Sesion2 Eol Ecu Tecnologia

TECNOLOGIA

Asociación Empresarial Eó[email protected]

Tech4CDM

Taller sobre Energía Eólica - 2009

2

INDICE1.LA ENERGIA EOLICA UNA FORMA DE GENERACION• SITUACIÓN A ACTUAL – POTENCIA INSTALADA A NIVEL MUNDIAL2.LA TECNOLOGIA DE APROVECHAMIENTO DEL VIENTO• EL RECURSO EÓLICO• CARACTERIZACIÓN DE LOS VALORES MEDIOS DE VIENTO• DISTRIBUCIÓN DEL VIENTO CON LA ALTURA• VALORES EXTREMOS DEL VIENTO• ESTIMACIÓN DEL RECURSO EÓLICO• CRITERIOS DE INSTALACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO Y LOCALIZACIÓN DE

AEROGENERADORES3. LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN AEROGENERADOR• POTENCIA AERODINÁMICA EXTRAÍDA POR EL ROTOR• RENDIMIENTO DE CAPTACIÓN ENERGÉTICO Cp - LÍMITE DE LANCHESTER - BETZ• FUNCIONAMIENTO DEL AEROGENERADOR DE EJE HORIZONTAL• EL COMPORTAMIENTO DEL AEROGENERADOR• CONTROL DE POTENCIA DEL AEROGENERADOR• CURVA DE POTENCIA Y CONTROL DE POTENCIA DEL AEROGENERADOR4. CALCULO ENERGÉTICO• SELECCIÓN DEL AEROGENERADOR5.- TIPOLOGIAS DE AEROGENERADORES• IMPORTANCIA DE LA VARIACION DE VELOCIDAD DE GIRO Y DE PASO• SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LOS AEROGENERADORES SIN VARIACIÓN DE VELOCIDAD• TIPOS DE GENERADORES• SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LOS AEROGENERADORES SIN VARIACIÓN DE VELOCIDAD• SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LOS AEROGENERADORES VARIACIÓN DE VELOCIDAD

LIMITADA• SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LOS AEROGENERADORES CON VARIACIÓN DE VELOCIDAD

2

1.LA ENERGIA EOLICA UNA FORMA DE

GENERACION

4

LA ENERGÍA EÓLICA EN EL MUNDO. SITUACIÓN ACTUAL

Potencia acumulada a nivel mundial y tasa de variación. 1995-2008

La potencia eólica instalada a nivel mundial alcanzó los 120.798 MW a finalesdel año 2008, según el informe publicado por Global Wind Energy Council(GWEC), lo que supuso una tasa de crecimiento del 29%, incrementoligeramente superior al del año 2007 que se situó en un 27%.

4800 6100 760010200

1360017400

23900

31100

39341

47620

59091

74288

93835

120798

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

Potencia instalada acumulada (MW)

Tasa de variación

Fuen

te: G

WEC

y A

EE

4

5

LA ENERGÍA EÓLICA EN EL MUNDO. POTENCIA INSTALADA

Potencia instalada anual. 1996-2008

De los 27.051 MW instalados en el año 2008 a escala mundial, el 87,8% de esta potencia ha sido emplazado en 10 países, en el siguiente orden de mayor a menor potencia: Estados Unidos (8.358 MW), China (6.300 MW), India (1.800 MW), Alemania (1.665 MW), España (1.609 MW), Italia (1.010 MW), Francia (950 MW), Reino Unido (836 MW), Portugal (712 MW) y Canadá (526 MW).

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW Potencia instalada anualmente

Fuen

te: G

WEC

y A

EE

5

6

LA ENERGÍA EÓLICA EN EL MUNDO. REPARTO POR REGIONES DE LA POTENCIA EÓLICA INSTALADA ACUMULADA

En cuanto a la potencia eólica instalada por regiones, aunque Europa ha pasado a segundo lugar en el liderazgo mundial en el año 2008, continúa siendo el mercado más importante con 65.971 MW instalados..En Norte América, Estados Unidos ha superado todos los records en cuanto a potencia eólica instalada se refiere, con aproximadamente 8.358 MW instalados en 2008, superando por tanto los 25.000 MW acumulados a finales de dicho año.China ha doblado su potencia eólica instalada por cuarto año consecutivo, incrementando su potencia en 6,3 GW, alcanzando un total de 12,2 GW instalados a finales del año 2008, ocupando así el liderazgo en la región de Asia.En América Latina, Brasil ha sido el país que más ha incrementado su parque eólico de generación, con 295 MW nuevos. En el extremo opuesto se encuentra Argentina que tan sólo ha instalado 2 MW, según los datos publicados por GWEC.En África y Este Medio se han instalado 130 MW nuevos, de los cuales 55 MW se ubican en Egipto y 34 MW en Túnez.

6

7

POTENCIA INSTALADA PARA LOS AÑOS 2007 y 2008 –COMPUTO MUNDIAL

Installed Accu. Installed Accu. % of installedMW MW MW MW MW2007 2007 2008 2008 2008

Total Americas 5,815 19,391 9,527 28,918 33.8%Total Europe 8,285 56,824 9,179 65,971 32.6%Total South & East Asia 5,010 13,973 8,201 22,174 29.1%Total OECD-Pacific 597 3,220 1,056 4,272 3.7%Total Africa 83 469 228 696 0.8%Total other continents and areas:

3 127 0.0 127 0.0%

Annual MW installedcapacity 19,791 28,190

Cumulative MW installedin the world 94,005 122,158

Source: BTM Consult ApS - March 2009

7

8

POTENCIA INSTALADA PARA LOS AÑOS 2007 y 2008 –COMPUTO MUNDIAL – CONTINENTE AMERICANO

Installed Accu. Installed Accu.MW MW MW MW2007 2007 2008 2008

Argentina 0 31 2.0 33Brazil 161 392 295.0 687Canada 386 1,845 526 2,371Costa Rica 0 79 25 104Mexico 0 86 246 332USA 5,244 16,879 8,358 25,237Other Americas 23 79 75 153Total Americas 5,815 19,391 9,527 28,918Source: BTM Consult ApS - March 2009

8

9

LA ENERGÍA EÓLICA UNA FORMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Utiliza los recursos autóctonos.

Permite la creación de empleo local.

Mejora el impacto sobre el medioambiente.

Con una incidencia muy baja en la operación del sistema.

9

10

LA ENERGÍA EÓLICA EN LA GENERACION ELÉCTRICA: EUROPA

83.674

55.245

2.921 1.907 1.183

‐6.251‐11.219 ‐13.021‐20.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

Gas Eólica Hidráulica Biomasa Otras * Nuclear Carbón Fuel Oil

MW

Fuente: EWEA and Platts Power Vision

8.484

6.932

2.495

762473 296 149 60

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

Eólica Gas Fuel Oil Carbón Hidráulica Biomasa Otras * Nuclear

MW

Fuente: EWEA and Platts Power Vision

10

2.LA TECNOLOGIA DE APROVECHAMIENTO

DEL VIENTO

EL RECURSO EÓLICO

INTRODUCCIÓN: •El recurso eólico es simplemente la energía del viento, también llamada energía eólica, que es una fuente alternativa renovable. •Hablar del recurso eólico en un determinado emplazamiento, se refiere a la energía eólica o al potencial eólico que hay disponible en ese determinado lugar. •Si hablamos de viento, lo primero que podemos definir sencillamente es que el Viento es el aire en movimiento. Y cuando la masa de aire se pone en movimiento, adquiere una determinada energía cinética de traslación, y es precisamente esta energía la que hemos aprovechado con mayor o menor eficacia. •Aunque la definición de viento es muy sencilla la caracterización analítica del viento no es simple en realidad, dado que la corriente general de aire que se desplaza a lo largo y ancho de la corteza terrestre no es uniforme en todo su campo. •La distribución vertical del viento en altura o a lo ancho de la corriente, fenómenos de rafagosiad y de turbulencia en el seno de la propia corriente, hacen que el estudio del viento, como recurso aprovechable, sea muy complejo en si mismo.

