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8/17/2019 Estudio y Comparación de Los Distintos Tipos de Aerogeneradores y Su Instalación
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UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA
SEDE VIÑA DEL MAR - JOSÉ MIGUEL CARRERA
ESTUDIO Y COMPARACIÓN DE LOS DISTINTOS TIPOS DE
AEROGENERADORES Y SU INSTALACIÓN
Trabajo de titulación para optar al título
Profesional de Ingeniero de Ejecución en
MECÁNICA DE PROCESOS Y
MANTENIMIENTO INDUSTRIAL
Alumnos:
Héctor Rivero Guzmán
Carlos Acevedo Fiebig
Profesor Guía:
Sr. Claudio Olguín
2007
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RESUMEN
Se realizará un estudio comparativo de los distintos tipos de
aerogeneradores, concentrándonos en los modelos más habituales de eje horizontal
y vertical, no superando los 10Kwh y más bien para un uso domestico o de una
pequeña comunidad.
Se darán parámetro y condiciones que hay que tener presente para la
compra e instalación de aerogeneradores.
También se presentará una selección e instalación ficticia de un
aerogenerador, que abastecerá completamente un hogar dejándolo independiente
de la red eléctrica nacional. De esta situación ficticia se podrá tomar como ejemplo
o pauta para proyectos reales que se quieran realizar.
Se analizarán en un flujo de caja la adquisición de aerogeneradores
dependiendo de la demanda energética.
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ÍNDICE
RESUMEN
INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO 1: FORMACIÓN DEL VIENTO
1.1. INSTRUMENTOS Y MEDICIÓN DEL VIENTO
1.1.1. Efectos de la altura
1.1.2. Ley exponencial de HELLMANN
1.1.3. Instrumentos para la determinación de la dirección del viento
1.2. TEORÍA DE LA EXTRACCIÓN DE LA ENERGÍA DEL VIENTO
1.2.1. Potencia eólica
1.2.2. Diagrama de bloques
1.2.3. Grado de flexibilidad y rendimiento de las maquinas
1.2.4. Demostración del teorema de BETZ
CAPÍTULO 2: AEROGENERADORES
2.1. AEROGENERADORES DE EJE VERTICAL
2.2. AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTAL LENTOS
2.3. AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTAL RÁPIDO 2.3.1. Rotor monopala
2.3.2. Rotor bipala
2.3.3. Rotor tripala
2.3.4. Altura del eje de giro respecto al nivel del suelo
2.3.5. Disposición del rotor con relación al viento
2.3.6. Estructura de un aerogenerador
2.3.7. Componentes de un aerogenerador
2.4. MANTENCIÓN DE LOS AEROGENERADORES
2.5. REGULACIÓN Y CONTROL DE LOS AEROGENERADORES
2.6. COMPARACIÓN ENTRE GENERADORES DE EJE VERTICAL Y HORIZONTAL
2.7. ECONOMÍA DE LOS AEROGENERADORES
2.7.1. Bases para la explotación económica de los aerogeneradores
2.7.2. Costos de inversión
2.8. IMPACTO AMBIENTAL
2.8.1. Costos ambientales y de salud
2.8.2. Costos de escasez de combustibles fósiles a largo plazo
2.8.3. Efectos macroeconómicos
CAPITULO 3: SELECCIÓN DE UN AEROGENERADOR
3.1. TIPOS DE AEROGENERADORES DISPONIBLES
3.2. PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE UN
AEROGENERADOR
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3.2.1. Tipo y cantidad de viento
3.2.2. Cantidad de energía a generar
3.2.3. Primer acercamiento a la selección de un aerogenerador
3.3. EJEMPLO DE FLUJO DE CAJA EN UN PROYECTO PURO PARA LA
ADQUISICIÓN DE UN AEROGENERADOR DE 1KW
3.3.1. Amortización de flujo de caja anteriormente expuesto
3.3.2. Análisis del flujo de caja y tabla de amortización
CAPÍTULO 4: SELECCIÓN E INSTALACIÓN DE UN AEROGENERADOR DE EJE
HORIZONTAL
4.1. DATOS NECESARIOS PARA EL CÁLCULO DE POTENCIA E INSTALACIÓN
DEL AEROGENERADOR
4.2. EJEMPLO DE SELECCIÓN E INSTALACIÓN DEL AEROGENERADOR
4.2.1. Calculo de energía eléctrica del proyecto y acumuladores necesarios para
el funcionamiento
4.2.2. Potencia del aerogenerador para nuestro proyecto
4.2.3. Selección e instalación del aerogenerador
4.2.4. Selección de altura y tipo de torre
4.2.5. Cableado
4.2.6. Conexiones de los distintos componentes y distancias mínimas de
seguridad 4.2.7. Montaje del aerogenerador
4.2.8. Mantenimiento de nuestro aerogenerador
CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
ANEXO 1: CATALOGO DEL AEROGENERADOR J. BORNAY INCLIN 6000 NEO
ANEXO 2: VIENTO EN CHILE: FACTORES DE GRAN ESCALA
ANEXO 3: VISITA A TERRENO
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1-1. Clasificación de los vientos en función de la intensidad en la escala
Beaufort
Tabla 1-2. Criterios de apreciación que un observador puede usar para relacionar los
efectos observados con la intensidad del viento en la escala Beaufort
Tabla 1-3. Exponente de Hellman según rugosidad del terreno
Tabla 2-1. Rangos de altura de torres en función de la potencia del aerogenerador
Tabla 2-2. Costo anual de la polución del aire en la RFA, en miles de millones de
dólares
Tabla 2-3. Resumen de costos y/o beneficios externos en producción de energía.
Valores calculados para la RFA en el año 1991
Tabla 2-4. Cuadro comparativo de emisiones aéreas para sistemas convencionales y
no convencionales de generación de electricidad
Tabla 3-1. Flujo de caja
Tabla 3-2. Amortización
Tabla 4-1. Datos técnicos del aerogenerador seleccionado
Tabla 4-2. Dimensiones de las torres del fabricante
Tabla 4-3. Dimensionado de las fundaciones según la torre y el terreno
Tabla 4-4. Dimensiones del cable de bajada desde el aerogenerador hasta el cuadrode regulación
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1-1. Brisas de valle y de montaña
Figura 1-2. Esquema: Foehn
Figura 1-3. Anemómetro Papillon
Figura 1-4. Roza de los vientos
Figura 1-5. Veleta
Figura 1-6. Diagrama de bloques
Figura 1-7. Velocidad antes y después del aerogenerador
Figura 2-1. Rotor Savonius
Figura 2-2. Rotor Darrieus
Figura 2-3. Aeromotor
Figura 2-4. Rotor monopala
Figura 2-5. Rotor bipala
Figura 2-6. Rotor tripala
Figura 2-7. Pala
Figura 2-8. Primeros diseños
Figura 2-9. Diagrama para la determinación de la potencia en generadores rápidos
Figura 2-10. Aerogeneradores
Figura 2-11. Foto de un sensor de vibracionesFigura 4-1. Aerogenerador J. Bornay modelo INCLIN 6000 neo
Figura 4-2. Torre tipo P-750 auto soportada
Figura 4-3. Esquema de cableado desde el tablero regulador a conjunto de baterías
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1-1. Potencia versus diámetro del rotor
Gráfico 1-2. Cp (coeficiente de potencia) de los distintos tipos de aerogeneradores
Grafico 1-3. Eficiencia de Betz
Gráfico 1-4. Potencia referenciales
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INTRODUCCIÓN
Diariamente se consume cada vez más energía, especialmente en forma de
energía eléctrica. Los métodos habituales o tradicionales de la generación de
energía consisten en plantas hidroeléctricas, termoeléctricas clásicas y
termonucleares.
