Máquinas eólicas e hidráulicas

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Máquinas eoloeléctricas

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Programa de la asignatura:

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Índice

Presentación de la unidad ... 3

Competencia específica ... 4

Propósitos ... 4

2.1. La turbina eoloeléctrica ... 5

2.1.1. Conceptos básicos ... 5

2.1.2. Componentes de un aerogenerador de electricidad ... 6

2.1.3. Clasificación de turbinas por el tipo de generador ... 8

2.1.4. Curva de potencia de un aerogenerador ... 10

2.1.5. Métodos de control ... 11

2.2. Estimación de producción eoloeléctrica ... 15

2.2.1. Evaluación estadística de la velocidad del viento ... 16

2.2.2. Producción de energía de un aerogenerador ... 21

2.2.3. Impacto de aerogeneradores en la red eléctrica ... 24

2.3. Parques eólicos ... 26

2.3.1. Parques eólicos ... 26

2.3.2. Emplazamiento de un parque eólico ... 27

2.3.3. Situación en México de los parques eólicos ... 30

Cierre de la unidad ... 35

Para saber más ... 36

Fuentes de consulta ... 38

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Presentación de la unidad

En la presente unidad se estudian las máquinas eólicas enfocadas en la generación eléctrica. Se presentan, igualmente, las funciones de distribución más utilizadas en el análisis de los datos anemométricos de un sitio dado y la utilización de ellas en la estimación de la producción de energía de un aerogenerador.

En la parte final de esta unidad se muestra un rápido vistazo del desarrollo de la industria eólica en México.

Máquina eólica. Retomado de:

https://www.flickr.com/

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Competencia específica

Unidad 2

Analiza la interacción de la máquina eólica con la energía contenida en el viento para determinar su producción de energía identificando sus principios de operación y aplicaciones.

Propósitos

1

Identificarás los principales componentes de un aerogenerador.

2

Interpretarás la curva de potencia de un aerogenerador y el análisis de los datos anemométricos.

3

Determinarás la producción de energía de un aerogenerador.

4

Identificarás los requerimientos básicos de un parque eólico y la situación de la industria eoloeléctrica en México.

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2.1. La turbina eoloeléctrica

Un aerogenerador eléctrico o turbina eólica es aquella máquina capaz de transformar la energía del viento en energía eléctrica. En la presente unidad te adentrarás en el mundo de la generación eoloeléctrica y estudiarás los tópicos de análisis de datos

anemométricos y temas relacionados con la producción de energía de un aerogenerador.

2.1.1. Conceptos básicos

La energía cinética del viento es aquella que éste contiene debido a su movimiento. En la búsqueda de aprovechar dicha energía para la generación de electricidad, se

desarrollaron máquinas denominadas aerogeneradores.

Un aerogenerador es una máquina que transforma la energía cinética del viento en energía mecánica rotacional, el giro del rotor, la cual es transformada en energía eléctrica mediante un generador eléctrico. Por lo tanto, un aerogenerador está formado, a grandes rasgos, por una turbina eólica y un generador eléctrico. En general, la energía cinética del viento es capturada por las aspas de la turbina y es transformada en energía mecánica rotacional de baja velocidad. Esta energía mecánica se transfiere mediante una caja de engranes a una velocidad más alta al generador eléctrico para ser transformada en energía eléctrica (Garduño, 2013).

En el siguiente video se ilustra de manera muy clara el funcionamiento de un

aerogenerador. Observa y anota dudas o comentarios para discutirlos con tu Facilitador(a) y compañeros(as):

http://www.youtube.com/watch?v=CiLPgUYwG6s&feature=player_embedded

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2.1.2. Componentes de un aerogenerador de electricidad

Los componentes principales de un aerogenerador son:

Componentes de un aerogenerador. Tomada de

http://reformaminera.wordpress.com/2009/11/16/170-energia-eolica-biotecnologias/

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Partes de un aerogenerador. Tomada de http://alumnatbiogeo.blogspot.mx/2009/03/componentes- de-un-aerogenerador.html

a) Góndola o buje: es la parte del aerogenerador que contiene en su interior los diversos componentes.

b) Mecanismo de orientación: conjunto de motores y su mecanismo que le permiten al aerogenerador orientarse en la dirección predominante del viento.

c) Torre: soporta el buje y el rotor.

d) Generador eléctrico: dispositivo que puede mantener una diferencia de potencial eléctrico entre sus bornes (polos o terminales). Gracias a la acción de un campo magnético, un generador consigue su objetivo, transformar energía mecánica en eléctrica. En los aerogeneradores el generador suele ser asíncrono o de inducción.

e) Veleta y anemómetro: la veleta indica al aerogenerador la dirección del viento y por ende la dirección a la que debe orientarse. El anemómetro, mediante un sistema de control, indica al aerogenerador cuándo conectarse o desconectarse, dependiendo de la velocidad del viento.

f) Palas: son las encargadas de capturar la energía contenida en el viento y transformar el movimiento lineal de éste en un movimiento de rotación; esta energía es transmitida al buje, del cual pasa a un sistema de transmisión mecánica.

g) Rotor: recibe el movimiento giratorio de las aspas, por lo cual trasmite dicho giro hacia el interior del aerogenerador

h) Controlador: es un dispositivo que monitorea las condiciones anemométricas del lugar y controla el mecanismo de orientación del aerogenerador.

i) Freno: en situaciones de emergencia o mantenimiento permite el frenado total del giro del aerogenerador.

