y un sistema de regulación mediante freno aerodinámico que actuaba por acción centrífuga).

En el campo de las grandes máquinas, Fales proyectó un aerogenerador de una sola pala, que funcionaba con un contrapeso. No se llegó a construir por considerarse que las masas del rotor se desequilibrarían en caso de funcionar en tiempo de helada, poniendo en peligro la integridad de la pala.

Como un caso un poco aislado, en el año 1941 se construyó en los EE.UU. una máquina de 1.250 KW de potencia, a cargo de la Morgan Smith Company y diseñada por P. C. Putnan. Este aerogenerador, que se instaló en Grandpa’s Knob ( Vermont ), tenía un rotor de dos palas fabricadas en acero inoxidable, dispuestas hacia atrás y con cierta conicidad. Las palas tenian la particularidad de poder variar su conicidad, regulando de esta forma la toma de aire. Tal vez este sistema de regulación fue la causa de que en 1945 se rompiera una pala debido a un fallo estructural .

Las oscilaciones producidas en las palas al variar casi continuamente de conicidad, generaban unas tensiones dinámicas en los materiáles y éstas a su vez unos fenómenos de fatiga, que en los años 40 no eran bien conosidos, y para los cuales no se había tomado ninguna precaución en el diseño.

En este mismo año. Percy Thomas Presentó al congreso el proyecto de una planta eólica de 6,5 MW de potencia.

El modelo era un multirotor situado sobre una torre de 145 m de altura, que operaba con velocidades de viento de 45 Km/h.

Este proyecto no fué aprobado, quizás por estar todavía reciente el fracaso del experimento Smith-Putnam. En cualquier caso, el interes por las grandes máquinas eólicas desapareció durante las décadas siguientes.

U.R.S.S.

Una de las primeras experiencias en el campo de las grandes centrales eólicas fué, probablemente, la llevada a cabo por los rusos en 1931. Después de varios años de estudios y mediciones, la central de energía eólica de Moscú construyó una turbina de 100 KW de potencia en Balaclava, cerca de yalta.

La planta funcionó en combinación con una central térmica, y aparentemente su diseño dio buen resultado, a pesar de los problemas operacionales que surgieron al poco tiempo de empezar a funconar, debido a la baja calidad de los materiales empleados en su construcción. ( los ejes y engranajes fueron fabricados en madera ).

Después de tres años de pruebas ininterrumpidas, se proyectó construir otras dos plantas paralelas de 100 KW cada una, y mas tarde otra de 5 MW. La guerra impidió que tales proyectos se llevaran a cabo y la planta ya construida se destruyó durante la invasión alemana.

Después de la guerra, los rusos construyeron otra planta de caracteristicas semejantes a la de Balaclava, diferenciándose únicamente en la torre y en el sistema de orientación, que en este caso estaba formado por dos rotores auxiliares.

Sin embargo, el interés por las grandes plantas parecía haber declinado en favor de pequeñas aeroturbinas de 30 KW de potencia, destinadas a explotaciones agrícolas.

En los años sesenta, a la vista de la experiencia acumulada, redujeron la potencia a 15 KW, considerando que estas turbinas se adaptaban mejor a las necesidades de las pequeñas granjas. A lo largo de esta década se fabricaron millares de estas máquinas. El modelo estándar tenía un rotor de hélice de tres palas con regulación de paso variable. A pesar de la escasa información disponible que caracteriza todo lo relacionado con la URSS y en general con los países del Este, parece ser que este tipo de aerogenerador podría estar muy extendido, aunque siempre dentro de un reducido ámbito de aplicación.

Este período se termina con un gran número de instalaciones experimentales, construidas de una forma dispersa en países diferentes, sin demasiada conexión entre sí.

Solamente en Francia e Inglaterra se llevaron a cabo programas de mayor alcance. La facilidad para conseguir combustible barato cerró el camino del desarrollo de la tecnología eólica en los países occidentales, y en las áreas poco industrializadas no se disponía de los recursos necesarios para hacer frente a programas de grandes inversiones.

En los países del Este, solamente la URSS se interesó en alguna medida por este tipo de energía, salvo un caso aislado de una planta de 200 KW que se construyó en Hungría en 1960, bajo la dirección de M. Ledcs Kiss.

Los generadores eólicos.

Las primeras granjas eólicas californianas, a comienzos de la década del ’80, utilizaban máquinas de 20 a 55 Kw de potencia (estas últimas eran la avanzada tecnológica ). A medida que fué creciendo la demanda de equipos y afianzándose el sistema mediante progresos tecnológicos, creció también la potencia nominal de las nuevas máquinas que se instalaban. Más tarede llegaron las de 75 Kw. En 1985 se instalaron en San Gorgonio (próximo a Palm Springs, Califorenia) 50 máquinas Bonus de 80 Kw, de procedencia danesa, las que en ese momento fueron las mayores dentro del circuito comercial. Les siguieron las de 90 Kw, 120 Kw y finalmente, ya en esta década, las de 250 y 300 Kw, incrementándose notablemente el potencial instalado global y la confiabilidad proveniente de máquinas experimentadas y económicamente rentables. Para llegar al standard actual, entre 400 y 600 Kw, fueron necesarios aproximadamente quince años de maduración tecnologica.

Los EEUU, antes que la CEE, comenzaron a trabajar en el tema a través de la NASA y megaempresas tales como la Boeing, Hamilton Standard o Bendix. Del denominado “ mod 2” de la NASA, de 1000 KW, se ubicaron siete equipos en Solano County, cercano a San Francisco, California, sobre la costa del Pacífico, y dos equipos en Medicine Bow, Wioming. Otro equipo más grande, el Mod 5, de 7500 Kw, fue instalado en Kliktitat, River George, Columbia. Todos ellos han dado buenos resultados luego de años de funcionamiento, en lo que de podría llamar un exitoso programa de ensayos aplicados.

Todo lo0 contrario de lo que que les ocurrio a los alemanes con el enorme Growian de 3000 Kw, construido con la participación de la Man y la Siemens, que fué desmontado a las 800 horas de funcionamiento.

Entre los progresos tecnológicos obtenidos podemos mencionar: la incorporación, en algunos modelos, de generadores multipolo que, montados directamente sobre el eje del rotor, permiten eliminar la caja multiplicadora; la optimización del rendimiento aerodinámico de las palas; las mejoras en lo relativo a la electrónica de potencia, que brinda a las máquinas una conexión a la red más eficiente y segura y/o una operación de punto aislado más confiable. Además se observa un progreso substancial en lo referente a los sistemas de control de los equipos, en este punto podemos considerar la aparición de dos tendencias claramente definidas 1) Stall Control, en el cual las palas se encuentran fijas al cubo del rotor sin poder modificar su ángulo de calaje, donde el control de potencia se realiza de un modo natural a traves de la pérdida de eficiencia producida por la entrada en Stall de las aspas; y 2) Pich Control, en el cuál el paso de las palas puede modificarse a voluntad permitiendo una extracción más eficiente de la energía. El primero de ellos posee la virtud de ser un sistema más simple, robusto y fácil de mantener (lo cual se ha hecho muy popular en nuestro país). Por el contrario, el segundo utiliza una tecnología más sofisticada que requiere un mantenimiento más coplejo y mayor capacitación del personal a cargo, sin embargo, su mayor eficiencia permite un interesante ahorro de peso lo que lo hace competitivo frente a otro sistema ( en especial en paises donde se cuenta con una infraestructura técnica adecuada para la operación y el mantenimiento).

La mejora del factor de capacidad:

La evolución tecnológica a la que estamos asistiendo se advierte principalmente en el factor de capacidad de las máquinas, con un progresivo crecimiento de los indices particularmente allí donde a las máquinas de nueva generación se suma un buen recurso eólico. La media mundial ha sobrepasado el 25%, aún cuando en una importante serie de casos, ese valor incrementa notablemente. En Oahu, Hawaii, EEUU), una turbina eólica Mod 5B de 3200 Kw montada en 1987, alcanzó un factor de capacidad del 54%, mientras que equipos Aeroman 12.5/30 de 30Kw llegaron a un 48% en la isla de Cabo Verde, 38% en la isla Mauricio, 33% en Río Mayo (Chubut) y al 30% en las islas Azores. Las máquinas Micon de 250 Kw instaladas en Comodoro Rivadavia han llegado en dos años a una media del 45% y su similar instalada en Rada Tilly supera el 50 %.