Lamentablemente se usan en su mayoría las plantas termoeléctricas
clásicas que utilizan combustibles fósiles para la generación de electricidad, los
combustibles fósiles liberan contaminantes al medio ambiente al ser quemados, y
como el consumo de energía eléctrica ha aumentado en un alto grado, también lo
ha hecho la contaminación ambiental, es más, la contaminación ambiental creada
por la quema de combustibles fósiles ha llegado a tal grado que esta influyendo en
el clima mundial causando su cambio y con ello poniendo en peligro la subsistencia
de la vida sobre nuestro planeta.
Los efectos de la contaminación ambiental ya han sido comprobados, como
se demostró al descubrir el agujero en la capa de ozono, pero estos efectos se
pueden restablecer aplicando políticas medio ambientales que limiten las emisiones
de gases contaminantes al medio ambiente, por eso se deben explotar las
alternativas para la generación de energía limpia y renovable, para poder así vivir
en equilibrio con el medio ambiente y lograr un desarrollo sustentable en el tiempo.Existen muchas formas de generar energía de forma limpia y renovable,
siendo las más típicas la generación de energía con paneles solares y la generación
eólica, que también es una forma indirecta de energía solar.
Entre el 1% y el 2% de la energía proveniente del sol se convierte en viento
debido al movimiento del aire ocasionado por el desigual calentamiento de la
superficie terrestre.
La energía eólica transformada en energía mecánica ha sido históricamente
aprovechada para el uso en la generación de energía eléctrica, existiendo
aplicaciones de una mayor escala desde mediados de la década del 70 en respuesta
a la crisis del petróleo y a los impuestos ambientales derivados a los combustibles
fósiles.
Una de las características del recurso eólico es su condición aleatoria y
variable por cuanto depende de condiciones atmosféricas. Esto lleva a que se
requieran exhaustivas mediciones como condición previa para el desarrollo del
proyecto destinado a su aprovechamiento.
Al encontrarse distintos tipos de generadores eólicos en el mercado se debe
estudiar cual de ellos se apega mejor a las condiciones de cada proyecto paraobtener un rendimiento óptimo del generador con las condiciones dadas.
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CAPÍTULO 1: FORMACIÓN DEL VIENTO
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1. FORMACIÓN DEL VIENTO
El viento es el movimiento del aire respecto a la superficie terrestre. Este
movimiento es fundamentalmente horizontal. La velocidad y dirección del viento es
el resultado de la acción de las siguientes fuerzas:
Fuerza debida a la gradiente horizontal de presión (Fp): esta fuerza va
dirigida desde las isobaras de alta presión a las de baja presión, presentando una
dirección perpendicular a las mismas.
Fuerza debida a la rotación de la tierra (fuerza Coriolis) (Fd): debida al
movimiento de rotación de globo terrestre de oeste a este, la trayectoria de una
masa de aire en movimiento sufre una desviación hacia la derecha en el hemisferio
norte, pasando lo contrario en el hemisferio sur.
Fuerza centrifuga debida a la curvatura de las isobaras (Fc): esta fuerza
actúa según la dirección del radio de curvatura de la trayectoria, en sentido opuesto
al centro de curvatura de la misma.
Fuerza debida al rozamiento (Fr): interviene en las capas bajas de la
atmósfera próximas a la superficie terrestre. Depende de factores tan diversos tales
como el tipo de superficie o la orografía de la misma.
Según el tipo de fuerzas considerado se distinguen los siguientes tipos de
vientos:
• Viento geostrófico: resultante de la acción conjunta de las fuerzas debidas al
gradiente de presión (Fp) y Coriolis (Fd); en general se puede decirse que es
tanto mayor cuanto más próximas estén las isobaras (mayor gradiente de
presión) y para un mismo gradiente de presión disminuye cuando aumenta la
latitud.
• Viento de gradiente. El la resultante de la combinación de las fuerzas debidas
al gradiente de presión (Fp), Coriolis (Fd) y de la centrifuga
• Estos vientos geotróficos y los de gradiente de presión predicen y describen
bastante bien las condiciones de viento real por encima de unos 1000 (m)
de altura sobre el nivel del suelo.
A alturas menores (aproximadamente 100 (m)) el viento de superficie esta
muy influenciado por dos factores:
La rugosidad de la superficie terrestre y los obstáculos. Para aplicaciones de
energía eólica, nos interesa conocer los vientos de superficie, ya que de ellos se
extrae la energía mecánica para el accionamiento de los aerogeneradores.
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Vientos originados por fenómenos particulares: vientos locales
Existen condiciones climáticas locales que originan un tipo de viento que
apartan las leyes generales descritas anteriormente. Entre ellos están:
• Brisas de mar y brisas de tierra
Durante el día la tierra se calienta más rápido que el mar, ya que el calor
específico de la tierra es menor que el del mar y por ende se produce una
corriente de aire ascendente creándose una depresión que provoca la circulación
del aire de mar a tierra (brisas marinas).
Durante la noche, se produce el fenómeno contrario y el viento sopla de tierra a
mar (brisas terrestres)
• Brisas de valle y de montaña (vientos anabáticos y catabáticos)
Al anochecer en una montaña el aire en contacto con el terreno mas elevado de
la montaña se enfría mas rápidamente que el aire situado sobre el valle, por lo
que tiende a descender hacia el valle siguiendo la ladera. Es el denominado
viento catabático, generalmente de carácter suave.
Durante el día y por efecto de la radiación solar, el proceso se invierte y es elviento en contacto con el terreno situado en la proximidad de los valles, el que
tiende a ascender por la ladera (viento anabático)
Figura 1-1. Brisas de valle y de montaña
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• Foehn
Es cuando el aire remonta la pendiente de una cadena de montañas, sufre una
expansión y en consecuencia un enfriamiento. Si la altura es elevada, su
disminución de temperatura puede ser notable y en consecuencia se produce
condensación de la humedad del mismo en forma de nieblas, lluvias o incluso
nieve.
Al descender por la ladera opuesta hacia los valles situados a sotavento, se
produce un calentamiento, con lo cual al llegar al fondo del valle el aire es calido
y seco. Este fenómeno se produce siempre que una cadena montañosa es
franqueada por masas de aire húmedo y es característico de algunos valles
alpinos de donde recibe su nombre.
Figura 1-2. Esquema: Foehn
• Viento en chile factores de gran escala
El régimen de viento en nuestro país se encuentra condicionado principalmente
por la dilatación del campo de presión. Los sectores norte y central de chile se
encuentran bajo la influencia del anticiclón subtropical del pacifico sur, que se
localiza alrededor de los 30 º S, en el sector oceánico. Esta situación favorece el
establecimiento de vientos con una componente sur en las áreas oceánicas
adyacentes. El mayor gradiente de presión durante enero en el borde oriental
del anticiclón es consistente con leve aumento de la intensidad del viento
oceánico frente a la costa central de chile durante el verano.
