Estudio preliminar de la viabilidad de instalación de generadores

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UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR
COORDINACION DE INGENIERIA ELECTRICA
ESTUDIO PRELIMINAR DE LA VIABILIDAD
DE INSTALACION DE GENERADORES EOLICOS DE 15kW
EN EL NORORIENTE DE VENEZUELA
POR
NILDA CAROLINA SANCHEZ CHACON
INFORME FINAL DE PASANTIA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Julio del 2006
UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR
COORDINACION DE INGENIERIA ELECTRICA
ESTUDIO PRELIMINAR DE LA VIABILIDAD
DE INSTALACION DE GENERADORES EOLICOS DE 15kW
EN EL NORORIENTE DE VENEZUELA
POR
TUTOR ACADEMICO: PROF. ALBERTO URDANETA
TUTOR INDUSTRIAL: ING. OLIVIA GUEVARA
INFORME FINAL DE PASANTIA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Julio del 2006
ESTUDIO PRELIMINAR DE LA VIABILIDAD DE INSTALACION DE
GENERADORES EOLICOS DE 15kW EN EL NORORIENTE DE
VENEZUELA
POR
RESUMEN
El presente trabajo tiene como objetivo, estudiar la viabilidad de instalación de generadores
eólicos para suministro de energía eléctrica a zonas aisladas, ubicadas en el Oriente del país, y
perfilar la primera etapa de conceptualización del diseño. Para ello, se contó con la colaboración
del Ministerio del Ambiente, Ministerio de Energía y Petróleo, Servicio de Meteorología de la
Aviación y de la Nacional Aeronautics and Space Admitration (NASA), quienes proporcionaron
la información meteorológica relativa a las velocidades de vientos de las estaciones del nororiente
de Venezuela. Dicha información revela que Venezuela posee un alto potencial eólico tanto en
las zonas costeras, como al Noroeste y Nororiente del país, en ellas se registran velocidades
promedios del orden de 7m/s, cuyo nivel es considerado excelente, muy atractivo para la
generación de electricidad. Por medio de la construcción de un mapa eólico de Venezuela, se
determinó información precisa sobre las velocidades de los vientos y el potencial eólico, con
énfasis en el nororiente del país, basándose en ello, se seleccionó los posibles emplazamientos
para microgeneradores eólicos de electricidad, tomando en cuenta los requerimientos de las
poblaciones aisladas predeterminadas por la empresa. Se orientó la selección de la tecnología
apropiada de acuerdo al potencial eólico para cubrir la demanda energética, y por último se
esbozó el sistema eléctrico, para la búsqueda del suministro de la energía eléctrica desde el
aerogenerador hasta la población. Particularmente en este trabajo, se recomienda la ubicación de
generadores eólicos de 15kW en la isla de Los Testigos (11º22´00´´ Norte y 63º06´00´´ Este)
archipiélago que forma parte de las Dependencias Federales Venezolanas, ubicada en el noreste
de la Isla de Margarita, constituido por siete islas con una población de 197 habitantes (para
2001) con 5 km2 de superficie. La tecnología adecuada corresponde a aerogeneradores de eje
horizontal a barlovento, con una altura mínima de 14m, un diámetro de 8-9m, velocidades de:
nominal de 12m/s, arranque de 3 m/s, corte de 24 m/s y rotación de 200rpm, para producir una
energía aprovechable de 100kWh.
Palabras Claves: energía eólica, generación de energía eléctrica, aerogeneradores, Venezuela.
iv
DEDICATORIA
Le dedico mi trabajo de grado con todo el cariño y esfuerzo a todos mis abuelos, tanto a los que
tengo en vida como a los que Dios tiene en su gloria.
“Abu” Ruth Sanoja, eres un gran ejemplo a seguir, en tí me he enfocado para seguir siempre
adelante, nunca cambies, me fascina tu humor negro y la forma en la que llevas las cosas
en la vida.
Abuelo Avilio Chacón, estuviste presente en uno de los momentos más críticos e importantes de
mi vida, no tengo palabras para agradecerte la gran ayuda que me brindaste.
Abuela Lourdes Aguilera de Sánchez, que Dios te tenga en su gloria, siempre me viste como tu
“nietita chiquita”, me protegiste y defendiste cuando lo necesite, eres excelente ejemplar
de una madre comprometida con sus hijos, te agradezco todos tus consejos.
Abuelo Sánchez, a pesar que fue poco el tiempo compartido, poseo lindos recuerdos tuyos, sé que
siempre me consentiste, que Dios también te tenga en su gloria.
v
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por bendecirme, guiarme hacia el camino del bien, además de darme todas las herramientas
necesarias para cumplir todas las metas personales y profesionales en mi vida
A mi Madre, por ser un apoyo incondicional, por estar allí y ser un gran ejemplo a seguir, no tengo
palabras para agradecerte todo, desde darme la vida hasta el día de hoy
A mi Padre, por estar siempre pendiente de mí, ayudándome cuando lo necesité, guiándome, formando
mi carácter y enseñándome a ver las cosas siempre desde un punto de vista objetivo
A mi hermanita, por ser al igual que mi mamy otro apoyo incondicional, se que siempre puedo contar y
confiar en ti, en un futuro serás una excelente mujer
A mi “abu”, por ser un gran ejemplo a seguir de fortaleza y dedicación
A mis padrinos, mi tití (Ruth Alicia) y tío Manuel, quienes son mis segundos padres, ambos me han
enseñado cosas valiosas en la vida, y siempre que los necesité allí estuvieron
A mi abuelo, gracias a tus palabras y ayuda puede alcanzar esta primera etapa universitaria
A mi prima Elizabeth, por brindarme ayuda incondicional en mi estadía en Puerto Ordaz, fuiste un factor
clave para desarrollo de mi pasantía
A mis profesores, quienes fueron mis padres, mis guías y ejemplos a seguir en toda mi vida universitaria,
cada uno de ustedes aporto a mi formación como persona, y hoy como un profesional completo:
Prof. Juan Bermúdez, Prof. Elizabeth Da Silva, Prof. Richard Rivas, Prof. Luis Zambrano, Prof.
Luis Rojas, Prof. Aller, Prof. José Vivas, Prof. Pedro Paiva, Prof. Elmer Sorrentino, Prof. Ramón
Villasana, Prof. Gómez, Prof. Carmelo Candela, Prof. Alves, y en especial por su gran apoyo y
compresión a mi tutor académico Prof. Alberto Urdaneta
A mis compañeros de la universidad, mis amigos (as), hermanos del alma, que siempre estuvieron allí
ayudándome en todo, sin cada uno de ustedes las cosas no hubieran sido igual, los quiero
muchísimos a todos: Tahili Delpino (ami querida), Mafher Fernández (amiga compañera),
Adriana Delgado, Sulmer Fernández (amiguita), Jose R. Sierra, Juan Hernández y Daniel
Cardona (mis panitas), Nico, Ángel Rodriguez, Gonzalo González, Guillermo Firgau, Federico
Graña, Ismael Ruiz, Néstor García, Montserrat Soler, David Hernández, Alejandro Bello,
Jonathan Gómez, Alexander Mariño, José Cárdenas, Tomás Terán, Diego Pérez, Juan Do
Nascimento, Gustavo Bracho, Nabil y Fuffo El Halabi, Luis Villegas, Citlali Plasse, Irene
Somoza, Claudia Almirail, a todos los chicos de la RE IEEE USB, gracias a todos
vi
A mis compañeros del trabajo, quienes fueron clave y súper importantes para el desarrollo de mi
pasantía: Desiree Ruiz, David Carreño, Jorge García, José Antonio Rojas, Edmundo Caldera,
Roraima Carrasquel, Victor Delgado, Ciro Caicedo, Francisco Gómez, José Gregorio Caraballo,
Eneimar Bellorin, Romulo Cortez, Mercedes Ruiz, Faumarili Torrealba, Alexander Millán, Raúl
Febres, Michel Sierra, Reinaldo Peraza, Elías Arredondo, Olivia Guevara, y en especial al Ing.
Wiliam Torres, Ing. Victor Gómez, Sra. Iris Betancour y Dr. Carlos Azuaje Pérez. En general a
todos los integrantes del Centro de Investigaciones Aplicadas (CIAP – EDELCA), quienes me
brindaron la posibilidad y oportunidad de realizar mi trabajo de grado obteniendo conocimientos
nuevos y valiosos para mi carrera.
Y por último pero sin restar importancia, quiero darme mis más sinceros y grandes agradecimientos a
todas las secretarias de los distintos departamentos de la USB quienes fueron fundamental, de
mucha ayuda y súper importantes para la entrega de todos los documentos: Liliana y Marelis
(Departamento CTE), Maria Teresa y Benincia (Coordinación de Ingeniería Eléctrica).
vii
LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
R: Radio de la pala
ξ: Factor de mérito
Cf: Coeficiente de fuerza
Cp: Coeficiente de potencia
CL: Coeficiente de pérdidas aerodinámicas
a: Factor de velocidad axial
a´: Coeficiente de velocidad angular inducida
b: Número de palas
c: Cuerda
Ω: Velocidad de giro
λ: Parámetro de operación
α: Angulo de ataque
φ: Angulo de incidencia de la corriente
φo: Angulo de incidencia de la corriente ideal
θ= φ – α: Angulo de paso
Vi: Velocidad incidente en el punto i
σ(r): solidez local de la sección
Ep: Esbeltez
fpR: Radio de la zona de aerodinámica
ΩR: Ruido aerodinámico
Xop: Sección
ρ: Densidad del aire
S: Sección de área
Γ: función gamma
viii
INDICE GENERAL
Resumen………………………………..……………………………………………….……….. iv
Dedicatoria…………………………………………………………………………..…………… v
Agradecimientos……………………………………………………………………………..….. vi
Lista de símbolos y abreviaturas……………………………………………………………….. viii
CAPITULO I
INTRODUCCION........................................................................................................................... 1
CAPITULO II
OBJETIVOS.................................................................................................................................... 3
2.1 OBJETIVO GENERAL ........................................................................................................ 3
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................................ 3
CAPITULO III
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA............................................................................................... 4
CAPITULO IV
MARCO DE REFERENCIA .......................................................................................................... 6
4.1 ENERGIA EOLICA .............................................................................................................. 6
4.1.1 Antecedentes................................................................................................................... 6
4.1.2 Energía............................................................................................................................ 7
4.1.3 Vientos............................................................................................................................ 8
4.1.4 Potencial Eólico disponible a nivel mundial ................................................................ 11
4.1.5 Distribuciones analíticas de Velocidades de Vientos ................................................... 12
4.1.6 Predicción Potencial Eólico.......................................................................................... 16
4.1.7 Parámetros representativos del Potencial Eólico.......................................................... 17
44.1.8 Extrapolación de datos................................................................................................ 19
4.2 AEROGENERADORES ..................................................................................................... 20
4.2.1 Clasificación ................................................................................................................. 20
4.2.2 Partes de un Aerogenerador.......................................................................................... 24
4.2.3 Criterios para la selección de Aerogeneradores ........................................................... 29
4.3 TECNOLOGIA ................................................................................................................... 32
4.3.1 Diseño del Emplazamiento........................................................................................... 33
4.3.2 Dimensionamiento del Aerogenerador......................................................................... 36
4.3.3 Diseño de la Torre ........................................................................................................ 42
4.3.4 Selección del Generador............................................................................................... 43
4.3.5 Sistema de Regulación de Velocidad ........................................................................... 43
4.3.6 Sistema de Frenado....................................................................................................... 43
4.3.7 Sistema de Orientación................................................................................................. 44
4.4 IMPACTO AMBIENTAL................................................................................................... 44
4.5 POTENCIAL EOLICO DE VENEZUELA ........................................................................ 48
CAPITULO V
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA...................................................................................... 53
CAPITULO VI
POTENCIAL Y MAPA EÓLICO DE VENEZUELA.................................................................. 55
CAPITULO VII
SELECCIÓN Y UBICACIÓN PRELIMINAR DEL POSIBLE EMPLAZAMIENTO ............... 61
CAPITULO VIII
SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA.......................................................................................... 74
CAPITULO IX
CONCLUSIONES......................................................................................................................... 88
CAPITULO X
RECOMENDACIONES ............................................................................................................... 90
CAPITULO XI
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS .......................................................................................... 92
CAPITULO XII
GLOSARIO ................................................................................................................................... 95
CAPITULO XIII
APENDICES
APENDICE A ............................................................................................................................. 101
APENDICE B.............................................................................................................................. 106
APENDICE C.............................................................................................................................. 108
APENDICE D ............................................................................................................................. 110
APENDICE E .............................................................................................................................. 111
APENDICE F .............................................................................................................................. 112
APENDICE G ............................................................................................................................. 113
APENDICE H ............................................................................................................................. 114
APENDICE I ............................................................................................................................... 119
INDICE DE FIGURAS
Fig. 1 Estructura Organizativa de EDELCA ................................................................................... 5
Fig. 2 División de capas de la atmósfera [21].................................................................................... 9
Fig. 3 Representación de la circulación global [21 ......................................................................... 10
Fig. 4 Distribución de la función de densidad de probabilidad de Weibull [3] .............................. 13
Fig. 5 Distribución de velocidades de viento y frecuencias de variación de direcciones
representado a través de la rosa de vientos [21] .............................................................................. 15
Fig. 6 Orientación a Sotavento y Barlovento [2] ............................................................................ 21
Fig. 7 Aerogeneradores de eje horizontal y vertical [2] .................................................................. 22
Fig. 8 Turbinas Eólicas de una, dos y tres palas [2] ........................................................................ 23
Fig. 9 Partes de un aerogenerador [7] ............................................................................................. 29
Fig. 10 Cortadura de la torre [23] .................................................................................................... 34
Fig. 11 Principio de cantidad de movimiento [23] .......................................................................... 37
Fig. 12 Distribución de las velocidades en la pala [23] ................................................................... 40
Fig. 13 Distribución de cargas en la pala [23] ................................................................................. 40
Fig. 14 Evolución del consumo de energía en Venezuela (1995-202) [17] .................................... 48
Fig. 15 Consumo de energía primaria por fuente. Año 2002 [17] ................................................... 49
Fig. 16 Mapa Eólico de Venezuela [33] .......................................................................................... 57
Fig. 17 Mapa Eólico de Venezuela a 10m de altura...................................................................... 57
Fig. 18 Mapa Eólico de Venezuela a 50m de altura...................................................................... 58
Fig. 19 Isotacas de Venezuela (50m de altura).............................................................................. 58
Fig. 20 Isotacas de Venezuela (10m de altura).............................................................................. 59
Fig. 21 Isotacas de Venezuela en relieve (50m de altura) ............................................................. 59
Fig. 22 Isotacas de Venezuela en relieve (10m de altura) ............................................................. 60
Fig. 23 Distribución de Weibull de Isla Los Testigos [21].............................................................. 72
Fig. 24 Partes mecánicas de un aerogenerador [7].......................................................................... 78
Fig. 22 Esquema del sistema de control del aerogenerador [7] ...................................................... 79
Fig. 25 Sistemas de respaldo [7] ..................................................................................................... 83
Fig. 26 Esquema del sistema eléctrico con aerogenerador [7] ........................................................ 85
Fig. 27 Diagrama del sistema de respaldo [7] ................................................................................. 87
INDICE DE TABLAS
Tabla i. Dirección de viento dominante según la latitud [21].......................................................... 10
Tabla ii. Valores típicos de α [23] ................................................................................................... 34
Tabla iii. Valores estimados de diámetro de palas [23] ................................................................... 38
Tabla iv. Reservas probadas de fuentes fósiles [17] ........................................................................ 48
Tabla v. Potencial aprovechable de energías alternas en Venezuela [17] ....................................... 50
Tabla vi. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Nueva Esparta [31] ................. 62
Tabla vii. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Sucre [31]............................... 62
Tabla viii. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Anzoátegui [31] .................... 62
Tabla ix. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Monagas [31] .......................... 62
Tabla x. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Delta Amacuro [31] ................. 62
Tabla xi. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Bolívar [31] ............................. 62
Tabla xii. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Amazonas [31] ....................... 62
Tabla xiii. Velocidades de vientos de las poblaciones pre seleccionadas [31] ................................ 63
Tabla ixx. Velocidades de vientos de Porlamar. Ministerio de Energía y Petróleo 1.981 [33] ..... 64
Tabla xx. Velocidades de vientos de Porlamar. Ministerio del Ambiente y Servicio de Aviación
[34] [35]
.............................................................................................................................................. 64
Tabla xxi. Velocidades de vientos de Punta de Piedra. [34]............................................................ 65
Tabla xxii. Velocidades de vientos de acuerdo a la extrapolación en Los Testigos...................... 65
Tabla xxiii. Velocidades de vientos de acuerdo a la extrapolación en Cuabagua ......................... 66
Tabla xxiv. Velocidades de vientos de Guiria. Ministerio de Energía y Petróleo [33] ................... 66
Tabla xxv. Velocidades de vientos de Guiria. Servicio Meteorología Aviación [35] .................... 67
Tabla xxvi. Velocidades de vientos de acuerdo con la extrapolación en Santa Isabel de la Costa 68
Tabla xxvii. Velocidades de vientos de Carrizal. Servicio Meteorología Aviación [35] ............... 68
Tabla xxviii. Escala de Beaufort para la intensidad de viento [19] ................................................. 70
Tabla xxix. Relaciones generales entre vialidad y velocidad de viento para uso como fuente de
energía [19] ...................................................................................................................................... 70
Tabla xxx. Densidad de potencia de acuerdo a las velocidades de viento [19] ............................... 71
Tabla xxxi. Resultados del diseño [19]............................................................................................ 72
Tabla xxxii. Resultados de la potencia disponible y aprovechable ............................................... 75
Tabla xxxiv. Tamaños típicos de aerogeneradores eléctricos y su velocidad de rotación [11] ....... 77
Tabla xxxiii. Resultados de la geometría ...................................................................................... 77
Tabla xxxv. Factor de utilización .................................................................................................. 82
1
CAPITULO I
INTRODUCCION
El desarrollo económico de un país está ligado, entre otros factores, al suministro oportuno y
suficiente de energía eléctrica, sobre todo en el actual contexto mundial, donde la competitividad
es creciente y, la electricidad con calidad y a bajos precios cobran vital importancia. El
crecimiento con calidad y el desarrollo sustentable son premisas esenciales de cualquier acción
orientada a responder retos. En ese sentido, dentro de los esquemas de generación de la industria
eléctrica, se debe considerar la aplicación de tecnologías limpias, que permitan preservar los
recursos naturales y proteger el medio ambiente, como es el caso de las energías renovables.
En Venezuela el 70% de la energía eléctrica es producida a través de generación hidráulica, el
otro 30% es generado a través centrales termoeléctricas, motores diesel, y otros. Venezuela
también, cuenta con un recurso renovable y fuente de energía muy importante llamado “viento”
(energía eólica), el cual puede ser utilizado y aprovechado para sustituir la forma de generación
de combustible fósil, evitar el recalentamiento terrestre (efecto invernadero) y disminuir la
emisión de millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2). Nuestro país forma parte del
tratado de Kyoto, donde se estipula compromisos obligatorios de limitación y reducción de gases
de efecto invernadero, especialmente el CO2.
La energía eólica hace referencia a aquellas tecnologías y aplicaciones en que se aprovecha la
energía cinética del viento, convirtiéndola a energía eléctrica. Se pueden distinguir dos tipos de
aplicaciones: las instalaciones para la producción de electricidad y las instalaciones de bombeo de
agua. Entre las instalaciones de producción de electricidad se pueden diferenciar instalaciones
aisladas, no conectadas a la red eléctrica e instalaciones conectadas, normalmente, denominadas
parques eólicos.
Las instalaciones no conectadas a la red (sistemas aislados), cubren aplicaciones de pequeña
potencia, principalmente de electrificación rural. Las aplicaciones conectadas a la red eléctrica
permiten obtener un aprovechamiento energético mayor, y presentan las mejores expectativas de
crecimiento de mercado.
Los
sistemas
eólicos
pequeños
para
generación
de
electricidad
pueden
contribuir
significativamente a las necesidades de energía de nuestra nación, en especial a los poblados
aislados y ayudar al desarrollo endógeno, en atención al Plan Nacional de Ciencia y Tecnología
de Innovación 2005 – 2030 [16]. Aunque tengan el nombre de pequeñas, las turbinas eólicas son lo
suficientemente grandes para proporcionar una parte importante de la energía requerida en los
hogares promedio, y por otro lado, sería una excelente opción para cumplir con el tratado de
Kyoto y el tratado de Johannesburgo, en el cual Venezuela se compromete a obtener un aporte de
10% de las energías alternas en la producción energética del país para el año 2.010
Este estudio tiene como finalidad determinar la viabilidad de instalación de aerogeneradores en el
oriente del país, y de esta manera proporcionar una nueva fuente de energía alterna, no
contaminante para comunidades aisladas.
2
3
CAPITULO II
OBJETIVOS
2.1 OBJETIVO GENERAL
Estudiar la viabilidad de instalación de generadores eólicos para suministrar energía eléctrica a
zonas aisladas, ubicadas en el Oriente del país y perfilar la primera etapa de conceptualización
del diseño.
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
•
Obtener información precisa sobre las velocidades de los vientos y el potencial eólico de
Venezuela, con énfasis en el Nororiente del país.
•
Seleccionar los posibles emplazamientos para microgeneradores eólicos de electricidad,
tomando en cuenta tanto los requerimientos de las poblaciones aisladas predeterminadas
por la empresa, así como la disponibilidad del recurso eólico en el Oriente del país.
•
Seleccionar la tecnología, de acuerdo al potencial eólico presente en la zona, para cubrir
los requerimientos energéticos de la población.
•
Esbozar el sistema eléctrico, para suministrar la energía desde el aerogenerador hasta la
población seleccionada.
4
CAPITULO III
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
CVG Electrificación del Caroní, CA (EDELCA), es la empresa de generación hidroeléctrica más
importante que posee Venezuela. Fue constituida formalmente el 23 de julio de 1963, de acuerdo
con el artículo 31 del Estatuto Orgánico de la Corporación Venezolana de Guayana. Forma parte
del conglomerado industrial de la Corporación Venezolana de Guayana (CVG), ubicada en la
región de Guayana en la cuenca del río Caroní, en el estado Bolívar al sudeste de Venezuela,
aproximadamente entre 3º 40 ` y 8º 40` de latitud Norte y entre 60º 50`y 64º 10` de longitud
Oeste, conformado por las empresas del aluminio, hierro, acero, carbón, bauxita y actividades
afines.
En los últimos tres años, ha aportado más del 70% de la producción nacional de electricidad, a
través de sus grandes Centrales Hidroeléctricas Guri,
Macagua y Caruachi. También ha
desempeñado un papel fundamental en el desarrollo económico y social de Venezuela.
Su estructura organizativa esta conformada por una Junta Directiva, la Presidencia, 7 Gerencias y
8 Direcciones, cada dirección esta formada por Divisiones y estas a su vez por Departamentos.
CVG EDELCA consciente del servicio estratégico que presta, ofrece energía con niveles de
calidad y confiabilidad ajustada a estándares internacionales, todo ello para garantizar el
crecimiento y desarrollo sustentable del país, razón por la cual apoya las iniciativas dirigidas
hacia los avances tecnológicos para aplicarlos en todos los niveles de su gestión.
Con el propósito de aprovechar la experiencia acumulada en la elaboración y construcción de
proyectos de generación, así como en su operación y mantenimiento, la Corporación Venezolana
de Guayana a través de su empresa tutelada CVG EDELCA, resolvió conformar el Centro de
Investigaciones Aplicadas (CIAP), el cual abarca las áreas de electricidad, electromagnética,
electrónica digital, mecánica, hidrodinámica, materiales y energías alternativas. Su misión es
proveer servicios especializados de investigación, desarrollo aplicado, transferencia de
tecnologías, asesoría y asistencia técnica, al Sistema de Generación, Transmisión y Distribución,
mediante procesos de diagnósticos, evaluaciones, estudios y pruebas.
Fig. 1 Estructura Organizativa de EDELCA
5
6
CAPITULO IV
MARCO DE REFERENCIA
4.1 ENERGIA EOLICA
4.1.1 Antecedentes
Aunque el aprovechamiento de la energía eólica data de las épocas más remotas de la humanidad
(existen grabados egipcios sobre navegación a vela 500 años a. c) la primera noticia que se tiene
al respecto se refiere a un molino que Herón de Alejandría, construido en el siglo II A. C. para
proporcionar aire a un órgano [1]
Los más antiguos molinos que se conocen eran de eje vertical. En el siglo VIII aparecen en
Europa grandes molinos de eje horizontal de cuatro palas. La fabricación masiva fue realizada
por los holandeses, sin embargo por las grandes dimensiones de sus palas distaban de producir el
máximo de su potencia, necesitaban una regulación de la orientación. Dichos molinos eran
apropiados para vientos del orden de 5 m/s, es decir, unos 20 Km. /h. [1]
A partir de los siglos XII-XIII empieza a generalizarse el uso de los molinos de viento para la
elevación de agua y la molienda de grano, los más antiguos aparecieron en Turquía, Irán y
Afganistán. A principios del siglo XII Europa se llenó de molinos, sobre todo en Bélgica y en los
Países Bajos. Los molinos holandeses tenían cuatro aspas de lona, mientras que los de Baleares y
Portugal tenían seis, y los de Grecia, doce. Los molinos con gran número de palas determinan
velocidades de rotación relativamente bajas y un funcionamiento útil a partir de velocidades del
viento del orden de 2 m/s. [1]
Todos estos molinos se mantuvieron hasta el siglo XIX. El desarrollo de los molinos de viento se
interrumpe con la revolución industrial y la utilización masiva de vapor, la electricidad y los
combustibles fósiles como fuentes de energía motriz. Es, sin embargo, en la segunda mitad del
siglo XIX cuando tiene lugar uno de los más importantes avances en la tecnología del
aprovechamiento del viento, con la aparición del popular molino multipala americano, utilizado
para bombeo de agua prácticamente en todo el mundo, y cuyas características habrían de sentar
las bases para el diseño de los modernos generadores eólicos. [1]
Fue entre las dos últimas guerras cuando aparecieron, como consecuencia de los progresos
técnicos de las hélices de aviación, los grandes aerogeneradores de dos o tres palas. En ellos se
transforma la energía cinética del viento en energía mecánica y en energía eléctrica
posteriormente. [1]
4.1.2 Energía
La energía es una propiedad de todo cuerpo o sistema material en virtud de la cual éste puede
transformarse, modificando su estado o posición, así como actuar sobre otros originando en ellos
procesos de transformación. La energía cinética del aire, es producida por los vientos y se puede
aprovechar en molinos de viento y en aerogeneradores. Puede ser utilizada para la generación de
electricidad en las centrales eólica, a través del movimiento de aspas por la velocidad del viento,
en zonas donde éste sea considerable. [3]
Para la producción de energía eléctrica a partir de viento se necesita un generador eólico, o bien
llamados aerogeneradores. Los aerogeneradores se fundamentan en el mismo principio que los
molinos de viento, consisten en una turbina eólica cuya energía es proporcional al cubo de la
velocidad del viento. Por lo tanto, sólo es de interés cuando el viento se encuentre dentro de
cierto rango y sopla con regularidad. [3]
La energía eólica es utilizada principalmente de dos maneras, para sacar agua de los pozos
(aerobombas, molinos multipala del tipo americano) y para producir energía eléctrica a través de
un generador. [3]
La producción de energía a través de aerogeneradores puede ser de las siguientes formas:
7
Conexiones aisladas, por medio de pequeña o mediana potencia se utilizan para usos domésticos
o agrícolas (iluminación, pequeños electrodomésticos, bombeo, irrigación, etc.), incluso en
instalaciones industriales para desalación, repetidores aislados de telefonía, TV, instalaciones
turísticas y deportivas, etc. En caso de estar condicionados por un horario o una continuidad se
precisa introducir sistemas de baterías de acumulación o combinaciones con otro tipo de
generadores eléctricos (grupos diesel, placas solares fotovoltaicas, centrales mini hidráulicas)
[2]
[18]
•
Conexiones directa a la red, viene representada por la utilización de aerogeneradores de
potencias grandes (mas de 10 ó 100 KW). Aunque en determinados casos y gracias al
apoyo de los estados a las energías renovables, es factible la conexión de modelos mas
pequeños, siempre teniendo en cuenta los costos de enganche a la red (equipos y
permisos). La mayor rentabilidad se obtiene a través de agrupaciones de máquinas de
potencia conectadas entre si y que vierten su energía conjuntamente a la red eléctrica.
Dichos sistemas se denominan parques eólicos. [2] [18]
4.1.3 Vientos
Desde el punto de vista de la energía eólica, la característica más importante de la velocidad del
viento es su extrema variabilidad, tanto geográfica como temporal. Para tener una magnitud de la
naturaleza de la velocidad del viento, debemos tomar en cuenta las causas principales de su
movimiento: [21]
•
La variación espacial de la velocidad del viento a gran escala, se describe con la
circulación global, resultado de la radiación solar sobre la superficie terrestre, por la
rotación
de
la
tierra
y
por
la
8
no
uniformidad
de
la
superficie
•
La circulación global se ve perturbada a pequeña escala, por formaciones geográficas y
topográficas. La existencia de montañas y valles en la zona puede acelerar o frenar el
efecto, incluso el tipo de vegetación
La atmósfera de la tierra se divide verticalmente en capas horizontales según una división basada
principalmente en la temperatura. El fenómeno que nos interesa, el viento en la superficie, tiene
lugar en la capa más cercana a la capa geográfica, la troposfera (figura 2), que tiene un espesor de
unos 8 Km. en los polos y unos 16 Km. en el ecuador, es donde ocurren todos los fenómenos
meteorológicos y el efecto invernadero. En nuestro caso, el interés es únicamente el viento que se
produce en la parte más baja de la troposfera unos pocos centenares de metros. [21]
Fig. 2 División de capas de la atmósfera [21]
El movimiento del aire es debido al desarrollo de gradientes horizontales de presión dentro de la
atmósfera, los cuales en último término son consecuencia de la radiación solar. Las regiones
alrededor del ecuador, latitud 0º, se calientan más que el resto de las zonas, debido a que el aire
caliente es más ligero que el frío, asciende y se desplaza a través de las capas más altas de la
9
troposfera (dirección norte y sur desde el ecuador). Al subir el viento desde el ecuador, se creará
un área de bajas presiones a nivel del suelo que atraerá los vientos desde el norte y el sur, que
están a altas presiones debido al aire frío (figura 3).
Fig. 3 Representación de la circulación global [21]
Considerando las principales influencias en el movimiento del aire, la circulación global se puede
desglosar en cinco regiones, para cada una de las cuales se puede obtener una dirección de viento
dominante:
Tabla i. Dirección de viento dominante según la latitud [21]
La condición geográfica local es una de las causas de tendencias que se superpone a los mapas de
velocidad de viento (mapas eólicos). Dichas condiciones producen calentamientos y
enfriamientos de la atmósfera que dan lugar a pequeñas diferencias de presión que generan
vientos locales o regionales que se manifiestan más claramente cuando los vientos de circulación
general son débiles. En algunas regiones del mundo, los vientos locales tienen tal importancia
que engloban el viento general, pero desde el punto de vista de energía eólica estos vientos no
son suficientes para generar el contenido (energético) necesario para la instalación de parques
10
eólicos o grandes aerogeneradores, pero podrían ser interesantes para pequeños sistemas que
dependan más de la regularidad del recurso. [21]
Finalmente se observa la naturaleza estocástica de la velocidad del viento. En un emplazamiento
concreto, la variabilidad temporal de la velocidad de viento será causada por fluctuaciones y
ráfagas de diferente magnitud según las condiciones climáticas, los factores de superficie locales
y los obstáculos. [21]
4.1.4 Potencial Eólico disponible a nivel mundial
La velocidad del viento varía continuamente con el tiempo, en pocos segundos puede desviarse
considerablemente de su valor medio. El estudio de la velocidad del viento es la primera fase en
un proyecto de generación eólica, y se deben tomar en cuenta los siguientes factores: [3]
•
Factibilidad, para determinar si es posible técnica y económicamente la instalación de un
aerogenerador en una zona o región
•
Localización, para determinar el mejor lugar para el emplazamiento
•
Técnicos, para obtener los parámetros necesarios, la elección o el diseño del
aerogenerador
Son muchos los conceptos que hay que tener claros a la hora de comprender y cuantificar la
energía que puede ser absorbida (del viento) por un aerogenerador. Para describir la distribución
anual de la velocidad del viento y evaluar su viabilidad como fuente de energía, se utilizan
distintas funciones de densidad de probabilidad, entre ellas Weibull, Rayleigh, Beta y
LogNormal, la mayoría de autores se decantan por la primera y existen diversas opiniones sobre
cómo obtener los parámetros Weibull (distribución utilizada principalmente para los vientos de
Latinoamérica) que mejor aproximan un histograma de frecuencias dado. Muchos fabricantes de
11
aerogeneradores proporcionan gráficas de rendimiento para sus máquinas usando la distribución
de Rayleigh (siendo éste un caso particular de la distribución de Weibull)
Además de estas representaciones estadísticas que muestran las distribuciones de velocidades de
viento, las características direccionales son muy importantes, tanto para decidir la ubicación de
aerogeneradores en terrenos no uniformes como para conocer la variabilidad direccional del
régimen de vientos al que debe responder el sistema de orientación de la máquina, para ello se
puede dibujar la rosa de vientos. La potencia del viento es otro factor importante ya que señala la
cantidad de energía que es capaz de extraer del viento un aerogenerador y depende de los
parámetros geométricos del equipo, del coeficiente de potencia (Cp) y de la curva de potencia [3]
4.1.5 Distribuciones analíticas de Velocidades de Vientos
Las distribuciones de Weibull y Rayleigh son las representaciones analíticas más utilizadas, por
su similitud con las distribuciones reales normalmente medidas.
Distribución de Weibull.
Se ha comprobado experimentalmente que la velocidad del viento sigue aproximadamente una
densidad de probabilidad similar al siguiente histograma anual de velocidades de viento, para un
determinado emplazamiento: [3]
12
Fig. 4 Distribución de la función de densidad de probabilidad de Weibull [3]
Esta distribución se ajusta bastante a una distribución de la función de probabilidad de Weibull.
Por ello la expresión analítica utilizada en estudio eólico es: [3]
 k  v 
p(v ) =   
 c  c 
k −1
 v
c exp − 
 c
k
(1)
Donde p(v) es la función de probabilidad de Weibull, y representa la probabilidad estadística de
que ocurra una determinada velocidad v, c es el denominado factor de escala (m/s) cuyo valor es
cercano a la velocidad media, k es el factor de forma (adimensional), que caracteriza la asimetría
o sesgo de la función de probabilidad. La expresión de Weibull, en función de dos parámetros c y
k, proporciona un método empírico preciso para la representación de la distribución de
probabilidades de velocidades de vientos, y nos permite conocer que tan ventoso puede ser el
emplazamiento escogido: [3]
•
La distribución de Weibull con k=2 (distribución de Rayleigh), coincide con muchos
lugares con condiciones adecuadas para la explotación energética del viento, varios
13
estudios de potencial eólico y fabricantes de aerogeneradores están referidos a dicha
distribución
•
En los casos de aerogeneradores “offshore” (emplazados en el mar) o zonas muy
próximas a la costa, las distribuciones que mejores se ajustan son aquellas que presentan
valores más elevados de k (por ejemplo k=3)
Cabe señalar que estos valores solo son orientativos. La distribución permite la evaluación de
varias propiedades importantes de las características de viento en función de los parámetros antes
descritos, en ellas se destacan:
•
La probabilidad de que existan velocidades de viento superiores a una determinada vx,
viene dada por la siguiente expresión: [3]
P (v ≥ v x ) = e
•
v 
− x 
 c 
k
(2)
La probabilidad de que existan velocidades de viento entre dos valores de velocidades vx
y vy será: [3]
P (v x ≤ v ≤ v y ) = e
•
v 
− x 
 c 
k
−e
 vy
−
 c