Según información publicada localmente en Comodoro Rivadavia, el parque eólico de Pico Truncado (10x100 Kw Ventis) en su primer año de funcionamiento llegó a un factor de capacidad cercano al 50%.

Las dos máquinas Micon de 250 Kw cada una de PECORSA (Com. Riv.) han generado 4.430.227 Kwh entre enero de 1994 y abril de 1996, con un factor de capacidad máximo del 63,39 % para enero de 1994 y mínimo del 25,77 % para marzo del mismo año.

La máquina Micon de 400 Kw de COPERSA (Cutral Có ) generó entre febrero de 1995 y febrero del '96 1.181.183 Kwh.

La máquina Micon de 400 Kw de la Cooperativa Eléctrica de Pehuén Có (Punta Alta) generó en su primer año 1.013.000 Kwh.

Las dos Micon de 400 Kw cada una de Tandil generaron, entre mayo de 1995 y febrero de 1996, una 795.000 Kwh y la otra 740.000 Kwh, con un factor de capacidad del orden del 30 %.

La Micon de 400 Kw de Rada Tilly, en dos meses de funcionamiento (con una detención de 8 horas) generó 316.148 Kwh, con un factor de capacidad superior al 50 %.

Las diez máquinas Ventis de la granja eólica de Pico Truncado generaron en su primer año de instaladas 1.401.072 Kwh.

Estos valores contrastan notablemente con, los de otras máquinas instaladas en el continente europeo, como por ejemplo, una turbina eólica alemana de 600 Kw que en un año de funcionamiento generó 1.050.000 Kwh, mientras que la Pehuén Có generó una cantidad casi igual en el mismo período ( 1.030.000 Kwh).

Otra máquina alemana de 400 Kw entregó 837.000 Kwh en un año, mientras que una de las máquinas, también de 400 Kw, de Tandil generó una cantidad casi igual (795.000 Kwh) en nueve meses de funcionamiento.

Una máquina danesa de 400 Kw, instalada en Revbenkoge generó en 12.296 horas de funcionamiento 1.340.496 Kwh, contra los 1.181.183 Kwh de la máquina de 400 Kw de Cutral Có obtenidos en 8.760 horas de funcionamiento. Otro equipo danés de 400 Kw, instalado en Brons, en 20.889 horas de funcionamiento generó 1.959.049 Kwh, que es menos de lo que cada una de las Micon de 250 Kw de Comodoro Rivadavia generaron en 19.680 horas de funcionamiento.

El viento como recurso energético

El viento es una consecuencia de la radiación solar. Las diferencias de insolación entre distintos puntos del planeta generan diferentes áreas térmicas, y los desequilibrios de temperatura se traducen en variaciones de presión. El aire, como cualquier gas, se mueve desde las zonas de alta presión a las de baja presión.

Durante el día, el agua de los océanos permanece relativamente mas frió que la superficie terrestre. De la radiación solar que incide sobre la superficie del agua se emplea parte en calentamiento, y parte en evaporación ; pero debido a la gran capacidad de agua para absorber calor, la temperatura en las capas superficiales apenas varia y lo mismo ocurre con la temperatura del aire que se encuentra en contacto con ellas.

Sobre la tierra, en cambio, la radiación solar que se recibe sobre el suelo se traduce en una elevación de la temperatura, tanto de la corteza terrestre como del aire circundante. El aire caliente se dilata, pierde presión y es reemplazado por el aire fresco que viene del mar.

Durante la noche, el ciclo se invierte. La corteza terrestre se enfría mas rápidamente, mientras que el agua del mar conserva mejor el calor acumulado. En las montañas ocurre un proceso parecido. Unas laderas reciben mas insolación que otras, en función de su orientación y su pendiente. El calentamiento del suelo es desigual, y los desplazamiento tienden a compensar las diferencias de presión.

La circulación planetaria

A escala planetaria, la zona ecuatorial recibe la máxima radiación solar, mientras que en las zonas polares apenas se perciben sus efectos. En una tierra sin rotación, las diferencias térmicas y de presión entre la zona ecuatorial y las polares producirían un movimiento circulatorio del aire. El aire de las zonas cálidas

ascendería a las capas altas de la atmósfera, siendo reemplazado por el aire mas frío proveniente de los polos. El aire cálido a su vez se desplazaría hacia los polos por las capas altas de la atmósfera, completando la circulación. Debido a la diferencia de superficie entre dos paralelos próximos al polo y otros dos próximos al ecuador, las zonas del aire ascendente estarían comprendidas entre latitudes de 0 a 30 grados, y las de aire descendentes entre los 30 a los 90 grados, de forma que se equilibran los volúmenes de aire desplazados en una dirección y en otra .

Si consideramos el movimiento de rotación de la tierra, el modelo de circulación global del aire sobre el planeta se hace mucho mas complicado. En el hemisferio norte, el movimiento del aire en las capas altas de la atmósfera tiende a desviarse hacia el este , por efecto delas fuerzas de inercia de Coriolis, y en las capas altas tiende a desviarse hacia el oeste. En el hemisferio sur ocurre al contrario.

Estas fuerzas de Coriolis aparecen en toda partícula cuyo movimiento esta asociado a unos ejes de referencia que a su vez esta sometido a un movimiento de rotación.

De esta forma, el ciclo que aparecía en un planeta estático ahora se subdivide. El aire que asciende en la zona cálida del ecuador se dirige hacia el polo a una velocidad media de 2m/s, desviándose hacia el este a medida que avanza hacia el norte.

Al alcanzar la zona subtropical, su componente es demasiado elevada y desciende, volviendo al ecuador por la superficie.

Por encima de este ciclo subtropical se forma otro de características semejante aunque en este caso es el aire cálido que ha descendido en la zona subtropical el que se desplaza por la superficie terrestre hasta que alcanza la zona subpolar, en donde vuelve a ascender enlazando con el ciclo polar

Este modelo de circulación mas complicado que el anterior, todavía se ve perturbado por la formación de torbellinos que se generan en las zonas de interpelación de los diferentes ciclos. La componente transversal de la velocidad del viento genera unas olas, que poco a poco se van incrementando hasta que la circulación se rompe, produciéndose unos torbellinos que se mueven independientemente. Estos núcleos borrascosos se generan periódicamente y transportan grandes masas de aire frío hacia el sur alterando las condiciones climáticas en zonas de latitud inferior.

Otros factores condicionantes

Los diferentes efectos meteorológicos descriptos en este modelo de circulación de aire, configuran a nivel global la composición de los vientos sobre el planeta. A nivel local , tendremos que tener en cuenta los efectos producidos en el mar y las montañas, y aun mas detenidamente los que se derivan de la orografía del terreno, que pueden perturbar considerablemente el movimiento de las capas bajas de la atmósfera.

La orografía del emplazamiento es muy importante para determinar la velocidad del aire en un punto localizado. El aire que se desplaza en la proximidad de la corteza terrestre debe sortear los innumerables obstáculos que se encuentran a su paso, alternando en mayor o menor grado las líneas de corriente y sus velocidades correspondientes.

Las montañas constituyen un importante obstáculo al desplazamiento del aire y su comportamiento ante ella puede resultar muy complejo . Los estudios realizados hasta el momento no han sido del todo concluyentes. Por regla general se suele considerar que las montañas ejercen un efecto de frenado sobre las corrientes de aire, reduciendo su velocidad de un 30 a un 50 por 100 de la tendría en iguales condiciones moviéndose en un espacio abierto.

El efecto de frenado se ejerce también en zonas libres de obstáculos. Las fuerzas de rozamiento , que actúan en las capas de la atmósfera , que se encuentran en contacto con el suelo tienden a disminuir su velocidad, siendo sus efectos menores a medida que ganamos altura.

Así pues, los parámetros que definen el régimen de vientos en un punto determinado depender de :

· La situación geográfica.

· Las características microclimaticas locales.

· La estructura topográfica de la zona.

· Las irregularidades del terreno.

· La altura sobre el nivel del suelo.

La energía del viento

Desde un punto de vista practico , es el contenido energético del viento lo que interesa aprovechar.