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j) Caja de engranes: actúa como un enlace entre el rotor y el generador; su función es elevar la velocidad de giro que toma del rotor hacia el generador.

k) Eje de baja velocidad: eje que conecta el movimiento giratorio del rotor a la caja de engranes.

l) Eje de alta velocidad: eje que está acoplado al generador eléctrico. Debido a la acción de la caja de engranes, puede girar a una velocidad de 1500 revoluciones por minuto (rpm).

Hasta este punto se conoce la estructura básica de un aerogenerador y la función principal de cada uno de sus componentes. Es importante comentar que las partes descritas no están necesariamente contenidas en todos los aerogeneradores; por ejemplo, una máquina de poca capacidad (kV), por cuestiones de tamaño y costo, no incluirá todos los componentes descritos; mientras que un aerogenerador de gran

capacidad (MW) requiere gran número de componentes por su objetivo, que es maximizar la producción de energía, y por lo tanto requiere de los últimos adelantos tecnológicos.

2.1.3. Clasificación de turbinas por el tipo de generador

Los tipos de generadores más usados en los aerogeneradores productores de electricidad se dividen principalmente en dos grupos.

Generador de velocidad fija con generador de inducción tipo jaula de ardilla

Generador tipo jaula de ardilla. Adaptada de Ackermann (2005).

En los aerogeneradores de velocidad fija, el generador eléctrico está directamente acoplado a la red eléctrica; la frecuencia de ésta determina la velocidad rotacional del generador y por ende del rotor. Por su parte, la velocidad baja de rotación del rotor del aerogenerador, parte movida directamente por el viento, es trasladada al generador eléctrico por medio de una caja de velocidades o engranes con una relación de transmisión de velocidad dada (González-Longatt, 2008).

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Las turbinas eólicas con rotores de velocidad constante son las más maduras de las tecnologías de generación eólica, ya que operan a una velocidad fija sin importar la velocidad del viento; ésta es determinada por la velocidad del rotor, la relación de la caja multiplicadora y el diseño del generador. Este tipo de aerogeneradores está equipado con un generador de inducción (comúnmente del tipo jaula de ardilla), el cual está conectado directamente a la red a través de un transformador elevador de voltaje. Estos

aerogeneradores están diseñados para lograr una máxima eficiencia a una velocidad de viento en particular.

Generador de velocidad variable con generador de inducción doblemente alimentado

Este tipo de aerogenerador produce un valor de voltaje a una frecuencia casi constante.

Aunque el eje gire a diferentes velocidades, son generadores que, frente a la red eléctrica, se comportan como síncronos, pero que permiten la generación eléctrica a diferentes velocidades de giro del generador; de modo que en cada régimen de viento la velocidad de giro del equipo será la óptima para maximizar la extracción de energía del viento. Con velocidades de giro variables del generador, el sistema de control de potencia es capaz de producir energía eléctrica a la frecuencia de la red.

Asimismo, se puede regular la amplitud, la frecuencia y el ángulo del voltaje aplicado al rotor, lo cual permite realizar un control más amplio de la máquina para así regular el par electromecánico y el factor de potencia (la relación entre la potencia activa y reactiva) del generador en un amplio margen de velocidades de giro, tanto en velocidades

subsíncronas como en supersíncronas.

El convertidor que está conectado la red posibilita una regulación independiente de las potencias activa y reactiva, lo que permite inyectar la potencia activa generada por la máquina eólica y controlar la potencia reactiva intercambiada entre este convertidor y la red eléctrica (Bañuelos, 2011).

Generador de inducción con doble alimentación. Adaptada de Ackermann (2005).

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2.1.4. Curva de potencia de un aerogenerador

La curva de potencia de un aerogenerador es un diagrama o gráfica que representa la salida de potencia del aerogenerador, como una función de la velocidad del viento. Por lo cual, la curva de potencia expresa qué potencia genera una turbina eólica dependiendo del valor de la velocidad del viento.

La curva de potencia proporciona tres importantes velocidades características de un aerogenerador (Manwell, McGowan y Rogers, 2002):

a) La velocidad de entrada: es la velocidad del viento a la cual el aerogenerador empieza a generar potencia eléctrica.

b) La velocidad de operación nominal: es la velocidad del viento a la cual el aerogenerador entrega su potencia nominal.

c) La velocidad de salida: es la velocidad del viento a la cual el aerogenerador sale de operación con la finalidad de evitar daños a éste.

Curva de potencia de un aerogenerador de 850 kW. Tomada de GAMESA (2007).

La gráfica anterior representa la curva de potencia de un aerogenerador de 850 KW de potencia nominal. La interpretación de la gráfica indica que para dicho aerogenerador la velocidad de entrada es de 3 m/s, la velocidad de salida es de 21 m/s y su velocidad de operación nominal es de 16 m/s.