k
(3)
La velocidad media: (con Γ, función gamma) [3]
 1
v = cΓ1 + 
 k
(4)
La determinación de los parámetros de k y c de Weibull se realizará por ajustes de mínimos
cuadrados y dependerá de los datos disponibles, sin embargo c suele aproximarse a la velocidad
media y el valor de k es característico de la asimetría de la función de probabilidad. El caso más
habitual es conocer las velocidades del viento medio (cada 10min aprox.) o bien en medidas
14
semihorarias u horarias. Dichos parámetros también presentan variaciones de acuerdo a la
altura[3]
Rosa de los vientos
Para mostrar las distribuciones y la frecuencia de variación de las direcciones de los vientos, la
representación más común es la llamada “rosa de vientos” (figura 5) dibujada a partir de
observaciones meteorológicas (velocidades y direcciones del viento) según una división en 12
sectores (12 es el número de sectores que el Atlas Eólico Europeo utiliza como estándar, aunque
también pueden ser 6, 8 ó 16). En general no coincide la dirección dominante con la mayor
intensidad de viento, ya que en muchos casos los vientos más intensos no son los que soplan más
horas al año, procedentes de una determinada dirección. [21]
Fig. 5 Distribución de velocidades de viento y frecuencias de variación de direcciones representado a
través de la rosa de vientos [21]
El radio de las cuñas más amplias proporciona la frecuencia relativa de cada una de las doce
direcciones del viento, es decir, porcentaje de tiempo que el viento sopla desde esa dirección.
La segunda cuña da la misma información pero multiplicada por la media de la velocidad del
viento en cada dirección particular. Esto indica la contribución de cada sector en la velocidad
media del viento en una ubicación concreta. [21]
15
La cuña más interior proporciona la misma información que la primera pero multiplicada por el
cubo de la velocidad del viento en cada dirección, lo que indica la contribución de cada sector en
la energía contenida en el viento. Éstas son las más interesantes, porque, como el contenido
energético del viento varía con el cubo de su velocidad, indican en qué dirección encontrar una
mayor potencia que impulse a los aerogeneradores. [21]
Una rosa de vientos proporciona información sobre las velocidades relativas del viento en
diferentes direcciones y es extremadamente útil para la ubicación de los aerogeneradores: si gran
parte del viento viene de una dirección particular, cuando se sitúe la turbina eólica en el paisaje,
se deseará tener la menor cantidad de obstáculos en aquella dirección y un terreno lo más liso
posible. Obviamente la rosa de vientos varía de un lugar a otro, de igual forma que los modelos
eólicos y el contenido energético. Por lo tanto lo más conveniente es tener observaciones de
varios años para poder obtener información confiable. [21]
4.1.6 Predicción Potencial Eólico
La determinación precisa del recurso eólico es una tarea difícil e incierta, especialmente cuando
se compara con la energía solar o la hidráulica. Las razones para esto son las siguientes: [2]
•
Una gran variabilidad de vientos se encuentra en las diferentes regiones de nuestro país (y
del mundo en general), desde un promedio anual de velocidad de 2 m/s hasta 7m/s, en
lugares con mucho vientos. Estos rangos variación implican una mayor variabilidad en la
potencia disponible, desde 40 a 200 W/m [2]
•
Inmensas diferencias en velocidades de vientos (y de potencia) se observan en pequeñas
distancias, debido a la cambiante topografía del terreno y su rugosidad. En pequeñas
distancias la potencia eólica puede variar en un orden de magnitud considerable [2]
16
•
Es difícil medir el potencial eólico con precisión. El viento generalmente, se mide como
su velocidad y dirección. La potencia eólica es proporcional al cubo de la velocidad del
viento, significando esto que un pequeño error en su medición causa un mayor error en la
potencia calculada. Un error de 10% en la velocidad del viento implica un error del 33%
en la potencia eólica calculada. [2]
Por estas, razones no es posible presentar, en general, un metodología simple y directa para la
evaluación del recurso eólico
4.1.7 Parámetros representativos del Potencial Eólico
Tomando en cuenta que el viento es una fuente energética variable y aleatoria, es necesario
realizar mediciones de viento y analizar los datos a través de series temporales, para
posteriormente determinar las características específicas, estudiar las posibilidades y condiciones
de su aprovechamiento [2]
En la práctica, las mediciones de la velocidad de viento en una futura localización, se realizan
situando un anemómetro en el extremo superior de un mástil de 10 metros, que es la altura
estándar de medición para la evaluación de los recursos eólicos. Para evaluarlos durante el
funcionamiento y operación de una determinada máquina, es conveniente realizar las medidas a
la altura de buje de la turbina, evitando así la incertidumbre de recalcular la velocidad de viento a
una altura diferente. Al colocar el anemómetro en el extremo superior del mástil se minimizan las
perturbaciones de las corrientes de aire creadas por el propio mástil. [2]
Los anemómetros más utilizados son de tres o cuatro cazoletas montadas simétricamente
alrededor de un eje vertical, normalmente previstos de una veleta para detectar la dirección del
viento. La velocidad de rotación es proporcional a la velocidad del viento y puede medirse de
varios modos: conectando mecánicamente el número de revoluciones, conectando el eje de la
17
rueda de cazoletas a un pequeño generador eléctrico y midiendo su tensión instantánea, a un
interruptor opto eléctrico y midiendo su salida.
El proceso para realizar el análisis de los datos de interés para el funcionamiento de sistemas
eólicos, abarca los siguientes aspectos: [5]
Condiciones generales de viento en un emplazamiento. Se debe utilizar medidas diarias,
estacionales, anuales y obtener los siguientes parámetros:
•
Condiciones meteorológicas
•
Distribución de frecuencias de dirección
•
Distribución de frecuencias de velocidad
•
Variación temporal de la velocidad
•
Potencial eólico disponible
Características del viento para el funcionamiento del sistema. Estos parámetros se obtienen de
mediciones de 10 minutos a 1 hora promedio:
•
Perfil vertical de velocidad horizontal. Variaciones temporales y relaciones de dirección
•
Variación de la velocidad vertical. Relaciones entre el viento vertical y la dirección.
Relaciones entre el viento vertical y el horizontal
•
Factores de ráfaga. Relaciones entre la velocidad, dirección y factor de ráfagas
•
Características de la turbulencia. Relaciones entre dirección y turbulencia. Relaciones
entre velocidad y turbulencia
•
Desviación de la dirección
18
44.1.8 Extrapolación de datos
La dificultad para evaluar el potencial eólico de una zona estriba en el hecho de que se trata de
reproducir, a través de la información disponible de una torre meteorológica, ubicada en zonas
cercanas a las poblaciones de interés. Dada la escasa cantidad y calidad de información pública
de los registros de vientos, y el hecho de que el viento sea en nuestro país un fenómeno local y
variable, la única manera de poder conocer el potencial eólico en cualquier zona es a través de
modelos de masa consistentes, es decir modelos de diagnóstico para definir campos de
velocidades de viento a partir de un número determinado de medidas experimentales.
Para ello se utilizan las extrapolaciones de datos, en sentido vertical (diferencia de alturas) y
horizontal (distancia entre varios puntos). Existen diversos métodos, que han sido creados para
este fin, sin embargo se utilizarán los siguientes:
Extrapolación vertical [1]
z
Vo ( z m ) = V (z n ) ⋅  m
 zn
z 
α = m 
 10 
0.2