EL RECURSO EÓLICOMecanismo básico de formación del viento: • En zonas de mayor calor, el aire al calentarse disminuye su densidad y se eleva la masa

de dicho aire. Al ascender dicha masa y alejarse del suelo, tendería a dejar un hueco, no quedando más remedio que se hueco sea rápidamente rellenado por el aire más frío proveniente del área circundante a la zona caliente.

• Si a escala planetaria tuviésemos solo dos zonas bien diferenciadas, debido a que el eje de giro fuese perpendicular al plano de la elíptica y la tierra tuviese una rotación de una vuelta por año, una correspondería a la zona caliente sobre el ecuador y la otra a una fría sobre cada uno de los polos, definiéndose solo dos celdas de circulación.

• Pero en realidad como la tierra va más de prisa, dando 365 vueltas sobre si misma a lo largo del año y el eje de giro no es perpendicular, como lo sabemos todos, debemos considerar según el principio de D’Alembert a las fuerzas de inercia, fundamentalmente la Centrífuga y la de Coriolis, haciendo que el movimiento de las masas de aire sea más complejo.

• Además de lo anteriormente expuesto, tenemos también que el aire es un gas que termodinámicamente su densidad depende de la presión y de la temperatura, con un contenido determinado de humedad, no siendo esta última constante en todo el planeta. Por otro lado la capacidad calorífica de los océanos y de los continentes es diferente. Sumado a que las condiciones de contorno son distintas a nivel de suelo que en altura, a lo que también se añade la rugosidad propia del terreno, vemos que finalmente el Viento es un movimiento de masas de aire terriblemente complejo y difícil de describir analíticamente de una forma precisa.

EL RECURSO EÓLICO• Mecanismo de formación del viento: LA CIRCULACIÓN GENERAL DE LA ATMÓSFERA

– Mecanismo de formación de celdas de recirculación a escala planetaria debido a la rotación de la Tierra sobre si misma (Efecto Coriolis).

Alisios del SE

Alisios del NE

Corrientes de chorroVientos polares del Este

Vientos del Oeste

Posición principal de corrientes de chorro subtropicales

Vientos del Oeste Vientos polares del Este

Posición principal de corrientes de chorro polares

EL RECURSO EÓLICO

• Mecanismo de formación del viento

– Desigual calentamiento de la tierra

– Fuerzas debidas al giro de la tierra• Centrífugas• Coriolis

EL RECURSO EÓLICO


– Variación del viento en la macro-escala.

– Equilibrio entre las fuerzas de presión y de Coriolis

EL RECURSO EÓLICO


– Equilibrio de fuerzas -

• FUERZA DE CORILIS – FUERZA DE PRESIÓN

• FUERZA CENTRÍFUGA, debida al movimiento circular

baja

alta

alta

alta

baja

EL RECURSO EÓLICO• Mecanismo de formación del viento

– Variación del viento en la meso-escala– Brisas nocturnas y diurnas

• Desigual calentamiento por radiación de la tierra y del mar

– Aire frío pesado que se desliza por las laderas de las montañas• Aire caliente que sube de los valles• Asociado a grandes cordilleras

EL RECURSO EÓLICO


– Variación del viento en la microescala– Pequeños obstáculos, cerros, colinas– Estelas de aeroturbinas u otros obstáculos

– Variación del viento en la escala de la turbulencia

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CARACTERIZACIÓN DE LOS VALORES MEDIOS DE VIENTO

El viento sufre variaciones temporales, por lo que conviene clasificarlas en dos grandes grupos: Variaciones, anuales, estacionales, diarias, etc y Turbulencia.ESPECTO DE LA VARIACIÓN DEL VIENTO

Hay que distinguir entre lo que son oscilaciones de largo plazo, diarias, mensuales, estaciones, etc, y lo que es turbulencia. Debemos por consiguiente buscar el período más apropiado para hacer la media. En margen de frecuencias entre 0,5 y 5 ciclos por hora (Ventana Espectral) correspondiente a períodos entre 10 minutos y dos horas, la variación del contenido energético del viento es muy pequeño.

20

21

CARACTERIZACIÓN DE LOS VALORES MEDIOS DE VIENTOEjemplo de la medida del viento en un anemómetro y como se sacan las medidas cada diez minutos. Distinción entre turbulencia y variación media del viento.

Se piensa que en el margen marcado por la venta espectral se puede elegir el período T para hacer la media. Se suele elegir T=10 minutos. De esta forma se separan las variaciones diurnas o estacionales de lo que es propiamente turbulencia. Las oscilaciones turbulentas son con frecuencias mayores que 0,1 ciclos por minuto. Las frecuencias propias de las estructuras eólicas, así como los tiempos típicos de respuesta de los diversos sistemas eléctricos y de control son con frecuencias mayores que 0,1 ciclos por minuto, y deben estudiarse estadísticamente, a partir de las características de la turbulencia.

21

22


Para poder predecir la variación de la velocidad media del viento durante un largo período de tiempo se suele utilizar la función de distribución acumulada o curva de duración del viento, que expresa la probabilidad de que la velocidad V exceda un valor límite, V0 durante el período considerado.Cuando dicha probabilidad se multiplica por 8.760 tendríamos el número de horas del año en que esperamos en que se exceda dicha velocidad:Distribución de Weibull

Contiene dos parámetros para ajustar a los datos reales: c y k . El parámetro c está relacionado con la velocidad media.

Caso Particular; K=2, Distribución de Rayleigh:

En la norma IEC 61400 distribución de Rayleigh, con Vave = 0,2 Vref

[ ]kr CVVVPVF )/(exp)()( 000 −=<=

[ ]2000 )2/(exp)()( aver VVVVPVF π−=<=

2,886,02

=== kCVaveπ

22


• Representación gráfica de la Curva de Weibull

• Durante un número de horas del añohay una velocidad mayor que la indicada

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 ≥26v(m/s)

curva distribucónfrecuencias y función weibull


• Si se aplicase la distribución de Rayleigh en un lugar donde:

• La probabilidad de que se excediese una velocidad de 12 m/s sería:

• Se excedería durante:•

• 8760x0,33=2827 horas al año

smV /10=

33,0/102

/12exp)/12Pr(2

=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−=≥

smxsmsmV π


• Cálculo de la Curva de Weibull• Los valores de k y C se deben obtener a partir de las medidas en el lugar elegido. Un

método consiste en ajustar mediante mínimos cuadrados los datos de las medidas a la siguiente recta, obtenida a partir de la curva de Weibull

• La pendiente de la recta nos da k y su intersección con el eje y C

kXYY += 0donde ))ln(ln( FY −= ( )0ln VX =

( )CkY ln0 −=


• ROSA DE LOS VIENTOS• La información anterior se refiere a la distribución de la velocidad del aire. Sin embargo,

como se verá posteriormente, para la estimación del recurso eólico es necesario conocer también la dirección del viento. La información simultánea sobre la dirección del viento y su intensidad se suele dar mediante la rosa de los vientos, bien en forma gráfica o en forma tabular.