Matemáticamente, la curva de potencia de un aerogenerador puede ser expresada de la siguiente manera:

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𝑃_𝑊(𝑣) = {

0, 𝑣 < 𝑣_𝐼

(𝑊)(𝑃(𝑣)), 𝑣_𝐼≤ 𝑣 < 𝑣_𝑂 0, 𝑣_𝑂 < 𝑣

}

Donde 𝑣_𝐼 y𝑣_𝑂 [m/s] son las velocidades de entrada y salida, respectivamente, de funcionamiento del generador eoloeléctrico; 𝑊[𝑊] es la potencia nominal del aerogenerador, y 𝑃(𝑣) es la curva de potencia normalizada con respecto a 𝑊.

2.1.5. Métodos de control

Las turbinas eólicas están diseñadas para producir energía eléctrica de la forma más económica y efectiva posible. En consecuencia, todos los aerogeneradores están diseñados con algún tipo de control de potencia que les permite optimizar su

funcionamiento con respecto a la velocidad del viento. En el caso del aerogenerador cuya curva de potencia se mostró en la figura anterior, la velocidad de salida está ubicada a los mencionados 21 m/s; por lo cual, a velocidades mayores del viento el aerogenerador no es capaz de funcionar. Pero ¿qué sucede cuando existen velocidades mayores de la velocidad de salida? Es entonces cuando entran en función los métodos de control de un aerogenerador. Existen dos métodos principales para el control de potencia de los

aerogeneradores, los cuales se describen a continuación.

Regulación por cambio del ángulo de paso (pitch controlled)

La siguiente figura representa el perfil aerodinámico de un aspa.

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Perfil del aspa de un aerogenerador. Tomada de IIE (2007).

En un aerogenerador de regulación por cambio del ángulo de paso, el controlador electrónico de la turbina comprueba varias veces por segundo la potencia generada.

Cuando ésta alcanza un valor demasiado alto, el controlador envía una orden al

mecanismo de cambio de ángulo de paso, que inmediatamente hace girar las palas del rotor ligeramente fuera de la dirección del viento; y a la inversa, las palas son vueltas hacia el viento cuando éste disminuye su velocidad. Así, en este método de control las palas del rotor deben ser capaces de girar alrededor de su eje longitudinal (variar el ángulo de paso), tal y como se muestra en la siguiente figura. El mecanismo de cambio del ángulo de paso suele funcionar de forma hidráulica (Krohn, 2000).

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Regulación por cambio de ángulo de paso. Adaptadas de http://www.windurance.com/pitch.html y http://www.greenrhinoenergy.com/renewable/wind/images/wec_Stall_Control.jpg

Reproduce el siguiente video para una mejor visualización del método de control por cambio de ángulo de paso: http://www.youtube.com/watch?v=04eHorwC8jE

Aerogeneradores de regulación por pérdida aerodinámica (stall controlled)

Estos aerogeneradores tienen las palas del rotor unidas a la góndola del aerogenerador en un ángulo fijo. No obstante, el perfil de la pala está aerodinámicamente diseñado:

cuando la velocidad del viento sea demasiado alta, se creará una turbulencia en la cara de la pala que no da al viento. Esta pérdida de sustentación evita que la fuerza

ascensional de la pala actúe sobre el rotor. Conforme aumenta la velocidad real del viento en la zona, el ángulo de ataque de la pala del rotor también aumentará, hasta llegar al momento en que empezará perder sustentación (Krohn, 2000).

La gran ventaja de la regulación por pérdida aerodinámica es que se evitan las partes móviles del rotor y un complejo sistema de control. Por otro lado, la regulación por pérdida aerodinámica representa el problema de un diseño aerodinámico muy complejo y enfrenta retos en el diseño estructural de toda la turbina. De los aerogeneradores que actualmente se están instalando en todo el mundo, aproximadamente dos terceras partes son

máquinas de regulación por pérdida aerodinámica (Krohn, 2000).

Si se observa con atención la pala del rotor de un aerogenerador regulado por pérdida aerodinámica, se notaría que la pala está ligeramente doblada a lo largo de su eje longitudinal. Esto es así para asegurar que la pala pierda sustentación de forma gradual, en lugar de hacerlo bruscamente, cuando la velocidad del viento alcanza su valor crítico.

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Regulación por desprendimiento de flujo. Tomada de IIE (2007).

Control por pérdida aerodinámica. Tomada de

http://www.greenrhinoenergy.com/renewable/wind/images/wec_Stall_Control.jpg La utilización del control por ángulo de paso o por pérdida aerodinámica depende básicamente de los requerimientos de diseño del aerogenerador; si bien los primeros requieren de más componentes móviles y son más costosos de producir, logran un control de la potencia de salida más fina si se comparan con los aerogeneradores regulados por pérdida aerodinámica en sus aspas, tal y como se muestra en la siguiente figura. Observa que la potencia del aerogenerador con control de ángulo de fase se mantiene en su valor nominal hasta que alcanza la velocidad de salida de operación, mientras que en el

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aerogenerador regulado por pérdida aerodinámica la potencia decrece aun sin alcanzar su velocidad de salida.

Stall y pitch control. Tomada de

http://user.windsim.com/index.php?action=artikel&cat=18&id=85&artlang=en

Los métodos de control descritos garantizan el correcto aprovechamiento de la velocidad del viento para la producción de energía eléctrica. Mediante su acción, los

aerogeneradores pueden adaptarse a la velocidad del viento presente en un momento dado y así maximizar su producción, o bien, en caso necesario, garantizar su

sobrevivencia ante la existencia de fuertes vientos, más allá de los cuales está diseñado para operar.