Al sur de los 40 º S aproximadamente, predominan los vientos con una
componente oeste, asociados a una fuerte gradiente norte-sur en el campo de
presión.
Los rasgos mas predominantes a lo largo del año es el aumento de la rapidez
desde valores inferiores a los 5 (m/s) en el norte a rapideces medias que
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exceden a los 9 (m/s) en el sur, lo cual es consiente con el perfil latitudinal
descrito para la presión a nivel del mar. Contrariamente a las evidencias
mencionadas que sugieren la existencia de un máximo estival de rapidez de
viento en el sector oceánico costero subtropical. Esta inconsistencia se origina
probablemente en un problema de representación del campo de presión en los
análisis del centro europeo. Para latitudes más altas, se manifiesta un aumento
considerable en la rapidez de viento y la ausencia de un ciclo anual bien
marcado. Esta característica esta asociada con el paso continúo de sistemas
migratorios de mal tiempo. En la región central del país la influencia de estos
sistemas se alteran estacionalmente, dominado el flujo anticiclónico durante el
verano y el régimen de los oeste durantes la estación fría.
• Factores locales
La manifestación de la brisa costera se puede sentir en lugares distantes hasta
unos 80 km del litoral, dependiendo de los obstáculos ortográficos que se le
interpongan. En lugares donde la cordillera de la costa presenta un desarrollo
regular, la brisa del mar queda limitada a su ladera occidental, pero puede
penetrar por los valles transversales, donde además se ve reforzada por la
circulación diurna valle arriba.
Típicamente, cuando la circulación atmosférica de gran escala es débil, sedesarrolla durante la mañana una brisa suave que paulatinamente se intensifica
y penetra en el interior del continente a medid que aumenta la insolación. A
media tarde la brisa alcanza su máxima intensidad, decayendo luego a medida
que diminuye la insolación. Durante la noche se suele presentar una brisa suave
hacia el mar, particularmente durante la estación invernal, cuando por efecto del
enfriamiento nocturno la temperatura del aire sobre el continente es inferior a la
temperatura superficial del mar.
La brisa costera constituye uno de los elementos más característicos del clima a
lo largo de la costa de chile continental. Se encuentra bien definida en el sector
a lo largo de la costa de chile continental. Se encuentra bien definida en el
sector norte de país donde, sumada al hecho que la circulación atmosférica de
gran escala en la dirección este-oeste es relativamente débil, se genera un
marcado contraste térmico océano-continente. A este fenómeno contribuye la
presencia de la corriente fría de Humboldt, el afloramiento costero de aguas frías
(sugerencia costera) y la aridez del territorio continental. La intensidad máxima
de la rapidez del viento en el ciclo diario se observa durante el verano, cunado el
contraste térmico océano-continente alcanza también el máximo en el cicloanual.
En la zona austral, el viento predominante del oeste impide que el ciclo de la
brisa costera se manifieste con nitidez. La mayor frecuencia de días nublados
contribuye, además, a que este fenómeno local sea menos frecuente y no tan
bien definido como en el norte del país.
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Los vientos de ladera son producidos por el calentamiento o enfriamiento de una
superficie en pendiente. El aire tiende a ascender durante el día y descender
durante la noche. La brisa nocturna descendente resulta de la canalización en el
valle del flujo de drenaje, ladera abajo. Durante el día, el calentamiento de la
ladera induce un desarrollo de flujo hacia arriba en el valle. La brisa puede
alcanzar velocidades altas cuando la ladera es extensa y posee una pendiente
significativa, como ocurre en la pampa árida del norte grande. La orientación del
valle tiene importancia en cuanto que ella depende la magnitud del contraste
térmico que se genera y un posible efecto del acoplamiento en contraposición de
la circulación de gran escala.
• Regímenes de viento superficial en chile.
En el norte del país el viento superficial esta dominado por factores locales y se
expresa en la forma de brisas costeras y de valles. La estabilidad y monotonía
de las condiciones atmosféricas es esta región, determinan la existencia de un
ciclo diario muy regular, que se caracteriza por un máximo diurno después de
melodía. Las intensidades máximas en el ciclo anual se alcanzan durante el
verano, cuando los gradientes térmicos son mayores. La alta frecuencia de
nubosidad estratiforme a lo largo de la costa durante la mañana produce un
retardo en el inicio de la brisa diurna y en a hora de ocurrencia de la rapidezmáxima. En los valles que llegan a la costa se produce una superposición de la
brisa costera con la brisa que se desarrolla en el valle.
En la región sur (40 º S en adelante), el régimen de viento esta condicionado
principalmente por los factores de gran escala, predominando en promedio un
flujo con componentes del oeste asociado a una fuerte gradiente bárico
latitudinal. El ciclo diario de la rapidez del viento es más atenuado en relación al
observado en el norte del país. La variabilidad inter-horaria e inter-diaria de la
rapidez y dirección del viento están dominadas fuertemente por las condiciones
sinópticas. Los vientos más intensos se asocian generalmente al paso de
sistemas frontales
En la región central del país un régimen de transición entre los anteriores
descritos. Durante el verano el viento superficial esta condicionado
principalmente por factores locales, mientras que durante el invierno
predominan los factores de gran escala.
Aparte de los factores atmosféricos mencionados, la compleja topografía del país
ejerce una influencia notoria sobre el flujo superficial, obstruyendo o canalizando
la circulación atmosférica. En la vertiente de barbolento de la cordillera de losandes, se observan ocasionales flujos intensos del este, que se generan por
efecto Foehn. Los vientos Terral del valle del Elqui, Raco en valle del Maipú y
Puelche en sur, son algunos ejemplos típicos de estas circulaciones locales.
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• Escala Beaufort
Cuando no se dispone de instrumental de medida de la velocidad del viento, la
observación de sus efectos sobre los penachos de humo, vegetación, superficie
del mar, etc. permite una estimación de la velocidad del viento.
En la tabla siguiente se muestra la clasificación de los vientos en función de
la intensidad en la escala Beaufort, así como los intervalos y velocidades
correspondiente.
Tabla 1-1. Clasificación de los vientos en función de la intensidad en la escala
Beaufort
Grados
Beaufort
Velocidad
(k/h)
V(m/s) Nudos Descripción Presión sobre
la superficie
plana (N/m2)
0 1 0-0.4 1 Calma -
1 1-5 0.5-1.5 1-3 Brisa muy ligera 1.3
2 6-11 1.3-3.4 4-6 Brisa ligera 8
3 12-19 3.5-5.5 7-10 Pequeña brisa 32
4 20-28 5.5-8 11-16 Moderado 64
5 29-38 8.1-10.9 17-21 Fresco 130
6 39-49 11.4-13.9 22-27 Fuerte(bonancible) 220
7 50-61 14.1-16.9 28-33 Fuerte(muy fresco) 330
8 62-74 17.4-20.4 34-40 Duro(golpe de viento) 520
9 75-88 20.5-23.9 41-47 Muy duro 690
10 89-102 24.4-28 48-55 Tempestad(temporal) 950
11 103-117 28.4-32.5 56-63 Fuerte tempestad 1170
12 118-133 32.6-35.9 64-71 Huracán 1600
13 134-149 36.9-40.4 72-80 Huracán 2080
14 150-166 40.1-45.4 81-89 Huracán 2650
15 167-183 45.1-50 90-99 Huracán 3250
16 184-201 50.1-54 100-108 Huracán 3650
17 202-220 54.1-60 109-118 Ciclón 4700
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En la siguiente tabla se muestran los criterios de apreciación que un
observador puede usar para relacionar los efectos observados con la intensidad del
viento en la escala Beaufort.