• ROSA DE LOS VIENTOS EN FORMA TUBULAR

DISTRIBUCIÓN DEL VIENTO CON LA ALTURA

• Distribución del Viento con la altura– En particular y debido a la condición de contorno que impone la velocidad nula justo

en el suelo, siempre se desarrolla un perfil vertical de velocidades (cortadura vertical) que en realidad no obedece a una ley determinada, ya que la turbulencia y la rafagonsidad se suman y lo modifican.

– El viento varía con la altura, y esto influye de forma importante en:Producción de energía. A mayor altura mayor producción y también mayor coste. Es necesario optimizar el sistema.

– La pala al girar se encuentra con viento más variable. – Por lo tanto se producen cargas variables que afectan a los esfuerzos variables del

rotor.


• Variación del viento con la altura. Capa límite terrestre

• El viento por encima de una cierta altura está sujeto a un equilibrio entre las fuerzas de presión y las de Coriolis. Sin embargo, a medida que nos vamos acercando al suelo el viento es frenado por efecto del rozamiento con el mismo. Este proceso de frenado ocurre en la capa límite terrestre.


• Variación del viento con la altura. Capa superficial

• Factores que intervienen:

• - La orografía

• - La rugosidad del terreno

• - Estabilidad atmosférica

• Para atmósfera neutra y terreno llano:

•

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

0

ln*5,2zzuV

• Donde:

• - z es la distancia al suelo

• - z0 es la rugosidad del terreno

• =( rugosidad de Nikuradse en diagrama de Moody)/30

• - u* es la velocidad de fricción turbulenta que es proporcional a la desviación típica de las oscilaciones turbulentas alrededor del valor medio (10 minutos)

•


• Variación del viento con la altura. Capa superficial. Fórmula alternativa

• Otra forma alternativa de expresar la variación del viento con la altura:

• Donde H es una altura de referencia y α es un exponente que se puede relacionar con la rugosidad a través de la ecuación:

( )( )

α

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

Hz

HVzV

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

mz25,15

ln

1

0

α


• Variación del viento con la altura. Capa superficial. Fórmula alternativa

- El exponente a varía con la hora del día, la estación, el tipo de terreno, la velocidad del viento y la estabilidad atmosférica. Por las noches con fuerte estabilidad y cortadura puede llegar a valer 0,5 y por el día bajar hasta 0,1.

- Lo mejor es, si se conoce la distribución del viento con la altura, calcular a de forma que las medidas aproximen lo mejor posible la fórmula anterior.

- Si se quiere predecir su valor se pueden usar la correlación anterior.

- En general aumenta con la rugosidad del terreno y disminuye con la velocidad y con el grado de estabilidad atmosférica

- La norma IEC define para los cálculos de seguridad un perfil normalizado de velocidad (Normal wind profile model, NWP), e indica que las aeroturbinas deben estar calculadas con el exponente α=0,2.


• Variación del viento con la altura. Valores del exponente a


• Variación del viento con la altura. Estabilidad atmosférica

• Cuando la atmósfera es estable la cortadura o variación del viento con la altura es más intensa. Las medidas representadas en la figura dan la diferencia de velocidad entre dos puntos a distintas alturas dividida por la velocidad a una altura intermedia. Se puede ver como durante la noche esa diferencia es muy grande y durante el día disminuye considerablemente



• La atmósfera es:

- Estable, en noches frías de poco viento

- Neutra, en días nublados de mucho viento

- Inestable, en días de poco viento soleados

• En atmósferas estables el suelo está frío y recibe calor, la variación de la temperatura con la altura debe cumplir la condición:

kmC

cg

dzdT

p

º8,9−=−>

Para el caso de inversión atmosférica la temperatura aumentaría con la altura y la atmósfera sería muy estable.

Para atmósferas inestables el suelo estaría más caliente que él aire y emitiría calor. La condición sería la opuesta a la anterior.


• Variación del viento con la altura. Estabilidad atmosférica• Una forma de medir la estabilidad atmosférica es mediante el inverso de la longitud de

Monin-Obukhov, L.

• donde p es la presión absoluta atmosférica y H es el flujo de calor que emite el suelo hacia la atmósfera por convección turbulenta. Cuando el suelo está frío y recibe calor del aire H es negativo, L es positivo y la atmósfera es estable

• · Si 1/L es positivo mayor de 0,1 1/m atmósfera muy estable,

• · Si 1/L es negativo menor de -0,1 1/m atmósfera muy inestable,

• · Si –0,02<1/L<0,02 atmósfera neutra

• · Para atmósferas estables, y para alturas mayores que L, se suele producir un chorro desacoplado con un importante incremento de velocidad.

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/8,9,4,1,*1

5,2 smggH

puL ==−

−= γγγ




• Variación del viento con la altura. Capa de Eckman

• El viento geostrófico, por encima de la capa límite no tiene la misma dirección que en el suelo. Hay un cambio de dirección a través de la capa límite terrestre

Viento geostrófico

en atmósfera

libre

Viento en el suelo

Ángulo de giro


• Variación del viento con la altura. Viento geostrófico.

• La componente del viento geostrófico paralela a la que hay en el suelo viene dada de forma aproximada por la ecuación:

• A es una constante que varía entre 4 y 6, B vale alrededor de 12 para vientos fuertes, h es el espesor de la capa límite terrestre, que se puede estimar a partir de la ecuación:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−= A

zhuVxg0

ln*5,2 *BuVyg =

fubh *

=donde b es una constante que con vientos fuertesvale alrededor de 0,2, y f es el parámetro deCoriolis, definido por:

,,2),(2 latituddíaradsenf =⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=ΩΩ= λπλ

En España, f vale aproximadamente1,2x10-4 rad/s


• Recursos a 50 metros sobre el suelo para 5 condiciones topográficas:1) Terreno resguardado 2) llanuras abiertas, 3) Costa, 4) Mar 5) Colinas y acantilados.

Aplicación del trasvase de información de estaciones meteorológicas, conjuntamente con cálculos que luego se verán

VALORES EXTREMOS DEL VIENTO

• Valores extremos del viento

• Además de las descripciones anteriores del viento, basadas en valores medios y la oscilación turbulenta del viento alrededor de ese valor medio, es también de interés conocer los valores extremos del viento que pueden ocurrir a largo plazo.

- Concretamente, se desea saber cuál sería el viento medio máximo durante un año.

- Obviamente, de las medidas de viento anuales se puede extraer esta información, y si esta medida se repite durante muchos años se obtendría una estadística de dichos valores extremos.

- Dicha estadística se podría obtener a partir de la distribución de Weibull (u otra similar) estimando el número de picos de velocidad que habría en un año, sin embargo, los resultados no serían muy exactos y se prefiere usar la ley conocida como de Gumbel o Fisher-Tippett, que dice:

•

( ) ( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −−−=<

d

manualextremoT U

UUUV 00 expexpPr

donde Um sería la moda y Ud la dispersión de esta distribución.


• Valores extremos del viento, diferentes conceptos • El periodo de retorno se define como el número de años dado por la ecuación

•

Pr11−

=R

Si tenemos una estructura que queremos que dure L años, con un riesgo r de que durante ese periodo no tenga una velocidad del viento superior a una dada, se debe cumplir que:

LL

Rr ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −−=−=

111Pr1 ( ) LrR /111

1−−

=

Si L es grande Lr

−=1PrrLR =


• Valores extremos del viento, ejemplo

- Supongamos que queremos que nuestra estructura dure L=25 años, con un riesgo r=0,1 (10%).

- La probabilidad anual de que no se exceda la velocidad debería ser Pr=0,9958, y el periodo de retorno R=238 años.