2.2. Estimación de producción eoloeléctrica

Debido al comportamiento variable de la velocidad del viento, sólo es posible conocer de manera exacta la producción de energía de un aerogenerador hasta que esté instalado físicamente y opere durante un periodo de tiempo dado. Sin embargo, sí es posible realizar estimaciones de la producción de un aerogenerador basándose tanto en sus parámetros de operación como en el análisis de los datos anemométricos del sitio en el cual se pretenda instalar.

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Dicha estimación, si bien puede resultar aproximada, es de gran utilidad en la

determinación de la instalación o no de un aerogenerador. Aunque la velocidad del viento es cambiante, ésta presenta patrones estables en el trascurso del tiempo, por lo cual es válido suponer que el recurso eólico para un sitio dado no presentará variaciones drásticas en series de tiempo largas (por ejemplo, de un año a otro o de una década a otra). Entonces, calcular la producción de energía de un aerogenerador utilizando datos de la velocidad del viento ya registrados proporciona una buena idea de la producción del aerogenerador en un futuro emplazamiento.

2.2.1. Evaluación estadística de la velocidad del viento

El análisis estadístico puede ser utilizado para determinar tanto el potencial eólico como la producción de energía eólica de un sitio (Manwell, McGowa y Rogers, 2002). Si se tienen datos disponibles en la ubicación y la altura deseados, puede ser innecesario un análisis de los datos en términos de distribuciones de probabilidad y técnicas estadísticas. Por otro lado, si es necesaria una proyección de los datos medidos de un sitio anemométrico a otro o si sólo se dispone de los datos resumidos del recurso eólico, existen claras ventajas en el uso de una distribución de probabilidad de la velocidad del viento para determinar el potencial de un sitio dado.

Una forma de definir una función de densidad de probabilidad es que la probabilidad de que una velocidad del viento exista entre 𝑣_𝑎 y 𝑣_𝑏 está dada por

𝑝(𝑣_𝑎≤ 𝑣 ≤ 𝑣_𝑏 = ∫ 𝑝(𝑢)

𝑣_𝑏 𝑣_𝑎

𝑑𝑣

Igualmente, el área total bajo la función de densidad de probabilidad está dada por

∫ 𝑝(𝑣)

∞ 0

𝑑𝑣 = 1

Si 𝑝(𝑢) es conocida, la velocidad media del viento puede ser conocida mediante

𝑣̅ = ∫ 𝑣𝑝(𝑢)

∞ 0

𝑑𝑣

Mientras que la desviación estándar está dada por

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𝜎_𝑣= ∫ (𝑣 − 𝑣̅)²

∞ 0

𝑝(𝑢)𝑑𝑣

La densidad de la potencia del viento media disponible sería dada por

𝑃̅⁄ = (𝐴 1

2) 𝜌 ∫ 𝑣³𝑝(𝑣)

∞ 0

𝑑𝑣 = (1 2)𝜌𝑣̅̅̅ ³ Donde 𝑣³ es el valor esperado del cubo de la velocidad del viento.

Otro parámetro estadístico importante es la función de distribución acumulativa, que representa la probabilidad de que la velocidad del viento sea más pequeña o igual que una velocidad de viento dada 𝑣^′. Resumiendo, la función de distribución acumulativa está dada por

𝐹(𝑣) = ∫ 𝑝(𝑣^′)𝑑𝑣′

𝑣 0

Igualmente, la pendiente de la función de distribución acumulativa es igual a la función de distribución de probabilidad.

En general, existen dos funciones de distribución de probabilidad que se utilizan en el análisis de datos eólicos: la distribución de Weibull y la distribución Rayleigh.

Función de distribución de Weibull

La función de distribución de Weibull está definida por

𝐹_𝑊(𝑣) =𝑘 𝑐(𝑣

𝑐)

𝑘−1

exp (− (𝑣 𝑐)

𝑘

)

Donde 𝑣 [𝑚/𝑠] es la velocidad del viento; 𝑐 [𝑚/𝑠] es el parámetro de escala de Weibull, y 𝑘 [−] es el parámetro de forma de la distribución de Weibull.

Para determinar los parámetros k y c existe el método del análisis de la desviación estándar, en la cual (Rohatgi y Nelson 1994) la relación de la desviación estándar con la velocidad media del viento está dada por

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𝜎 𝑣̅ =

√Γ (1 +²

𝑘) − Γ²(1 +_𝑘¹)

2

Γ (1 +¹

𝑘)

Donde



es la desviación estándar del conjunto de datos de velocidad del viento;

v 

_

m/s

es la velocidad media del viento, yΓes la función Gamma. La relación entre𝑘y𝒸está dada por

𝑘

𝑐 =Γ(1 +1 𝑘⁾

A manera de ejemplo, la siguiente gráfica muestra una función de distribución de Weibull para un sitio anemométrico: La Weibull presentada tiene un factor 𝑐 = 4.9343 𝑚/𝑠, y un factor de forma 𝑘 = 2.1995. La gráfica corresponde a la evaluación de velocidades de viento a una altura de 15 m.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 0.00

0.05 0.10 0.15 0.20 0.25

Probabilidad(-)

Velocidad del viento (m/s)

Weibull PDF

Distribución de Weibull

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Función de distribución de Rayleigh

La función de distribución de Rayleigh es un caso particular de la distribución de Weibull, por lo cual es la función de distribución de probabilidad de la velocidad del viento más simple que existe (Manwell, McGowa y Rogers, 2002). La función de distribución de Rayleigh (Rohatgi y Nelson, 1994) está definida por

 

.

exp 4 2

2

_

_2 





















 















 

v v v

v v

F_R

 

De la ecuación anterior, es claro que para representar el recurso eólico mediante la función de distribución de Weibull sólo es necesario conocer la velocidad media del viento del sitio en cuestión.