La energía cinética de una masa de aire que se desplaza viene determinada por la llamada ley del cubo.

E = A. r.V

Siendo E = energía por unidad de tiempo (w, vatios);

A = área interceptada (m²);

r = densidad del aire (kg/m³);

v = velocidad del viento (m/s).

El contenido energético del viento depende de la densidad del aire y de su velocidad . Como en cualquier gas, la densidad varia con la temperatura y la presión, y esta, a su vez , con la altura sobre el nivel del mar.

Ubicación alrededor de barrera de arboles

En todos los casos deberá evitarse la turbulencia producida por obstáculo alejándose del mismo o elevando la altura de la torre unas dos veces por encima del obstáculo próximo, como para poder ubicar toda la hélice fuera de la región turbulenta.

Si el lugar de instalación corresponde a una zona montañosa, las partes mas altas son recomendadas, si bien ciertas consideraciones deben efectuarse sobre el comportamiento del flujo de aire en esta región . Cuando el viento sobrepasa una montaña, las líneas de corriente se comprimen y el flujo se acelera alcanzando su valor máximo en la cima donde la velocidad media puede incrementarse hasta en un 50% sobre la de la llanura circundante. Si la montaña se encuentra aislada , este efecto es menos intenso ya que una buena porción del viento pasa por los costados, mientras que en el caso de un cordón montañoso perpendicular a la dirección del viento, el efecto es máximo.

El viento detrás de la montaña se hace muy turbulento por lo que debe evitarse instalaciones en esta región. También deberán evitarse las instalaciones en mesetas o colinas con una parte superior plana, ya que la intensa turbulencia en esta zona puede dañar seriamente el funcionamiento de una hélice que barre regiones de velocidad de viento muy distantes.

Turbulencia en mesetas

En las zonas de montaña, también debe considerarse que durante la noche la tierra se enfría, enfriando a su vez, el aire de las capas adyacentes. Como el aire frío es mas pesado, desciende por las laderas produciendo una brisa nocturna hacia el valle. En la parte mas baja se acumula al aire frío, estableciendo una región calma, sin vientos.

Este fenómeno también ocurre en invierno en el que la llegada de aire frío desciende las laderas y se estaciona en los valles .

Es también importante considerar el efecto local que se produce en las regiones costeras debido al calentamiento y enfriamiento diurno-nocturno. Durante la noche, la tierra se enfría mas rápidamente que el mar. El aire frío de tierra , originándose una brisa hacia el mar. Este proceso se invierte durante el día.

Ráfagas

La velocidad media del viento es fundamental para el calculo de la energía extraible por medio de turbinas eólicas pero para el calculo de resistencia estructural de las mismas, es necesario conocer los valores de la velocidad media máxima de un lugar y los valores de las ráfagas que puedan ocurrir.

La velocidad media máxima es normalmente considerada de 60 m/seg; lo que asegura la instalación de la turbina sobre extensas regiones de vientos extremos muy intensos, es necesario tomar un margen adicional.

En cuanto a la velocidad V_r’ alcanzada por las ráfagas mas intensas, pueden ser estimadas a partir de la velocidad media horaria máxima V_max’ de un lugar, por medio del factor de ráfagas.

Como la ráfaga es breve, la maquina debe ser capaz de soportar estáticamente los valores de velocidad media máxima de un lugar y soportar el efecto dinámico de las ráfagas.

Nuestro país y su gran potencial eólico.

En primer lugar, es interesante ver como las máquinas conversoras eólicas instaladas en nuestro país cumplen con eficiencia su función, habiendo generado en dos años y tres meses la cantidad de 9.976.630 Kwh para una operación instalada de 4.650 Kw.

Vientos de Argentina

La región patagonica, al sur de la República Argentina, es conocida por sus intensos y persistentes vientos. El Servicio Meteorológico Nacional viene realizando, desde hace varias décadas, la mayoría de las mediciones de viento pero estas mediciones no han sido orientadas para la evaluación del potencial energético. En las regiones montañosas, por ejemplo, los anemómetros u otros instrumentos de medición fueron instalados en los valles, donde normalmente se ubican los aeropuertos por sus menores niveles de viento, mientras que para el aprobechamiento energético es conveniente registrar la cima de la montaña.

Los datos existentes en la Patagonia para 53 localidades han sido analizados y depurados por (Barros) el autor del “Atlas del potencial eólico de la Patagonia”, confirmando el elevado potencial eólico de la región y estima que “ al sur del paralelo 42º es muy posible que más del 90 % del territorio argentino disponga de potencias superiores a 500 watts/m² a 50 metros de altura”.

Las máquinas instaladas en la Argentina.

La primer máquina eólica considerada de potencia media en su momento, fue instalada en el país en 1982, el prototipo VAWT Dornier Darrieus-Savonius de 20 Kw, ubicada inicialmente en el sector militar del aeropuerto de Comodoro Rivadavia, en virtud de un convenio Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CNIE) – Ministerio de Ciencia e Investigación de Alemania (BMFT). En 1985 fué transferido a la provincia de Chubut y reinstalado en el yacimiento Km 20 de la empresa petrolera ASTRA.

En ese mismo año, el CREE (Centro Regional de Energía Eólica) inició gestiones ante el BMFT para recibir un parque eólico de 4 máquinas Aeroman de 30 Kw cada una, dentro del marco de un programa de cooperación técnica de la entoces República Federal de Alemania, montándose sistemas de relevamiento en las localidades chubutenses de Camarones y Río Mayo.

Finalmente fue seleccionada la última localidad, y en 1990 se inauguró el sistema, integrado a la red eléctrica local.

Las siguientes instalaciones comenzaron en 1994 y, a diferencia de las anteriores que habían sido efectuadas por organismos oficiales y con efecto demostrativo; éstas han sido exclusivo producto de la actividad cooperativa de servicios eléctricos, por su propia iniciativa y financiamiento, sin apoyo oficial alguno.

En 1994 la Cooperativa Eléctrica ( PECORSA) de Comodoro Rivadavia instaló dos máquinas Micon de 250 Kw cada una en el cerro Arenales, siendo los dos primeros equipos de elevada potencia instalados en el país.

Cabe mencionar que ahora en el mes de Junio 97 la Cooperativa tiene que recivir 8 nuevas máquinas de 750 Kw cada una, éstas, una vez instaladas, harán que la ciudad de Comodoro Rivadavia tenga el parque eólico más grande de Sud-America con una potencia instalada de 6 Mw.

En 1995 la Cooperativa eléctrica (COPELCO) de Cutral Có ( Neuquén) instaló la primera máquina de 400 Kw del país, una Micon. Ese mismo año se inició la instalación del parque eólico de Pico Truncado (Santa Cruz), obra conjunta de la Cooperativa Eléctrica y la Municipalidad de esa ciudad, con diez máquinas Ventis de 100 Kw cada una, dentro del Programa de cooperación Eldorado de la República de Alemania. La Cooperativa Eléctrica de Pehuen Có (Buenos Aires) instaló en las cercanías de Punta Alta otra Micon de 400 Kw y la Cooperativa Eléctrica de Tandil dos Micon de 400 Kw.

A comienzos de 1995, la Cooperativa Electrica de Rada Tilly (Chubut) instaló una nueva máquina Micon de 400 Kw y la Cooperativa Eléctrica de Necochea comenzó la instalación de cinco máquinas españolas ACSA de 250 Kw cada una.

Central Eólica de Comodoro Rivadavia:

Nombre: Parque eólico Antonio Morán

Lugar de instalación: Cerro Arenales, Comodoro Rivadavia.

Potencia Instalada : 500 kW

Número de molinos: 2

Modelo de molino: M530-250/50 kW

Fecha de instalación: 19 de enero de 1994

Producción acumulada al

01/06/97: 6.442.549 kW

Futura instalación:

En agosto de 1997 se instalará un nuevo Parque Eólico en Comodoro Rivadavia de 6 MW de capacidad, con 8 molinos modelo M1500-750/175 kW, para la Sociedad Cooperativa Popular Ltda. De Com. Riv.