- Si suponemos que en el lugar elegido la mediana de la curva de Gumbel es Um=20 m/s y la dispersión Ud=10 m/s para una altura determinada, tendremos que debemos diseñar nuestra estructura para que aguante U0= 75 m/s a esa misma altura.

- Si fuésemos menos ambiciosos y deseáramos que la estructura durase menos, L=10 años, con un riesgo mayor, r=0,2, tendríamos Pr=0,9779, periodo de retorno R=45 años, y la estructura sólo debería aguantar U0=58 m/s y lógicamente sería más barata


• Valores extremos del viento, normativa• La norma IEC indica que para periodos de retorno de 50 años, la velocidad extrema del

viento que debe aguantar la estructura para distintas alturas es:

- Donde Vref se supone que es una media de T=10 min, y es función de la clase de máquina que se esté considerando.

- Para las máquinas que la norma define como de clase I, Vref=50 m/s,

- Para las de clase IV Vref=30 m/s y para las otras clases se dan valores intermedios

11,0

500 4,1 ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛==

hubrefe z

zVVU


• Valores extremos del viento, normativa• En la misma norma también se definen distintos tipos de ráfagas o periodos transitorios,

de duración menor que los 10 min, con cargas extremas de viento que deben aguantar los distintos tipos de aeroturbinas

• Extreme operating gust (EOG). Es una ráfaga de dirección fija, y que varía con el tiempo de una forma prefijada.

• Extreme direction change (EDC). Es un cambio de dirección del viento que varía con el tiempo de forma prefijada.

• Extreme coherent gust (ECG). Es una ráfaga de dirección fija y de amplitud y periodo prefijados: 15 m /s y 10 s respectivamente.

• Extreme coherent gust with direction change (ECG). Es una ráfaga en la que se superpone a la anterior un cambio de dirección de viento que depende de la velocidad media del viento a la altura del buje, con un valor máximo del cambio de dirección de 180º.

• Extreme wind shear (EWS). Es una ráfaga con periodo de retorno de 50 años, de duración 12 s, y en la que se superpone un campo de velocidades, que cambia tanto horizontal como verticalmente, al campo de velocidades dado por (1.15) con a=0,2.


• Ráfaga en operación extrema

smbbVI hubrefx /6,5);75,0(1 =+==σσ

mzparam 30,21 >=Λ

mzparaz 30,7,0 <=Λ

ESTIMACIÓN DEL RECURSO EÓLICO

• Estimación de recursos. Modelos numéricos, ecuaciones completas

- El problema en general consiste en la resolución de las ecuaciones del movimiento fluidoalrededor de una configuración más o menos compleja.

- En general las ecuaciones de conservación a resolver son:

- · Masa

- · Cantidad de movimiento (3 ecuaciones)

- · Energía

- · Fracción másica de vapor de agua

- - Aunque a veces se prescinde de estas dos últimas, sobre todo para atmósferas neutras.

- - También se suele suponer que las variaciones de densidad son muy pequeñas,


• Estimación de recursos: modelos numéricos , ecuaciones completas

• Para simular la turbulencia se suelen utilizar diferentes modelos de cierre turbulentos con los que se calculan los términos de transporte turbulentos

• - A estas ecuaciones hay que imponerle condiciones de contorno apropiadas, que incluyen el efecto de la orografía.

• - Por otra parte se debe conocer el flujo entrante, cuyas propiedades se suponen estadísticamente conocidas a partir de una estación meteorológica cercana y trasvasándolas al terreno considerado a través del viento geostrófico.

• Se pueden realizar códigos propios para implementar estos modelos, aunque a veces es más sencillo la utilización de códigos comerciales.

• Generalmente se requieren estaciones de trabajo, aunque para configuraciones sencillas puede bastar con un PC.



• Contornos de velocidad horizontal en un corte bidimensional calculados con el modelointroducido en FLUENT . El viento viene de la izquierda.



Contornos de la componente v de la velocidad, según la dirección del viento incidente en una superficie paralela al suelo a una distancia de 45 m. Dirección 337 º a partir del N en sentido horario. El eje y apunta hacia el norte. Calculados con el modelo introducido en FLUENT.



Contornos de intensidad turbulenta

calculados con FLUENT. Colina

trapezoidal.



• Contornos de velocidad en la dirección principal calculados con Fluent. Colina trapezoidal


• Estimación de recursos: modelos numéricos , Métodos basados en la conservación de la masa

- Se supone que se dispone de un campo de velocidades vectorial Vx0, Vy0, Vz0 obtenidoa partir de medidas y de su interpolación

- Obviamente, cuanto mayor sea el número de anemómetros, y a cuantas más alturas semida en cada anemómetro, mejor será esta estimación inicial.

- Se trata de determinar otro campo de velocidades Vx, Vy, Vz, que únicamente satisfaga laecuación de conservación de la masa

• y que difiera lo menos posible de Vx0, Vy0, Vz0.

• - Se puede demostrar que para esto se cumpla los dos campos de velocidades debenestar relacionados por las ecuaciones siguientes:

0=⋅∇ Vr

54

CRITERIOS DE INSTALACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO Y LOCALIZACIÓN DE AEROGENERADORES

Criterios de instalación de un parque eólico Disponibilidad del terrenoPotencial eólico disponibleAutorizaciones Técnicos-AdministrativasTipo de AerogeneradorAccesosComplejidad del terrenoRed eléctrica y evacuaciónImpacto socioeconómicoImpacto medioambientalesEstudios Económico Apoyos Financieros

• DISTRIBUCIÓN ESPACIAL HORAS EQUIVALES – SALIDA WAsP

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CRITERIOS DE INSTALACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO Y LOCALIZACIÓN DE AEROGENERADORES

Localización de aerogeneradoresZonas de mayor potencialDirecciones predominantesConos de estelasSeparación líneas: 7 – 10 dSeparación aerogeneradores: 3dAccesosPendientesRestricciones medioambientalesDisponibilidad del terreno limitada

ADJUDICACIONES, PROPIETARIOS, ETCCriterios estéticosObstáculos existentes

ANTENAS, LINEAS ELÉCTRICAS, CARRETERAS, ETCTipo de máquinaCurva de potenciaCurva de empujeH optimizadaAnálisis comparativoHoras equivalentes EJEMPLO SALIDA WAsP

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LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN AEROGENERADOR

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LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN AEROGENERADOR

Comportamiento global de la aeroturbina.. La potencia que se extrae del aire es la energía cinética que éste pierde a su paso por la aeroturbina

En esta ecuación se puede observar que cuanto mayor sea el bloqueo que produce la aeroturbina, o mayor sea el factor de velocidad inducida a menor será V2 y mayor será el segundo factor, pero por otra parte menor será Vturbina y menor será el primer factor.Debe haber por tanto un valor óptimo de a que dé máxima potencia

Ejemplos de energía producida tomando Cp=0,5 – V=10 m/s – ρ=1,2 kg/m3D=5 m POTENCIA=5.900 W = 5,9 kWD=20 m POTENCIA=94.300 W = 94,3 kWD=100 m POTENCIA=2.400.0000 W=2,4 MW

31

=a

⎟⎠⎞⎜

⎝⎛ −⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= 2

22

12

21

21

4VVDVW turbina

πρ ( ) ( )( )2

23

1 211142

1 aaDVW −−−=πρ

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POTENCIA AERODINÁMICA EXTRAÍDA POR EL ROTOR

Velocidad en el plano del rotor

La velocidad en el plano del rotor vale exactamente la semisuma de las velocidad en los extremos del tubo de corriente, es decir la semisuma entre la velocidad entre el infinito aguas arriba y el infinito aguas abajo.