La figura siguiente muestra una función de distribución de Rayleigh para diferentes valores de la velocidad media del viento. Observa que entre más grande sea la velocidad media del viento, la gráfica está más aplanada.

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Distribución de Rayleigh para diferente valores de c. Tomada de

http://jmirez.wordpress.com/2011/07/23/j302-funcion-de-densidad-de-probabilidad-de-rayleigh/

En adición a lo anterior, es preciso aclarar que la distribución de Weibull es capaz de representar de manera eficiente mayores regímenes de viento por el número de parámetros que utiliza.

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2.2.2. Producción de energía de un aerogenerador

Para una distribución de probabilidad de la velocidad del viento 𝑃 (𝑣) y para una curva de potencia de un aerogenerador denominada 𝑃𝑤 (𝑣), la potencia promedio de dicha

máquina eólica está dada por

dv v P v P

p_{w W}( ) ( )

0 _ ^



^

Ahora bien, se sabe que la curva de potencia puede definirse así:

) (v P_W =1

2𝜌𝐴𝐶_𝑝𝜂𝑣³

Donde 𝜂 es la eficiencia del tren de potencia de la máquina; y como ya se ha visto en el subtema 1.3.2., el 𝐶𝑝 está dado por

𝐶_𝑝= 𝑃 1⁄ 𝜌𝑣2 ³𝐴

Por lo tanto, si se asume un valor constante para la eficiencia del aerogenerador, se tiene que

dv v P C

p^{w 1}₂ ^A 0 ^p

v

^{3 ( )}

_ ^{  }



^

Con lo cual se está en condición de determinar la potencia generada por un

aerogenerador con un mínimo de información. Si se expresa el coeficiente de potencia Cp como una función de la tasa de velocidad del aspa 𝜆 la ecuación anterior se transforma en

dv v P C

p^w ₂^{1 A} 0 ^{p( )}

v

^{3 ( )}

_ ^  



^ 

Donde



= ΩR/𝑣

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Considérese que Ω es la velocidad angular del rotor de la máquina eólica, y 𝑅 es el radio del rotor.

Productividad de un aerogenerador usando la distribución de Rayleigh

Una estimación de la posible producción de potencia de un rotor de diámetro dado puede ser realizada asumiendo un aerogenerador ideal y la distribución de Rayleigh (Carlin, 1997).

La potencia promedio de una máquina eólica para una distribución de Rayleigh está dada por la siguiente ecuación:

v dv c

C v

p

v v v

c p

w

















































^

2

2 3 0

_

2 exp )

( 2 A

1

  

Donde

v

c es una velocidad característica del viento, definida como

v

c⁼²v /√𝜋. ^_

Considerando una máquina ideal con una eficiencia = 1; un 𝐶𝑝 idealizado (Betz) = 0.59, y definiendo una velocidad del viento adimensional como 𝑥 = 𝑣/

v

c se tiene que:

 

^{x x x dx}

p^{w 1}₂ ^A

v

^{c (0.59)} 0 ^{3(2 exp( ( )2))} _ 3



 ^



^

Al resolver la integral se obtiene:



A (0.59)(3/4) 2

1 ³

_

v

^c

p w

Si se toma en cuenta que el área del disco del rotor es

A   D

²

/ 4

y si se sustituye el valor de la velocidad característica, la ecuación para la potencia promedio se simplifica a

_3 _ 2

3 2D v

p_w 



 









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Productividad de un aerogenerador usando la distribución de Weibull

La producción de potencia promedio de una máquina eoloeléctrica está dada por

dv v P v P

p_{w W}( ) ( )

0 _ ^



^

Al reescribir esta ecuación usando la función de distribución acumulativa, se tiene

) ( )

0 (

_

v dF v P

p_w ^



^ _W A Y se define que para la distribución de Weibull,

F (v )

está dada por











 



 









k

c v u

F( ) 1 exp

Si se sustituye la integral en la ecuación A con una sumatoria de bins, el cálculo de la potencia puede ser obtenido mediante la siguiente ecuación:

v

^{j 1}

Es importante hacer notar que en la ecuación anterior la potencia del aerogenerador es calculada en el punto medio entre

v

^{j 1 y}

v

^j

Finalmente, se puede decir que si se conoce la curva de potencia de un aerogenerador y la función de distribución de velocidades del viento del lugar donde se pretende instalar el aerogenerador, es posible estimar la producción de energía para un periodo de tiempo dado mediante esta ecuación:

𝐸_𝑃= ∫ ∫ P_W(v)P(v)dv

𝑡=𝑇 𝑡=0

𝑑𝑡

∞ 0

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O con ésta:

𝐸_𝑃= 𝑊𝑇 ∫ P_W(v)P(v)dv

𝑉𝑠 𝑉𝑒

Donde 𝑊 [𝑊] es la potencia nominal del aerogenerador; 𝑇 [ℎ𝑟] es el tiempo, y 𝑉𝑒 y 𝑉𝑠 [𝑚/𝑠] son las velocidades de entrada y salida, respectivamente.