Central Eólica de Cutral Có:

Lugar de instalación: Cerro California, Cutral Có, Pcia. De Neuquén

Potencia instalada: 400 kW

Número de molinos: 1

Modelo del molino: M750-400/100kW

Fecha de instalación: 20 de octubre de 1994

Producción acumulada al

08/04/97: 2.085.881 kW

Central Eólica de Punta Alta:

Lugar de instalación: Balneario de Pehuén Có, Pcia. De Bs. As.

Potencia instalada: 400 kW.

Número de molinos: 1

Modelo de molino: M750-400/100 kW

Fecha de instalación: 17 de febrero de 1995

Producción acumulada al

01/06/97: 1.812.100 kW

Central Eólica de Tandil:

Lugar de instalación: Paraje La Vasconía, Tandil, Pcia. Bs. As.

Potencia instalada: 800 kW

Número de molinos: 2

Modelo de molino: M750-400/100 kW

Fecha de instalación: 26 de mayo de 1995

Producción acumulada al

01/06/97: 3.852.391 kW

Central Eólica de Rada Tilly:

Lugar de instalación: Localidad de Rada Tilly, Pcia. Chubut

Potencia instalada: 400 kW

Número de molinos: 1

Modelo molino: M750-400/100 kW

Fecha de instalación: 18 de marzo de 1996

Producción acumulada al

01/06/97: 1.933.745 kW

Central Eólica de Pico Truncado:

Lugar de intalación: Pico Truncado, Pcia., de Santa Cruz

Potencia instalada: 1000 kW

Número de molinos: 10

Marca molinos: Ventis

Año de instalación: 1995

Central Eólica de Necochea:

Lugar de instalación: Necochea, Pcia. Bs. As.

Potencia instalada: 1250 kW

Número de molinos: 5

Marca de molinos: Acsa

Año de instalación: 1996

Diseño de turbinas eólicas

Numerosas turbinas eólicas han sido diseñadas y construidas para aprovechar la energía de viento, transformándolo en energía mecánica que luego es utilizada para bombear agua, calentar un liquido o generar electricidad.

Las mas tradicionales son aquellas dedicadas al bombeo de agua. Esta aplicación conserva su validez a nivel mundial, debido a su simplicidad y a la adaptación entre la errática disponibilidad del recurso, que permite ir acumulando agua en forma intermitente y los requerimientos del usuario.

Los molinos bombeados de agua son de baja eficiencia pero su diseño multipala le confiere una gran cupla de arranque. Esta cupla les permite comenzar a gira con una débil brisa.

El agua bombeada, usualmente de caudal pequeño aun con vientos fuertes, se va depositando en un tanque, desde el que se alimenta un bebedero de animales y también se cubren las necesidades del suministro familiar.

Estadísticamente, las calmas totales de viento son muy reducidas y existe en general, abundancia de vientos suaves o muy suaves que son capaces de accionar estos molinos multipalas, logrando de este modo, la provisión casi continua de agua.

La energía mecánica producida por el viento, también puede ser utilizada para generar energía calórica, por medio de un agitador inmerso en un tanque de agua.

Este medio es muy eficaz para calentar el liquido, ya que la energía mecánica es transformada casi totalmente en calor y solo deberá tenerse en cuenta una adecuada aislación térmica en el tanque, a fin de evitar perdidas.

Perfomance de la turbina:

La potencia disponible en el viento es:

Pd= ½ V³ A

La potencia disponible, aumenta con el cubo de la velocidad del viento y la potencia captada por la turbina eólica, también crece en forma similar, a partir de una velocidad de arranque, denominada velocidad de corte inferior V_ci.

A partir de esta velocidad, la potencia crece muy rápidamente con el viento, pudiendo llegar a valores extremos durante fuertes tormentas. En principio, la turbina podría ser diseñada para operar en estas circunstancias y resistir estructuralmente la contingencia más exigente, ya que parecería interesante poder generar la mayor cantidad de electricidad en momentos de mucho viento. La maquina resultante, que seria muy robusta, también seria muy cara y es posible que la tormenta para la cual haya sido diseñada, ocurra solo unas muy pocas veces, en toda su vida útil.

Durante las tormentas, esta turbina generaría mucha electricidad en cortos períodos de tiempo y en el balance global, el incremento de la energía total generada sería insignificante.

Para su diseño, es más apropiado limitar la potencia captada a un cierto valor denominado potencia nominal Pn. Esta potencia es generada cuando la velocidad del viento alcanza la velocidad nominal Vn. Al superarse esta velocidad, el sistema de control debe actuar, limitando la potencia generada, a Pn. A partir de entonces, la potencia se mantiene aproximadamente constante hasta una velocidad alrededor de los 24 m/seg. Esta es la velocidad de corte superior Vcs.

En turbinas de cierta potencia, por encima de los 5 Kw, si el viento excede esta velocidad Vcs, se requiere un mecanismo especial que detenga la hélice. En el caso de turbinas de eje horizontal con sistemas de control por cambio de paso, la acción correspondiente manda la hélice a posición bandera, la turbina se detiene.

La hélice detenida y en bandera ofrece la menor resistencia aerodinámica y su estructura, en esta posición, debe ser capaz de soportar vientos de hasta una velocidad de supervivencia Vs.

En la mayoría de los diseños, Vs se considera igual a 60 m/seg., por estimarse suficientemente elevada para casi toda la región de la tierra. Sin embargo, en algunos lugares especiales como la Antártida o zonas de tormentas ciclónicas se han registrado vientos aun mas elevados y para instalaciones en estas regiones debería incrementarse la velocidad de supervivencia a 80 o tal vez 85 m /seg. Estos valores deben ser analizados cuidadosamente ya que el costo de la turbina se incrementa significativamente al aumentar la velocidad de supervivencia.

Por otro lado, la medición del viento con anemómetros comunes no resulta muy confiable en este rango de velocidades, donde la precisión de los instrumentos sufren notables distorsiones.

Por estas razones, debe evaluarse con prudencia la real necesidad de incrementar Vs en el diseño. Con respecto a la velocidad nominal Vn, su valor numérico depende de la aplicación para la cual esta orientada la turbina y con este fin, discutiremos a continuación las instalaciones aisladas en lugares remotos y aquellas instalaciones llamadas granjas eólicas, consistentes en un gran número de turbinas agrupadas, para suministrar energía a la red eléctrica.

Instalaciones Aisladas y Conectadas a la Red:

En Estados Unidos y Europa, la línea de distribución eléctrica esta extendida por todo el territorio y las instalaciones de turbinas eólicas se realizan conectadas a la red, para producir el ahorro de combustibles fósiles o para reducir las facturas de electricidad de quienes deciden instalarlas en su viviendas.

En cambio, en los países en vía de desarrollo, gran números de potenciales usuarios se encuentran en lugares remotos, donde no llega la línea de distribución eléctrica o donde la distancia entre el usuario y la línea es grande y su conexión seria excesivamente cara. En estos casos, las instalaciones de turbinas eólicas pueden proveer energía eléctrica a los habitantes que hasta ese momento carecían de dicho suministro o lo obtenían mediante el uso de grupos electrógenos, caros e incómodos, por el transporte de combustible que debe realizarse periódicamente .

Estas personas viven en su mayoría, en condiciones de vida muy precaria y la llegada de un aerogenerador puede aportarles cierto progreso y confort, cumpliendo también de este modo, una función social.

El diseño de las turbinas eólicas también difiere en su concepción según que su aplicación sea para una instalación aislada o para ser conectada a la red.

La turbina aislada debe poseer un mecanismo de control de la velocidad de giro de la hélice para que no exceda un determinado valor, aun con vientos muy intensos.

A diferencia de las instalaciones aisladas, cuando la turbina es conectada a la red, usando un generador eléctrico asincrónico, la misma red, con su gran inercia, fija la frecuencia y por consiguiente la velocidad de rotación del equipo.

Si el viento aumenta, la cupla se incrementa pero a una velocidad de giro constante, entregando mayor potencia a una misma frecuencia. Esta mayor potencia esta limitada a un cierto valor, ya que la turbina genera hasta una determinada velocidad del viento y si esta velocidad es superada, la turbina se detiene.