Potencia aerodinámica extraída por el rotor del vientoAl observar esta ecuación tenemos una potencia WR del rotor es proporcional a: densidad del aire, el área de rotor, la velocidad en el plano del rotor y la diferencias de las energías específicas entre los extremos del tubo.

Pregunta: habrá un valor de V2 para que la potencia se haga máxima: Sí porque es un problema de máximos. Por lo cual si a la expresión principal de WR en su miembro derecho la multiplicamos y la dividimos por V1

3 , la expresión no variará y me facilitará agruparla en otros términos , dando como resultado:

LLAMANDO A FACTOR DE DESCENSO VELOCIDADES

Derivamos la expresión y la igualamos a cero. ( ). Y siendo una ecuación de segundo grado tenemos dos soluciones, eligiendo solo la de : valor a=1/3, su valor positivo. Reemplazando tenemos entonces que:

221 VVV +

=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

+=

222

22

2121 VVVVAWR ρ

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

2

1

2

1

231 11

21

21

VV

VVAVWR ρ

1

2

VVa =

3127

8 AVW MAXR ρ=

0=dadW

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POTENCIA AERODINÁMICA EXTRAÍDA POR EL ROTOR

POTENCIA AERODINÁMICA EXTRAÍDA POR EL ROTOR DEL VIENTO:Para una velocidad de viento dada, para una densidad dada y para un área de rotor dada, la ecuación siguiente nos da la máxima potencia que se podría obtener del viento, en condiciones ideales, con una aeroturbina también ideal:

RENDIMIENTO ENERGÉTICO DE CAPTACIÓN C p . EL RENDIMIENTO CON QUE FUNCIONA UNA MÁQUINA, DEPENDE POR UNA PARTE DEL DISEÑO DE LA MÁQUINA Y POR OTRA PARTE, DE SU ACTITUD EN EL MOMENTO EN EL CUAL MEDIMOS DICHO RENDIMIENTO. LA POTENCIA DEL RECURSO EÓLICO O VIENTO VIENE DADA POR LA SIUGUIENTE ECUACIÓN:

dondeSE DEFINE COMO COEFICIENTE DE POTENCIA DE UNA

AEROTURBINA, AL RENDIMIENTO AERODINÁMICO CON EL CUAL FUNCIONA EL ROTOR DE LA MISMA Y VIENE A EXPRESAR, LA CANTIDAD DE POTENCIA QUE REALMENTE ES CAPTURADA POR EL ROTOR, DE LA POTENCIA TOTAL QUE POSEE EL VIENTO INCIDENTE SIN PRETURBAR.

LÍMITE DE LANCHESTER – BETZ :

1v

Rp W

WC = 311 2

1 AVWV ρ=

3127

8 AVW MAXR ρ=

60,05925,02716

21278

31

31

1

1 ≈====AV

AV

WWC

v

MAXVMAX

P

ρ

ρ

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RENDIMIENTO DE CAPTACIÓN ENERGÉTICO Cp LÍMITE DE LANCHESTER - BETZ

• Energía Cinética:

• Energía Cinética :

• La Ley de Betz: desarrolla matemáticamente la relación entre la velocidad de entrada y la de salida. Demuestra que existe una relación de máximo rendimiento, cuando la relación de velocidades es de un tercio. El máximo rendimiento posible es del 59%.

• Naturalmente este rendimiento máximo es aproximado, y hoy en día las turbinas alcanzan valores de Cp del 50% o superiores cuando las máquinas son grandes en tamaño.

• Ahora bien, si elegimos la ecuación que da la potencia en función del K (factor de descenso de velocidades) , tenemos que

• Y si ahora dividimos ambos miembros por que representa precisamente lalpotencia del viento , quedará

• que es el valor de Cp.

• Expresión cúbica que nos da el Cp en función del parámetro adimensional k. Si ahora representamos este Cp en función del parámetro k, tenemos una curva adimensional y por lo tanto universal tal y como se indica en la figura siguiente:

2

21 mVEC =

)(21 22

seC VVmE −=

312

1 VAraρ

)1)(1(21

21

2

31

kkVA

W

ra

−+=ρ

)1)(1(21

21 23

1 kkVAW ra −+= ρ

RENDIMIENTO DE CAPTACIÓN ENERGÉTICO Cp LÍMITE DE LANCHESTER - BETZ

60,05925,02716

21278

31

31

1

≈====AV

AV

WWC

V

MAXRMAX

P

ρ

ρ)1)(1(

21 2aaCp −+=

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FUNCIONAMIENTO DE UN AEROGENERADOR DE EJE HORIZONTAL

( ) ( )( )212 1 VarW −+= ω

( )r

Vaω

ϕ 11tan −=

Fuerza motrizϕϕ cosDsenL −

Consideraciones que aparecen en la figura: Se representa un corte de la pala a una cierta distancia r del eje de giro. Dicho corte sería la forma del perfil aerodinámico. Suponemos que debido al giro del perfil se mueve a la derecha con una velocidad ωr, la velocidad relativa del aire debida al giro será por tanto la misma hacia la izquierda.

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Las fuerzas L y D, que actúan sobre un perfil adimensional, son en realidad fuerzas por unidad de longitud. Sus valores adimensionales se denominan coeficientes de sustentación, CL y coeficiente de arrastre CD . El factor ½ que aparece en el denominar al adimensionalizarlas se pone por convenio universal, ya que así representa la presión dinámica. C es la cuerda o longitud del perfil.

cW

LCL 221 ρ

=

cW

DCD2

21 ρ

=

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El factor (1 - a) que aparece está multiplicado por a ωr, se debe al giro de la corriente inducido por el rotor.En la misma máquina el viento toma un valor (1-a)V1. Suponemos que el eje de giro de la máquina es horizontal y paralelo al viento, con lo que la velocidad del viento y la de giro ωr serán perpendiculares, y su composición nos da los siguientes valores de la magnitud y dirección (respecto al plano de giro) de la velocidad relativa al perfil. La fuerza sobre el perfil es fundamentalmente de sustentación y tiene la dirección perpendicular a la velocidad relativa, denominándose L (en inglés lift)Fuerza de arrastre denomina D ( en inglés Drag). La contribución del perfil a la fuerza motriz que tira de la pala en la misma dirección de giro, es mayor cuando menor es D: L sen ф – D cos ф . La contribución del perfil a la fuerza de tumbado es mayor cuando mayor es D : L cos ф – D sen ф .

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La mayor parte de las aeroturbinas modernas, de amplia utilización, se basan en el principio de sustentación aerodinámica. Similar al de las alas de un avión, las palas de una hélice, o mucho de los sistemas de navegación a vela. La ventajas de las máquinas que se mueven por fuerza de sustentación son varias:

MAYOR COEFICIENTESDE POTENCIAMAYORES VELOCIDADES DE GIRO, con lo que los requerimientos sobre la caja de transmisión, será menores. El elemento de una máquina que se mueve porque es arrastrada por el viento, nunca podrá moverse a mayor velocidad que la del propio viento. MENOR EMPUJE: sobre la máquina, con lo que las cargas y los efectos de estela son menores.

La explicación de la aparición de la fuerza de sustentación está asociada a la existencia de una circulación del fluido alrededor del perfil.