2.2.3. Impacto de aerogeneradores en la red eléctrica

En las redes eléctricas la energía no puede almacenarse. La electricidad requerida en cada momento por los usuarios tiene que producirse de forma simultánea en los centros de generación. Para ello se necesita un equilibrio complicado y permanente entre la generación eléctrica y el valor de la carga que ha de ser satisfecha por el sistema.

Igualmente es necesaria una red de transporte que distribuya la energía desde los centros de generación hasta los centros de consumo.

El sistema eléctrico de una central eólica tiene como objetivo la transferencia de la energía producida porcada aerogenerador hacia la red y que de ésta se transfiera a las poblaciones más cercanas.

Las características y distancia de la red en el punto de conexión de una central eólica condicionan el diseño y trazado de la instalación eléctrica de cada parque.

En la naturaleza estocástica del viento no se puede saber qué velocidad de viento habrá en un momento dado.

En el ámbito mundial es deseable la implementación de sistemas de generación de energía eléctrica por medio de fuentes renovables de energía debido al agotamiento de los combustibles fósiles, el aumento en el costo de éstos y la reducción de los gases de efecto invernadero. En México, en los últimos años se han puesto en marcha las primeras centrales eoloeléctricas de gran capacidad, y existen diversas zonas viables para la generación de energía por medios eoloeléctricos. Por ello, es prioritario desarrollar metodologías para evaluar el impacto en la red eléctrica cuando se ponen en operación centrales eólicas de mediana y alta capacidad interconectadas a la red, así como estimar la contribución de dichas centrales en el desarrollo futuro de la red eléctrica.

En los últimos años, la generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables de energía se ha visto incrementada. En el caso particular de la energía eléctrica generada a

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partir del viento, o generación eoloeléctrica, ha tenido un importante auge principalmente en Europa. Cabe señalar que actualmente la capacidad instalada en el mundo es de alrededor de 273 GW (World Wind Energy Association, 2013).

Las variaciones en la potencia generada por el viento causan fluctuaciones de voltaje en la red, las cuales son conocidas como flicker (“ruido eléctrico”). Las rápidas variaciones de voltaje pueden dañar el equipo eléctrico sensible a las variaciones de voltaje. Cabe indicar que en redes eléctricas no robustas un solo aerogenerador puede producir ruido eléctrico que impacte la operación del suministro eléctrico.

En las instalaciones eoloeléctricas existen momentos en los que la potencia generada excede el consumo de la carga, lo que provoca un aumento del voltaje más allá de la capacidad de la red eléctrica. En ese momento el emplazamiento eoloeléctrico tiene que ser retirado del suministro eléctrico, lo que a su vez causa variaciones en frecuencia y voltaje.

Así, se puede decir que el principal problema por una alta penetrabilidad eoloeléctrica es que un parque eoloeléctrico puede producir alteraciones en los parámetros de la red que no pueden ser contrarrestadas por las unidades de control de la red, lo cual ha sido reportado en sistemas autónomos de pequeña escala, menor a 1 kV (Turkenburg).

Para niveles de penetración altos, los parques eoloeléctricos pueden afectar la calidad de la potencia entregada a pesar de estar conectados a una red eléctrica robusta, como lo indican algunos estudios de caso en las modernas redes europeas (Milborrow, 2001).

Estos mismos estudios indican que no ocurren problemas técnicos en la operación con una penetración de energía eoloeléctrica de 10 a 20 % para dichas redes. Uno de los problemas más importantes a tratar en una central eoloeléctrica es la caída de voltaje en la red, ya que una falla en este sentido puede propagarse sobre grandes áreas

geográficas, y la desconexión de centrales eoloeléctricas por fallas en su operación puede ocasionar problemas serios para la seguridad de la red.

Para solventar estos problemas se requiere hacer uso de estrategias tan diversas como la implementación de electrónica de potencia que ayude a la integración de los

aerogeneradores en la red eléctrica.

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2.3. Parques eólicos

Este último tema consiste en ver lo estudiado hasta ahora, pero en conjunto. Para ello se montan los parques eólicos que requieren de dichos procesos expuestos.

2.3.1. Parques eólicos

El parque eólico es una central eléctrica donde la producción de la energía eléctrica se consigue a partir de la fuerza del viento, mediante aerogeneradores que aprovechan las corrientes de aire. En la siguiente imagen pueden apreciarse los componentes principales de un parque eólico: los aerogeneradores producen potencia capturando la energía del viento; dicha potencia es transmitida a la central transformadora o subestación para elevar el voltaje al nivel que el operador de la red eléctrica lo requiera; los parques eólicos

incluyen equipo de monitoreo y control para asegurar un buen funcionamiento (Endesa Educa, 2013).