En las instalaciones conectadas a la red, debe tenerse en cuenta la posibilidad de un corte en la línea, por algún accidente. En estas condiciones, si aumenta la intensidad del viento, la turbina se embala pues normalmente no dispone de un sistema de control de revoluciones. Para estos casos se prevé un mecanismo de disparo simple, mediante el cual, si la hélice excede una determinada velocidad de giro, se abren unas aletas de frenado o algún mecanismo similar que la detiene. La turbina queda en esta

posición hasta que se halla subsanado el problema en la línea y posteriormente se deben cerrar las aletas para que la turbina comience a operar nuevamente en forma normal.

Entre los sistemas conectados a la red, deben distinguirse aquellas instalaciones domiciliarias que un usuario realiza para disminuir su factura de luz y aquellas otras instalaciones múltiples, denominadas granjas eólicas.

En los sistemas domiciliarios, ya sean conectados a la red o aislados, el equipo estará instalado en el lugar de residencia del usuario y si bien, para que se justifique la instalación eólica, este debe estar en una zona de vientos, la velocidad media local puede variar entre valores tan bajos como 3 a 3,5 m/seg. hasta 8 m/seg. o mas.

Estas turbinas no son diseñadas a medida para un lugar, sino que deben ser suficientemente aptas para zonas de variada velocidad media, para que puedan ser utilizadas por la mayor cantidad de usuarios posibles.

En la actualidad se ha alcanzado un alto grado de desarrollo en la generación eléctrica mediante el uso de las turbinas eólicas. Esto, junto a la aplicación de políticas adecuadas ha permitido la construcción de verdaderas centrales eléctricas cuya generación se obtiene a partir del recurso eólico.

En este aspecto, el liderazgo es ejercido por los E.E.U.U., con enormes instalaciones en la costa oeste, cuya energía generada duplica la obtenida por nuestra central hidroeléctrica del Chocón

La hélice para turbinas eólicas

de eje horizontal.

Introducción:

El viento es una fuente de energía que puede ser aprovechada por medio de las turbinas eólicas. Muchos diseños de estas turbinas han sido realizados y efectivamente giran al enfrentar al viento. Sin embargo, existe una diferencia importante entre aquellas que continúan girando cuando se les aplica una carga o un cierto freno sobre el eje de rotación y las que se detienen ante esta resistencia.

Ensayos efectuados con modelos en el túnel de viento revelan que las de mejores rendimientos son aquellas turbinas con hélices de tipo convencional de eje horizontal y las turbinas de eje horizontal y las turbinas de eje vertical tipo Darrieus.

La hélice:

La hélice es, posiblemente, el elemento más importante de una turbina eólica por ser el captador de la energía del viento. Al ser expuesta a la corriente de aire, experimenta una presión sobre su superficie generando una cupla que la hace girar.

La potencia disponible en el viento es Pd= ½ V³ A en Watts.

Donde: = 1,225 Kg/m³, densidad del aire en atmósfera standard a nivel del mar.

V = velocidad del viento en m/seg.

A = superficie perpendicular a la dirección del viento en m^2.

De esta potencia disponible, sólo una parte puede ser captada por la hélice y el grado de eficiencia de ésta es medido por el coeficiente de potencia Cp.

La potencia captada es entonces:

Pc = Cp ½ V³ A

El coeficiente de potencia Cp permite representar las principales características de las hélices, en combinación con otro importante parámetro a dimensional . Este último, establece la relación entre velocidad de la punta de la pala y la velocidad del viento.

l = w. R

V

donde: R = radio de la hélice en metros

w = velocidad angular en rad/segundo

w = n.p

30

y n = velocidad de rotación de la hélice en rpm

l = combina las variables más importantes del diseño, de modo tal que las performances de cualquier hélice quedan totalmente definidas al representarse el coeficiente de potencia Cp en función de la relación de velocidades l.

Glauert estudió la variación ideal de performances de hélices usadas en turbinas eólicas, en función de l.

En la figura se ha representado la envolvente de estas performances ideales y también se ha representado los resultados experimentales de varios tipos de hélices.

Se puede observar que el molino multipala y el Savonius alcanzan su máxima eficiencia para un valor de l aproximadamente igual a 1, mientras que la hélice de 2 palas o la Darrieus alcanzan su máximo para valores de l=5.

Puede notarse en la figura, que los máximos valores de Cp para turbinas rápidas con elevado l, son mayores que las de bajo valor de l.

De la curva, se observan los siguientes valores:

Cp máx l

Hélice de eje horizontal 0,42 6

Turbina Darrieus 0,35 5

Savonius 0,25 1

Molino multipala 0,12 1

Performances de hélices en molinos y turbinas de viento.

Los valores de Cpmáx representan el rendimiento aerodinámico máximo de la hélice. Asu vez, los altos valores de l, se hallan significativos cuando se debe generar electricidad, ya que por la característica propia de las máquinas eléctricas, requieren elevada velocidad de giro.

La curva de Cp en función de l, que caracteriza el comportamientode una hélice, depende de la forma y las dimensiones geométricas de ella.

El perfil aerodinámico usado, la longitud de las palas y el número de estas, el alabeo y la variación de la cuerda en función del radio son elementos que determinan en forma sensible las performances de la hélice.

A continuación veremos como influye cada uno de estos valores.

Solidez:

Para una hélice dada, de denomina solidez a la relación entre la superficie ocupada por las palas y la superficie frontal barrida por la hélice.

S ₌ Ap

Afb

donde: S= solidez

Los aparatos de elevada solidez poseen una fuerte cupla de arranque y giran a baja velocidad. Estas máquinas se adaptan bien para el bombeo de agua pues en el arranque pueden necesitar desplazar un importante volumen de fluidos y además es preferible la circulación del líquido por las cañerías a baja velocidad, para disminuir las pérdidas.

A medida que disminuye la solidez, la hélice puede girar a mayor velocidad. Esta propiedad es importante pues la potencia es igual a la cupla por velocidad angular.

P = C.w

y por lo tanto, para la misma cupla, la potencia aumenta con la velocidad angular. En el diseño de la hélice óptima este aspecto es importante y debe analizarse con cuidado ya que la cupla no es constante.

Por otro lado, para la generación de electricidad se requiere alta velocidad de rotación, con lo cual la máquina eléctrica disminuye sus dimensiones, peso y consecuentemente su precio.

Al disminuir la solidez de la hélice, deberá tenerse en cuenta que la cupla de arranque también se reduce. Esta no deberá descender por debajo del mínimo que permita arrancar, si bien es cierto que en algunos casos se puede recurrir a otros elementos adicionales que ayudan a la puesta en marcha.

Adicionalmente, al disminuir la solidez, las palas se hacen cada vez más delgadas, con valores de cuerda reducidos y por lo tanto más frágiles.

A partir de un cierto punto, por razones de resistencia estructural, la pala no puede hacerse más delgada y su forma se aparta de la configuración óptima.

Cómo consecuencia, en la práctica resulta más fácil construir una hélice óptima de 2 palas que con un mayor número de estas ya que para una misma solidez, la hélice de 2 palas tiene mayor cuerda.

Cálculo de la hélice óptima

se considera que l hélice optima para una turbina eólica es capaz de captar la máxima energía posible de la que se encuentra disponible en el viento.

En esta sección, se describe el método para determinar la forma geométrica de esta hélice, partiendo del perfil aerodinámico seleccionado y calculado luego la variación de la cuerda y el ángulo de alabeo en función del radio.

Este método hace uso de la ecuación de la cantidad de movimiento axial y la teoría del elemento de pala, llegando de un modo interactivo a determinar la forma de la hélice.

Teoría de la cantidad de movimiento axial

De acuerdo a lo visto en el tubo de viento de que

P₂ - P₃ = pV (V₁ - V₄) = p V²₁ (1 - 2a)2ª

habiendo hecho uso de la ecuación (4.7).

De este modo, el empuje producido sobre el anillo elemental de área dA = 2p r dr será:

dT = (p₂ - P₃)dA = 4p p V²₁ (1 - a) a r dr

Al cruzar el disco de la hélice, el aire se enrosca y su velocidad de rotación varia desde un valor nulo frente al disco a un valor wr detrás del mismo. Tomando el valor medio de rotación del aire como , se tiene que la velocidad de rotación del aire relativa a la paleta es:

Denominamos al factor de velocidad angular como:

se tiene que la velocidad de rotación del aire relativa es Vtr = W r (a’-1).

Esta velocidad se compone de la velocidad axial V=V1(1-a), dando la velocidad relativa resultante Vr’ figura 1.