α
(5)
⋅ [1 − 0.55 × Log 10 (V ( z n ))]
(6)
Extrapolación horizontal [13]
N
Vn
∑
∑ d2
n
Vo ( zm ) = ε Nn n + (1 − ε ) N
1
∑n d 2
∑n
n
N
Vn
∆hn
1
∆hn
(7)
Siendo Vo la velocidad para en el punto m, Zm distancia entre punto conocido y punto de interés,
Vn velocidad medida en el punto n, dn distancia entre en punto n y m, ∆hn diferencia de altitud
19
entre los puntos n y m, ε es un valor (0 <ε< 1) pequeño de referencia que determina la precisión
de los resultados obtenidos, típicamente se utiliza ε=0.5
4.2 AEROGENERADORES
4.2.1 Clasificación
Los aerogeneradores, tienen diversas aplicaciones específicas, ya sea eléctricas o de bombeo de
agua, mediante el aprovechamiento y transformación de energía eólica en energía mecánica.
Entendiéndose por energía eólica a los vientos que existen en el planeta producto de fenómenos
climatológicos [2]
En la actualidad existe una enorme variedad de modelos de aerogeneradores, diferentes entre sí
tanto por la potencia proporcionada, número de palas, manera de producir energía eléctrica
(aislados o en conexión directa con la red de distribución convencional), y otros. Se pueden
establecer diferentes clasificaciones atendiendo a distintos criterios,
Según la potencia eléctrica que pueden generar: [2]
•
Pequeños aerogeneradores. Se consideran aquellos aerogeneradores cuya potencia está
por debajo de los 30 kW. Los principales fabricantes se encuentran en EEUU (Bergey,
Atlantic Orient, etc.)
•
Aerogeneradores de tamaño medio. Es el sector más desarrollado y extendido, en donde
se engloban la mayor parte de las instalaciones conectadas a la red. Su potencia está entre
30 y 600 kW. Para este tipo de máquina son los fabricantes europeos los que dominan el
mercado (NEG MICON, VESTAS, ENERCON, GAMESA, MADE, etc.)
•
Máquinas multimegawatio. Son máquinas con potencia por encima del megavatio,
representan lo último en tecnología y los principales fabricantes de aerogeneradores
disponen
en
el
mercado
de
20
máquinas
de
este
tipo.
Según la orientación del equipo respecto al viento [3]
•
A Sotavento o a Barlovento. El conjunto formado por la góndola y el rotor puede estar a
favor del viento (sotavento), que es su posición natural, o en contra (barlovento) siendo
esta última la más generalizada (figura 6)
Fig. 6 Orientación a Sotavento y Barlovento [2]
Según la posición del generador, el eje de rotación sobre el que van las palas puede estar
horizontal o vertical [3] (figura 7)
•
Aerogeneradores de eje horizontal.
Son las máquinas más utilizadas, y con rendimiento superior a las demás. Se caracterizan por
hacer girar sus palas en dirección perpendicular a la velocidad del viento incidente. La velocidad
de giro sigue una relación inversa al número de palas, o de forma más precisa al parámetro
denominado solidez, que indica el cociente entre la superficie ocupada por las palas y la
superficie barrida por ellas.
•
Aerogeneradores de eje vertical.
Estos sistemas se han estudiado ampliamente, pero por los momentos solo se encuentran en
prototipos (Darrieus), presentan más inconvenientes que ventajas. La recuperación de energía es
21
generalmente complicada y no presenta un buen rendimiento. Pueden clasificarse según su modo
de accionamiento
- Accionados por arrastre: Sabonius, Sabonius multipala, Sabonius de rotor partido.
- Accionados por sustentación: Darrieus.
- Accionamiento mixto: Darrieus-Sabonius
Fig. 7 Aerogeneradores de eje horizontal y vertical [2]
Según el número de palas [7] (figura 8)
•
Una pala: aerogeneradores monopala precisan un contrapeso e introducen en el eje
esfuerzos muy variables, lo que acorta la vida de la instalación
•
Dos palas: tanto estos rotores como los de una pala giran a mayor velocidad que los
tripala, lo que supone una desventaja a nivel de ruido y aspecto visual. A su favor un
ahorro de material en el costo de la turbina y en la instalación.
22
•
Tres palas: es casi estándar su utilización en máquinas de media y gran potencia, a pesar
que los primeros prototipos de las máquinas multimegawatio eran bipala e incluso
monopala
Fig. 8 Turbinas Eólicas de una, dos y tres palas [2]
Según el modo de orientación del equipo en la dirección del viento [15]
•
Mediante conicidad
La orientación de aerogeneradores de eje horizontal mediante conicidad es la más utilizada para
medianas y grandes potencias: un motor eléctrico y una serie de engranajes permiten el giro de
todo el sistema
•
Mediante molinos auxiliares
Los molinos auxiliares no son muy empleados, los rotores se sitúan a ambos lados de la góndola
y se mueven por la corriente de aire.
•
Mediante veleta.
La veleta es el método más sencillo para orientar un aerogenerador y se emplea únicamente en
los equipos de potencia y tamaños pequeños
23
4.2.2 Partes de un Aerogenerador
El aerogenerador esta constituido por las siguientes partes: (figura 9)
Sistema de captación (se encuentra en el exterior) [22]
o
Rotor: incluye el buje y las palas.
o
Palas: tienen la misión de absorber energía del viento; el rendimiento del aerogenerador
depende de la geometría de las palas, interviniendo varios factores: longitud,
perfil, calaje y anchura. Pueden ser de:
-
Paso variable: aquellas que capturan en todo momento la energía del viento. La
reducción de la potencia mecánica suministrada al generador la controla
mediante modificación del ángulo de pala (calaje).
-
Paso fijo: este tipo de palas no dispone de modificación de ángulo de pala, por lo
que cuando el viento supera un margen, es necesario un sistema que limite el
empuje mecánico del viento al generador. Esta limitación se consigue con la
entrada en pérdida aerodinámica a partir de cierta velocidad de viento (aprox.
15 m/s), provocando turbulencias en el flujo de aire, reduciendo así el par
suministrado al eje lento.
o
Buje: es una pieza metálica de fundición que conecta las palas al eje de transmisión, se
encuentra acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador.
24
Sistema de transmisión [22]
o
Eje lento: el eje de baja velocidad del aerogenerador conecta el buje del rotor al
multiplicador. Por el interior del eje, discurren conductos del sistema hidráulico o eléctrico,
para accionar los frenos aerodinámicos, paso variable o controlar los sensores del rotor.
o
Multiplicador: por una entrada se encuentra el eje de baja velocidad, y mediante unos
engranajes, consigue que el eje de salida, de alta velocidad, gire más rápido (entre 79 y 50
veces más rápido), dependiendo de la potencia de la turbina.
o
Eje de alta velocidad: gira aproximadamente a 1.500 revoluciones por minuto (r.p.m.),
lo que permite el funcionamiento del generador eléctrico. Está equipado con un freno de
disco mecánico de emergencia, y se encuentra conectado al multiplicador.
Sistema de orientación [22]
o
Motores de orientación: en las turbinas eólicas grandes, es necesario un mecanismo que
posicione la turbina frente al viento (sotavento). Este movimiento circular, se consigue con
unos motores y reductores fijos a la góndola, y engranando en la corona de orientación. La
señal de posicionamiento correcta la recibe del controlador de la turbina, con las lecturas de
la veleta y anemómetro de cada turbina.
o
Freno en orientación: tiene como misión evitar desplazamientos radiales de la góndola,
por efecto del viento incidente o giro del rotor, no deseados. Asimismo, reduce el desgaste
de los engranajes de orientación. Su accionamiento puede ser hidráulico o eléctrico,
actuando en pinzas de freno o motor eléctrico respectivamente.
25
o
Corona de orientación: la gran corona dentada se monta sobre la torre. La rueda dentada
del motor de orientación engrana con la rueda dentada grande y gira la góndola con el rotor
de cara al viento
o
Anemómetro: dispositivo que mide la velocidad del viento, y está continuamente
enviándole la información al controlador
o
Veleta: gira gracias al viento, le indica al controlador la dirección y da la señal al motor
de orientación (señal que llega al rotor)
Sistema de generación. [22]
o
Generador eléctrico: Es el elemento de la turbina encargado de convertir la energía
mecánica (en forma rotatoria), en energía eléctrica. La electricidad producida en el
generador baja por unos cables a la base de la torre, para ser transformada (elevar la tensión
y reducir intensidad) y enviada a la red (en caso de conexión).
o
Cableado de potencia: transporta la energía eléctrica generada desde el generador hasta
el transformador, pasando por las distintas protecciones de máxima o mínima tensión, sobre
intensidad o frecuencia; evitando daños a la red o a la propia turbina en caso de producirse
contingencias en el aerogenerador o red de distribución.
o
Transformador interno: se eleva la tensión de generación desde los 690V, hasta 20 kV,
reduciendo la intensidad para disminuir el calentamiento de cableado y reducir pérdidas
eléctricas.
26
Sistema de control [22]
o
Controlador de turbina: el controlador de la turbina eólica consta de varios ordenadores
que continuamente supervisan las condiciones de la turbina eólica, y recogen estadísticas de
su funcionamiento. Como su propio nombre indica, el controlador también controla un gran
número de interruptores, bombas hidráulicas, válvulas y motores dentro de la turbina.
o
Sensores de control: se utilizan para medir los parámetros físicos de funcionamiento y
supervisión de la turbina. Las señales electrónicas son utilizadas por el controlador
electrónico del aerogenerador para conectar el aerogenerador cuando la señal recibida es
correcta. El ordenador parará el aerogenerador automáticamente si la información recibida
de los sensores es errónea, con el fin de proteger a la turbina.
o
Salidas de control y regulación: desde el controlador de turbina, en base a la
información analizada de los sensores, salen unas órdenes que afectan a la operación y
funcionamiento del aerogenerador.
Sistema de soporte [22]
o
Torre: soporta la góndola y el rotor. Puede ser tubular o de celosía (estas últimas,
aunque más económicas, están en desuso ya que las tubulares son mucho más seguras).
Tienen varios tramos para facilitar el transporte.
o
Cimentación o zapata: es la parte que permite asegurar la torre vertical, absorber los
esfuerzos de rotor y góndola, para transmitirlos correctamente al terreno. Se calcula en base
al tipo de suelo y al tamaño del aerogenerador a instalar.
27
o
Brida: es un anillo con tornillos que mantiene unidas los tramos y secciones de la torre
o
Plataforma: existen plataformas dentro de la torre, para su soporte
o
Góndola: contiene los componentes clave del aerogenerador, incluyendo el
multiplicador y el generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la
góndola desde la torre de la turbina
o
Lámparas: no hay ninguna ventana en la torre, por lo que es importante la iluminación
interna
o
Escalera: todas las torres tienen una escalera, necesario para el mantenimiento interno
Sistema hidráulico [22]
o
Grupo de presión: se encarga de suministrar fluido hidráulico a una presión determinada
para permitir el accionamiento de sistemas de captación, orientación o transmisión.
o
Conductos hidráulicos: canalizan el fluido hidráulico hasta el punto de utilización.
o
Válvulas de control: adaptan la presión y caudal del fluido en base a la señal del
controlador.
Sistemas refrigeración [22]
o
Radiadores: funcionan a requerimiento del controlador para crear una circulación de
aire, y enfriar el generador en caso de ser necesario.
o
Intercambiadores de calor: disipan el calor del componente a refrigerar (generador,
multiplicador o central hidráulica) hacia la corriente de aire creada por los radiadores.
28
Fig. 9 Partes de un aerogenerador [7]
4.2.3 Criterios para la selección de Aerogeneradores
Para la selección de aerogeneradores se debe realizar un estudio exhaustivo en los ámbitos:
técnicos, administrativos, económicos y ambientales. Cada unos de éstos deben ser estudiados a
profundidad para poder emprender y alcanzar con éxito los objetivos planteados.
Para iniciar el diseño eólico se deben caracterizar: [3]
1. Emplazamiento, se refiere a la localización o lugar donde se instalará el aerogenerador. Se
debe tomar en cuenta los siguientes factores:
29
•
Clima
•
Tipo de terreno
•
Orografía
•
País
•
Región
•
Accesibilidad
•
Disponibilidad de terreno
•
Velocidad media de vientos, diaria, mensual y anual
•
Intensidad de turbulencia
•
Dirección predominante
•
Parámetros de Weibull, k y c
2. Aerogenerador, es el equipo destinado a la transformación de la energía eólica en energía
eléctrica. Para su diseño se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos:
Rotor
•
Número de palas
•
Diámetro D = 2R
•
Velocidad de rotación, ω
•
Posición
•
Tipo de buje y altura
•
Regulación
•
Conicidad
•
Angulo de inclinación
Pala
•
Forma
•
Longitud
•
Perfil
•
Paso de referencia
•
Posición de referencia
•
Torsión
30
•
Cuerda interior y punta
•
Espesor interior y punta
•
Material
•
Peso pala
•
Área de barrida
Torre
•
Tipo
•
Altura
•
Sección
•
Material
•
Acceso plataforma
•
Peso
Transmisión
•
Velocidad de entrada
•
Velocidad de salida
•
Relación multiplicación
•
Tipo de transmisión
•
Peso
•
Número de etapas
•
Par rotor y generador
Actuación
•
Potencia nominal
•
Velocidad arranque, nominal y máxima
•
Viento máximo diseño
•
Velocidad angular diseño
Relaciones
•
Superficie efectiva
•
Potencia máxima viento
•
Velocidad punta de pala
31
•
Paso nominal en 0,7R
•
Cuerda media geométrica
•
Cuerda media aerodinámica
•
Lp/R, Lp/c, ct/c0
•
H/R
•
Corrientes de arranque, nominal y máxima
•
Cp máximo
Generador
•
Tipo
•
Potencia y factor de potencia
•
Voltaje
•
Régimen
•
Frecuencia
•
Peso
Sistema de cambio de paso
•
Accionamiento
•
Control
•
Peso
Sistema de orientación
•
Accionamiento
•
Velocidad
•
Peso
4.3 TECNOLOGIA
La tecnología de los sistemas aislados, y específicamente en aspectos relacionados a
aerogeneradores, es diferente a la desarrollada para sistemas conectados a la red. Las diferencias
afectan a la práctica de los subsistemas, con especial incidencia en el sistema eléctrico, control
del aerogenerador y diseño del rotor. En general el espectro tecnológico es mucho más variado
32
que en las aplicaciones conectadas a la red, cubriendo diferentes tecnologías, tamaños y
configuraciones del sistema. [3]
4.3.1 Diseño del Emplazamiento
Se debe realizar un estudio de la distribución de los vientos, velocidades medias elevadas,
variaciones temporales, turbulencias, vientos extremos, montañas, llanuras, elevaciones, colinas,
zonas de gradientes de presión y temperatura [23]
Se calcula la potencia disponible (Pd) y aprovechable (Pa)
1
ρ SV 3
2
(8)
1
ρ SV 3CP
2
(9)
Pd =
Pa =
Luego se estudia la distribución de Weibull de la zona
c V 
p (V ) =  
a a 
c −1
  V c 
exp  −   
  a  
(10)
Siendo c el factor de forma y a el factor de escala. Posterior a esto se toma la velocidad ideal del
emplazamiento Vo y se estudia la probabilidad de velocidades superior a esta, para determinar la
curva de duración de las velocidades, [23]
  V c 
p (V ≥ Vo ) = exp  −   
  a  
(11)
Para el estudio de la dirección del viento se debe utilizar la rosa de los vientos de la zona, a través
de ella se puede determinar la orientación del plano del rotor respecto a la referencia geográfica.
A
su
vez
se
debe
tomar
en
cuenta
33
la
intensidad
de
turbulencia
(Iu)
Iu =
 