Bosquejo de una central eólica. Tomada de

http://3.bp.blogspot.com/_oAjmFCukPdw/TAipOetnhLI/AAAAAAAAAAc/rMK2Qn6JRKE/s1600/eolic a6.jpg

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2.3.2. Emplazamiento de un parque eólico

Para la implementación de un parque eólico (o central eólica) es de vital importancia la selección del sitio de interés. Esta selección debe considerar el análisis de los siguientes aspectos: intensidad y estacionalidad del viento, orografía y topografía de las localidades, sismicidad y calidad de los suelos de fundación, disponibilidad de terrenos, plan

regulador, restricciones municipales, factibilidad de cambio de uso de suelos, accesos, entorno local, conflicto con terceros (agricultores, comunidades, turismo, etc.), ubicación y distancia al sistema de distribución, subtransmisión o transmisión troncal, facilidades para la construcción e impacto medio ambiental (Rudnick, 2012).

Una vez que se obtienen los datos anemométricos y ya que se han obtenido los

parámetros representativos del régimen de viento del sitio de estudio, se puede proceder a la elaboración de los mapas eólicos del lugar, los cuales muestran los valores y la distribución de las zonas con mayor potencial eólico. Ya realizada la determinación del potencial eólico de la zona, se procede a localizar un terreno factible de recibir

aerogeneradores. Posteriormente, se diseña la distribución de los aerogeneradores en el sitio. Dependiendo de si el terreno es plano o libre de obstáculos, puede darse una

distribución estándar; en caso contrario, deberán localizarse con el mapa eólico los puntos con mayor potencial y por ende estimar el recurso eólico que puede extraerse del

polígono, respetando siempre las distancias entre filas y columnas para evitar, hasta donde sea posible, el “efecto estela” de un aerogenerador sobre otro.

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Efecto estela en un parque eólico. Tomada de http://www.dforcesolar.com/wp- content/uploads/2010/01/horns_rev.jpg

En terrenos planos la distancia de separación entre torres con aerogeneradores es recomendada con base en el comportamiento del viento. En el proyecto de la Norma Oficial Mexicana se indica que se deben considerar como áreas con vientos

unidireccionales aquéllas en las que en una base anual la frecuencia de ocurrencia de la dirección del viento sea mayor o igual que 60%, para un sector de dirección geográfica de 45°; o bien que la suma de la frecuencia de ocurrencia de la dirección del viento para dos sectores geográficos contiguos de 45° sea mayor o igual que 60%.

Para las zonas donde el viento sea unidireccional, es recomendable que la separación entre las columnas de aerogeneradores no deba ser menor que una distancia igual a dos veces el diámetro (2D) del rotor de los aerogeneradores, y la separación entre las filas de aerogeneradores no deberá ser menor que una distancia igual a diez veces el diámetro (10D) del rotor de los aerogeneradores. Para el caso de zonas donde los vientos no presentan un comportamiento unidireccional, se deben establecer disposiciones de 2D×5D (Bañuelos, 2011).

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Espaciamiento entre aerogeneradores. Tomada de Masters (2004).

En la imagen siguiente se muestran de manera general los pasos para realizar el emplazamiento de aerogeneradores en un sito dado.

Pasos para implementar un parque eólico. Tomada de Jaramillo (2008).

El emplazamiento de un central eólico no es tarea trivial, pues se requieren años de trabajo arduo para pasar de la etapa de planeación a la de operación. En este sentido,

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como toda gran obra de ingeniería, se debe cumplir por completo con la normatividad en la materia, lo cual garantizara una correcta operación de la central generadora de energía.

2.3.3. Situación en México de los parques eólicos

En México, existen varias regiones donde es posible el emplazamiento de parques eólicos para la generación eoloeléctrica; destacan la zona del Istmo de Tehuantepec, la península de Baja California y la de Yucatán, así como zonas del altiplano central. En la imagen siguiente, se muestra la estimación del recurso eléctrico efectuado por el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), puede apreciarse que las mayores potenciales se encuentran en el Istmo de Tehuantepec, Golfo de México y la península de Baja California.

Densidad de potencia del viento en México. Tomada de http://www.renovables.gob.mx/portal/Default.aspx?id=1651

En los últimos años han comenzado los primeros emplazamientos para la producción de electricidad por medio de aerogeneradores, por lo que se espera que en los próximos diez

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años se incremente sustancialmente la capacidad instalada de energía eoloeléctrica en México.

Actualmente, en México se cuenta con 1370 MW eoloeléctricos de capacidad instalada, de la cual 97% está instalada en el estado de Oaxaca (AMDEE, 2013).

Un momento clave en el desarrollo de la energía eólica en México fue el año de 1994, cuando la Comisión Federal de Electricidad (CFE) puso en operación su primer parque eólico, situado en la localidad de La Venta, Oaxaca. Fue el primero en su tipo en México y en América Latina y contó con siete aerogeneradores de 225 kW, que han operado con un factor de planetade alrededor de 40%. El factor de planta es el cociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un periodo (generalmente de forma anual) y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo periodo (Chile Renovables, 2013):

𝐹𝑃 =𝐸_𝑅 𝐸_𝐸

Donde EE [Wh] es la generación total si la central operara ininterrumpidamente por el periodo de tiempo analizado. Por ejemplo, para una máquina de 1W, EE sería igual a 8760 Wh (1 W multiplicado por 8760 horas que tiene un año).