De acuerdo con la ecuación del momento de la cantidad de movimiento para un flujo estacionario, la cupla exterior que actúa sobre el fluido está dada por:

La integral se extiende sobre la superficie que envuelve al volumen de control, figura 2, es la velocidad absoluta y es la velocidad del aire relativa a la pala de la hélice.

Aplicando esta expreción al área elemental , la cupla que el aire produce sobre el rotor es: y siendo y

Factor de pérdida en las puntas

Tanto el empuje como la cupla se ven alterados sensiblemente por los vórtices gemerados en la punta de la pala como consecuencia de la diferencia de presión existente a ambos lados del perfil. Esta pérdida en la puntera ha sido tratada en diferentes maneras por varios autores y debe ser incorporada en la teoría de la cantidad de movimiento. Nosotros adoptaremos el método de Prndtl que consiste en incorporar unfactor F dado por:

donde

siendo N el número de palas de hélice, R el radio máximo y f el ángulo que forma la velocidad relativa Vr con el plano de rotación.

Incorporando este factor a las expresiones de empuje y cupla nos queda:

Teoría del elemento de pala de hélice

Una porción elemental de pala de hélice, de espesor dr, puede ser considerada como un perfil bidimencional aislado, con sus características aerodinamicas propias. Omitiendo la interferencia de las secciones adyacentes y también la producida por las otras palas, se puede conciderar que los coeficientes de los esfuerzos, tangencial y normal al plano de giro, están dados por:

donde C_L es el coeficiente de sustentación del perfil y C_D el coeficiente de resistencia figura3

De aquí se desprende que el empuje que actúa sobre el elemento es:

donde c = cuerda, y la cupla elemental:

Relación de ambas teorías

En la teoría de la cantidad de movimiento y en la teoría del elemento de pala de hélice, se han desrrollado expresiones aproximadas del empuje y la cupla elemental.

Sin embargo, en la toría basada en la variación de la cantidad de movimiento, se consideró al aire sin fricción. De este modo, ambas teorías serían compatibles sólo si se considera que elperfil no tiene resistencia y, por lo tanto, el coeficiente C_D es nulo. Consecuentemente se tiene:

Igualando ahora las expresiones de empuje y cupla elemental, se tiene:

Para el empuje:

Por otro lado

Operando ahora con las ecuaciones de las figuras 1 y 2 se obtiene

De este modo, si se supone un valor de “a” se puede calcular tanf y luego a’.

Calculemos ahora la potencia captada por un anillo Dr del disco de la hélice.

Para un valor dado de W, r y Dr la cantidad en el primer paréntesis es una constante. Entonces para obtener la mayor potencia en cada anillo del disco se debe maximizar la función

G = F (1-a) a’

Para ello se supone un valor de “a” y como vimos anteriormente se calcula tan f y a’ y luego F con lo que se obtiene G para el valor supuesto de “a”. Por medio de un proceso de aproximaciones sucesivas se varía “a” hasta encontrar el máximo valor de G. El valor de “a” correspondiente es usado entonces para calcular la cuerda c a partir de la ecuación de la figura 1.

C_L es por el momento un valor supuesto. Se calcula entonces el número de Reynols

donde n es la viscocidad cinemática del aire.

El perfil aerodinámico debe elegirse cuidadosamente a fin de obtener elevada sustentación y baja resistencia. Una vez seleccionado el perfil se puede determinar C_L y C_D, con el valor de Re calculadoy para un sipuesto ángulo de ataque a. Ahora estamos en condiciones de calcular el coeficiente Ct figura 3.

Ct = C_L sen f - C_D cos f

Este coeficiente Ct se encuentra en el plano de giro y es el que impulsa a la hélice en su movimiento de rotación. Variando a se obtiene el máximo Ct y luego con este valor de a se determina C_L y se recalcula la cuerda c y el número de Reynolds.

El ángulo m que forma la cuerda del perfil con el plano de rotación se obtiene como:

m = f - a

Este valor m es variable con el radio ya que debe acompañar a la variación de la velocidad tangencial de la pala. A partir de este valor de m, se obtiene el alabeo de la hélice mo el cual es el ángulo que forma la cuerda de un perfil genético con la cuerda del perfil punta de pala.

mo = m - p

donde el paso de la hélice p, es el ángulo que forma la cuerda del perfil punta de pala con el plano de rotación.

De este modo la cuerda c y el alabeo mo quedan definidos para un radio r de la pala y repitiendo el cálculo para otros radios, la geometría de la hélice óptima queda determinada.

Haciendo uso de este método, se ha calculado la hélice óptima de varias turbinas eólicas.

Soluciones constructivas

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 coste total de la máquina (40 %)

En la última década se han elborasdo 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 costes de producción.

La mayor parte de los fallos estructurales en las palas de las turbinas se han producido a causa de las fuerzas ciclicas que actúan sobre ellas y que generan vibraciones sobre las máquinas. Sobre la pala actúan las fuerzas aerodinámicas y las fuerzas centrífugas. Las primeras son siempre cíclicas en los rotores Darrieus, e incluso en las hélices también pueden producir un fenómeno cíclico cuando están situadas a sotavento. 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 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 enrtre 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 cuadripalas.

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 que 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 cástrofes 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 sisitema 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 centrífugas que dependen de su masa. En conjunto deben ser resistentes, rígidos y ligeros.

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 sde trabajo que requiren 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 estampación, 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 mts) 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.

Partes constructivas de un generador eólico

1: Aspas

2: Acople elástico

3: Eje principal

4: Servo motores para la dirección del viento

5: Caja engranajes

6: Acople elástico

7: Eje que une caja con alternador

8: Alternador

9: Amortiguadores delanteros

10: Amortiguadores posteriores

11: Amortiguadores de caja

12: Puente grua para realizar mantenimiento

13: Anemómetro

14: Radiador

Sistemas de control

Introducción

La potencia captada por la hélice de una turbína aumenta con el incremento de la velocidad del viento.

Para evitar que esta potencia captada alcance valores extremos y genere tensiones estructurales en el equipo más allá de los límites tolerables, es necesario disponer de un sistema de control.

El sistema de control normalmente limita la velocidad de giro de la turbina.

Una falla en este sistema en circunstancias de vientos intensos puede generar revoluciones de la hélice excesivamente altas. Si la fuerza centrífuga, que aumenta con el cuadrado de la velocidad de giro, supera la resistencia de la raíz de la pala, ésta se desprende. La pérdida de una pala produce un desequilibrio de tal magnitud que frecuente mente ocasiona la rotura y el desprendimiento de la otras palas.

Si esto no llegara a suceder y la hélice fuera capaz de resistir la fuerza centrífuga, podría ocasionarse un nuevo y peligroso evento. Durante las tormentas, el viento cambia de dirección con variada frecuencia, induciendo a la máquina a cambiar su orientación. La hélice, girando a altas revoluciones, tiende por efecto giroscópico, a mantener fijo su plano de rotación aún cuando el eje de la hélice cambia de dirección. Este fenómeno produce una flexión ta importante de las palas que pueden llegar a tocar la torre o sus tensores.

Estos ejemplos de casos reales que han sido registrados, ponen de manifiesto la importancia de contar con un eficaz sistema de control, ya que de su correcto accionar depende la seguridad del equipo y una falla en este sistema puede resultar catastrófico para la turbina.

Variados sistema de control han sido utilizados en diferentes tipos de turbinas. Existen sistemas mecánicos que actúan por la acción de la fuerza centrífuga y otros sistemas que cambian el plano de rotación de la hélice para reducir la captación de energía del viento. Existen tambien aquéllos que actúan aerodinámicamente por medio de alerones y los hay hidráulicos y tambien electronicos.

Los sistemas mecánicos son los más simples, los más seguros, pero su regulación también es la más grosera. En el otro extremo, se encuentra los sistemas de contol electrónicos, mucho más complejos pero ofrecen una regulación de excelente calidad y la posibilidad de incorporar el control de otras operaciones adicionales.

Sistemas de control centrífugo

En estos sistemas la fuerza para realizar el control, proviene de la fuerza centrífuga generada por la rotación de contrapesos que varían su distancia al eje de rotación.