 
σu
(12)
V
2


1 
σ u = a 2  Γ 1 +  − Γ 2 1 +  
c
c


(13)
Ahora caracterizaremos la cortadura de la torre, veamos la siguiente figura (figura 10)
Fig. 10 Cortadura de la torre [23]
Aplicando la ley potencia, se tiene [13]
α
 z*
V * ( z *) = Vm  
 zm 
(14)
Los valores típicos de α (coeficiente dependiente de la rugosidad superficial y estabilidad
atmosférica de la zona) son los siguientes:
34
Tabla ii. Valores típicos de α [23]
Tipo de terreno
Arena
Hierba Segada
Hierba Alta
Suburbio
α
0.1
0.13
0.19
0.32
La curva de potencia de un aerogenerador se podría aproximar de la siguiente manera: [23]
0

P (V ) =  A + BV c
P
 n
0 < V ≤ Va 

Va < V ≤ Vn 
Vn < V ≤ Vc 
(15)
Siendo Pn la potencia nominal, Va =αVn la velocidad de arranque (α=0.5), y Vc=kVn la
velocidad de corte (k=1.3636). Los coeficientes A y B se calculan de la siguiente forma: [23]
c
PV
n a
Vnc − Vac
P
B=− c n c
Vn − Va
A=−
(16)
(17)
Otro aspecto importante es el factor de capacidad del aerogenerador, el cual mide el porcentaje
del período de funcionamiento en que la máquina ha funcionado a régimen nominal [23]


  Va c 
  Vn c 
−
−
exp
exp


   
 −   
  Vc c  
 a 
a 

E


= q (V ≥ Va ) 
− exp  −    
FC =
c
c
 a 
PnT
V
V




n



− a 




a  a



(18)
Y con éste obtenemos las horas equivalentes anuales
H e = 8760 FC
(19)
En parques eólicos se debe tener H e ≥ 2400 , para que sea rentable su instalación
35
4.3.2 Dimensionamiento del Aerogenerador
Se utilizaron diversas teorías, entre ellas tenemos la teoría de cantidad de movimiento lineal, con
la que se explica la relación entre la masa y velocidad del aire en un instante determinado.
Utilizando las ecuaciones de continuidad, cantidad de movimiento y la fundamental de energía,
tenemos (figura 11): [4] [14]
1
ρ S (V12 − V2 2 )
2
(20)
1
ρ S (V12 − V2 2 ) (V1 + V2 )
4
(21)
F=
P=
Ahora maximizando la potencia para una velocidad determinada de viento obtenemos:}
PMAX =
1
 16 
ρ SV13  
2
 27 
(22)
Y de esta forma el factor de mérito
 P
ζ =
 PMAX
 27  V2 
 = 1 + 
 32  V1 
2
 V2 
1 − 
 V1 
(23)
Con las expresiones anteriores se obtienen los coeficientes de fuerza y de potencia del equipo:
V 
CF =
= 1−  2 
1
 V1 
ρ SV12
2
P
16
CP =
= ζ
1
ρ SV13 27
2
F
2
(24)
(25)
Definiendo el coeficiente de velocidad axial (a) y con éste el límite de Betz, se tiene el
coeficiente de fuerza [23]
36
a=
CP =
V1 − V2
2V1
(26)
F
= 4a (1 − a )
1
2
ρ SV1
2
(27)
Fig. 11 Principio de cantidad de movimiento [23]
Ahora se dimensiona el diámetro (D) del rotor y la altura (h) del aerogenerador, para ello se debe
tener la potencia y la velocidad nominal del equipo. Se debe asumir el coeficiente de potencial
nominal Cpn=0.33 (criterio pesimista), o Cpn=0.45 (criterio optimista) [23]
S=
D=
2 PN
ρVN 3CPMAX
(28)
8PN
πρVN 3CPMAX
(29)
Llamaremos diámetro efectivo del equipo a la zona del buje y la unión de la pala, producida por
la potencia nominal, [23]
De (1 − f p ) ≥ D
(30)
De → Pn
(31)
37
Para la altura del buje se debe considerar las torres bajas, ya que éstas tienen costos menores, y
aumentan las cargas de fatiga (cargas verticales hacia arriba). Se debe elegir basándose en
aerogenerador semejantes con la siguiente relación: [23]
h = aD + b
(32)
El diámetro de las palas es proporcional a la potencia deseada, fija la frecuencia de rotación
máxima, y la hélice no debe pasarla para evitar las tensiones en la punta debidas a la fuerza
centrífuga. Es esencial tener en cuenta la fatiga de las palas y los riesgos de vibraciones, sobre
todo para las palas muy largas. Veamos algunos valores típicos:
Tabla iii. Valores estimados de diámetro de palas [23]
Diámetro de las palas (m)
Velocidad máxima (rpm)
1
2
2000 1000
5
400
10
200
20
100
50
40
El ancho de las palas no afecta la potencia del aerogenerador, sin embargo repercute en el par de
arranque (las cuales son dos fuerzas de igual magnitud y sentido opuesto), el único efecto del par
es la rotación, que será mayor cuanto más ancha sea la pala, pero para obtener velocidades de
rotación elevadas se prefieren las palas finas y ligeras. El número de palas dependerá de la
potencia que se desee generar [14]
En la segunda etapa se debe tomar en cuenta la distribución de las velocidades y de las cargas
(figura 12 y 13). Comenzaremos con las siguientes definiciones, coeficiente de velocidad
inducida angular (a´), parámetro de operación (λ), balance de energía (FV), solidez de la sección
(σ(r)) y ángulos de corriente de entrada (φ),
ω = a´Ω
(33)
1 ΩR
2 V1
FV = P (1 + a´)
(34)
λ=
38
(35)
σ (r ) =
(36)
bc
2π r
V1
1
=
ΩR λ
1− a
tgϕ = tgϕo
1 − a´
tgϕo =
(37)
(38)
Con las definiciones previas, se dimensiona Ω (velocidad de giro) y λ (parámetro de operación),
tomando en cuenta ciertas restricciones: [4]
•
El ruido aerodinámico limitará la velocidad de punta de la pala (ΩR < 80m/s)
•
Fijar el número de palas (suposición inicial)
•
Los perfiles aerodinámicos deben tener valores alrededor de CL ~ (1-1.5)
Inicialmente estimamos el valor de Ω, calculamos Ut=ΩR, el parámetro tendrá la forma:[23]
λt =
ΩR
V1
(39)
Con estos calculamos φo, a, a´, CpMAX, φ y b [23]
 2

 λt 

ϕ  
sin  o  

1
 3 
a = 1 −
2
sin (ϕo ) 




1 − 3a
a´=
4a − 1
2
4a (1 − a )
CP max =
1 + a´
 λ a´ 
ϕ = arctg  t 
 2a 
8π E p λ a´sin (ϕ )
b=
xopt
1− f p 1− a
ϕo = arctg 
39
(40)
(41)
(42)
(43)
(44)
(45)
Fig. 12 Distribución de las velocidades en la pala [23]
Fig. 13 Distribución de cargas en la pala [23]
En la última etapa de diseño del aerogenerador se debe calcular las cuerdas c(r) y la torsión θ(r).
Los criterios de diseño aerodinámicos son: [19]
•
Máxima sustentación
•
Mínima resistencia
•
Máxima eficiencia
40
Primero se selecciona un perfil aerodinámico aproximado (CL), empezamos a probar con varios
radios, de forma iterativa desde el ideal hasta el radio de la pala R, de forma análoga a la anterior,
se calcula el parámetro de operación λ(r), el ángulo de incidencia de la corriente ideal φo, factor
de velocidad axial a(r), coeficiente de velocidad inducida a´(r), coeficiente de potencia, CP(r),
θ(r), σ(r), c(r), todas en función del radio, [23]
λ (r) =
Ωr
V1
(46)

(47)
2 

 λ (r ) 
ϕo ( r ) = arctg 

 ϕo ( r )  
 sin 

3 
1

a (r ) = 1−
2
sin (ϕo ( r ) ) 




1 − 3a ( r )
a´( r ) =
4a ( r ) − 1
CP ( r ) =
4a ( r ) (1 − a ( r ) )

σ (r ) =
a´( r ) 

a ( r ) 