Tabla 1-2. Criterios de apreciación que un observador puede usar para relacionar los
efectos observados con la intensidad del viento en la escala Beaufort
Criterios de apreciaciónGrados
Beaufort En el mar En tierra
0 Mar en calma El humo se eleva verticalmente
1 Formación de ondas cpm aspecto de
escamas pero sin cresta de espuma
El viento se inclina el humo pero
no hace girar las veletas
2 Olas muy pequeñas. Crestas sin
romper de aspecto vidrioso
Movimiento de hojas. El aire se
siente en el rostro
3 Pequeñas olas. Se inicia la rotura de
crestas. Espuma vidriosa. Aparición
de espuma de ola diseminada
Movimiento continuo de hojas y
ramas pequeñas
4 Alargamiento de olas cortas. Espuma
de olas mas densa
Se levanta polvo y hojas.
Agitación del ramaje
5 Pronunciamiento de olas moderadas.Formación de ovillos de espuma
Se levanta polvo y hojas.Agitación del ramaje
6 Formación de grandes olas y
generalización de crestas de espuma
blanca. brumas
Agitación de grandes ramas.
Dificultad para usar el paraguas
7 El mar crece t la espuma de las olas
se difumina en huellas
Movimiento de árboles. Molestias
al caminar de cara al viento
8 Olas muy altas de gran longitud. Las
crestas se pulverizan
Rotura de pequeñas ramas
dificultad para caminar9 Rotura de olas altas. Huellas de
espuma muy densas. Reducción de
visibilidad por brumas
Rotura de ramas medias y
grandes
10 Rotura de olas altas con gran
violencia .superficie del agua blanca.
Nula visibilidad
Caída de árboles. Deterioro de
tejados y cubierta
11-17 Enorme oleaje con tempestad muy
intensa. Nula visibilidad. Navegación
muy peligrosa o imposible
Destrozos importantes en
edificaciones o obras civiles
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1.1. INSTRUMENTOS Y MEDICIÓN DEL VIENTO
Existen tres tipos generales de instrumentos para la medición del viento:
Instrumentos utilizados por los servicios de meteorología nacional e
internacional.
Instrumentos diseñados especialmente para la evaluación del recurso eólico
Instrumentos construidos para el estudio de fenómenos meteorológicos
como tormenta, turbulencia, etc. o para el análisis del comportamiento de turbinas
de viento.
El instrumento que mide la rapidez del viento es el anemómetro. Los más
utilizados son anemómetros de rotación y anemómetros de presión.
El anemómetro de rotación más característico es el de Papillon, que es un
molino de eje vertical que posee tres cazoletas y su forma es semicónica con bordes
aerodinámicos, que permiten evitar las turbulencias. La rapidez de rotación de las
cazoletas es determinada ya sea mediante contadores mecánicos que registran el
numero de rotaciones, registros eléctricos-electrónicos (AC ó DC) ó interruptores
fotoeléctricos.
El contador mecánico registra la distancia recorrida por flujo del viento en
metros o kilómetros y la rapidez media del viento es obtenida dividiendo el registrode las rotaciones por el tiempo trascurrido.
Este tipo de anemómetro tiene la ventaja de no necesitar una fuente de
energía, lo que lo convierte en una buena alternativa para lugares remoto.
Figura 1-3. Anemómetro Papillon
1.1.1. Efectos de la altura
La velocidad del viento aumenta a medida que nos separamos del suelo. La
reducción de la velocidad en las proximidades del suelo se debe a la frenada que
experimenta el aire debido a la vegetación, las construcciones y obstáculos de todas
clases.
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1.1.2. Ley exponencial de HELLMANN
En la que vh es la velocidad del viento a la altura h, v10 es la velocidad del
viento a 10 metros de altura y a es el exponente de Hellmann que varía con la
rugosidad del terreno, y cuyos valores vienen indicados en la tabla siguiente
Tabla 1-3. Exponente de Hellman según rugosidad del terreno
• Dirección del viento: la dirección se indica por el punto del horizonte de donde
viene el viento. Al punto del horizonte desde donde procede el viento también se
denomina barlovento, mientras que el punto diametralmente opuesto a
barlovento es sotavento.
• La rosa de los vientos: Es básicamente un medio grafico para describir las
direcciones del viento en un lugar específico. En una rosa de los vientos se
puede dibujar un diagrama polar que permite conocer los tiempos relativos
expresados en porcentajes, durantes los cuales ha soplado en cada dirección
8/17/2019 Estudio y Comparación de Los Distintos Tipos de Aerogeneradores y Su Instalación
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Figura 1-4. Roza de los vientos
1.1.3. Instrumentos para la determinación de la dirección del viento
El aparato destinado a señalar la dirección del viento es la veleta. Consta de
un pivote vertical, a cuyo alrededor puede girar libremente una pieza en forma de
barra horizontal terminada en punta por uno de sus extremos; en el otro extremo
lleva dos paletas formando ángulo.
Figura 1-5. Veleta
1.2. TEORÍA DE LA EXTRACCIÓN DE LA ENERGÍA DEL VIENTO
El proceso que se desarrolla con un aerogenerador es transformar la
energía cinética del viento en energía mecánica generalmente para dos fines:
• Accionamiento de un generador eléctrico para la producción de electricidad.
• Utilización directa, como energía mecánica para el accionamiento de una
maquina operadora, como por ejemplo generador eólico para mover una
bomba de agua.
8/17/2019 Estudio y Comparación de Los Distintos Tipos de Aerogeneradores y Su Instalación
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En el primer caso, la maquina eólica se acostumbra a llamar aerogenerador
y en el segundo caso recibe el nombre de aeromotor o aerobomba.
1.2.1. Potencia eólica
La energía cinética del viento es:
2
21 v M E airecin ⋅=
Ecuación 1-1
Ecin: energía cinética en (J)Maire: masa del aire (Kg)
v: velocidad del viento en (m/s)
De la ecuación anterior se puede definir la potencia del viento como:
[ ] 22
1v
dt
dM
dt
dE W P airecin ⋅⋅==
Ecuación 1-2
P: potencia del viento (W)
La potencia es definida respecto a la cantidad de aire (masa) que circula
por un determinado sector del espacio.
A su vez la masa puede ser expresada por:
[ ] [ ]33
mV m
kgkg M aire ⋅⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡= ρ
Ecuación 1-3
ρ : Densidad del aire en (Kg/M3)
V: volumen de aire (m3)
Pero definir la variación de masa en el tiempo conlleva una variación de
volumen de aire que circula por el mismo sector:
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dt
dV
dt
dm aireaire ⋅= ρ
Ecuación 1-4
A su vez el flujo de aire esta definido como:
dt
dV
s
mF aire=⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡ 3
Ecuación 1-5
F: flujo de aire (M3 /s)
También es valida la siguiente igualdad:
[ ] ⎥⎦⎤
⎢⎣
⎡⋅=⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡
s
mvm A
s
mF 2
3
Ecuación 1-6
A: sector ortogonal al vector de velocidad del aire en (m2)
Se puede definir la variación del volumen en el tiempo como:
[ ] ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅=
s
mvm A
dt
dV aire 2
Ecuación 1-7
Sustituyen la ecuación 4.1.4 en la ecuación 4.1.7 se obtiene:
[ ] ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⋅⋅=
s
mvm A
dt
dmaire 2 ρ
Luego sustituyendo, se obtiene la ecuación que define el comportamiento
de la potencia de una masa de aire (viento) que se desplaza con cierta velocidad por
unidad de superficie:
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3
2
1v AP ⋅⋅⋅= ρ
Ecuación 1-8
La ecuación expresa la potencia en función del cubo de la velocidad del
viento y proporcional a la superficie de la sección. También se puede afirmar que
la potencia sigue un comportamiento cuadrático respecto al diámetro del
aerogenerador si se considera la velocidad del viento como constante.