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Los dos coeficientes de sustentación y resistencia dependen fundamentalmente del ángulo de ataque

← Zona perdida aerodinámica →

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Parámetros adimensionales más importantes que definen el comportamiento de la aeroturbina. Simples consideraciones de análisis dimensional. Primeramente trataremos de identificar aquellos parámetros de los que depende el comportamiento de la aeroturbina, más concretamente sobre la potencia (W) que produce:

V hub, viento incidente supuestamente uniforme ρ densidad del aire.μ viscosidad del aireD diámetro de la aeroturbinaΚ rugosidad de la superficie de las palas β ángulo de paso (grado de libertad para girar las palas alrededor de su envergadura)Ψ ángulo de guiñada (puede no estar alineada con el viento)ω velocidad angular

),,,,,,,,( formakDVfW hub ωψβμρ=

.

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EL COMPORTAMIENTO DEL AEROGENERADOR

Parámetros adimensionales más importantes que definen el comportamiento de la aeroturbina

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Esta dependencia funcional se puede simplificar teniendo en cuenta que las variables adimensionales no pueden depender de variables con dimensiones, cuyo valor puede ser arbitrario escogiendo aproximadamente las unidades fundamentales.En nuestro caso los parámetros V hub , ρ y D son dimensionalmente independientes y con ellos se pueden adimensionalizar todas las otras variables, y las magnitudes resultantes adimensionalizadas no pueden depender de estos tres parámetros. De esta forma la relación anterior se convertiría en:

En muchas situaciones prácticas el efecto de viscosidad, dado por el inverso del denominado número de Reynolds (μ/ρVhub D), y de la regosidad relativa, k/D, son poco importantes, ya que estos dos números adimensionales son muy pequeños.Otra consideración: la máquina debe estar alineada con el viento ψ=0

),2

,,,,(

421 2

3forma

VD

Dk

DVf

DV

WChubhub

hub

pωψβ

ρμ

πρ==

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EL COMPORTAMIENTO DEL AEROGENERADORCon la máquina de forma prefijada tendríamos:

),( λβfCp =hubV

D 2/ωλ =42

1 23

1DV

WCp πρ=

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Podemos observar de esta dependencia funcional que el valor máximo de Cp, para un β fijo, se obtiene para un valor dado de λ, o lo que es lo mismo, que si queremos mantener siempre el máximo Cp al variar la velocidad del viento, deberíamos cambiar proporcionalmente la velocidad de giro para mantener el λcorrespondiente. En principio si la aeroturbina funcionase de esta manera, con una velocidad de giro que varía proporcionalmente al viento incidente, se obtendría más energía eólica, sin embargo este tipo de solución no es factible por problemas de control y mecánicos.

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EL COMPORTAMIENTO DEL AEROGENERADORPodemos observar en la gráfica (Cp-λ) que el valor máximo de Cp, para β=0, se obtiene para valores de λ entre 7 y 10. Esto explica por qué las máquinas grandes tienen velocidades de rotación comparativamente menores. El concepto es que si nos queremos mantener en un λ constante tenemos que disminuir la velocidad de rotación a mayor vientoUn ejemplo: si elegimos que el valor máximo de Cp corresponda a un viento de Vhub=10 m/s , tendríamos que ωD/2=λVhub=100 m/s, con lo que una máquina de D=20 m giraría a ω=10 rad/s, n=95 rpm, mientras que si la máquina tiene un D=50 m, giraría a ω=4 rad/s, n=38 rpm.

Dado que la máquina está unida a la red eléctrica a través de un generador, de acuerdo con lo anterior, este debería girar a 1500 rpm si tuviese dos pares de polos, y por lo tanto necesitaríamos una caja de transmisión que aumentase dicha velocidad de las 38 rpm a 1500 rpm.. Una forma de evitarlos, o disminuir sus requerimientos, es aumentar el número de polos. Todo tiene sus ventajas e inconveniente.,

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También podría pensarse en buscar diseños que admitiesen mayores valores de λ, manteniendo valores de Cp altos. Sin embargo esto tendría el inconveniente de que aumentaría mucho la velocidad de la punta de pala; por ejemplo si tomamos λ=30, con Vhub=10 m/s, tendríamos una velocidad de punta de pala de 300 m/s, próxima a la velocidad del sonido, que daría lugar a una serie de problemas tanto técnicos, como medioambientales, que tendrían dífícil solución con el estado actual de la tecnología.

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La brusca caída de la sustentación y aumento de la resistencia para ángulos de ataque superiores a unos 15˚ se debe a la entrada en pérdida.Fenómeno de interés para el control de ciertas aeroturbinas.CURVA DE POTENCIA DE UNA AEROTURBINA

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CONTROL DE POTENCIA DEL AEROGENERADOR

Disminuyendo el ángulo de paso se disminuye el ángulo de ataque y se disminuye la fuerza de sustentación sobre el perfil.Aumentando el ángulo de ataque se puede hacer entra en pérdida el perfil y también disminuye la fuerza de sustentación.

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CONTROL DE POTENCIA DEL AEROGENERADORPara velocidad del viento inferiores a la velocidad de arranque la máquina no produce potencia.PARA VELOCIDADES MAYORES QUE LA DE ARRANQUE Y MENORES QUE LA DENOMINADA VELOCIDAD DE DISEÑO NOMINAL, LA POTENCIA DE LA MÁQUINA AUMENTA MONÓTONAMENTE.PARA VELOCIDADES MAYORES QUE LA VELOCIDAD NOMINAL Y MENORES QUE LA VELOCIDAD DE CORTE LA AEROTURBINA PRODUCE UNA POTENCIA APROXIMADAMENTE CONSTANTE, QUE SE SUPONE QUE NO DEBE EXCEDER LA POTENCIA NOMNAL DEL GENERADOR ELÉCTRICO. ESTO SE PUEDE CONSEGUIR BIEN POR ENTRADA EN PÉRDIDA DE LOS PERFILES O CAMBIANDO EL PASO DE LOS MISMO.PARA VIENTOS MAYORES QUE EL DE CORTE , LA MÁQUINA DEBE ESTAR PARADA, Y SI LA MÁQUINA TIENE POSBILIDAD DE REGULAR EL PASO ( CAMBIAR β), SUS PALAS ESTARÍAN EN LA POSICIÓN DE BANDERA.

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CONTROL DE POTENCIA DEL AEROGENERADORAl aumentar la velocidad del viento aumentan las fuerzas aerodinámicas, por lo que debe haber un control de potencia para evitar sobrecargas mecánicas y eléctricas.Hay dos tipos de controles aerodinámicos para limitar la extracción de potencia dentro del rango que permite el generadorCONTROL DE PASO VARIABLE o SITEMA “pitch”

RERUIERE UNA SEÑAL DE POTENCIA DEL GENERADORHAY CONTROL DE POTENCIA BAJO TODAS LAS CONDICIONES DE VIENTOSIEMPRE QUE SE SUPERA LA POTENCIA NOMINAL DEL GENERADOR LAS PALAS GIRAN ALREDEDOR DE SUS EJES LONGITUDINALES , LO QUE SIGNIFICA QUE CAMBIAN SU ÁNGULO DE PASO, PARA REDUCIR EL ÁNGULO DE ATAQUE.PUEDEN ACCIONARSE ELÉCTRICA O HIDRÁULICAMENTEVENTAJAS:

MEJOR CONTROL DE LA POTENCIA BAJO TODAS LAS CONDICIONESMENORES ESFUERZOS Y MAYOR DURABILIDAD DE LA MÁQUINAEMPLEO DE PALAS COMO SISTEMA DE FRENO

CONTROL DE PASO FIJO o “stall”SISTEMA DE CONTROL PASIVO, QUE REACCIONA CON LA VELOCIDAD DEL VIENTOLOS ANGULOS DE PASO DE LAS PALAS NO PUEDE VARIASEEL ÁNGULO DE PASO SE ELIGE DE FORMA QUE PARA VIENTOS MAYORES QUE LA VELOCIDAD DE VIENTO NOMINAL EL FLUJO DE AIRE SE SEPARE DE LA SUPERFICIE DE LA PALA (ENTRADA EN PERDIDA) , REDUCIENDOSE LAS FUERZAS DE SUSTENTACIÓN IMPULSORASVENTAJAS:

MAYOR SIMPLICIDADMENOR MANTENIMIENTO DEBIDO A UN MENOR NÚMRO DE PARES MÓVILESMENORES MASAS DEL ROTOR, POR CONSIGUIENTE MENORES MASAS DE LA TURBINA

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CONTROL DE POTENCIA DEL AEROGENERADORALGORITMOS DE CONTROL

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4.CALCULO ENERGÉTICO

IMPORTANCIA DE LA DETERMINACION DEL RECURSO

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-Energía producida por una aeroturbina aislada en terreno llano

-Si tenemos una aeroturbina aislada, de la que conocemos su curva depotencia,, y conocemos para el sitio en que está instalada la curva de duración develocidad, a partir de la información contenida en dichas curvas podemosfácilmente estimar la energía anual que daría esa máquina.