Los pesos están conectados cinemáticamente con las palas de la hélice, de modo que la apertura de los pesos producen un cambio del paso de las palas con lo cual se varía la captación de energía.

Además de la fuerza centrífuga originada por los contrapesos rotantes, también existe la acción de una fuerza que tiende a restaurar la posición de las masas cuando la fuerza centrífuga disminuye. Esta fuerza está originada en algunos diseños por la acción de la gravedad, cuando el eje de rotación es vertical o también por la acción combinada de la gravedad y de un resorte. En cambio, cuando el eje de rotación del regulador es horizontal, la fuerza restauradora se logra por la sola acción de un resorte.

El componente radial de esta fuerza se denomina fuerza de control F.

Las distintas fuerzas que se generan en el sistema se transmiten a un manguito que se desplaza en la dirección del eje de rotación. Sobre el manguito, actúa Fc y una fuerza que se opone a ésta denominada fuerza de acción P debida a F . Por lo tanto se tiene:

Fc = Fuerza centrífuga

F = fuerza de control. Componente radial de la fuerza restauradora que se opone a la fuerza

centrífuga.

Fc = Fuerza en el manguito en la dirección de su movimiento, debido a la fuerza centrífuga.

P = Fuerza de acción sobre el manguito que se opone a Pc.

Estabilidad de un regulador.

Un regulador es estable cuando para una determinada velocidad de rotación existe una configuración a la cual el sistema tiende naturalmente luego de cualquier perturbación y ante un cambio en la velocidad de rotación existe una nueva configuración de equilibrio donde también se verifica la condición de estabilidad.

Para una determinada velocidad angular w y tomando la dirección radial r en que actúan F y Fc, para que un sistema sea estable debe verificarse que cuando r aumenta en un Dr, el aumento de F es mayor que el aumento de Fc.

En el límite para Dr que tiende a cero

y como se tiene

Tomando el punto de funcionamiento en equilibrio donde Fc = F, se obtiene

Esto se interpreta gráficamente, como que un regulador es estable cuando la pendiente de la curva de la fuerza decontrol F es mayor que la pendiente de la recta que pasa por el origen.

Irregularidad del regulador

Si el regulador funciona entre una velocidad de rotación mínima w1, y una velocidad máxima w2 y en el punto de equilibrio deseado su velocidad es we, el grado de irrugularidad está dado por :

Si w1 y w2 están suficientemente próximos se puede aproximar

de donde resulta que

El valor del grado de irregularidad es particularmente importante en la generación de energía eléctrica alterna donde la frecuencia debe mantenerse entre límites estrechos que por lo general no deben exceder un +- 5 %.

En este caso el grado de irregularidad d debe ser :

Sensibilidad

La sensibilidad de un regulador se expresa por :

El valor de s, mide el trabajo que efectúa la fuerza de acción P ante una variación relativa de la velocidad de rotación. Es decir que para un mismo valor de P y de Dw/w, la sensibilidad es mayor cuanto mayor sea el desplazamiento Dx del manguito.

Para un determinado sistema, la sensibilidad varía para diferentes velocidades de rotación y es recomendable utilizar como zona de trabajo aquella donde su sensibilidad sea máxima.

Regulador centrífugo exagonal

Para visualizar los conceptos de estabilidad, irregularidad y sensibilidad que son fundamentales en el diseño de un regulador, consideraremos como ejemplo el representado en la fig. 6.1 usado en un aerogenerador de dos palas con eje horizontal. Este regulador forma un exágono articulado con todos sus lados iguales y cuyo eje de rotación coincide con el eje de la hélice.

En la figura se ha dibujado solamente la raíz de una pala, solidaria al brazo b, que gira con éste alrededor del punto cero y por lo tanto, el ángulo de paso de la pala cambia cuando las mazas m se apartan.

En la configuración del regulador puede observarse que existe 2 tipos de rotaciones, una corresponde a la rotación de la hélice alrededor de su eje y la otra corresponde a la rotación de las palas alrededor de los ejes 0 y 0’.

Al girar la hélice, las palas desarrollan un momento aerodinámico alrededor de los ejes 0 y 0’ que también actúa en el funcionamiento del regulador. Por ahora, este momento aerodinámico será ignorado para analizar el regulador independientemente de la máquina regulada. Más adelante esta interacción será incorporada.

La fuerza centrífuga que actua sobre la masa m es

La fuerza que el resorte ejerce sobre el manguito es:

donde A representa la compresión inicial del resorte para X = 0 y K es la constante del resorte.

La fuerza de control F es entonces

Luego

donde

qi es el angulo inicial cuando X = 0 y

Para valores de m = 0,3 kg, número de revoluciones de la hélice n = 250 rpm, b = 0,12 m, A= 100 N y k = 1.320 N/m, se obtienen las curvas de la fig. 6.3.

El punto E de intersección de las dos curvas es un punto de equilibrio estable. Si debido a una perturbación, r aumenta su valor, la fuerza restauradora F supera a la fuerza centrífuga Fc haciendo que r disminuya hasta el valor de equilibrio rE. Similar fenómeno ocurre si r disminuye.

Veamos ahora el grado de irregularidad. Si se admite una velocidad de giro de +- 5 %, entonces n podrá variar de 237,5 a 262,5 rpm y las curvas de Fc varian tal como se observa en la fig. 6.4.

Frente a un aumento de la velocidad del viento, la hélice comenzará a girar más rápido y supongamos que n alcanza 280 rpm con un punto de equilibrio en D. Pero 280 rpm está por encima de las 262,5 rpm requeridas. Para bajar el punto de equilibrio al punto G deberá modificarse la pendiente de la curva F, lo que significa variar la compresión inicial del resorte A y el valor de la constante K, ecuación (6.2).

Sistema de control Hidráulico

Todos los sistemas de control deben realizar en su última etapa, una acción correctiva por medio de una actuador y este debe ser capaz de desarrollar la potencia necesaria para el caso de mayor carga.

En las turbinas eólicas, los actuadores hidráulicos son muy adecuados por la facilidad con que pueden alcanzar potencias considerables. Esto no sucede por ejemplo con los servomotores eléctricos, en los cuales su volumen crece considerablemente con la potencia de los mismos.

Por otro lado, los sistemas de control hidráulico son en realidad sistemas híbridos, ya que la detección de un exceso de revoluciones de la hélice es efectuado generalmente en forma mecánica por la acción de la fuerza centrífuga o por un sensor electrónico que finalmente comanda el actuador hidráulico.

Esto significa, que solo una parte es hidráulica y deberá ponerse especial cuidado en el diseño de los elementos componentes del sistema, para que estos sean adecuadamente compatibles.

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 en el caso de aerogeneradores de gran potencia de un embrague.

Tanto las dinamos como los alternadores requieren un gran número de revoluciones para funcionar eficazmente, por lo que la mayoría de los aerogeneradores deben ir provistos de una multiplicadora que eleve las vueltas del rotor. Caso especial lo constituyen los que se utilizan directamente para bombeo, o los que disponen de un sistema especial de salida.

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 del 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 capaces de absorber vibraciones. Las multiplicadoras de engranajes deben ir provistas de cajas blindadas para protegerlas del medio ambiente y con sistemas de lubricación y bajo mantenimiento.

Se han desarrollado también cierto tipo de rotores especiales que evitan la nencesidad de utilizar multiplicadora.. La compañia francesa Morel diseño 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 compañia Noah, lleva un rotor de doble hélice en el cque cada una de ellas gira en sentido contrario respecto de la otra. 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 conecte el generador cuando el rotor halla alcanzado la velocidad de régimen.

Otra función que cumplen los sitemas de transmición, 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 acaso de estar situados a sotavento.

Sistemas de 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 electrica 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 algun tipo de almacenamiento a corto plazo para evitar pequeñas interferencias entre la red y el aerogenerador.

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.

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 costes sean los más bajos posibles.

Habitualmente, las compañias eléctricas han utilizado un sistema combinado de diferentes plantas generadoras, de diferentes caracteristicas 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 coste. Las puntas de las demandas 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. Estos sistemas utilizan los excedentes de producción eléctrica, en períodos de baja demanda, para bombear agua a un depósito 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 suficiente 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 (fig. 5-1).