Gráfico 1-1. Potencia versus diámetro del rotor
Se puede apreciar en el gráfico que la potencia crece proporcionalmente
con el cubo de la velocidad y al cuadrado respecto al radio del aerogenerador
(superficie).
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1.2.2. Diagrama de bloques
V i e n t o
A s p a s
G e n e r a d o r
e l é c t r i c o
B a t e r í a s
O n d u l a d o r
( i n v e r s o r )
C o n s u m o
R e c t i f i c a d
o r
M u l t i p l i c a
d o r
d e
v e l o c i
d a d
Figura 1-6. Diagrama de bloques
El diagrama de bloques representa la transformación de energía cinética en
eléctrica en donde toda la energía eléctrica producida por el alternador sincrónico
(generador sincrónico) en forma de corriente alterna que se rectificara (rectificador)
a corriente continua para luego poder almacenar la energía, luego para utilizarla se
transforma nuevamente para su uso con el ondulador.
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1.2.3. Grado de flexibilidad y rendimiento de las maquinas
1.2.3.1. Ley de BETZ y la máxima eficiencia de conversión
Dado que se debe cumplir la ecuación de continuidad en el flujo de aire a su
paso por el rotor del aerogenerador, no se puede extraer toda la potencia eólica
disponible en el viento, ya que si se pudiese hacer esto el aire saldría con una
velocidad nula, es decir, el aire no podría abandonar la turbina y por ende no se
generaría potencia mecánica.
Figura 1-7. Velocidad antes y después del aerogenerador
Así que se debe asumir que debe haber alguna forma de frenar el viento
que esté entre medio de estos dos extremos, y que sea mas eficiente en la
conversión de la energía del viento en energía mecánica útil. La respuesta a esto es
relativamente simple: un aerogenerador ideal ralentizaría el viento hasta 2/3 de su
velocidad inicial, para entender el porque, se tendría que usar la ley física
fundamental para la aerodinámica de los aerogeneradores:
La ley de Betz dice que solo puede convertirse menos de 16/27(59%) de la
energía cinética en energía mecánica usando un aerogenerador.
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Gráfico 1-2. Cp (coeficiente de potencia) de los distintos tipos de aerogeneradores
1.2.4. Demostración del teorema de BETZ
La potencia captada por el aerogenerador se define como la diferencia
instantánea de la energía cinética del viento antes y después de pasar por el
obstáculo en un tiempo ∆t.
( )22
2
1
21
2
1vv
t
m
t
E E P airecinecinecapatada −⋅
∆
∆⋅=
∆
−=
Ecuación 1-9
Otra manera para definir la masa de aire que pasa por el aerogenerador se
logra considerando el promedio de las velocidades antes y después del obstáculo:
⎟ ⎠
⎞⎜⎝
⎛ +⋅⋅=
∆
∆
2
21 vv
At
maire ρ
(
Ecuación 1-10
Sustituyendo la masa del aire con lo expresado en la ecuación:
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( ) ( )21
2
2
2
1
4
1vvvv APcapatada +⋅−⋅⋅⋅= ρ
Ecuación 1-11
Luego se define la razón entre la potencia captada sobre potencia del viento
definida por la ecuación 3.9 donde v será v1:
⎟⎟ ⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ +⋅
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
⎟⎟ ⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ −⋅=
1
2
2
1
211
2
1
v
v
v
v
P
P
viento
capatada
Ecuación 1-12
Lo anterior permite una definir una funciónviento
captado
P
P v/s una variable
1
2
v
v tal
como muestra el sgte. gráfico.
Grafico 1-3. Eficiencia de Betz
La curva anterior define un máximo en1
2
v
v=
3
1 con una potencia máxima
captada de vientocaptada PP ⋅=27
16.
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En resumen se define la relación de aproximada tal como aparece en al
ecuación y se denomina Ley Betz y representa la máxima cantidad de energía del
viento que se puede transformar en energía mecánica rotacional.
Gráfico 1-4. Potencia referenciales
El gráfico muestra los valores de potencia del viento con respecto a la
potencia producida por la turbina.
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CAPÍTULO 2: AEROGENERADORES
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2. AEROGENERADORES
Las turbinas de los aerogeneradores utilizados para captar la energía del
viento pueden clasificarse en dos categorías básicas: las de eje horizontal (rápidos y
lentos) y las de eje vertical (Darrieus, Savonius).
2.1. AEROGENERADORES DE EJE VERTICAL
Los generadores de eje vertical son mucho menos utilizados que los de eje
horizontal. La mayoría de los generadores de eje vertical son de dos tipos:
De arrastre diferencial, ya que aprovechan la diferencia de la fuerza del
viento entre una superficie cóncava y una convexa (Savonius).
De rotor de variación cíclica de inercia (Darrieus).
Los del tipo Savonius unen al arrastre diferencial la acción de la fuerza
aerodinámica sobre la superficie de los semicilindros. Son de pequeña potencia y su
campo de aplicación se restringe a la producción autónoma de electricidad o al
bombeo de agua.
Figura 2-1. Rotor Savonius
Los generadores del tipo Darrieus están formados por dos o tres palas de
forma ovalada de perfil aerodinámico y tienen características parecidas a los de eje
horizontal, presentan un par de arranque muy pequeño. Su potencia también es
pequeña y su aplicación es parecida a los generadores de eje horizontal rápido, pero
están poco implementados.
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Figura 2-2. Rotor Darrieus
Las principales ventajas de una máquina de eje vertical son:
Puede situar el generador, el multiplicador, etc. en el suelo, y puede no
tener que necesitar una torre para la máquina.
No necesita un mecanismo de orientación para girar el rotor en contra delviento.
Las principales desventajas son:
Las velocidades del viento cerca del nivel del suelo son muy bajas, por lo
que a pesar de que puede ahorrase la torre, sus velocidades de viento serán muy
bajas en la parte más inferior de su rotor.
La eficiencia promedio de las máquinas de eje vertical no es impresionante.La máquina no es de arranque automático, es decir, una máquina Darrieus
necesitará un "empuje" antes de arrancar. Sin embargo, esto es sólo un
inconveniente sin importancia, ya que puede utilizar el generador como motor
absorbiendo corriente de red para arrancar la máquina o si no se cuenta con energía
de una red o el generador es muy chico para estar conectado a una red de
8/17/2019 Estudio y Comparación de Los Distintos Tipos de Aerogeneradores y Su Instalación
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electricidad mayor se puede utilizar un aerogenerador del tipo Savonius conectado
al mismo eje del generador Darrieus para iniciar la marcha del generador.