- Debemos suponer que la máquina de forma muy rápida se orienta y cambia elpaso, de forma que para cada velocidad de viento da la potencia que impone lacurva. El tiempo que el viento está comprendido entre las velocidades V y V+dV yal energía anual correspondiente serían:

dVdVdFPPdt

corte

arranque

V

V∫ ∫==

8760

0

anualEnergíadVdVdFdt =

CÁLCULO ENERGÉTICO


Energía producida por una aeroturbina aislada en terreno llano. Combinación de las curvas de potencia y duración

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Como ejemplo de ejercicio de cálculo de energía producida por una aeroturbina aislada en terreno llano y del factor de utilización, se adjunta una tabla Excel para velocidades medias de 6 m/s (FU=0,2), 7,5 m/s (FU=0,33) y 10 m/s (FU=0,51). VER ANEXO EJEMPLO PRACTICO CURVA DE POTENCIA Y CALCULO DE ENERGÍA

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Energía producida por una aeroturbina aislada en terreno llano.

Una forma usual de expresar dicha energía es mediante el factor de utilización:

-Un buen valor del factor de utilización sería mayor que 0,3, y un valor aceptablesuperior a 0,25; aunque por supuesto esto depende de muchas circunstancias.

-Otra forma alternativa de expresar esta idea es mediante las horas equivalentes quese definen como:

( ) horasx8760nominalPotenciaanualEnergíanutilizaciódeFactor =

( ) horasx8760nutilizaciódeFactoresequivalent Horas =


-Energía producida por una aeroturbina aislada en terreno llano.

- Factor de utilización

-Si la curva de duración es del tipo de Rayleigh, viene caracterizada por un solo parámetro, la velocidad media, Vave.

- La curva de potencia, tiene una forma más o menos prefijada, función de Varranque, Vnominal, Vdesconexión, Pnominal.

- Las Varranque y Vdesconexión influyen poco en la energía producida, una por ser pequeña, y la otra por durar poco tiempo las velocidades mayores que ella.

- En definitivas cuentas, el factor de potencia sólo va a depender de Vnominal, Pnominal y Vave.

-Como el factor de utilización es un número sin dimensiones, sólo puede depender del cociente: Vave/Vnominal.

- El factor de utilización será tanto mayor cuanto mayor sea la velocidad media del lugar y menor sea la velocidad de diseño de la aeroturbina. Una máquina tendrá tanto más mérito cuanta más baja sea su velocidad nominal para la misma potencia nominal. Obviamente, un lugar será mejor cuanto mayor sea su velocidad media.


Energía producida por una aeroturbina aislada en terreno llano. Factor de utilización


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SELECCIÓN DEL AEROGENERADOR

SELECCIÓN DEL AEROGENERADOR TENIENDO EN CUENTA EL VIENTO PREDOMINANTE

CLASE I II III ESPECIALES

Vref (m/S) 50 42,5 37,5 Valores definidos por el diseñador

A Iref (-) 0,16

B Iref (-) 0,14

C Iref (-) 0,12

Los valores de los parámetros se aplican a la altura del buje. Vref (m/S): es la velocidad e referencia del viento promediada en 10 minutos; Vave: 0,2 VrefA: designa la categoría de turbulencias más altasB: designa la categoría de turbulencias mediasC: designa la categoría de turbulencias más bajasIref : es el valor esperado de la turbulencia parea 15 m/sLa velocidad media del viento no aparece en la tabla como parámetro básico para las clases de los aerogeneradores conforme a la norma en vigor. La Iref es un valor medio en vez de un valor representativoLa vida útil de diseño para aerogeneradores en todas sus clases debe ser de al menos 20 años.Las condiciones extremas definidas para las clases enumeradas no están pensadas para instalaciones marinas off shore, ni para tormentas tropicales, huracanes , tifones o ciclonesDATOS REFERIDOS A LA NORM A IEC-61400-01-2005 SOBRE REQUISITOS DE DISEÑO

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5.TIPOLOGIA DE AEROGENERADORES

TIPOS DE GENERADORES

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IMPORTANCIA DE LA VARIACION DE VELOCIDAD DE GIRO Y DE PASO

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CAJA MULTIPLICADORA: La velocidad de giro del eje del generador en sincronismo con la red, está impuesta por la frecuencia de esta y los polos del generador y ambas cantidades son invariantes. N=60 f/pSi los generadores cuentas con pocos polos, 4 o 6 por ejemplo, pues el coste o peso de la máquina puede resultar muy importante desde el punto constructivo, significa que giran a 1500/1000 rpm.Las turbinas son operativas en el entorno de 20-40 rpm, por lo tanto se precisa de una Caja Multiplicadora en la transmisión.La caja, importante señalar, es un elemento caro, voluminoso, pesado, a veces poco robusto e introduce pérdidas.El rendimiento de la caja multiplicadora depende de dos factores:

EL Nº DE ETAPAS (CADA ETAPA SUPONE UN MÁXIMO DE 1/6 DE REDUCCIÓNRELACIÓN POTENCIA TRANSMITIDA / POTENCIA NOMINAL CAJA MULTIPLICADORA Y FRENO

SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LOS AEROGENERADORES SIN VARIACIÓN DE VELOCIDAD

MAQUINAS DE INDUCCIÓN EN AEROGENERADORES DE FRECUENCIA FIJAEn aerogeneradores directamente acoplados a la red, siempre se emplean máquinas de INDUCCIÓNBuena respuesta a transitorios de cargaAmortiguamiento de oscilacionesEl rotor adapta su nº de pares de polos al estatorMuy robustoSincronismo natural con la red; arranque eléctricoLa dependencia del par/deslizamiento “flexibiliza” la respuesta transitoria del sistemaCapacidad de sobrecargaUnión Generador-Red flexiblePobre control de reactiva

COMPOSICIÓN SISTEMA EOLICO CON MAQUINA DE INDUCCIÓN

Generador de jaulaSistema compensador de reactivaConvertidor de arranque suaveConmutador de polos (opcional)Transformador elevador


ALTERNADORES SÍNCRONOS EN AEROGENERADORES DE FRECUENCIA FIJASistemas muy rígidos. No amortigua ni oscilaciones ni ráfagas. Produce fatiga en los ejes y potencia oscilante en la red.Lenta respuesta a los transitorios de cargaPobre amortiguamiento de oscilacionesNo se puede cambiar el nº de pares de polosSe precisa sincronizar con la redNo arranque eléctricoBuena respuesta ante huecos de tensión pero requieren compensación externa.