4λ a´( r ) sin θ ( r )
(50)
(51)
(52)
CL 1 − a ( r )
c (r ) =
2π rσ ( r )
b
R
CP =
(49)
2
1 + a´( r )
θ ( r ) = arctg  λ ( r )
(48)
∫
c ( r ) dr
(53)
(54)
fpR
Con la última expresión integramos en función del radio, aproximándola a la mejor solución. Se
recomienda seleccionar una distribución lineal o trapezoidal para las cuerdas, y lineal para la
torsión.
41
4.3.3 Diseño de la Torre
La altura de la torre debe estar por encima de las perturbaciones causadas por el terreno, debe
resistir las sobrecargas producidas por funcionamiento anormal, ráfagas de viento y turbulencias.
Su acceso debe ser fácil, para un buen mantenimiento, se recomienda la torre abatible y de forma
no angular, para mejorar el flujo de corriente de aire [24]
Las máquinas giratorias siempre asientan vibraciones, por lo tanto se recomienda que la torre
tenga frecuencia propia diferente a la componente fundamental y armónicas de las vibraciones
producidas por el aerogenerador
Para su selección se deben tomar en cuenta consideraciones de costos (el precio de la torre de la
turbina eólica supone alrededor de un 20% del costo total de la turbina), consideraciones
aerodinámicas (es una ventaja disponer de una torre alta en zonas con una elevada rugosidad del
terreno, dado que la velocidad del viento aumenta conforme nos alejamos del suelo), y de
dinámica estructural (las palas de rotor de turbinas con torres relativamente cortas están
sometidas a velocidades de viento diferentes, por lo tanto diferente flexión, cuando la pala se
encuentre en su posición más elevada y en su posición más baja, provocando un aumento de las
cargas de fatiga en la turbina). En general se debe tomar en cuenta: [12] [14]
1. Costo por metro de torre (10 metros más de torre le costarán actualmente alrededor de
15.000$, dólares americanos).
2. Cuánto varían los vientos locales con la altura sobre el nivel del suelo, es decir, la
rugosidad promedio del terreno local (las grandes rugosidades van mejor con una torre
alta).
3. El precio que el propietario de la turbina obtiene por un kWh adicional de electricidad.
42
4.3.4 Selección del Generador
El generador a instalar puede ser generador de corriente continua con regulador, de alterna con
control por campo y regulador, o generador de alterna de imanes permanentes con rectificador y
regulador. La mayoría de los diseños de pequeña potencia usan conexión directa al rotor del
aerogenerador y el generador eléctrico, sin existencia de la caja multiplicadora de dos etapas. En
los aerogeneradores de baja potencia (< 3kW) el tipo de generador utilizado es un alternador de
imanes permanentes de 4, 6, 8 ó 10 polos. En el caso de aerogeneradores en el rango de los 330kW, hay una tendencia generalizada al uso de alternadores de imanes permanentes y
generadores de inducción. [3] [5]
4.3.5 Sistema de Regulación de Velocidad
Se debe utilizar uno o más sistemas de protección para mantener al aerogenerador dentro de los
límites de diseño [28]. En particular, deben existir medios disponibles para prevenir que se supere
la velocidad límite de rotación de cálculo. Existe una gran variedad de soluciones utilizadas para
la regulación de potencia y velocidad de giro en los pequeños aerogeneradores: sin regulación,
regulación por desorientación, regulación por cabeceo (sistema más usado debido al empuje y
cambio de paso centrífugo y eléctrico), regulación por cambio de paso y por pérdidas
aerodinámicas
4.3.6 Sistema de Frenado
El fabricante debe precisar un procedimiento seguro para detener el aerogenerador
[27]
. Se ha
encontrado en la documentación técnica de los aerogeneradores, que los fabricantes indican el
sistema de control de velocidad como el sistema de frenado, lo cual sería correcto de acuerdo a la
43
definición de la norma, pero no sería suficiente para detener el aerogenerador en todas las
condiciones de funcionamiento.
En caso de tener un sistema de frenado, el principal es el freno mecánico o aerodinámico
mediante posicionamiento de las palas. Como sistema secundario se utiliza freno mecánico, o por
cortocircuito del generador eléctrico, dependiendo fundamentalmente de la solución utilizada
para el sistema de frenado principal.
4.3.7 Sistema de Orientación
El más utilizado para los aerogeneradores de eje horizontal a barlovento es por veleta de cola. El
timón-veleta de orientación es recto o elevado (con el fin de disminuir la acción de la estela del
rotor sobre el timón. [29]
En los aerogeneradores a sotavento la orientación se produce por la acción del viento sobre el
rotor, si bien aparecen inestabilidades difíciles de controlar.
4.4 IMPACTO AMBIENTAL
Los aerogeneradores son siempre elementos altamente visibles, que provocan un impacto visual
al modificar el paisaje original, para unos es positivo y para otros no lo son (por tanto, se trata de
una cuestión ligada a percepciones individuales). [6]
Entre las ventajas que presenta la energía eólica, vemos que su producción no contamina, es
inagotable y frena el agotamiento de combustibles fósiles contribuyendo a evitar el cambio
climático. Es una de las fuentes más baratas, puede competir en rentabilidad con otras fuentes
energéticas tradicionales como las centrales térmicas de carbón (tradicionalmente combustible
más económico), las centrales de combustible e incluso con la energía nuclear, considerando los
44
costos de reparar los daños medioambientales. La energía eólica posee un balance energético
claramente positivo, comparado con otras fuentes de energía, recuperando el costo de la energía
empleada en la producción de sus materiales constitutivos y en su construcción en un período del
orden de 7 meses de funcionamiento [9]
La generación de energía eléctrica sin proceso de combustión o sin transformación térmica
supone, desde el punto de vista medioambiental, muy favorable por ser limpio, exento de
problemas de contaminación. Se suprimen radicalmente los impactos originados por los
combustibles durante su extracción, transformación, transporte y combustión, lo que beneficia la
atmósfera, el suelo, el agua, la fauna, la vegetación, etc.
La energía eólica evita la contaminación que conlleva el transporte de los combustibles: gas,
petróleo, gasoil, carbón. Reduce el intenso tráfico marítimo y terrestre cerca de las centrales.
Suprime los riesgos de accidentes durante estos transportes y no hace necesaria la instalación de
líneas de abastecimiento: canalizaciones a las refinerías o centrales de gas. [8]
La utilización de la energía eólica para generar electricidad presenta nula incidencia sobre las
características fisicoquímicas del suelo o su erosión, ya que no se produce ningún contaminante
que incida sobre este medio, ni tampoco vertidos o grandes movimientos de tierras. No produce
gases tóxicos, ni contribuye al efecto invernadero, no destruye la capa de ozono ni tampoco crea
lluvia ácida, no origina productos secundarios peligrosos ni residuos contaminantes. [8]
Cada kW/h de electricidad generada por energía eólica en lugar de carbón, evita: [6]
45
0,60 Kg. de CO2, dióxido de carbono
1,33 gr. de SO2, dióxido de azufre
1,67 gr. de NO2, óxido de nitrógeno
Por otro lado no debemos obviar las desventajas y los impactos ambientales que produce la
utilización de energía eólica. El aire al ser un fluido de pequeño peso específico, implica fabricar
máquinas grandes y en consecuencia caras. Su altura puede igualar a la de un edificio de diez o
más pisos, en tanto que la envergadura total de sus aspas alcanza ciertos metros, aumentando su
costo de producción. [10]
Desde el punto de vista estético, la energía eólica produce un impacto visual inevitable, ya que
por sus características precisa unos emplazamientos que normalmente resultan ser los que más
evidencian la presencia de las máquinas (cerros, colinas, litoral). En este sentido, la implantación
de la energía eólica a gran escala, puede producir una alteración clara sobre el paisaje, que deberá
ser evaluada en función de la situación previa existente en cada localización.
Otro impacto negativo es el ruido producido por el giro del rotor. La intensidad del ruido ha sido
investigada por la NASA mediante un prototipo de 100 kW. El estudio acústico abarcó un
espectro de frecuencias comprendido en el rango de audición entre 15 y 20.000 Hz. El nivel
acústico medido cerca de la máquina fue de 64 dB para las frecuencias comprendidas en el rango
audible, con un nivel de ruido de fondo de 52 dB, observándose que el ruido de la máquina era
inaudible por encima del ruido de fondo a distancias del orden de 200 metros. El ruido generado
por una máquina de 2,5 MW a pie de torre es similar, en cuanto al tipo de intensidad, al de un
automóvil circulando por una autopista, desapareciendo el ruido a una distancia relativamente
pequeña de la máquina. El ruido correspondiente a frecuencias inferiores al rango audible es
producido por la circulación del aire sobre obstáculos como la torre y las palas, y puede afectar a
la salud ocasionando problemas si se superan los 100 dB; las mediciones efectuadas no han
46
sobrepasado los 75 dB. Existe sin embargo otra experiencia, en una aeroturbina de 2 MW en la
que sí se han presentado ruidos molestos para los residentes en las inmediaciones, ligados a los
fenómenos aeroacústicas antes mencionados; en dicha máquina, cuyo rotor estaba a sotavento de
la torre, se producía una interacción de muy baja frecuencia entre las palas y la torre, que
originaba ruidos por debajo del rango audible que obligaron a modificar el diseño del
aerogenerador, reduciendo la velocidad periférica de las palas. Este problema tiene menores
probabilidades de presentarse en el caso de posicionar el rotor a barlovento, si bien se estima que
durante el diseño se puede evitar su aparición, aun en el caso de estar posicionado a sotavento. Lo
cierto es que, actualmente, dada la proliferación de parques eólicos, son muchas las quejas, por
este motivo, de personas que viven en sus proximidades y a las que nadie, en ningún momento,
pidió su aprobación para la instalación; estos detalles habrá que cuidarlos mucho. [5]
También ha de tenerse especial cuidado a la hora de seleccionar la ubicación de los
aerogeneradores, por el impacto sobre la avifauna. Los lugares más apropiados para la instalación
de aerogeneradores suele coincidir con las rutas de las aves migratorias, o las rutas donde las aves
aprovechan los vientos de ladera, lo que hace que las aves y murciélagos entren en colisión con el
equipo.
Por otro lado, las palas del aerogenerador pueden reflejar las ondas electromagnéticas, pero se
estima poco probable que produzcan interferencias en las señales de radio y navegación salvo a
distancias pequeñas de la máquina. La señal de televisión puede quedar afectada a distancias de
unos centenares de metros e incluso, hasta 1 ó 2 Km. Esto puede ocurrir si el aerogenerador está
emplazado a gran altura y si los receptores de televisión reciben normalmente una señal débil,
debido a la distancia o a efectos de blindaje causados por el terreno sobre la estación de
televisión. Influyen también las posiciones relativas de la estación, el receptor y el
aerogenerador.[20]
47
4.5 POTENCIAL EOLICO DE VENEZUELA
Venezuela dispone de cuantiosos recursos energéticos primarios tanto de origen fósil como de
fuentes alternas en sus diferentes opciones. Con apenas el 0,7% de la superficie mundial,
Venezuela posee el 7,4% de las reservas probadas de petróleo del mundo y el 2,7% de las de gas
natural. Si se contabilizan además los crudos pesados, extra pesados existentes en la Faja del
Orinoco, su participación ascendería a 33,4% del total mundial. En cuanto al carbón mineral, el
total de reservas permite ubicar a Venezuela en el segundo lugar en América Latina. La duración
de estas reservas fósiles (Tabla iv), al ritmo de producción del año 2002, confiere a Venezuela
una posición privilegiada en el concierto energético mundial. [17]
Tabla iv. Reservas probadas de fuentes fósiles [17]
Fuente Primaria
Petróleo
Gas Natural
Carbón Mineral
Reservas
77.7 Mibep
4.19 Tm3
1309 Mtm
Duración (años)
75
111
188
Consumo de Energía Primaria
En términos globales la demanda interna de energía ha pasado de 115,8 Mbep en 1965 a 450,8
Mbep en 2002, esto significa que ha crecido en 289% en el lapso. (figura 14). [17]
Fig. 14 Evolución del consumo de energía en Venezuela (1995-202) [17]
48
Este aumento pronunciado en el consumo interno, tanto por usuarios finales como por usuarios
entre sectores, disminuye el saldo para exportación, en forma bruta o transformada en productos
con mayor valor agregado, lo que para un país altamente dependiente de la exportación petrolera
para sus ingresos fiscales, no es lo más conveniente, y es otro aspecto a considerar en el
desarrollo de las Energías alternas. En el año 2002 el consumo representó 31% de la producción
total de energía con una distribución gobernada por los combustibles fósiles fluidos (Fig.15). No
se incluye el carbón por ser mínimo su aporte al destinarse para exportación 95% de su
producción. [17]
Fig. 15 Consumo de energía primaria por fuente. Año 2002 [17]
En este caso, se observa la cantidad de energía que pudiese obtenerse si se explotase totalmente
las energías alternas. Lo estudios oficiales señalan que nuestro país existe un gran potencial
aprovechable, equivalente a cerca de tres veces la producción promedio de petróleo diaria de
Venezuela (tabla v) [17]
49
Tabla v. Potencial aprovechable de energías alternas en Venezuela [17]
Tipo de energía
Mini- Hidro
Bioenergía
Solar
Eólica
Geotérmica
Otras energías alternas (oceánicas, híbridos)
Potencial Parcial
Hidroenergía en gran escala
Potencial Total
Potencial (Mbep/d)
0.13
0.34
4.56
1.41
0.15
0.53
7.12
1.86
8.98
Ubicándonos en el potencial eólico, en nuestro país destaca la región costera desde la Guajira
(estado Zulia), pasando por la Península Paraguaná (estado Falcón) hasta la península de Paria
(estado Sucre), son regiones de altas velocidades del viento, donde se han identificado varias
zonas con velocidades medias anuales superiores a 4 m/s a 10 metros de altura, considerado
excelente y muy atractivo para la generación de energía eléctrica, y suficiente para la instalación
de aerogeneradores pequeños y bombeo de agua. No obstante, el régimen de viento no es
homogéneo y es fuertemente influenciado por condiciones locales, debido a la positiva
interrelación entre los vientos alisios y las brisas locales, los eventos meteorológicos estacionales,
tales como los frentes fríos provenientes de Norteamérica y otros que refuerzan el régimen de
viento en la costa norte, fundamentalmente en la parte este.
CADAFE y PDVSA han previsto un proyecto de utilización de energía eólica considerando la
construcción de cuatro parques eólicos con una capacidad total de generación de 100 MW,
ubicada en Jurijurebo, Paraguaná, las turbinas a utilizar serán de tercera generación, mucho más
silenciosas y con bajos períodos de giro, disminuyendo así el impacto ambiental. Por otro lado,
ENELVEN estudia la posibilidad de instalar un parque eólico en la Guajira venezolana, con una
cifra gigantesca entre 12000 y 14000 MW.
50
Estos ellos indican cifras que asoman la posibilidad de instalación de aeroturbinas en la zona
costera venezolana, con una capacidad equivalente a dos o tres veces el embalse de Guri (presa
más grande de Venezuela), la cual es equivalente a 52000 Mbep al año.
Por otro lado, en atención al Plan Nacional de Ciencia y Tecnología 2005-2030, creado por el
Ministerio de Ciencia y Tecnología, con su misión: [16]
“El Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e
Innovación contribuirá con hacer posible un desarrollo
endógeno, sustentable y humano a través
del incentivo y desarrollo de procesos de investigación,
producción y transferencia de conocimiento
de calidad y pertinente a los problemas y demandas
fundamentales que afectan actualmente a la
sociedad venezolana y los que potencialmente
(mediano y largo plazos), pudieran impactar las
áreas económicas, sociales y culturales donde la
ciencia, tecnología e innovación desempeñan un
rol fundamental”.
Crea una gran motivación para el impulso y desarrollo de energía eólica en zonas con escasos
recursos, es decir, llevar electricidad (energía eléctrica) a lugares aislados, revalorizar las
regiones que poseen potencial eólico, tomar posición en un sector económicamente prometedor, o
simplemente, compensar parcialmente la escasez de recursos energéticos nacionales.
Aparte, existen factores que se oponen al desarrollo de energías alternas en Venezuela: [17]
1. La tradición de país productor y consumidor de energía de origen fósil a muy bajo precio,
con la salvedad que éste es subsidiado por el Estado y además no incluye los costos
asociados a la degradación ambiental producto de la combustión de los mismos
2. Infraestructura energética orientada a los combustibles fósiles
3. La prioridad otorgada a las inversiones públicas y privadas hacia las fuentes fósiles
4. Ausencia de normalización y certificación en el sector
5. La
falta
de
cultura
ciudadana
51
hacia
otras
alternativas
energéticas.
Sin embargo existen factores que indican la posibilidad de desarrollo de las energías alternas en
nuestro país: [17]
1. Gran potencial aprovechable, uno de los mayores del mundo
2. La fuerte dependencia económica de los ingresos petroleros
3. La continua degradación ambiental
4. La política estadal de privilegiar el desarrollo local y regional
5. La necesidad de honrar compromisos y tratados internacionales sobre el desarrollo de las
energías alternativas, como el Tratado de Johannesburgo bajo el cual Venezuela se
compromete a obtener un aporte de 10% de las energías alternas en la producción
energética del país para el año 2010. Así como el tratado de Kyoto y de Bruselas, en los
cuales se prevé el otorgamiento de créditos por reducción de emisiones de carbono (CO2)
traduciéndose en ingresos adicionales a la nación. [32]
Son aspectos que en principio, favorecerán y estimularán el desarrollo de este tipo de fuentes,
incluso existen estudios sobre seguridad y defensa nacional que enfatizan la necesidad estratégica
del desarrollo de las energías alternativas.
52
53
CAPITULO V
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En los últimos años la demanda de energía eléctrica en nuestro país ha ido aumentando
progresivamente, debido al crecimiento poblacional, creando un aumento de consumo de
combustible fósil, en generación de Diesel. Existe a lo largo de todo el territorio nacional diversas
poblaciones (aisladas) que no poseen un suministro oportuno de los servicios, en especial de
energía eléctrica.
Hoy en día las empresas de energía eléctrica buscan ser más competitivas y enfrentar nuevos
retos, creando la necesidad de estudiar nuevos mecanismos de generación de energía (fuentes
alternas de energías)
El presente trabajo pretende contribuir al siguiente planteamiento problemático: falta de
suministro de energía eléctrica en poblados aislados en el oriente del país, incursionando en
nuevas fuentes de energía y tecnologías; y con base a los resultados estudiar la viabilidad de
instalación de aerogeneradores para aprovechamiento de la energía eólica, como plan de acción
para mejorar la calidad de vida de las poblaciones aisladas
El estudio toma relevancia dado que en la actualidad Venezuela no ha desarrollado este tipo de
tecnologías, no se ha estudiado de forma certera el potencial eólico, y a través de éste se podrá
unificar toda la información meteorológica, que servirá para futuros proyectos. Este trabajo será
desarrollado por la industria hidráulica de generación de energía más grande de Venezuela, quien
abastece más del 70% de la energía eléctrica en todo el territorio nacional
La investigación estará dirigida exclusivamente a poblaciones aisladas en el oriente del país,
quienes carecen del servicio eléctrico, y se encuentran ubicados en zonas geográficamente buena
y rica en recursos eólicos
54
55
CAPITULO VI
POTENCIAL Y MAPA EÓLICO DE VENEZUELA
La determinación de la magnitud del recurso energético eólico de un país, en términos de
reservas probadas y probables, como capacidad instalable en MW y generación posible en MWh,
se realiza siguiendo una metodología semejante a la evaluación del potencial hidroeléctrico de un
país. Se requiere elaborar el inventario de cuencas eólicas y su caracterización, mapas eólicos
precisando los sitios, su extensión superficial en hectáreas, sus características topográficas,
eólicas, la rosa de los vientos, vientos energéticos, rumbos dominantes, etc. Para configurar la
distribución topográfica de los aerogeneradores, y determinar un índice de capacidad instalable
por hectárea, que multiplicado por la superficie total, indicará la capacidad total instalable en el
sitio. La velocidad media del viento indica del factor de planta posible y por tanto la generación
bruta esperada en MWh/año. Este procedimiento cuantifica las reservas probables, la
caracterización detallada, a nivel de estudio de factibilidad, y demostraría una reserva probada.
Uno de los obstáculos más grandes en el desarrollo de la energía eólica, en muchos lugares del
mundo, es la falta de mapas de vientos confiables. Sin este tipo de mapas, las compañías se ven
obligadas a invertir tiempo y dinero, en el estudio del recurso eólico inspeccionando y
supervisando los sitios con potencial eólico. Este hecho se evidencia notablemente en Venezuela,
ya que existen registros y mediciones, algunas manuales y otras en digital, de distintas fuentes,
pero no existe un lugar donde converjan todos estos datos: el Ministerio del Ambiente
proporciona promedios de velocidades de viento anuales en digital, el Servicio de Meteorología
de las Fuerzas Aéreas posee mediciones diarias de varias estaciones meteorológicas alrededor de
todo el territorio nacional, pero su acceso es difícil y conlleva una serie de trámites
administrativos bastantes largos, y el Ministerio de Energía y Petróleo posee mediciones no
digitalizadas horarias de estaciones meteorológicas; de ésta forma se observa la gran dificultad
para la obtención de datos meteorológicos en Venezuela.
Por otra parte, gracias a la tecnología satelital y a los programas computacionales es posible
obtener información de la actividad eólica y generar mapas de vientos, para poder identificar los
sitios prometedores para este tipo de proyectos. Hoy en día en nuestro país solo existe un mapa
que refleja el potencial eólico del territorio, fue realizado por el llamado Ministerio de Energía y
Minas, hoy en día conocido por el Ministerio de Energía y Petróleo (ver figura 16), en éste se
expresa a través de curvas de nivel las velocidades promedio de vientos en el país, además de
potencial solar del territorio. Observando la situación, surgió la necesidad de realizar un
levantamiento de mapa eólico de Venezuela.
Para la elaboración del mismo, se utilizaron los datos recogidos de forma satelital presentados en
la página Web de la NASA [31]. Se dividió el territorio nacional grado a grado en las direcciones
de latitud y longitud, abarcando todos los estados. La fuente proporciona mediciones promedios
mensuales calculadas en 10 años, a 10 metros y a 50 metros de altura, así como los promedios
anuales procedentes de las medias mensuales, éstos últimos utilizados para la construcción del
mapa eólico satelital venezolano.
Posteriormente se desarrolló un programa (utilizando lenguaje de programación de MatLab, ver
apéndice A) que procesara dichos datos y desplegara diversos colores de acuerdo a las
magnitudes de las velocidades. Se obtuvo un bosquejo de dos mapas eólicos a 10 m (figura 17) y
50 m (figura 18) de altura.
Utilizando la misma data, códigos escritos por la autora y un programa para levantamientos
topográficos (software llamado Surfer, ver apéndice B), se definieron variables x (longitud), y
(latitud) y z (velocidades de viento) para realizar mapas nacionales correspondientes a las isotacas
(líneas que designan iguales velocidades de viento, figura 19 y 20)
56
Fig. 16 Mapa Eólico de Venezuela [33]
Fig. 17 Mapa Eólico de Venezuela a 10m de altura
57
Fig. 18 Mapa Eólico de Venezuela a 50m de altura
Fig. 19 Isotacas de Venezuela (50m de altura)
58
Fig. 20 Isotacas de Venezuela (10m de altura)
Fig. 21 Isotacas de Venezuela en relieve (50m de altura)
59
Fig. 22 Isotacas de Venezuela en relieve (10m de altura)
Al comparar los mapas creados con el existente, se observa las mayores magnitudes de
velocidades de viento en la zona costera del país. En la zona Nororiental se verifican valores
entre 5-6 m/s a 10 y 50 metros de altura. Sin embargo para la caracterización eólica del país se
utilizaron los mapas creados, e información recopilada del Servicio Meteorológico de las Fuerzas
Aéreas, Ministerio del Ambiente y del Ministerio de Energía y Petróleo.
60
61
CAPITULO VII
SELECCIÓN Y UBICACIÓN PRELIMINAR DEL POSIBLE
EMPLAZAMIENTO
La evaluación de la energía eólica aprovechable de un lugar, requiere ser estimada y calculada
para la implantación de aerogeneradores. El usuario debe estar seguro del aprovechamiento
energético del viento, y si éste puede abastecer sus requerimientos, de forma tal que la inversión
no sea desproporcionar al rendimiento del aeromotor. Para la adecuada pre selección es necesario
un pequeño estudio económico, cuando en el posible emplazamiento se dispone de otra fuente de
energía, pero en vista de que este proyecto se encuentra dirigido a zonas aisladas, éste análisis no
se incluyó en la primera etapa del proyecto.
Inicialmente se utilizaron los datos recolectados de la fuente de la NASA [31] para seleccionar los
estados con mayores magnitudes de velocidades de viento, luego se tomó en cuenta los poblados
pre seleccionados por la compañía, se recopilaron los datos meteorológicos de estaciones
adyacentes a las zonas de interés, y se aplicaron las teorías de extrapolación de datos para
estudiar el comportamiento del viento y obtener promedios anuales, velocidades mínimas y
máximas de cada zona. De acuerdo a las velocidades obtenidas se pre seleccionó la zona con
mayor recurso eólico.
Las mediciones satelitales de los estados del oriente del país son las siguientes:
Tabla vi. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Nueva Esparta [31]
Latitud / Longitud
-64
-63
6.13
6.11
12
5.4
5.48
11
Tabla vii. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Sucre [31]
Latitud / Longitud
-64
-63
-62
5.4
5.48
5.64
11
Tabla viii. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Anzoátegui [31]
Latitud / Longitud
-65
-64
3.53
3.8
10
2.82
3.03
9
2.76
2.69
8
Tabla ix. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Monagas [31]
Latitud / Longitud
-64
-63
3.8
4.06
10
3.03
3.25
9
Tabla x. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Delta Amacuro [31]
Latitud / Longitud
-62
-61
-60
4.82
5.25
5.55
10
3.99
4.46
4.86
9
2.9
3.18
3.57
8
Tabla xi. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Bolívar [31]
Latitud /
-67
-66
-65
-64
-63
-62
Longitud
3.16
2.91
2.76
2.69
2.63
2.9
8
2.88
2.71
2.57
2.45
2.34
2.45
7
2.88
2.71
2.57
2.45
2.34
2.45
6
1.76
1.85
1.97
2.13
2.29
2.14
5
Tabla xii. Velocidades de viento promedio anuales a 10m. Estado Amazonas [31]
Latitud / Longitud
-67
-66
-65
2.88
2.71
2.57
6
1.76
1.85
1.97
5
1.54
1.62
1.74
4
1.38
1.44
1.54
3
1.23
1.33
1.4
2