La máquina puede necesitar cables tensores que la sujeten, aunque esta
solución no es practicable en áreas muy cultivadas.
Para sustituir el cojinete principal del rotor se necesita desmontar el rotor,
tanto en las máquinas de eje horizontal como en las de eje vertical. En el caso de
las últimas, esto implica que toda la máquina deberá ser desmontada, lo implica un
mayor costo de mantención.
2.2. AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTAL LENTOS
Se caracterizan por poseer gran número de palas o alabes, los alabes de los
generadores lentos son del tipo “Molino Americano” y solo consisten en laminas de
acero curvadas y no presentan la complejidad aerodinámica de los alabes de los
aerogeneradores rápidos, se adaptan sobre todo a vientos de pequeñas velocidades.
Arrancan en vacío con vientos de 2 a 3m/s, su momento de arranque es
relativamente elevado. Las potencias desarrolladas por aeromotores lentos son
relativamente pequeños por dos motivos:
Utilizan principalmente vientos de velocidades comprendidas entre 3 a 7m/s
El peso de las palas es tal que casi no se construyen en diámetros mayores
de 10m.
Pese a lo anterior, este tipo de aeromotor es de gran utilidad en regiones
en que la intensidad del viento es del orden de 4 a 5 m/s, sobre todo para el
bombeo de agua.
Figura 2-3. Aeromotor
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2.3. AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTAL RÁPIDO
Desde los primeros diseños de aerogeneradores para la utilización
comercial, hasta los actuales, ha habido un progresivo crecimiento en la potencia de
las turbinas (mayores rotores y alturas de torre), con progresivos descensos en el
costo de generación por kWh.
En relación al número de palas cabe indicar los siguientes aspectos:
Un menor número de palas permite una mayor velocidad de giro del rotor.
Una mayor velocidad del rotor permite disminuir el tamaño del alternador y
baja la relación del multiplicador de velocidad, disminuyendo el tamaño total del
aerogenerador y su peso.
Como los alabes del generador constituyen entre un 15 y 25% del costo de
la máquina, un menor número de palas abarata el costo del generador.
Por consideraciones de cinética y dinámica de masas en rotación (fuerzas
centrifugas) y producción de ruido, la velocidad de la rotación de las palas y por lo
tanto la velocidad lineal o tangencial de su extremo no debe ser excesiva. Para
grandes aerogeneradores emplazados sobre tierra la velocidad lineal se limita a
unos 65m/s, y si se emplaza sobre el mar la velocidad lineal puede llegar a 70-
75m/s, solo aerogeneradores de un tamaño reducido pueden alcanzar velocidades
mayores y alcanzar los 110 a 120m/s.
2.3.1. Rotor monopala
Este permite una mayor velocidad de rotación, con la consiguiente
disminución de la masa y del costo del generador, pero presenta los siguientes
inconvenientes: requiere un equilibrado muy preciso junto con un contrapeso de
compensación, existe un mayor riesgo de presencia de desequilibrio aerodinámico y
vibraciones con la aparición de esfuerzos de fatiga. Además genera una mayor
cantidad de ruido, alrededor del doble que un generador tripala.
Figura 2-4. Rotor monopala
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2.3.2. Rotor bipala
Es de menor costo que el rotor tripla por las mismas razones anteriormente
expuestas, pero presenta mayores esfuerzos dinámicos que el rotor tripala, lo que
exige un sistema control de los mismos mas sofisticados. Necesita un dispositivo de
fijación al cubo llamado “teetering” que facilita la compensación de los esfuerzos
mecánicos originados por la variación del perfil de la velocidad del viento con la
altura, consiguiéndose de esta forma una distribución casi uniforme de los esfuerzos
en toda la superficie barrida por la pala. Por otra parte, aunque el sistema de
control de potencia sea fijo o variable, es en general mucho más sencillo que en un
rotor tripala, pero los rotores bipala presentan mayor nivel de vibraciones y ruido
que un rotor tripala.
Figura 2-5. Rotor bipala
2.3.3. Rotor tripala
Este rotor presenta como su mayor ventaja un giro más suave y uniformedebido a las propiedades de su momento de inercia, por lo que se minimiza
aparición de esfuerzos sobre la estructura. Además gira a menor velocidad que los
rotores monopala y bipala con lo que disminuye el efecto de la fuerza centrifuga, el
nivel de vibraciones y la producción de ruido. En la actualidad el rotor tripala es la
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configuración mas usada en turbinas eólicas rápidas para la generación de energía
eléctrica.
Figura 2-6. Rotor tripala
2.3.4. Altura del eje de giro respecto al nivel del suelo
Se debe instalar el rotor lo mas alto posible, debido a que la velocidad del
viento aumenta con la altura y también se hace mas uniforme, por lo que disminuye
la diferencia de velocidades de viento entre los extremos del rotor y por lo tanto los
alabes se ven sometidos a una menor diferencia de esfuerzos sobre el plano de giro
del rotor.
Por otro lado, una mayor altura presenta una limitación por los esfuerzos
estructurales que aparecen y los aumentos del costo de construcción. Por ello, la
altura de la torre en la práctica se obtiene a través de un compromiso entre el
aprovechamiento de energía y los mayores costos que representa la mayor altura.
La altura del eje del rotor acostumbra a ser entre 0,5 y 1,5m sobre la altura de la
torre.
En general la altura de la torre (h) en metros se relaciona
aproximadamente con el diámetro del rotor (D) en metros, según la expresión:
h=a+0,75D (en donde a=10/15m)
Actualmente, la altura de la torre y la potencia del aerogenerador se
mantienen en los rangos indicados en la tabla 2.3.4.
8/17/2019 Estudio y Comparación de Los Distintos Tipos de Aerogeneradores y Su Instalación
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Tabla 2-1. Rangos de altura de torres en función de la potencia del aerogenerador
P(kw) 10 50 80 600 750
h(m) 18-36 24-37 24-52 40-52 40-81
2.3.5. Disposición del rotor con relación al viento
Básicamente se conciben dos disposiciones del rotor: rotor a barlovento
(aguas arriba de la torre) y rotor a sotavento (aguas debajo de la torre).
En el caso del rotor a barlovento, el viento incide primero sobre el plano
del rotor y posteriormente sobre la torre, con lo cual se minimiza la influencia de su
sombra sobre el rotor. Esta disposición requiere de un rotor mas rígido y mas
alejado de la torre a fin de evitar alguna colisión de los alabes con la torre.
En el caso de la disposición a barlovento se requiere de un sistema de
orientación para mantener el rotor siempre frente al viento.
En la disposición del rotor a sotavento no se requiere de ningún dispositivo
de orientación, siempre que el diseño de la góndola y el rotor sea el adecuado. Su
desventaja radica en los efectos de la sombra de la góndola y de la torre sobre los
alabes del rotor con la consiguiente perdida de potencia y aumento de tensión de
fatiga.
2.3.6. Estructura de un aerogenerador
En los aerogeneradores de eje horizontal rápidos, el rotor está constituido
por una hélice de 3, 2 o un alabe; los perfiles utilizados normalmente en las mismas
son muy parecidos al perfil de ala de avión, por cuanto éstos están muy estudiados
y se conocen muy bien sus características; dichos perfiles se eligen teniendo en
cuenta el número de revoluciones por minuto que se desea adquiera el aparato,definiéndose el perfil en función de:
a) La forma de la estructura del mismo respecto a sus líneas medianas o
cuerdas a distintas distancias del eje de giro.
b) De su espesor con relación a la longitud característica de la cuerda.
c) De la simetría o no de las palas, etc.