En 2007, se puso en operación la central eólica de La Venta II. Este nuevo parque eólico cuenta con 98 aerogeneradores de 850 kW. Posteriormente, la iniciativa privada ha realizado incursiones en la generación de electricidad a través del viento, lo cual explica en parte el crecimiento acelerado de la industria eólica en México.

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Fuentes renovables en México: potencia. Tomada de http://www.promexico.gob.mx/es_us/promexico/Renewable_En

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En las siguientes tablas se muestran los parques eólicos en operación en México hasta finales de 2012.

Proyectos eólicos en operación en el estado de Oaxaca. Tomada de Comisión Federal de Electricidad (2103).

Proyectos eólicos en México, excepto Oaxaca. Tomada de Comisión Federal de Electricidad (2103).

A pesar del gran auge de la energía eólica en México, la representación de esta

tecnología en la matriz de generación es aún muy pequeña, pues representa sólo 0.1 % de la generación total, tal y como puede verse en la tabla siguiente.

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Tabla. Generación por fuente en México Tipo de generación Porcentaje

Geotermia 2.54

Carbón 6.83

Nuclear 5.03

Eólica 0.10

Fotovoltaica 0.005

Productores independientes 33.81

Hidráulica 5.91

Hidrocarburos 45.78

Comisión Federal de Electricidad (2103).

La industria eólica mexicana se ha trazado la meta, para 2020, de alcanzar 12 000 MW instalados –casi diez veces lo que se tiene hoy en día– y, para ello, requiere que tanto el gobierno como la sociedad dimensionen la importancia de este tipo de generación, que ya es una realidad costeable y con la mayor expectativa de crecimiento en el país (Reve, 2013).

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Cierre de la unidad

Esta unidad se enfocó en el estudio de la producción de energía eléctrica a través de la energía eólica. Primeramente, se estudió la conformación de una máquina eoloeléctrica;

posteriormente, se realizaron cálculos de la producción de un aerogenerador en un sitio dado; finalmente, se visualizó de manera general las características de un parque eólico y el desarrollo de éstos en México a partir de su implantación.

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Para saber más

Energía eólica, documental completo.

Energías Renovables. Energía Eólica (s. f.). YouTube.

Recuperado de:

http://www.youtube.com/watch?v=3tLIe6eJGAo

Componentes aerogenerador

Endesa Educa (2012). Aerogeneradores. Recuperado de:

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos- interactivos/produccion-de-electricidad/parques-eolicos

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Construcción de un parque eólico.

Iberdrola (s. f.). Construcción de un parque eólico.

YouTube. Recuperado de:

http://www.youtube.com/watch?v=dIpc2zS1nEs

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Fuentes de consulta

1. Ackermann, T. (Ed.) (2005). Wind Power in Power Systems, 2a. Ed. Sussex Occidental: John Wiley and Sons.

2. Bañuelos, F. (2011). Impacto de la generación eléctrica usando fuentes de energía eólica en la red eléctrica nacional. Tesis doctoral no publicada. Instituto de

Ingeniería, UNAM. Recuperado de:

http://132.248.9.195/ptb2011/junio/0669985/0669985_A1.pdf

3. Carlin, P. (1997). Analytic Expressions for Maximum Wind Turbine Average Power in a Rayleigh Wind Regime. ASME WindEnergySymposium.

4. Comisión Federal de Electricidad (2013). Estadísticas de generación. Recuperado de:

http://www.cfe.gob.mx/ConoceCFE/1_AcercadeCFE/Estadisticas/Paginas/Generac ion.aspx

5. Di Prátrula, H. (2009). Características de las turbinas eólicas. Curso de Energía eólica 2009

6. GAMESA (2007). Gamesa G-58-850 kW. Hoja de datos, España. Junio de 2007 7. Jaramillo, (2008). Curso: principios de generación eoloeléctrica. CIE-UNAM.

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8. Krohn, S. (2000). Control de potencia en aerogeneradores. Asociación danesa de la industria eólica. Recuperado de:

http://intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dge/publicaciones/uso/1/01/02/08/es/to ur/wtrb/powerreg.htm

9. Manwell, J., McGowan, J. y Rogers, A. (2002). Wind Energy Explained Theory, Design and Application. Sussex Occidental: John Wiley and Sons.

10. Masters, G . ( 2004). Renewable and E fficient E lectric P ower Systems. Nueva Jersey: John Wiley and Sons, 2004.

11. Milborrow, D. (2001). Penalties for Intermittent Sources of Energy Paper for the [UK] PIU Energy Review.

12. Reve (2013). Eólica en México: el sector eólico multiplicará por 10 la potencia instalada. Revista Eólica y del Vehículo Eléctrico. Recuperado de:

http://www.evwind.com/2013/03/11/eolica-en-mexico-el-sector-eolico-multiplicara- por-10-la-potencia-instalada/

13. Rohatgi, J. y Nelson, V. (1994). Wind Characteristics an Analysis for the Generation of Wind Power. Alternative Energy Institute West Texas, A&M University.

14. Rudnick, H. (2012). Energía eólica. Santiago de Chile: Pontificia Universidad Católica de Chile.

15. World Wind Energy Association (2012). Half year report 2012. Bonn: The World Wind Energy Association.