1.24
1.26
1.3
1
-61
3.18
2.56
2.56
1.98
-64
2.45
2.13
1.9
1.69
1.51
1.38
En base a dichos datos se verifica que las mayores magnitudes de velocidades de viento promedio
mensuales (medidos a 10 metros de altura) se presentan en los estados Sucre, Nueva Esparta y
Delta Amacuro.
Luego se tomó en cuenta las zonas pre-seleccionadas (datos proporcionados por la compañía):
Cubagua e Isla Los Testigos (Estado Nueva Esparta), Santa Isabel de la Costa (Estado Sucre) y
62
Pedernales (Estado Delta Amacuro), se ubicaron las coordenadas geográficas y las velocidades de
vientos (10m y 50m de altura)
Tabla xiii. Velocidades de vientos de las poblaciones pre seleccionadas [31]
Zona de Estudio
Ubicación geográfica
(latitud, longitud)
Velocidad de viento a
10m de altura
Velocidad de viento a
50m de altura
Cubagua
10º 49´ 40´´ N
64º 11´ 25´´ O
5,44
6,37
Los Testigos
11º 22´ 00´´ N
63º 06´ 00´´ O
5,84
6,83
Santa Isabel de la Costa
10º 35´ 00´´ N
62º 18´ 00´´ O
5,73
5,76
Pedernales
9º 58´ 00´´ N
62º 16´ 00´´ O
5,48
6,41
Debido a que no se manejaba mediciones reales en las zonas de interés, se aplicaron las teoría de
extrapolación de datos, hasta cada una de las poblaciones (ver apéndice C). Se utilizaron
promedios mensuales y anuales de cada una de las estaciones, para relacionarlas con la zona pre
determinada más cercana.
63
Los Testigos
Se utilizaron las estaciones de Porlamar y Punta de Piedra de cada fuente.
Tabla ixx. Velocidades de vientos de Porlamar. Ministerio de Energía y Petróleo 1.981
Meses
Velocidades Promedio (m/s)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
1981
[33]
6,154
7,279
7,816
5,964
7,469
6,881
5,276
5,283
5,017
6,552
6,065
6,706
6,372
Tabla xx. Velocidades de vientos de Porlamar. Ministerio del Ambiente y Servicio de Aviación
Ministerio del Ambiente
1975
6,575
1976
6,998
1977
7,565
1978
7,133
1979
6,512
1980
7,105
1981
6,267
1982
7,030
1983
7,320
1984
6,799
1985
6,412
1986
6,904
1987
6,746
1988
6,183
1989
6,372
1990
6,116
Servicio Meteorología Aviación
6
1991
7,3
1992
7,8
1993
7,3
1994
6,8
1995
7,2
1996
6,3
1997
7,1
1998
7,5
1999
6,9
6,5
6,9
6,6
6,3
6,5
6,3
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
64
6,7
6,8
6,5
6,8
5,9
5,6
6,5
6,5
5,5
[34] [35]
Tabla xxi. Velocidades de vientos de Punta de Piedra. [34]
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
2,61
3,30
3,91
3,69
3,22
3,52
3,01
3,46
3,62
3,44
3,18
2,89
4,16
4,71
4,99
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
4,84
5,59
5,54
5,60
5,70
5,54
5,24
5,36
5,40
4,59
4,96
5,54
5,43
5,71
5,95
Se observa que en la estación de Porlamar la mayor velocidad registrada corresponde a
7,6825m/s y la mínima a 5,5m/s, teniendo un promedio de 6,61992m/s para el período de 1.9751.999. En la estación Punta de Piedra la mayor velocidad registrada corresponde a 5,95m/s y la
mínima a 2,61m/s, teniendo un promedio de 4,49m/s para el período de 1.975-2.004
Con los valores promedios de ambas estaciones se aplicaron las teorías de extrapolación
(enunciadas en el marco de referencia Pág. 19), y con ellas se obtuvo un estimado de las
velocidades presentes en la isla de Los Testigos
Tabla xxii. Velocidades de vientos de acuerdo a la extrapolación en Los Testigos
Los Testigos
Velocidad de Viento (m/s)
10 metros
50 metros
5,874
6,9
Al comparar los valores obtenidos de la teoría de extrapolación con la fuente satelital de la
NASA, se observa que las diferencias son mínimas obteniendo una buena aproximación, 5,8m/s a
10metros y 6,8m/s a 50metros de altura.
65
Cubagua
De igual forma que la zona anterior se utilizaron las estaciones de Porlamar y Punta de Piedra de
cada fuente. Con los mismos valores promedios se aplicaron las teorías de extrapolación
obteniendo los siguientes resultados:
Tabla xxiii. Velocidades de vientos de acuerdo a la extrapolación en Cuabagua
Cubagua
10 metros
50 metros
5,134
5,897
Al comparar con los valores satelitales de la NASA (5,44m/s a 10metros y 6,37m/s a 50metros de
altura) con los obtenidos se observa una buena aproximación de la velocidad de viento a 10
metros de altura, y diferente valor de la velocidad a 50 metros, sin embargo se encuentra entre los
rangos esperados.
Se utilizaron las estaciones de Guiria de cada fuente.
Tabla xxiv. Velocidades de vientos de Guiria. Ministerio de Energía y Petróleo [33]
Meses
Velocidades Promedio (m/s)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
1.981
0,599
0,748
0,688
0,567
0,882
2,134
1,911
2,922
3,228
3,580
2,755
3,147
1,930
66
Tabla xxv. Velocidades de vientos de Guiria. Servicio Meteorología Aviación
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
2,2
1,9
2,1
2,1
1,9
1,7
1,3
0,8
0,6
0,6
1
1,4
1,4
1,4
1,2
1,2
1
0,9
0,8
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
[35]
0,8
1,4
2,1
1,4
1,2
2,4
2,3
2,3
2,4
2,3
2,4
2,4
2,3
2,3
2,3
2
1,7
2,2
3
2
Se observa que en la estación de Guiria la mayor velocidad registrada corresponde a 3m/s y la
mínima a 0,6m/s, teniendo un promedio de 1,71575m/s para el período de 1.961-1.999. Dichos
valores no cumplen con los requisitos mínimos para aprovechamiento eólico (se categorizan
buenos a partir de 4m/s), se puede decir en primera instancia que no es viable la instalación de un
emplazamiento en esta zona, debe ser visto con cuidado ya que en promedio tendría un
rendimiento bajo, sin embargo no se descarta la posibilidad que a determinadas horas del día se
pueda presentar actividades eólicas aprovechables por períodos cortos de tiempo.
Con los valores promedios de la estaciones se aplicaron las teorías de extrapolación (enunciadas
en el marco de referencia Pág. 19), y con ellas se obtuvo un estimado de las velocidades presentes
en Santa Isabel de la Costa
67
Tabla xxvi. Velocidades de vientos de acuerdo con la extrapolación en Santa Isabel de la Costa
10 metros
50 metros
1,82
2,091
Al comparar los valores obtenidos de la teoría de extrapolación con la fuente satelital de la
NASA (5,73m/s a 10metros y 5,76m/s a 50metros de altura), se tiene una gran diferencia. Los
resultados revelan en primera instancia la poca viabilidad de instalación de aerogeneradores, se
recomienda hacer una estudio más excautivo y diario de la zona.
Pedernales
Se utilizo la estación de Carrizal, proporcionada por el Servicio de Meteorología de la Aviación
Tabla xxvii. Velocidades de vientos de Carrizal. Servicio Meteorología Aviación
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1,8
1,5
1,2
1,3
1,1
1
2
2,6
2,3
2,6
2,3
2,6
2,8
3
3
3
2,9
2,3
2,2
2,2
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
[35]
2,1
2,3
2,2
2,3
2,2
2,4
2,3
No existen registros
2,4
2,4
3
2,3
2,6
Se observa que en la estación de Carrizal la mayor velocidad registrada corresponde a 3m/s y la
mínima a 1m/s, teniendo un promedio de 2,16m/s para el período de 1.961-1.999. Al igual que
para la estación anterior, los valores no cumplen con los requisitos mínimos para
68
aprovechamiento eólico (se categorizan a partir de 4m/s como buenos). Como solamente tenemos
valores de una fuente no se pudo aplicar la extrapolación, sin embargo por la distancia de la zona
(148Km aproximadamente) a la estación se estima que la magnitud de la velocidad de viento sea
alrededor de 3m/s, lo cual indica la no viabilidad de instalación de aerogeneradores. De igual
forma se recomienda el estudio a profundidad de la zona, para no descartar la actividad eólica
aprovechable a ciertas horas del día.
Finalmente comparando las magnitudes de velocidades resultantes en cada zona de estudio, se
obtienen las mayores en la isla de Los Testigos, con una velocidad promedio de 6m/s.
Siguiendo las indicaciones de la referencia [33], se recomienda buscar información horaria para
saber los períodos de ocurrencias de cada velocidad, sin embargo se estima la producción
mensual de 100kWh de potencia para la velocidad promedio de 6m/s.
Para el estudio de factibilidad de instalación de un aerogenerador se utilizó la escala de Beaufort
(tabla que indica las características de incidencia del viento en la tierra, tabla xxviii), relaciones
generales de uso de viento como fuente de energía (tabla xxix) y densidades de potencia
correspondientes
a
cada
velocidad
69
(tabla
xxx).
Tabla xxviii. Escala de Beaufort para la intensidad de viento [19]
Número de Beaufort
Velocidad de viento (m/s)
0
0-0.2
1
0.3-1.5
Efectos observados en tierra
Calma, humo asciende verticalmente
El humo indica la dirección del viento, aspas de molinos
no se mueven
2
1.6-3.3
Se siente el viento en la cara; se mueven las hojas de los
árboles; aspas de molinos se empiezan a mover
3
3.4-5.4
Hojas y ramas pequeñas se mueven constantemente;
banderas livianas se extienden
4
5.5-7.9
Polvo, hojas y papel en el piso se levanta; ramas se
mueven
5
8-10.7
6
10.8-13.8
Pequeños árboles comienzan a bambolear
Ramas grandes de los árboles en movimiento, silbido
emana de cuerdas
7
13.9-17.1
Todo los árboles se mueven, resistencia fuerte al
caminar contra el viento
8
17.2-20.7
Ramitas y ramas de los árboles se rompen; caminar es
difícil
La escala de Beaufort va hasta el número 17, donde se indican velocidades de viento hasta 60 m/s
Tabla xxix. Relaciones generales entre vialidad y velocidad de viento para uso como fuente de
energía [19]
Promedio anual de velocidad de viento
Posibilidad de uso de la energía eólica
10m de altura
Menor a 3m/s
Usualmente no es viable, a menos que existan circunstancias
especiales para evaluar mejor el recurso
Puede ser buena opción para equipos eólicos de bombeo de
3-4 m/s
agua (aerobombas), poco viable para generación eléctrica con
equipos eólicos (aerogeneradores)
Aerobombas son competitivas económicamente a los equipos
4-5 m/s
Más de 5 m/s
Diesel, aerogeneración con equipos autónomos viable
Viable para aerobombas y aerogeneración con sistemas
autónomos
Más de 6 m/s
Viable para
aerobombas,
aerogeneración con sistemas
autónomos y para sistemas conectados a la red eléctrica
70
Tabla xxx. Densidad de potencia de acuerdo a las velocidades de viento [19]
Velocidades de viento (m/s)
Densidad de potencia (W/m2)
0
0
1
0,6
2
4,9
3
16,5
4
39,2
5
76,5
6
132,3
7
210,1
8
313,6
9
446,5
10
612,5
3
Para una densidad del aire de 1,225 kg/m ,correspondiente al aire seco a la presión atmosférica estándar al nivel del mar y a 15°C
El índice de Beaufort, correspondiente a la velocidad obtenida es 4, magnitud con la que es viable
la instalación de aerobombas y aerogeneradores tanto para sistemas autónomos como para
sistemas conectados a la red de transmisión
De acuerdo a los valores obtenidos y a la comparación de los mismos se recomienda la
instalación del aerogenerador en la isla Los Testigos (estado Nueva Esparta), ya que se presentan
buenas magnitudes de viento, y de acuerdo a lo estimado durante 6 meses del año (Enero,
Febrero, Marzo, Abril, Mayo y Junio) las velocidades de los vientos se encuentran entre el rango
de 5-7m/s, lo cual indica que en dicho período se puede aprovechar el recurso y dar un uso
eficiente de la energía eólica.
Para el diseño del emplazamiento se utilizó un programa realizado en MathCard (ver apéndice F),
en el se colocan los datos nominales y promedios de las velocidades de vientos y se obtienen las
dimensiones del lugar, los resultados obtenidos fueron los siguientes:
71
Tabla xxxi. Resultados del diseño [19]
Parámetros de Diseño
Parámetros de Weibull
c
a=k
Velocidad de diseño
6
1.15-1.92
6.5
Resultados
V arranque
V corte
Factor de Capacidad (FC)
Curva Característica del equipo (ver marco de
referencia Pág. 35)
2.88
20
0.481
P1 = 0
P2 = 21,47 kW
P3 = 15,00 kW
712,15
Horas equivalentes de funcionamiento
Fig. 23 Distribución de Weibull de Isla Los Testigos [21]
La isla de Los Testigos actualmente posee un generador Diesel de 75kW con el que suple casi por
completo la demanda de la zona, el resto es cubierto por pequeñas baterías caseras, si es
implementado un aerogenerador de 15kW, esta demanda será parcialmente cubierta los meses
que presenten magnitudes de velocidades de vientos entre 4-6m/s, el resto de los meses del año la
generación de energía eléctrica deberá ser a través de Diesel y por acumulador de energía. Otra
72
opción viable sería la instalación de 4 a 5 aerogeneradores para cubrir en su totalidad la demanda
de la isla, sin embargo los meses donde las velocidades de vientos no sean lo suficiente para la
generación de energía se deberá utilizar combustión de Diesel.
73
74
CAPITULO VIII
SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA
La selección del tipo, número, tamaño y potencia de los aerogeneradores, constituidos por el
conjunto de turbina, generador y su estructura de soporte, es uno de los temas que mayor
dedicación demanda, por su connotación en diversos aspectos del proyecto. Esta selección parte
fundamentalmente de la consideración, de las características predominantes del recurso eólico en
la zona del proyecto, y de los datos de demanda de energía en el área de estudio, todo esto
analizado desde una perspectiva económica a fin de conseguir un sistema eólico, y un sistema de
respaldo, con buenas características. El diseño preliminar conceptual de la tecnología, fue
elaborado en base a los lineamientos planteados en el marco de referencia (se crearon archivos de
programación utilizando el software de MathCad 2001, ver apéndice G), y de acuerdo a las
normas establecidas en los estándares IEC 61400-1
[24] [25]
, se dimensionaron las partes del
aerogenerador y de la estructura de soporte. Sin embargo, estos cálculos son un estimado, con
ellos se debe licitar a los proveedores de aerogeneradores el equipo requerido.
Es importante destacar que para la selección definitiva de la tecnología es necesario contar con
registros meteorológicos más precisos e instantáneos en un rango de tiempo adecuado, que
permita analizar de forma más certera las distribuciones probabilísticas de las velocidades de
viento.
En base a los resultados conceptuales obtenidos se verifican las siguientes cifras y características:
Tabla xxxii. Resultados de la potencia disponible y aprovechable
Potencia Disponible
33,333 kW
Potencia Aprovechable
15,000 kW
Generador
En general se utilizan máquinas sincrónicas (alternadores trifásicos) de imanes permanentes, por
su ligero peso, costos más económicos y mantenimiento nulo (debido a la ausencia de piezas de
rozamiento). Sin embargo, para pequeñas potencias se recomienda el uso de máquinas
asincrónicas (inducción), ya que su velocidad de giro es menor y no necesita la instalación de
rectificador para la carga de baterías. Se debe instalar un inversor para transformar la señal de
DC/AC y requiere un mantenimiento periódico (por la presencia de escobillas y colectores).
Multiplicador
Existen tres tipos de multiplicador que pueden utilizarse:
- De engranajes, es el más sencillo y económico, de uno o varios ejes de ruedas dentadas
cilíndricas. Pero de construcción embarazosa para conseguir relaciones de multiplicación
elevadas.
- El empleo de trenes planetarios, permite obtener multiplicaciones elevadas en un espacio
reducido. La repartición de pares y esfuerzos entre varios satélites, así como la disposición
coaxial (perteneciente al eje o concerniente a él), los ejes de entrada y salida facilitan una
construcción compacta y relativamente ligera.
- El reductor de acoplamiento cónico, permite disponer el eje de salida perpendicular al de
entrada.
75
En todos los casos, los multiplicadores de engranajes con dientes helicoidales aseguran un mejor
rendimiento y también un funcionamiento más silencioso.
Hélice
Se definieron los siguientes parámetros [24] [25] [26]
•
Velocidad nominal
Se tomo 12m/s, valor adecuado que aprovechará los picos de velocidades de vientos, para
pequeños aerogeneradores en zonas aisladas (no conectadas a la red de distribución).
•
Velocidad de rotación del rotor nominal
Se determino un valor de 200rpm, valor razonablemente alto para un adecuado acople directo con
el generador eléctrico. Está limitado, debido a que valores mayores tendrían como consecuencia
un diseño de palas con muy poca resistencia estructural.
•
Diámetro del rotor
El diámetro obtenido corresponde a 8,5m, y un radio de 4,25m correspondientemente.
•
Número de palas
El número de palas utilizado normalmente suele ser de 3. El caso ideal (mayor rendimiento) sería
con menor número de palas, debido a que la estela que deja una pala es recogida por la pala
siguiente, haciendo que ésta se frene. Es decir, la mejor solución sería un aerogenerador de una
sola pala (mayor rendimiento), el cual tendría un pobre par de arranque. La solución
recomendada es la de rotor de 3 palas (b=3).
76
Tabla xxxiv. Tamaños típicos de aerogeneradores eléctricos y su velocidad de rotación [11]
Diámetro del rotor (m)
Potencia nominal
Velocidad de
a 12 m/s de viento
rotación típica en r.p.m
1
100W
1000
2.5
1kW
500
7
8kW
200
17.5
50kW
80
25
100kW
50
40
260kW
35
Aspas
Su perfil debe tener un buen comportamiento aerodinámico y estructural, con una forma
cóncavo-convexa. Se tomo en cuenta una amplia gama de aspas existentes en el mercado, sin
embargo se recurrió a las teorías de aerodinámica (ver apéndice G).
•
Geometría
Tabla xxxiii. Resultados de la geometría
Factor de velocidad axial
Coeficiente de velocidad angular inducida
Parámetro de operación
Angulo de incidencia de la corriente
Angulo de incidencia de la corriente ideal
Coeficiente de Potencia máximo
Sección transversal del aerogenerador
•
a= 0.333
a´= 1,242.10-6
λ= 598,248
φ=1,576.10-3
φo= 2,364.10-3
CpMAX= 0,593
S=252,965
Resultados nominales
Los valores nominales fueron calculados de acuerdo a la norma IEC 61400-1[24], sin embargo se
tomo como referencia las especificaciones de diversos tipos de aerogeneradores existentes en el
mercado.
•
Resultados
para
velocidad
77
de
supervivencia
Corresponde a los valores de las velocidades de arranque y de corte del equipo. Son calculados de
forma automática en el programa de diseño de aerogenerador creado en MathCad. Para su cálculo
se utilizaron los coeficientes α y k, con valores de 0.32 y 1.36, correspondiente a la revisión
bibliográfica y adecuada para países de Latinoamérica. Velocidad de arranque 2,88 m/s y
velocidad de corte 24,3 m/s.
Partes mecánicas
Se recomienda utilizar aerogeneradores de eje horizontal paralelo a la dirección del viento, ya que
son los más extendidos, por tener el mejor rendimiento en relación a la energía máxima
recuperable. Las partes mecánicas del equipo son pre diseñadas por el fabricante, como
consumidor, se seleccionan los valores nominales de acuerdo a las necesidades. Solo a titulo
ilustrativo se presenta una figura donde se identifica un diseño detallado de las partes que
conforman la góndola.
Fig. 24 Partes mecánicas de un aerogenerador [7]
78
Sistema de control
El objetivo del sistema de control es lograr que cuando el viento incida sobre el aerogenerador
supere la velocidad nominal (12m/s) y la energía captada se mantenga constante. Una vez
superada la velocidad nominal del viento, el equilibrio entre las fuerzas actuantes se halla en una
posición del plano de las aspas distinta a la vertical, lo que provoca el rebatimiento del
aerogenerador. Este movimiento hace que se disminuya el área de captación de viento, y en
consecuencia la energía captada.
Los parámetros a determinar en el diseño fueron:
•
El valor del brazo de palanca contrapesante.
Según la siguiente expresión (y con el Diámetro de 8,5m) C pMAX ⋅ D = 12.1268
•
Distancia entre el eje de giro de las aspas y el eje del sistema de control.
Valor límite (para aerogeneradores pequeños) sugerido por diversos fabricantes y = 70mm .
•
Distancia entre el peso del aerogenerador y el eje del sistema de control.
Éste parámetro define la velocidad a la que comienza a actuar el sistema de control, debido a que
inicialmente el momento que produce es lo único que contrapesa la acción del viento incidente.
D = 27mm
Fig. 22 Esquema del sistema de control del aerogenerador [7]
79
Estructura
Se recomienda que la torre sea tubular, con una altura de 10m sobre el obstáculo más alto
(adyacente a la zona, se toma como altura mínima 14m). Según la norma
[24]
, debe resistir las
cargas máximas (inclusive factores de seguridad), e incorporar protección ambiental. El equipo
debe colocarse en un lugar dónde la rugosidad del terreno sea la mínima posible, con elevación
razonable y menor cantidad de obstáculos.
El aerogenerador puede estar ubicado a sotavento o a barlovento. La principal ventaja de la
máquina a sotavento es que se pueden construir sin un mecanismo de orientación, si se tiene un
diseño apropiado que permita seguir la dirección del viento. La principal desventaja de dicha
configuración es que su comportamiento se ve afectado por las turbulencias que crea la torre, ya
que igualmente el viento empieza a desviarse antes de llegar a la torre y cuando una pala está
alineada con la torre, no es posible captar la misma potencia del viento que cuando éste incide
plenamente en todos las palas, por lo que la potencia del aerogenerador cae ligeramente. Las
ventajas (teóricas) de dicha configuración:
o Permiten situar el generador, la multiplicadora, etc., en el suelo, sin necesidad de una torre
para la máquina que soporte el peso de los componentes.
o No se necesita sistema de orientación.
o A medida que aumentan su tamaño, solo tienen que soportar el peso de las palas y por lo
tanto unidireccionales, lo que facilita su diseño. Los aerogeneradores de eje horizontal
deben soportar el peso de las palas creando distintos momentos de torsión, que complican
el diseño.
80
Como no están comprobadas todas las ventajas de la ubicación a sotavento, se recomienda la
ubicación del aerogenerador a barlovento, ya este tipo de diseño evita el abrigo del viento tras la
torre, es la más usada y comprobada a nivel mundial.
Por otro lado, se deben tener en cuenta dos factores: las solicitaciones de cargas (determinan la
resistencia) y las vibraciones (determinan la rigidez). Para pequeños aerogeneradores es posible
hacer el dimensionamiento teniendo en cuenta sólo las vibraciones, debido a la importancia
(relativa) mayor, luego se verifica la resistencia estructural frente a las cargas. El giro del rotor,
principalmente, y el viento generan cargas dinámicas variables que excitan a todo el conjunto. La
frecuencia de excitación más importante es la generada por la fuerza centrífuga del rotor, ésta no
debe coincidir con la frecuencia natural de la estructura, porque se produciría el efecto de
resonancia. Existen dos alternativas para el diseño:
•
Realizar una torre cuyo primer modo de oscilación tenga una frecuencia mayor a la
máxima frecuencia de excitación. Éstas se denominan torres duras, debido a su excesiva
rigidez.
•
Realizar una torre cuyo primer modo de oscilación tenga una frecuencia menor a la
máxima frecuencia de excitación. Éstas se denominan torres blandas, con dicho tipo se
logra un ahorro considerable de materiales, pero se deben verificar los siguientes
aspectos:
-
La amplitud de la excitación a frecuencias cercanas a la natural debe ser pequeña.
-
Los períodos de tiempo en que se produce el fenómeno de resonancia deben ser
pequeños.
Se recomienda para sistemas aislados utilizar torres blandas con períodos de tiempo (en que se
produce
la
resonancia)
81
pequeños.
Una vez dimensionado el equipo a instalar, se calculó el factor de utilización de la zona
preseleccionada.
Factordeutilizacion =
V
Energía
8760 = media
Vnom
( Potencianom )
(55)
Tabla xxxv. Factor de utilización
Velocidad Media (m/s)
6
Velocidad Nominal (m/s)
12
Factor de Utilización
0,5
Se considera que factores de utilización mayores que 0,25 son aceptables. El factor de utilización
depende solamente del cociente:
Vmedia
. Dicho factor es proporcional a la magnitud de la
Vno min al
velocidad media del lugar e inverso a la magnitud de la velocidad de diseño de la aeroturbina.
Las máquinas modernas tienen una velocidad nominal que oscila entre los 12 y 15 m/s, por lo que
los valores del factor de utilización que corresponden a velocidades medias 4,8 m/s y 6 m/s es de
0,2, y entre 6 m/s y 7,5 m/s tendremos un factor de utilización de 0,3.
82
ESBOZO DEL SISTEMA ELÉCTRICO
Como primera etapa se analizaron los distintos sistemas de respaldo que podían ser instalados al
sistema (figura 25).
Fig. 25 Sistemas de respaldo [7]
Esquema 1, consiste en un regulador conversor, donde se acumulará la energía obtenida del
aerogenerador, para su uso posterior. Esquema 2, instalación de un generador Diesel. Esquema 3,
se implementan los dos sistemas mencionados generador Diesel y acumulador de energía.
83
Esquema 4, consiste en colocar el sistema eléctrico nacional de la zona como sistema de respaldo,
ésta opción no es válida para éste proyecto ya que nos enfocamos en zonas aisladas, donde no
llega suministro de energía con red local.
Analizando cada una de las opciones, vemos que el sistema de respaldo más confiable
corresponde al del esquema 3. La Fig. 25 ilustra las componentes representativas del sistema, que
opera en términos generales según los siguientes principios:
•
Si las condiciones de viento no son suficientes para operar las turbinas eólicas, funcionan
solamente las unidades a diesel para atender la demanda, en forma similar que el sistema
actual.
•
Si las condiciones de viento son suficientes para arrancar las turbinas eólicas, éstas entran en
operación, y dependiendo de la magnitud de potencia generada con viento, se reemplazan
progresivamente las unidades a diesel.
•
Si las condiciones de viento son muy ventajosas, los aero-generadores, además de servir la
demanda normal de los usuarios del servicio, alimentan también a un sistema de
almacenamiento de energía por medio de acumuladores, que puede ser utilizado para servir la
demanda, cuando las condiciones de viento son desfavorables, conjuntamente con las
unidades
a
•
84
diesel.
En base a las indicaciones el sistema eléctrico del aerogenerador quedará de la siguiente forma:
Fig. 26 Esquema del sistema eléctrico con aerogenerador [7]
Las funciones de cada uno de los elementos del sistema son:
•
Aerogenerador: fuente principal de energía.
•
Acumulador del volante de inercia: acumulador a corto plazo para compensar las
fluctuaciones de energía eólica en cuestión de segundos. Control de la frecuencia de la red
aislada (funcionamiento paralelo-viento-diesel y funcionamiento sin generadores Diesel). Se
recomienda aplicar dicho dispositivo solo en caso de presentarse problemas de estabilidad
durante el estudio de factibilidad.
•
Acumulador de batería: suministro de energía de emergencia en la red aislada
(funcionamiento sin generadores diesel) para el abastecimiento de energía en cuestión de
minutos. Control de la frecuencia en casos de emergencia. La capacidad de las baterías
influyen directamente en el peso y costo del sistema, se debe tener cuidado con sub
dimensionarlo, ya que si se recorta su capacidad puede resultar poco confiable. Se
85
recomienda el uso de acumuladores de plomo con tensión nominal de 2V. Para dimensionar
el banco de baterías se debe tomar la potencia media requerida y dividirla por la tensión del
banco, luego multiplicar dicho cociente (en Amperes) por n (siendo n el número de días
máximos estimados sin aporte del viento) y por 24 (para llevarlo a horas. Finalmente de debe
tomar en cuenta un factor de seguridad de 15-20%, en general se sigue la siguiente expresión:
CBat
 Pm = Pot.mediaCARGA 
24nPm