AEROGENERADOR DE INDUCCIÓN DE ROTOR BOBINADO CON CONTROL DE DESLIZAMIENTOSistema con resistencia fija y control electrónico de la intensidad de circuito rotórico

Regular la intensidad del rotor modificando la tensión aplicada a una resistencia “fija” es equivalente a “modificar” la resistenciaVARIANTE: Sistema “Optislip” de sistema de control electrónico de la intensidad en el circuito rotórico sin 2anillos rozantes” ni “escobillas”. Control del aerogenerador a carga parcial: Con viento escaso, permite optimizar el rendimiento, interesa deslizamiento mínimos, actuando dicho control en un margen un estrecho, menor al 2 %, siendo positivo que amortigua de forma muy rápida pequeñas oscilaciones.CONTROL MIXTO: A viento alto consigue actuar al límite de potencia, actúa de control de paso de pala que regula de forma grosera el par aerodinámico, no siendo un problema el rendimiento ya que las pérdidas se hace cargo el viento que es excedente. Tiene problemas con las grandes oscilaciones de potencia provocadas por el viento rafagoso y la actuación del regular de paso de pala. El control rápido de par le permite un margen ancho para el deslizamiento mayor del 10 %. Se debe observar la evacuación del calor en las resistencias conectadas al rotor.

LIMITACIONES: EN EL CONTROL DINÁMICO DE DESLIZAMIENTOSolo regular el par electromagnético en la zona de potencia

constanteNo interviene en el control de reactiva ni de factor de potencia

del generador.CONCLUSIÓN: LA APORTACIÓN FUNDAMENTAL DE ESTOS SISTEMAS

ES QUE PERMITEN EL EMPLEO DEL REGULADOR DE PASO DE PALAPARA LIMITAR LA POTENCIA, YA QUE SUAVIZAN LA RESPUESTA DEL AEROGENERADOR

SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LOS AEROGENERADORES VARIACIÓN DE VELOCIDAD LIMITADA

TECNOLOGÍAS CON GENERADOR DE INDUCCIÓN

Máquina asíncrona de rotor bobinada y doble alimentación

A fin de mantener la condición de transmisión de par, el convertidor del rotor deber suministrar una frecuencia variable en función de la velocidad del ejeMáquina de mantenimiento más complejoCon criterio de funcionamiento como Motor, el par solo depende de la potencia activa del estator y la potencia del rotor es solo una fracción de la del estatorCon criterio como generador, absorber la potencia del eje y ceder la potencia a la red

SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LOS AEROGENERADORES CON VARIACIÓN DE VELOCIDAD

ASPECTOS GENERALES: El generador se acopla a la red a través de un convertidor de frecuenciaElimina la rigidez de la unión generador-redRegula potencia activa y reactiva inyectada a redVENTAJAS:Red y generador “desacoplados”Control sobre la producción de potencia reactiva: regulación de tensiónEliminación de fluctuaciones de la tensión: control dinámico sobre el par transmitidoMáxima eficiencia energética: óptimo de operación para todos los vientos

ELECCIÓN DE LAS VARIABLES DE CONTROLEstrategia de consiga de potencia eléctricaRelación potencia-rpmFunción, seguimiento del punto de máxima potencia ELECCIÓN DE LA ESTRATEGIA DE REGULACIÓNLimitar la potencia eléctrica: proteger vientos altosLimitar la velocidad de giro: por cargas estructurales y aerodinámicasReducir cargas de fatiga en estructuras y ejes: comportamiento volante de inerciaReducir la velocidad de cambio de paso de pala: evitar frecuencias de trabajo propias a las del sistema (tren de potencia, torre, arrastre y abatimiento palas)Realizar seguimiento del punto de máxima potencia: λ óptimo, máx. energía viento


REGULACIÓN EN REGIMEN ESTACIONARIO: SEGUIMIENTO DEL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (SPMP)RETARDO : La turbina tiene gran inercia y poca rigidez, lo que presenta una gran constante de tiempo de respuestaFILTRADO DE RÁFAGAS: Afecta mucho a las turbinas grandes, la inercia depende del R5 . La turbina actúa como un filtro de Paso Bajo de las ráfagas.LA EFECTIVIDAD DEL SPMP SE VE LIMITADA POR LA GRAN CONSTANTE DE TIEMPO CON QUE REPONDE EL SISTEMA JUNTO A LA RÁPIDA MODIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE VIENTO.EL AUMENTO REAL DE ENERGÍA CAPTADA SE CIFRA ENTRE UN 5% Y UN 12 % RESPECTO A UN SISTEMA DE VELOCIDAD CONSTANTE.

REGULACIÓN EN RÉGIMEN DINÁMICO:EFECTO SOBRE ELEMENTOS DE TRANSMISIÓN:Control de efectos de una ráfaga: el par electromagnético se controla y se mantiene constante, la energía de la ráfaga se almacena en forma cinética, acelerando la masa inercial rodante. El par transmitido es constante. Control de las componentes oscilantes del par: Efectos como la estratificación del viento, la sombra de la torre, la desalineación de la góndola, etc., crean componentes oscilatorias del par aerodinámico aportado por la turbina. En sistemas cuya variable de control sea la potencia o el par eléctrico, el establecimiento del valor de consigna a través de un filtrado, permite eliminar la propagación de estas oscilaciones. En los sistemas cuya variable de control sea la velocidad de giro rpm, se pueden añadir una red compensadora. EFECTO SOBRE EL MECANISMO DE CONTROL DE PASO DE PALAEn sistemas de velocidad variable, el mecanismo de control del ángulo de calado para limitar la potencia, se realiza tomando como variable la referencia de la velocidad de giro (rpm) a la que se consigue la potencia nominal. Como la variación de la velocidad de giro es lenta, hace que el sistema de regulación sea suave.


TECNOLOGÍAS CON GENERADOR SÍNCRONOCon bobinado de excitación:

bobina y convertidor en el rotor. Mínima intensidad inducido, bobinado-amortiguadores.

Con excitación de imanes permanentes:Tamaño rectificador. No bobinado-amortiguadoras. Desmagnetización.Rotor sin bobinas, sin convertidor, radio reducido

Generadores multipolares sin multiplicadorGenerador de gran radio.Eliminación de caja multiplicadora


PRINCIPALES CONCLUSIONES SORE GENERADORES SÍNCRONOS MULTIPOLO PARA ACOPLAMIENTO DIRECTO A AEROTURBINASDada la alta penetración de la energía eólica se requieren sistemas de velocidad variable El uso de generadores eléctricos multipolares elimina el multiplicador de velocidad, aunque requiere un convertidor electrónico de elevada potencia.Por otro lado el número elevado de polos supone una tecnología aún hoy no convencional en el mundo de las máquinas eléctricas.Para los sistemas con generadores de polos bobinados, la tecnología resulta accesible y permite una regulación de reactiva. Sin embargo el convertidor de excitación con difícil equilibrio mecánico, requiere de un mayor mantenimiento.Para los sistemas con generadores de imanes permanentes, la tecnología aún resulta algo desconocida, con dificultad en la regulación de reactiva. Sin embargo no requiere de convertidor de excitación, permitiendo un fácil equilibrio mecánico, y facilitando un menor mantenimiento.En cuanto al tamaño los Gen. I.P. son menores que los Gen. P.B.En cuanto al rendimiento los Gen. I.P. son mejores que los Gen. P.B.En cuanto a precios son más económicos los Gen. I.P. frente a los Gen. P.B.Y en cuanto a la vulnerabilidad lo son menos los Gen. P.B. frente a los Gen. I.P.


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