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Figura 2-7. Pala
La forma de la pala es función de la potencia deseada, al igual que su
velocidad de rotación, eligiéndose perfiles que no creen grandes tensiones en los
extremos de las palas por efecto de la fuerza centrífuga, de forma que el número derevoluciones por minuto máximo (nmáx) no supere la relación (nmáx*D = 2000)
siendo D el diámetro de la hélice en metros.
Para aerogeneradores destinados a la obtención de energía eléctrica, el
número de palas puede ser de 2 ó 3, por cuanto la potencia generada no depende
más que de la superficie A barrenada por la hélice, y no del número de palas. La
aeroturbina puede accionar dos tipos distintos de generadores eléctricos, de
corriente continua (dinamos), o de corriente alterna (síncronos, asíncronos, etc.),
bien directamente o mediante un sistema de multiplicación de revoluciones Fig.
III.8, en la que se observa que los ejes del aerogenerador y del alternador pueden
estar alineados o no. Los primeros diseños que eran de potencias pequeñas y
velocidad fija, tenían generadores de inducción directamente conectados a la red.
Figura 2-8. Primeros diseños
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La potencia nominal, en primera aproximación, viene dada por la expresión:
N = 0,20*D2*v3
En la que N viene dada en W, D en metros y v en m/seg.
Con el diagrama de la Fig III.9 se determina la potencia de un
aerogenerador rápido en función del nº de rpm, el TSR, la velocidad del viento y el
diámetro de la superficie barrida por las palas.
La potencia máxima de un aerogenerador rápido se obtiene para valores del
TSR altos, del orden de 7 a 10, requiriéndose velocidades del viento superiores a 6
m/seg. Su rendimiento es del orden del 35% al 40%, que es un valor más alto que
el de los multipala.
Figura 2-9. Diagrama para la determinación de la potencia en generadores rápidos
Con 3 o 4 palas se consigue un par de arranque importante, por cuanto en
la puesta en marcha la fuerza ejercida por el viento es proporcional al número de
palas (de ahí el uso de rotores multipala para el bombeo de agua, que requieren un
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buen par de arranque dadas las características del fluido a bombear), cosa que no
se consigue con aparatos bipala que, en algunos casos, precisan de energía
adicional para comenzar a funcionar.
El menor número de alabes en los rotores disminuye el costo del
aerogenerador, pero al mismo tiempo los alabes deben ser de una mayor tecnología
y diseño aerodinámico para así aprovechar mejor la energía del viento. Como el
rotor se conecta a un generador eléctrico el troqué generado es relativamente bajo,
con lo que la carga sobre cada alabe también es baja, así se pueden construir
alabes mas esbeltos y livianos.
2.3.7. Componentes de un aerogenerador
Los aerogeneradores constan de diferentes partes:
Figura 2-10. Aerogeneradores
Rotor: Se compone de:
Buje (1): De él surgen las aspas y está unido solidariamente al eje de baja
velocidad.
Palas (2): Las palas del rotor recogen la energía del viento y transmiten su potencia
hacia el buje. Su diseño es muy parecido al de las alas de un avión y cada vez
tienen una longitud mayor pues oponen más resistencia al aire y su eficiencia es
mayor.
Góndola: La góndola contiene los componentes clave del aerogenerador para la
obtención de electricidad:
Eje de baja velocidad (3): Conecta el rotor con el multiplicador. Además contiene
conductos del sistema hidráulico para permitir el correcto funcionamiento de los
frenos aerodinámicos.
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Multiplicador (4): Permite que el eje de alta velocidad, al que está unido, gire 50
veces más rápido que el de baja velocidad.
Eje de alta velocidad (5): Gira a unas 1500 r.p.m. y permite el funcionamiento del
generador eléctrico. En él se encuentra el freno mecánico.
Generador eléctrico (6): También conocido como asíncrono o de inducción. Los
aerogeneradores modernos suelen tener una potencia máxima entre 500 y 3000
kW. La corriente eléctrica producida es enviada a un transformador donde se
aumenta el voltaje hasta igualarlo al estándar de la red local.
Controlador electrónico (7): Tiene un ordenador que recoge los datos de
aerogenerador, controla el sistema de orientación y en caso de emergencia avisa al
ordenador central.
Unidad de refrigeración (8): Tiene un ventilador eléctrico utilizado para enfriar el
generador (a veces el generador se enfría con agua). Además contiene una unidad
de refrigeración de aceite que enfría el aceite del multiplicador.
Sistema hidráulico (9): Es utilizado para restaurar los frenos aerodinámicos.
Anemómetro y veleta (10): Los datos recogidos por el anemómetro son recogidos
por el ordenador, que pone en marcha el aerogenerador si la velocidad del viento
supera los 5 m/s y lo detiene si esta supera los 25 m/s.
Los datos recogidos por la veleta los utiliza para orientar el aerogenerador contra el
viento.
Torre: Sostiene la góndola a cierta altura pues el viento es menor cuanto más nos
acercamos a la superficie terrestre.
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2.4. MANTENCIÓN DE LOS AEROGENERADORES
Se debe aplicar una mantención preventiva para el intercambio de las
piezas de mayor desgaste como el buje principal del rotor y los rodamientos del
multiplicador de velocidades y del alternador, para así evitar una falla mayor. Estos
elementos han sido estudiados minuciosamente, así que existen claros tiempos de
vida que son especificados por los fabricantes de cada elemento para cada tipo de
uso, por ello se debe respetar el tiempo de vida que indica el fabricante.
En general todos los elementos del aerogenerador deben tener un plan de
mantencion preventiva especificado por el fabricante.
Se debe tener atención especial a las aspas del aerogenerador ya que ellas
pueden estar sometidas a un desgaste mayor debido a las colisiones con objetos
extraños a las que están expuestas, estos objetos en su mayoría serán animales,
específicamente pájaros que colisionen con las aspas en movimiento. Este desgaste
será mayor en aerogeneradores pequeños por la menor masa que tienen las aspas
pequeñas. En el caso de las colisiones de objetos extraños con las aspas se debe
aplicar una mantencion por falla o avería ya que es imposible predecir cuando
ocurrirán estos accidentes.
Las aspas deben ser revisadas diariamente para inspeccionar su estado.
La torre de los aerogeneradores, independiente de su material, debe serinspeccionada y revisada visualmente por la aparición de fisuras y grietas en su
estructura que se generan debido a las vibraciones que genera el aerogenerador, y
si la torre esta fabricada en acero esta debe ser inspeccionada especialmente por la
aparición de oxido en su estructura, si se encuentra en un ambiente muy agresivo
(cerca de la costa o sobre el mar) debe ser recubierta con una pintura antioxidante
que se renovara anualmente.
2.5. REGULACIÓN Y CONTROL DE LOS AEROGENERADORES
Debido a la variabilidad general del régimen de vientos, se impone la
necesidad de adoptar sistemas de control de los alabes. De esta forma, se busca
optimizar el funcionamiento del aerogenerador y soportar satisfactoriamente
condiciones de operación diferentes a las de diseño
Los sistemas de regulación y control pueden dividirse en 2:
• Sistema de protección de los alabes
El objetivo principal es proteger el aerogenerador de los esfuerzos y
solicitaciones mecánicas, por sobre el nivel de diseño, producidos por aumentos
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excesivos en la rapidez del viento. Estos sistemas evitan los posibles daños en el
rotor y generador que se producirían al embalarse la eoloturbina.