> (1 + FS )
; con n = N r: MáxDías sin Vientos 
VBat
 V = TensióndeBatería 
 Bat

(56)
En primera instancia se recomienda utilizar para un promedio de carga de 75kW ,6 meses sin
vientos “buenos”, y un factor de seguridad de 20% una capacidad de batería de 3.700Vdc, sin
embargo para designar las dimensiones del banco de batería debe hacerse un estudio exhaustivo,
tomando en cuenta las magnitudes de la demanda en intervalos horarios.
•
Regulador: se debe colocar entre el aerogenerador y el acumulador de energía, para
automatizar y garantizar el correcto funcionamiento del sistema.
•
Máquina asíncrona principal: cuyo uso sin generadores diesel se aplica en el control de la
tensión (con reguladores). Abastecimiento de corriente de cortocircuito, en general,
suministro de toda la energía.
•
Inversor: dispositivo que convierte la corriente continua almacenada en las baterías en
corriente alterna de 220V, para la posterior distribución de la energía. Debe soportar grandes
rangos de errores de operación. La mayoría incluye un tipo de cargador de baterías, de forma
tal que es posible cargar las baterías con unas horas de funcionamiento del generador Diesel
(para instalaciones aisladas y con servicios de la red poco confiables con frecuentes cortes, ya
86
que incluye una llave automática de operación del inversor en caso de falla). Los inversores
de menor costo generan una onda senoidal (modificada), en forma de escalón que es apta para
la mayoría de aplicaciones del hogar. Las versiones que producen onda senoidales costosas,
son indicadas cuando existen equipos que pueden ser afectados (negativamente) por la onda
modificada. Es posible obtener modelos aptos para inyectar energía a la red en caso de
vientos muy fuertes, dicha venta debe acordarse con la empresa que opera la red respectiva.
•
Control: Gestión de la energía en la red aislada. Funcionamiento automático seguro y rentable
(con posibilidad de funcionamiento manual). Tratamiento de datos y visualización de
procesos.
•
Generador diesel: arranque del sistema. Suministro de energía en escasez de viento y de
reservas de energía agotadas. Se suele utilizar un equipo existente, si se va a adquirir uno,
puede ser interesante considerar generadores diesel con arranque automático, ya que algunos
inversores permiten interactuar con éstos y lograr un funcionamiento continuo sin
intervención del operador.
•
Un esquema más detallado del sistema sería el siguiente:
Fig. 27 Diagrama del sistema de respaldo [7]
87
88
CAPITULO IX
CONCLUSIONES
Las conclusiones que se generan de ésta investigación son las siguientes:
•
En base a la información meteorológica relativa a las velocidades de vientos de las estaciones
del Nororiente del país, suministrada por el Ministerio del Ambiente, Ministerio de Energía y
Petróleo, Servicio de Meteorología de la Aviación y la Nacional Aeronautics and Space
Admitration (NASA), se encontró que Venezuela posee un alto potencial eólico tanto en las
zonas costeras, como al Noroeste y Nororiente del país, en ellas se registran velocidades
promedios del orden de 7 metros por segundo (m/s), cuyo nivel es considerado excelente y
muy atractivo para la generación de electricidad.
•
La información precisa sobre las velocidades de los vientos y el potencial eólico de
Venezuela, con énfasis en el Nororiente del país se obtuvo a partir de los datos
proporcionados por la NASA, con los cuales se elaboró un mapa eólico satelital de
Venezuela, donde se evidencian las mayores magnitudes de velocidades de viento en la zona
costera del país, presentando velocidades promedios 5-6 metros por segundo, que coinciden
con las curvas de nivel presentadas en el mapa actual, evidenciándose la viabilidad de
instalación de generación eólica en la zona.
•
Para determinar los posibles emplazamientos de microgeneradores eólicos de electricidad, se
realizó una evaluación meteorológica preliminar de las poblaciones aisladas en el oriente del
país, haciendo uso del mapa eólico construido, reflejando que son propicias para este tipo de
tecnologías. Resultando la más apropiada la isla Los Testigos (11º 22´ 00´´ Norte y 63º 06´
00´´ Este), archipiélago que forma parte de las Dependencias Federales Venezolanas, ubicada
en el noreste de la Isla de Margarita, constituido por siete islas con una población de 197
habitantes (para 2001) con 5 km2 de superficie; por presentar velocidades promedios de 6
metros por segundo durante 6 meses del año: enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio.
•
La tecnología adecuada para el potencial eólico presente en la zona propuesta, corresponde a
la instalación de aerogeneradores de eje horizontal a barlovento, con una altura mínima de 14
metros, un diámetro de 8-9 metros, velocidad nominal de 12 metros por segundo, velocidad
de arranque de 3 metros por segundo, velocidad de corte de 24 metros por segundo y
velocidad de rotación de 200 rpm, que producirá una energía aprovechable alrededor de
100kWh.
•
Se sugiere utilizar torres blandas con períodos de tiempo pequeños, distintos a los de
resonancia, y frecuencia de excitación distinta a la frecuencia de la estructura.
•
La configuración preliminar más viable del sistema eléctrico de suministro de energía, desde
el aerogenerador hasta la zona propuesta, debe poseer: aerogenerador, acumulador de batería,
acumulador del volante de inercia, regulador, máquina asincrónica, inversor, sistema de
control y generador Diesel.
•
Al comparar los datos satelitales con los datos de mediciones terrestres se encuentran errores
alrededor de 8% para Los Testigos, de 25% para Cubagua a diferencia de Santa Isabel de la
Costa ya que presenta errores entre 55-59%. Con ello se verificó la similitud entre las
mediciones meteorológicas satelitales con las reales en el estado Nueva Esparta, de forma
contraria a los estados Sucre y Delta Amacuro donde se presentan grandes discrepancias.
89
90
CAPITULO X
RECOMENDACIONES
•
La presencia de magnitudes bajas de velocidades de vientos diarios no descarta la posibilidad
de instalación de aerogeneradores para generación de electricidad, por la cual se recomienda
realizar un estudio exhaustivo (de forma horaria) para determinar la viabilidad de este tipo de
proyecto.
•
La instalación de estaciones meteorológicas (mástiles meteorológicos) en las zonas de interés
permitirá obtener un registro confiable del comportamiento del recurso, para estudiar el
potencial eólico de las zonas de interés.
•
Para este tipo de proyecto se recomienda la adquisición de datos de velocidades y direcciones
de viento con intervalos de 2 a 10 minutos horarios, y elaborar un mapa eólico certero, con
precisión de 1 a 5 kilómetros, por medio de flujos dinámicos de vientos.
•
Estudio más detallado del desempeño del aerogenerador y del sistema de control.
•
Realizar pruebas de evaluación de la eficiencia de la turbina eólica, a través del coeficiente de
potencia de la turbina, para aumentar el aprovechamiento de la velocidad de viento.
•
Realizar futuros ensayos de laboratorio al generador con el fin de obtener parámetros
característicos de la máquina, pérdidas, circuitos equivalentes, corrientes de carga, entre
otros, y de esta forma aumentar la eficiencia del sistema, disminución de pérdidas, balances
de energía, aprovechamiento y transformación de energía.
•
Utilizar máquinas eólicas que estén dentro de los rangos de velocidades de vientos de la zona,
ya que en caso de falla, su reparación puede reflejarse en el aumento de costos, horas de
trabajo y falta de suministro de energía para la carga.
•
En base a los resultados obtenidos, se recomienda la realización de un estudio que permita la
estimación de errores y cálculo de incertidumbres, mediante un estudio estadístico, que
permita identificar el error asociado a los datos de medición.
•
Extender el estudio eólico a todo el territorio nacional.
•
Unificar toda la información meteorológica necesaria para el desarrollo de proyectos eólicos
en Venezuela, y así proporcionar su rápido y fácil su acceso.
91
92
CAPITULO XI
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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“Parques Eólicos y antecedentes de los Aerogeneradores Americanos”
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“Diseño, animación y funcionamiento de generadores eólicos como nueva metodología didáctica
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93
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[28] “Acoustics – Declaration and verification of noise emission values of machinery and
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[29] “Acoustics – Statistical methods for determining and verifying stated noise emission values
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Comando Logístico. Servicio de Meteorología. Edición 1984
[31] Michelle T. Ferebee
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Surface meteorology and Solar Energy - Location
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[32] Urdaneta A, Díaz H, Gómez J.
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Instituto de Energía – Universidad Simón Bolívar
[33] Ministerio de Energía y Minas
Dirección General Sectorial de Energía
Dirección de Electricidad, Carbón y otras energías
[34] MARN
Ministerio del Ambiente
DIRECCION DE HIDROLOGIA Y METEOROLOGIA
[35] Ministerio de la Defensa Aviación
Servicio de Meteorología
94
95
CAPITULO XII
GLOSARIO
Aerogenerador: máquina que transforma la energía del viento en energía eléctrica.
Anemómetro: instrumento que se utiliza para medir la velocidad del viento. Sus señales son
empleadas por el controlador electrónico para conectar el aerogenerador cuando el viento alcance
la velocidad de arranque. Si la velocidad es superior a la de corte, el ordenador parará el
aerogenerador para evitar desperfectos en el mismo.
Arranque suave: para evitar situaciones de sobrecarga en la red, los modernos aerogeneradores
se conectan y se desconectan de la red de forma gradual mediante tiristores, un tipo de interruptor
continuo de semiconductor que puede ser controlado electrónicamente.
Bridas: las secciones de la torre de un aerogenerador son atornilladas utilizando bridas de acero
laminado en caliente, soldadas a los extremos de cada sección de la torre.
Buje: centro del rotor donde se encuentran las palas.
BTU: Unidad Térmica Británica
Cizalamiento: se llama cizalamiento al proceso en el que la velocidad del viento disminuye
según se acerca a la base de la torre. Si está en su posición más alta las fuerzas que actúan sobre
la pala del rotor son muy superiores a cuando está en su posición más baja.
Coeficiente de potencia: el coeficiente de potencia mide la eficiencia con la que el
aerogenerador convierte la energía eólica en electricidad. Se obtiene dividiendo la potencia
eléctrica disponible entre la potencia eólica de entrada.
Conexión directa a red: en la conexión directa a red el generador está directamente conectado a
la red de corriente alterna, generalmente trifásica.
Controlador electrónico: posee un ordenador que continuamente monitoriza las condiciones del
aerogenerador y controla el mecanismo de orientación. En caso de cualquier disfunción,
automáticamente detiene el aerogenerador y avisa al ordenador del operario encargado de la
turbina.
Corona de orientación: corona dentada fija a la torre sobre la que se asienta la góndola y que
dirige el giro de la misma siguiendo la dirección del viento incidente.
Curva de potencia: la curva de potencia de un aerogenerador se lee mediante un gráfico que
indica cuál será la potencia eléctrica disponible en el aerogenerador a diferentes velocidades del
viento. Las curvas de potencia se obtienen a partir de medidas de campo.
Densidad de potencia: la densidad de potencia calcula la distribución de energía eólica a
diferentes velocidades del viento. Se obtiene multiplicando la potencia de cada velocidad del
viento por la probabilidad del viento de la gráfica de Weibull.
Densidad del aire: la energía cinética del viento depende de la densidad del aire, es decir, de su
masa por unidad de volumen, esto es, cuanto "más pesado" sea el aire más energía recibirá la
turbina.
Disponibilidad: relación entre el número de horas en las que un aerogenerador produce energía y
el número de horas en que han existido velocidades de viento dentro del rango de funcionamiento
del aerogenerador.
Empalamiento: condición de funcionamiento del aerogenerador caracterizada por la inexistencia
de par resistente en el generador que contrarreste el motriz del rotor, lo que produce un aumento
de la velocidad de rotación de palas.
Estocástico: nombre que recibe un sistema que funciona, sobre todo, por el azar. Las leyes de
causa-efecto no explican cómo actúa el sistema (y de modo reducido el fenómeno) de manera
determinista,
sino
en
función
96
de
probabilidades.
Factor de carga: para conocer la producción anual de energía de un aerogenerador se divide la
producción anual de energía entre la producción teórica máxima, si la máquina estuviera
funcionando a su potencia nominal (máxima) durante las 8766 horas del año. Este factor suele
rondar el 20 o 30%.
Factor de potencia: relación entre la potencia mecánica producida por el rotor y la teórica
correspondiente a una velocidad de viento incidente sobre la superficie del rotor total.
Freno aerodinámico: dispositivo de freno del rotor a través de la limitación de la fuerza de
sustentación de la palas, reduciendo el par motriz.
Generador sincrónico: también denominado generador sincrónico bipolar de imán permanente.
Es sincrónico porque el imán del centro girará a una velocidad constante sincronía (girando
exactamente como el ciclo) con la rotación del campo magnético y bipolar porque tiene un polo
norte y un polo sur. Se llama motor de imán permanente debido a que la aguja de la brújula del
centro es un imán permanente, y no un electroimán.
Góndola: dentro de la góndola se encuentran el multiplicador y el generador eléctrico, dos de los
componentes claves del aerogenerador. Para acceder al interior de la góndola ha de hacerse desde
la torre de la turbina. El rotor del aerogenerador, formado por las palas y el buje, está situado a la
izquierda de la góndola.
Isotacas: líneas sobre el mapa eólico que definen igual velocidad de viento
Isoventas: líneas de un mapa eólico que unen puntos de igual velocidad media de viento,
debiendo ser especificadas previamente las condiciones de determinación de la velocidad media.
Mapa eólico: mapa en donde se consignan diversos datos de tipo eólico, tales como velocidades
medias de viento, direcciones predominantes, regularidad
Mbep: millones de barriles equivalentes de petróleo
Mbepd:
millones
de
barriles
equivalentes
97
de
petróleo
por
día
Mibep: millardos de barriles equivalentes de petróleo
Mecanismo de orientación: el mecanismo de orientación de un aerogenerador es utilizado para
girar el rotor de la turbina en contra del viento, de forma que pase a través del rotor la mayor
proporción posible de energía eólica.
Multipalas: tipo de aerogenerador de baja velocidad caracterizado por su gran número de palas
así como por la disposición del eje de giro perpendicular a la velocidad del viento y que presenta
una forma adecuada para su uso aerodinámico.
Multiplicador: sistema mecánico inverso al reductor de velocidad que mediante un conjunto de
engranajes comunica al eje arrastrado o de salida una velocidad de giro mayor que la del eje
motor o de entrada.
Mtm: millones de toneladas métricas
Mtep: millones de toneladas equivalentes de petróleo
MW: unidad de potencia, megavatios
Número de horas equivalentes: parámetro usado en la caracterización del aprovechamiento de
la energía eólica que es igual a la razón entre la energía generada durante un año y la potencia
nominal de la máquina
Pala: elemento del aerogenerador que por aprovechamiento aerodinámico transforma la energía
cinética del viento en energía mecánica en el eje del generador.
Parque eólico: instalación eólica que comprende varios aerogeneradores y su infraestructura
eléctrica, de medición y control correspondiente.
Paso de pala: medida geométrica proporcional al ángulo formado por la cuerda del perfil en el
encastre de la pala, con la dirección del eje de giro.
Perfil de pala: sección de la pala perpendicular a la misma y que presenta una forma adecuada
para
su
uso
98
aerodinámico.
Polos del generador: cada uno de los bornes de un generador eléctrico que sirven para conectar
el mismo con los conductores exteriores.
Rosa de vientos: gráfico que representa la frecuencia con la que se produce la velocidad de
viento en las distintas direcciones.
Tm3: trillones de metros cúbicos
Torre: soporta la góndola y el rotor. Es mejor cuanto más alta ya que a mayor altura mayores
velocidades de viento. Las torres pueden ser tubulares (más seguras) o, de celosía (más
económicas).
Unidad de refrigeración: la unidad de refrigeración está compuesta por un ventilador eléctrico y
una unidad de refrigeración de aceite. El primero se utiliza para enfriar el generador eléctrico y el
segundo para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas tienen generadores enfriados
por agua.
Veleta: es utilizada para medir la dirección del viento, envía sus señales al controlador
electrónico de forma que éste pueda girar el aerogenerador en contra del viento utilizando el
mecanismo de orientación.
Velocidad de viento: La norma recomienda realizar la medida de velocidad a una altura de 10
metros, la altura a la cual se realizó la medida en el ensayo fue 1.7 metros.
Velocidad de viento de referencia: Es la velocidad de viento de referencia dada por la norma,
10 m/s, a la cual se deben extrapolar los niveles de sonido.
Velocidad de arranque: velocidad mínima de viento por encima de la cual el rotor comienza a
girar.
Velocidad de corte: velocidad máxima de viento por encima de la cual rotor deja de suministrar
potencia al eje motor.
99
Velocidad de diseño nominal: velocidad del viento incidente para la cual se obtiene la potencia
máxima.
Velocidad máxima crítica: velocidad del viento a la que se pone en funcionamiento los sistemas
de parada de emergencia en previsión sobre cargas mecánicas peligrosas.
Velocidad media anual del viento: valor medio del módulo de la velocidad del viento en un
emplazamiento y altura dados a lo largo de un año
kW: unidad de potencia, kilo vatios
100
101
CAPITULO XIII
APENDICE A
Con los datos satelitales suministrados por NASA, se elaboró un mapa de vientos de todo el
territorio nacional, utilizando el software de MatLab. Para ello se dividió el país grado a grado en
todos los grados de latitud y longitud. A continuación se muestra el manual de usuario del
programa:
MANUAL DE USUARIO
•
•
Abrir el lenguaje de programación MATLAB
Desde MATLAB abra el archivo “prueba.m”, (File > Open), tal como se muestra
en la figura 1.
Figura 1
•
Una vez abierto el archivo, hacer click en el icono de correr “run” de la barra de
herramientas de MATLAB. (Ver figura 2)
Figura 2
•
Seguidamente aparecerá en pantalla una advertencia indicando el cambio de
directorio de MATLAB, cámbielo al directorio raíz del diskette, presionando
OK. (Ver figura 3)
Figura 3
•
Aparecerá un cuadro de dialogo con las opciones de: “Ver datos” e “Información
Específica”. (Ver figura 4)
102
Figura 4
•
Presionando “Ver datos” aparecerá en pantalla la explicación y los datos
utilizados para el levantamiento del MAPA EOLICO SATELITAL DE
VENEZUELA, (ver figura 5)
Figura 5
•
Presionando “Información específica” se desplegará una interfaz con el MAPA
EÓLICO SATELITAL DE VENEZUELA. Para el obtener las velocidades de
vientos de un lugar en especial, el usuario debe hacer clic en “CAPTURAR” y
luego en la zona de interés. El programa desplegará los datos correspondientes a
las coordenadas x y y, latitud, longitud, velocidad a 10 y 50 metros de altura, en la
zona derecha de la interfaz. (Ver figura 6)
103
Figura 6
•
Si el usuario desea ver el mapa a 10 metros de altura, solo debe hacer clic al botón
en la esquina superior derecha “Mapa a 10m”, y el programa desplegará dicho
mapa. Para obtener los valores de una zona determina, debe repetir el mismo
procedimiento antes explicado. (Figura 7)
104
•
Figura 7
Para finalizar el programa, el usuario puede dar clic al botón derecho del mouse,
o simplemente cerrar la ventana en el botón “X” de color rojo, ubicado en la
esquina superior derecha.
105
106
APENDICE B
A continuación se muestran ilustraciones que representan la realización de los mapas con isotacas de
Venezuela, con mediciones satelitales a 10 y 50 metros de altura respectivamente.
Figura 1. Isotacas de Venezuela, a 10 metros de altura
Figura 2. Isotacas de Venezuela, a 50 metros de altura
Figura 3. Curva de relieve de las isotacas a 50metros de altura
107
108
APENDICE C
A continuación se presentan los resultados de las extrapolaciones mensuales y anuales para la isla
de Los Testigos:
LOS TESTIGOS 1975-1999
8,50
Velocidades de Viento (m/s)
8,00
7,50
7,00
6,50
6,00
5,50
5,00
4,50
to
Se
pt
ie
m
br
e
O
ct
ub
re
N
ov
ie
m
br
e
D
ic
ie
m
br
e
Ag
os
Ju
lio
Ju
ni
o
ay
o
M
Ab
ril
o
ar
z
M
Fe
br
er
o
En
er
o
4,00
Meses
LOS TESTIGOS. 1981
7,000
6,800
6,600
6,400
6,200
6,000
5,800
5,600
Enero
Febr er o
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
M e se s
Agost o
Sept iembre
Oct ubre
Noviembre
Diciembre
LOS TESTIGOS - PORLAMAR
7
6,9
6,8
6,7
6,6
6,5
6,4
6,3
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
A ños
LOS TESTIGOS - PUNTA DE PIEDRA
7,5
Velocidades de vientos (m/s)
7
6,5
6
5,5
5
4,5
1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Años
109
110
APENDICE D
Et, energía total <Wh/m2>
Ea, energía aprovechable <Wh/m2>
Pmed, potencia media <W/m2>
Paprov, potencia aprovechable <W/m2>
Huv, horas con vientos útiles
i, número deL día (imax=31)
l, velocidad de viento (lmax=15)
ρ, densidad del aire
A, área <m2>
h = H(i,l), número de ocurrencias (horas) de la velocidad "l" para el día "i"
imax := 31
h := 12
lmax := 15
A := 5
h2 := 5
ρ := 1.225
ENERGÍA TOTAL MENSUAL
imax
Et :=
∑
i = 1
 lmax ρ ⋅ A ⋅ ( 2 ⋅ l − 1 ) 3 ⋅ h