El rendimiento de este tipo de almacenamiento es del orden del 70-75 por 100 y el tamaño óptimo, desde el punto de vista económico, está comprendido entre los 200 y los 2.000 MWh, adecuado para la instalación de parques de aeroturbinas.

Existe un proyecto en Wyoming (Estados Unidos) de una planta eólica compuestas de varias aeroturbinas, de 100 KW de capacidad global, acoplada a un sistema de hidrobombeo.

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 (fig. 5-2).

Las perspectivas de almacenamiento subterráneo parecen buenas y con menos dificultades para encontrar emplazamientos adecuados. La tecnología de excavación está suficientemente desarrollada y el único problema técnico consiste en determinar las características de permeabilidad y resistencia del suelo. Existe un proyecto para construir una planta de este tipo, desarrollado por la Potomac Electric Power Company.

Aire comprimido

El almacenamiento de energía en forma de aire comprimido constituye una alternativa interesante. El procedimiento consiste en acumular aire comprimido en depósitos o 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 del 70 a 75 por 100, y el tamaño óptimo de la instalación 200-1.000 MWh.

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.

En Alemania Federal existe una instalación de este tipo en Huntorf, cerca de Bremen. El aire se comprime a 70 atm, y se almacena en dos cuevas abiertas en una montaña de sal con una capacidad de 300.000 m³. La planta permite recuperar en dos horas la energía acumulada, con un aporte de 0.8 KWh empleado en la compresión y 1.5 KWh en el calentamiento por cada KWh obtenido.

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 65-75 por 100, y el tamaño óptimo de una instalación de almacenamiento térmico oscila entre los 50 y los 200 MWh.

Un sistema de acumulación calorífica en forma de vapor se utilizo hace 50 años en la planta Berlín-Charlottemburg, donde se emplearon una vasijas especiales de acero (acumuladores Ruth) para almacenar una mezcla a presión del vapor de la caldera de agua caliente de la central.

Baterías

En el campo de la baja potencia, los problemas del almacenamiento son diferentes, el coste 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(fig. 5-3).

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 baterías que están en desarrollo. 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 tienen el grave inconveniente de que trabaja a temperaturas de 500 ºc. Esta batería desarrollada por la Electric Power Research institute tienen muy buenas expectativas.

General Electric está trabajando sobre una batería de litio-cloro, con un peso 15 veces menor que la de plomo para igual cantidad de energía acumulada. A corto plaza se puede conseguir un modelo de hasta 5.000 KWh, pero presenta también el inconveniente de funcionar con temperaturas elevadas, del orden de 650 ºc, por lo que deben llevar un sistema de calefacción incorporado.

En conjunto, aunque el campo de las baterías está en plena evolución y las perspectivas esperanzadoras, en el momento actual sólo las de plomo y las alcalinas están en disposición de ser utilizadas en sistemas eólicos autónomos de baja potencia (fig. 5-4).

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 CO_2. 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 (fig. 5-5).

Las baterías de gas queman combustible gaseoso (figura 5-6). 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 electrólito.

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 especiales, 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.

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 necesita recuperar la energía a consta de frenar el volante (fig. 5-7).

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 modernos materiales plásticos pueden ser la solución adecuada.

Los rendimientos de los volantes de inercia son del orden del 70-85 por 100, y en un futuro próximo podrían ser de interés práctico en instalaciones de 10-15 KWh de capacidad.

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.

Cada uno de estos sistemas de almacenamiento se compone de un subsistema de conversión y de un subsistema de almacenamiento. La suma de las inversiones necesarias para la instalación de ambos subsistemas nos permita estimar el encarecimiento de la energía eólica debido a su almacenamiento.

Los sistemas de bombeo hidroeléctrico y los de aire comprimido son los más económicos y adecuados para 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 mas 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 semindustriales 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.

El coste de la energía eólica

El coste de cada kilovatio-hora obtenido mediante un sistema eólico depende:

* Del coste de la instalación que debe amortizarse a lo largo de la vida de la planta.

* Del coste de mantenimiento.

* De la energía producida, que depende en gran medida de la velocidad media en el emplazamiento.

La evaluación del coste de la energía habrá que realizarla en base a estudios meteorológicos, que nos permitan conocer la velocidad media en elemplzamiento, y una estimación aproximada sobre el factor de utilización de la planta y otra sobre la vida media de funcionamiento.

Con los dos primeros datos se determina la producción anual de energía, y con el tercero, el coste de amortización anual de la instalación.

Tanto General Electric como Karman Aerospace coinciden, aunque con valores diferentes, en que la velocidad media del emplazamiento es el factor más importante en la determinación del coste de energía.

El factor de utilización es el porcentaje de tiempo en que la aeroturbina funciona en condiciones normales de operación, teniendo en cuenta períodos de mantenimiento, posibles averías y tiempos de desconexión de la máquina debido a vientos inferiores a la velocidad de arranque o demasiado intensos, superiores a la velocidad de desconexion. Por regla general, se suele considerar el factor de utilización del orden de 90 %.

El mantenimientode esta máquinas no presenta problemas especiales. Los planes de mantenimiento de las plantas que actualmente están en funcionamiento se limitan a una revisión de rutina por mes, otra anual más a fondo con reposición de determinados componentes, y finalmente otra revisión en profundidad cada 10 años, con comprobación detallada de todos los elementos mecánicos y en particular los estructurales.

A partir de la producción media de energía anual del sistema eólico, se puede obtener el flujo de ingreso monetario a lo largo de la vida de planta y restando para cada período la amortix¡zación del capital invertido obtendremos el beneficio neto anual generado por la planta en términos monetarios. La suma de tales beneficios dividida por el capital invertido nos dará la rentabilidad.

Siendo :

I= ingreso estimado en el primer período.

r= tasa de inflación.

i= interés capital.

t= período.

Los valores estimados del coste del kilovatio-hora, en base a los estudios realizados sobre las plantas eólicas actualmente en operación, varía en los distintos países en función de las distintas hipótesis de cálculo utilizadas. Sin embargo, se puede adelantar que en todos ellos, los costes resultan de un orden de magnitud comparativo a los de otras energías convencionales.

Aspectos económicos y rentabilidad

de la energía eólica.

Consideraciones generales:

La rentabilidad de las grandes plantas eólicas constituye un factor determinante a la hora de considerar sus posibilidades de desarrollo. Aunque por el momento se pueden adelantar algunas conclusiones importantes, en base a los estudios y realizaciones experimentales de la pasada década, todavia es pronto para aventurar cifras consistentes sobre los costes reales de este tipo de energía.

Los estudios realizados por la General Electric y la Kerman Aerospace en 1975 constituyen, todavía hoy, una de las principales fuentes de informacion sobre el aspecto global de los costes y la rentabilidad de los sistemas de gran potencia, si bien están enfocados específicamente hacia las turbinas de eje horizontal.

Un punto de interes, es la cantidad real de energia que, por termino medio, se puede obtener en un sistema eólico determinado. La produccion media anual depende, en primer lugar, de la potencia nominal de la instalacion y del tiempo de funcionamiento, es decir, del tiempo en que no esté desconecteada por averías, mantenimiento, vientos demasiado fuertes , etc. Todos estos factores se pueden reunir en un coeficiente global de utilización. La velocidad media del emplazamiento elegido será el otro parámetro decisivo para determinar el nivel medio de producción de energía.

Evolución de los costes de instalación en plantas eólicas de gran potencia.

El tamaño de la planta es determinante del nivel de producción energética, y por lo tanto de los costes unitarios de la instalación, es decir, del coste por cada kilovatio instalado.

La evolución de los costes unitarios sigue la ley de las economías de escala. Para bajas potencias predomina la importancia relativa de los costes fijos, que no dependen de la potencia instalada, y los costes unitarios son elevados. A medida que las potencias son mayores, la aportación de los costes fijos va disminuyendo, y con ella el coste del kilovatio. La tendencia se mantiene hasta alcanzar un valor mínimo que define el tamaño óptimo del sistema.

A partir de ese valor, los costes unitarios vuelven a subir a causa de las dificultades técnicas que se crean por el excesivo tamaño de la máquina.

Esta evolución de los costes unitarios se corrobora en los estudios realizados por la G.E y la K.A., sobre dos sistemas eólicos optimizados para vientos medios de 5.4 m/s y 8 metros por segundo.