2

l = 1
∑




Et =
E NERGÍA APROVECHABLE
Se debe calcular con las ocurrencias de vientos útiles (h2)
imax
Ea :=
∑
i = 1
 lmax ρ ⋅ A ⋅ ( 2 ⋅ l − 1 ) 3 ⋅ h2

2

l = 1
∑




Ea =
POTENCIA MEDIA MENSUAL
Pmed :=
Et
imax ⋅ lmax
Pmed
=
HORAS CON VIENTOS UTILES
imax
Huv :=
∑
i = 1
 lmax


h

l=1 
∑
=
Huv
POTENCIA MEDIA APROVECHABLE
Paprov
:=
Pmed
Huv
Paprov
=
111
APENDICE E
Graficas de velocidades de viento, potencia y energía en Los Testigos
LOS TESTIGOS. ENERGIA
9000,000
8000,000
Energía (Wh/m2)
7000,000
6000,000
5000,000
Energ. Total
4000,000
Energ. Aprov.
3000,000
2000,000
1000,000
Ag
os
Se
to
pt
ie
m
br
e
O
ct
ub
re
N
ov
ie
m
br
e
D
ic
ie
m
br
e
Ju
lio
Ju
ni
o
ay
o
M
Ab
ril
ar
zo
M
En
er
o
Fe
br
er
o
0,000
Meses
LOS TESTIGOS. POTENCIA
500,000
450,000
400,000
300,000
Pot. Media Aprov.
250,000
Pot. Media Total
200,000
150,000
100,000
50,000
Ag
os
Se
to
pt
ie
m
br
e
O
ct
ub
re
N
ov
ie
m
br
e
D
ic
ie
m
br
e
Ju
lio
Ju
ni
o
ay
o
M
Ab
ril
M
ar
zo
0,000
En
er
o
Fe
br
er
o
Potencia (W/m2)
350,000
Meses
112
APENDICE F
Se deben buscar los parámentros de Weibull c y a
P(V) define la curva de potencia del aerogenerador con las constantes A y B
vnom, velocidad nominal del equipo
Pnom, potencia nominal del equipo
p(v), probabilidad de tener una velocidad mayor a la nominal
Γ a, función gamma, depende del valore de la velocidad
I, Intensidad de turbulencia
α , coeficiente dependiente de la rugosidad del terreno (existen valores típicos)
va, velocidad de arranque
vc, velocidad de corte
FC, factor de capacidad
He, horas equivalentes de funcionamiento
T, tiempo de estudio
Diseño del Emplazamiento
c := 6
Parámetros de Weibull
Velocidad para diseño
v := 6.5
a := 2
vnom := 9
α := 0.32
Γ a := 0.04582
ρ := 1.225
k := 2.7
va := α ⋅ vnom
Velocidad de arranque
vc := k ⋅ vnom
Velocidad de Corte
p :=
 c ⋅ v 
a a
  


p ( v ) := e 
−
σ :=
v
a
c− 1




⋅e 
−
Pnom ⋅ va
c
 1 ⋅ ρ ⋅ R 2⋅ π⋅ v 2
2
 
 − Γ a2⋅  1 + 1  


c 
c 

c
− va
B :=
c
1
P := A + B ⋅ v
2
P := Pnom
3
c
P =
2
P =
3
E
Pnom ⋅ T
He := 8760 ⋅ FC
E :=
2
P := 0
FC :=
c
va =
vc =
Probabilidad

vnom
R := 30
p =
2
A :=
a


c
a ⋅  Γ a ⋅  1 +

v
Pnom := 15000
I :=
Pnom
(vnom
c
− va
c
σ
v
σ =
)
I=
Potencia nula si 0<v<=va
A =
Si va<v<=vnom
B =
Potencia nominal si vnom<v<vc
FC =
He =
T := 60
113
APENDICE G
V , velocidad del viento
Cp, coeficiente de potencia (0.33 pesimista y 0.45 optimista)
ρ , densidad del aire
S, sección transversal del aerogenerador
Pd, potencia disponible
Pa, potencia aprovechable
Pnom, potencia nominal
D, diámetro del aerogenerador (efectivo si usamos Pnom)
Ω , velocidad de giro (hay que estimar)
fp, eficiencia aproximada del equipo
xopt, X óptimo (estimar su valor)
Dimensionamiento del Aerogenerador
v := 6
Ω := 400
Pnom := 15000
fp := .89
xopt := 2
ρ := 1.223369
Cp := 0.53
2 ⋅ Pnom
S :=
3
ρ ⋅ v ⋅ Cp
S = 214.207
( )⋅
Pd := ρ ⋅ S ⋅ v
1
3
2
( 3 )⋅ Cp ⋅ 1
Pa := ρ ⋅ S ⋅ v
D :=
4 ⋅ Pnom
Ep :=
(π ⋅ ρ ⋅ v 3 )
λ := Ω ⋅
Pd =
2
 2

 λ 
b :=
2
Pa =
D =
φo =

 φo  
sin 

 3 
a :=   ⋅  1 −
sin ( φo ) 
2
( 1 − 3⋅ a )
a =
a´ =
4⋅ a − 1
φ := atan
D
λ =
v
1
a´ :=
R :=
R =
R
φo := atan
 1  ⋅ ρ ⋅ R 2⋅ π⋅ v 2
2
 
 λ ⋅ a´ 

2⋅ a 

8 ⋅ π ⋅ λ ⋅ a´ ⋅ sin ( φ)
φ=
1 − fp ⋅ 1 − a
Cpmax := 4 ⋅ a ⋅
(1 − a)
1 + a´
2
Cpmax =
114
APENDICE H
Código de programa del MAPA EOLICO SATELITAL DE VENEZUELA, lenguaje de
programación MATLAB.
function varargout = interfaz(varargin)
% INTERFAZ M-file for interfaz.fig
%
INTERFAZ, by itself, creates a new INTERFAZ or raises the existing
%
singleton*.
%
H = INTERFAZ returns the handle to a new INTERFAZ or the handle to
%
the existing singleton*.
%
INTERFAZ('CALLBACK',hObject,eventData,handles,...) calls the local
%
function named CALLBACK in INTERFAZ.M with the given input arguments.
%
INTERFAZ('Property','Value',...) creates a new INTERFAZ or raises the
%
existing singleton*. Starting from the left, property value pairs are
%
applied to the GUI before interfaz_OpeningFunction gets called. An
%
unrecognized property name or invalid value makes property application
%
stop. All inputs are passed to interfaz_OpeningFcn via varargin.
%
*See GUI Options on GUIDE's Tools menu. Choose "GUI allows only one
%
instance to run (singleton)".
% See also: GUIDE, GUIDATA, GUIHANDLES
% Copyright 2002-2003 The MathWorks, Inc.
% Edit the above text to modify the response to help interfaz
% Last Modified by GUIDE v2.5 08-Jul-2006 00:21:58
% Begin initialization code - DO NOT EDIT
gui_Singleton = 1;
gui_State = struct('gui_Name',
mfilename, ...
'gui_Singleton', gui_Singleton, ...
'gui_OpeningFcn', @interfaz_OpeningFcn, ...
'gui_OutputFcn', @interfaz_OutputFcn, ...
'gui_LayoutFcn', [] , ...
'gui_Callback', []);
if nargin && ischar(varargin{1})
gui_State.gui_Callback = str2func(varargin{1});
end
if nargout
[varargout{1:nargout}] = gui_mainfcn(gui_State, varargin{:});
else
gui_mainfcn(gui_State, varargin{:});
end
% End initialization code - DO NOT EDIT
% --- Executes just before interfaz is made visible.
function interfaz_OpeningFcn(hObject, eventdata, handles, varargin)
% This function has no output args, see OutputFcn.
% hObject handle to figure
% eventdata reserved - to be defined in a future version of MATLAB
% handles structure with handles and user data (see GUIDATA)
% varargin command line arguments to interfaz (see VARARGIN)
% Choose default command line output for interfaz
handles.output = hObject;
% Update handles structure
guidata(hObject, handles);
% UIWAIT makes interfaz wait for user response (see UIRESUME)
% uiwait(handles.figure1);
% --- Outputs from this function are returned to the command line.
function varargout = interfaz_OutputFcn(hObject, eventdata, handles)
% varargout cell array for returning output args (see VARARGOUT);
% hObject handle to figure
% Get default command line output from handles structure
varargout{1} = handles.output;
inicio2(handles, 10)
%Esta cargando el mapa a 50m
% --- Executes during object creation, after setting all properties.
function popupmenu1_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
% handles empty - handles not created until after all CreateFcns called
% Hint: popupmenu controls usually have a white background on Windows.
%
See ISPC and COMPUTER.
if ispc
set(hObject,'BackgroundColor','white');
else
set(hObject,'BackgroundColor',get(0,'defaultUicontrolBackgroundColor'));
end
%datosvelocidades
function edit2_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
%posicion x
% hObject handle to edit2 (see GCBO)
% Hint: edit controls usually have a white background on Windows.
%
if ispc
else
end
function edit3_Callback(hObject, eventdata, handles)
% Hints: get(hObject,'String') returns contents of edit3 as text
%
str2double(get(hObject,'String')) returns contents of edit3 as a double
%posicion y
%
if ispc
else
end
%latitud
%
if ispc
else
end
function popupmenu5_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to popupmenu5 (see GCBO)
%
if ispc
else
end
function text1_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
user_string = get(hObject,'string');
% hObject handle to text1 (see GCBO)
function pushbutton1_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
%RESET
115
% hObject handle to pushbutton1 (see GCBO)
clear %colocar las variables que se deben borrar
%
%longitud
%
if ispc
else
end
%
%velocidad 50m
%
if ispc
else
end
%
%velocidad 10m
%
if ispc
else
end
% --- If Enable == 'on', executes on mouse press in 5 pixel border.
% --- Otherwise, executes on mouse press in 5 pixel border or over text1.
function text1_ButtonDownFcn(hObject, eventdata, handles)
% % % % --- Executes during object creation, after setting all properties.
% % % % function axes1_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
% --- Executes on button press in pushbutton2.
function pushbutton2_Callback(hObject, eventdata, handles)
116
% --- Executes on mouse press over axes background.
function axes4_ButtonDownFcn(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to axes4 (see GCBO)
%texto del cuadrito principal
% --- Executes during object deletion, before destroying properties.
function frame1_DeleteFcn(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to frame1 (see GCBO)
function hola_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
%parte del invento
% hObject handle to hola (see GCBO)
%
if ispc
else
end
% --- Executes on key press over hola with no controls selected.
function hola_KeyPressFcn(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to hola (see GCBO)
% --- Executes on button press in togglebutton2.
function togglebutton2_Callback(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to togglebutton2 (see GCBO)
% Hint: get(hObject,'Value') returns toggle state of togglebutton2
function togglebutton3_mapa10_CreateFcn(hObject, eventdata, handles) %boton del mapa a 10
% hObject handle to togglebutton3_mapa10 (see GCBO)
function togglebutton2_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
%boton del mpa a 50m
%texto del cuadrito principal
117
% --- Executes during object deletion, before destroying properties.
function frame1_DeleteFcn(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to frame1 (see GCBO)
set(handles.TextStatus, 'String', 'Haga click derecho en el punto deseado (haga click izquierdo para cancelar)')
drawnow
[x,y, boton]=ginput(1);
%lee los puntos X y Y que el cursor indica sobre el mapa
if (boton==1)
set(handles.TextStatus, 'String', 'Obteniendo valores, por favor espere')
drawnow
[A, B, Long, Latit]=datosvelocidades(x, y);
set(handles.edit2, 'String', num2str(x))
set(handles.edit3, 'String', num2str(y))
set(handles.edit4, 'String', num2str(Latit))
set(handles.edit5, 'String', num2str(Long))
set(handles.edit6, 'String', num2str(A))
set(handles.edit7, 'String', num2str(B))
end
set(handles.TextStatus, 'String', 'Terminado. Haga click en ''CAPTURAR''')
% --- Executes on button press in radiobutton1.
function radiobutton1_Callback(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to radiobutton1 (see GCBO)
% Hint: get(hObject,'Value') returns toggle state of radiobutton1
%inicio2(handles, 10)
set(handles.TextStatus, 'String', 'Cargando mapa a 10 mts de altura, por favor espere')
drawnow
% --- Executes on button press in radiobutton2.
function radiobutton2_Callback(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to radiobutton2 (see GCBO)
% Hint: get(hObject,'Value') returns toggle state of radiobutton2
%inicio2(handles, 50)
set(handles.TextStatus, 'String', 'Cargando mapa a 50 mts de altura, por favor espere')
drawnow
function axes5_CreateFcn(hObject, eventdata, handles)
% hObject handle to axes5 (see GCBO)
118
119
APENDICE I
Para el estudio más detallado de los estados con mayores velocidades de viento en el Oriente del
país, se utilizaron los datos satelitales y terrenales de las distintas fuentes. Se ubico la cuadrilla
correspondiente de cada estado, y de acuerdo a los datos terrenales de cada zona, se extrapolaron
los datos para obtener isotacas que describieran el comportamiento del viento. A continuación se
presentan diversos mapas de los estados Nueva Esparta, Sucre y Delta Amacuro, donde se
representan de color rojo la ubicación de las coordenadas con datos de velocidades de viento
satelitales, y de color azul la ubicación de las estaciones de cada estado.
Estado Nueva Esparta
Se tenían mediciones terrenales de las estaciones de Porlamar (-63º58Ó, 10º55Ń) y Punta de
Piedra (-64º62Ó, 10º54Ń), éstas fueron utilizadas para la extrapolación hasta los puntos que
describían la cuadrilla del estado (-63ºO 10ºN, -63º O 11ºN, -63ºO 12ºN, -64ºO 10ºN, -64ºO
11ºN, -64ºO 12ºN, -65ºO 10ºN, -65ºO 11ºN, -65ºO 12ºN). Una vez ubicados sobre la misma base
geográficamente los datos terrenales y satelitales, se elaboraron promedios de velocidades de
viento. A continuación se presentan las gráficas de las isotacas del estado:
Isotacas con datos satelitales
Isotacas con promedio de datos satelitales y terrenales
Estado Sucre
En este estado solo se tenía datos terrenales de la estación Guiria (-62º18Ó, 10º35Ń), por lo que
solo se realizo un promedio de las mediciones terrenales y satelitales.
120
Estado Delta Amacuro
En este estado solo se tenía datos terrenales de la estación Carrizal (-60º55Ó, 9º25Ń), por lo que
solo se realizo un promedio de las mediciones terrenales y satelitales.
121
122

Estudio preliminar de la viabilidad de instalación de generadores

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