Dentro de los sistemas de seguridad y protección de los alabes, se pueden
distinguir dos tipos de control según el propósito: protección contra viento
excesivo y control de velocidad de giro excesiva. El sistema clásico protege al
aerogenerador contra el viento excesivo es el giro del plano de rotación del
rotor. Esta técnica permite proteger al rotor y al molino de fuertes ráfagas de
viento, al mismo tiempo que impide el empalamiento o carga excesiva del
generador. Sin embargo, la aplicación de este sistema de protección en unidades
grandes se ve dificultada por la magnitud de las fuerzas giroscópicas que
producen el giro violento del rotor. En cuanto al control de la velocidad excesiva
de giro del rotor, se utiliza mecanismos tales como el freno aerodinámico que no
protege al rotor n a la torre de las ráfagas de viento, pero si permite una
regulación de la velocidad de giro de mayor precisión que los procedimientos ya
descritos, protegiendo al rotor y generador del empalamiento.
• Sistema de control de paso de los alabes
La implementación de sistemas de control de paso (pitch control) esta muy
relacionada con la conexión de aerogeneradores a redes o mallas de
distribución eléctricas. Estos son especialmente importantes para lasinterconexiones en las que la potencia nominal del aerogenerador o conjunto de
aerogeneradores es comparable con la red. Para lograr esta finalidad, la
velocidad de giro del rotor debe permanecer constante, permitiendo solo
mínimas variaciones dentro de intervalos de tiempos muy breves. En términos
generales, el sistema de operación es el siguiente: a baja rapidez de viento, el
anulo de paso deberá mantenerse alto para obtener la velocidad de giro deseada
y lograr la partida del aerogenerador (torque de partida); si aumenta la
velocidad del viento, el ángulo de paso disminuye gradualmente hasta llegar a
un ángulo de ataque real cercano al óptimo, manteniendo la velocidad del rotor
constante. De esta manera, se mantiene un valor elevado de Cp en un amplio
rango de condiciones de viento y carga.
• Sistemas adicionales de protección y control
En términos generales un generador eólico moderno deberá contar con un
sistema adicional de control y protección con los que se mencionan y describen a
continuación.
• Sistema de orientación.
Estos periten efectuar un regulación del rotor de la maquina reubicando las
aspas -en su plano de giro- a favor de la dirección del viento cada vez que este
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cambia de sentido. De esta forma, se logra captar en forma óptima el flujo de
viento incidente logrando así una mayor extracción de energía. Los sistemas de
orientación son utilizados en todas sus unidades de eje horizontal. La rueda
lateral y los mecanismos asociados son controlados por medio de
microprocesadores.
• Sensores de turbulencias y sobrevelocidad
• Sensores de vibraciones.
La mayoría de aerogeneradores modernos traen incorporado una unidad de
control y regulación. Esta posee todos los dispositivos de control (reles,
interruptores y sensores) necesarios para su optimo funcionamiento.
Figura 2-11. Foto de un sensor de vibraciones
2.6. COMPARACIÓN ENTRE GENERADORES DE EJE VERTICAL Y
HORIZONTAL
Las principales ventajas de los generadores de eje horizontal frente a los
de eje vertical son:
Los de eje horizontal tienen un coeficiente de potencia (Cp) mayor, lo que
los hace mas eficientes para la generación de energía eléctrica.
Los generadores de eje horizontal rápido presentan una velocidad de giro
mayor, por lo que son más adecuadas para el accionamiento de generadores
eléctricos que giran a 1000 o 1500rpm.
Los generadores de eje horizontales permiten barrer mayores superficies
que los de eje vertical, por lo que alcanzan potencias mayores.
Los de eje horizontal aprovechan el efecto de la altura que da un viento
más rápido y constante, los generadores verticales, por su configuración no pueden
utilizar el efecto de la altura.
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Principales ventajas de los generadores eólicos de eje vertical frente a los
de eje horizontal:
• No necesitan sistemas de orientación para alinear el eje de la turbia con la
dirección del viento, como ocurre en las de eje horizontal.
• Cuando el generador vertical trabaja en una aplicación que requiere
velocidad constante, no es necesario incorporar ningún mecanismo de
cambio de paso.
En general los generadores de eje horizontal, son más eficientes y giran a
mayor cantidad de revoluciones que los generadores de eje vertical, esto los
transforma en una mejor opción para el accionado de alternadores o generadores
eléctricos.
2.7. ECONOMÍA DE LOS AEROGENERADORES
2.7.1. Bases para la explotación económica de los aerogeneradores
La explotación de la energía eólica mediante aerogeneradores, es muydistinta a la energía generada en forma convencional como las plantas térmicas e
hidráulicas principalmente debido a los siguientes factores:
a) Por su naturaleza aleatoria, pero inagotable, lo que la hace incontrolable ya
que su comportamiento no es diariamente previsible.
b) Su intensidad depende de variables tales como presión, temperatura y la
altura a la que se encuentra el generador. Su concentración es baja y no es
almacenable directamente.
c) Es imposible asegurar en un 100% que se dispondrá de la energía que se
desee en un momento puntual, debido a su naturaleza aleatoria. Sin embargo, si se
efectuó una medición de viento previa y según los parámetros establecidos para tal
medición, se puede asegurar que en un periodo de tiempo más extenso la cantidad
de viento y por ende la cantidad de energía proyectada se podrá extraer del viento.
Esta condición hace sumamente importante una buena medición de vientoprevio a la realización del proyecto eólico para así tener éxito en la extracción de la
energía.
Gracias a estas consideraciones, los parámetros económicos que
caracterizan el funcionamiento de aerogeneradores se presentan con valores
relativamente distintos a las de máquinas motrices convencionales, ya que en los
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parámetros económicos de los aerogeneradores no participa el costo de una energía
primaria utilizada aparte del viento y este no tiene costo, pero si tendrán impacto
económico el valor del kV de potencia instalada y los factores de impacto ambiental.
2.7.2. Costos de inversión
Los costos de inversión son los siguientes:
• Costos de adquisición, internación y transporte de equipos.
• Costos de instalación en terreno.
• Costos de instalación de la red interna.
• Costos indirectos.
• Costos de operación y mantenimiento.
2.7.2.1. Costos de adquisición, interacción y transporte de equipos
Esta información se obtiene mayoritariamente de los fabricantes y
distribuidores de los aerogeneradores, y deben ser especificados al detalle por ellos.
Parte de los valores que se incluyen deben ser: garantías por un periodo de tiempo
especificado, seguros, asesorías y otros.
2.7.2.2. Costos de instalación en terreno
Los costos estimados relacionados con la instalación de los equipos son los
siguientes:
• Preparación del lugar : 3 US$/m²
• Despeje del terreno :1,5 US$/m²
• Excavaciones : 2 US$/m²
• Fundaciones :250 US$/m³
• Erección de la torre :150 US$/h
Este ítem, al igual que los siguientes, se ve afectado en gran medida por las
condiciones del terreno, su ubicación, clima y envergadura del proyecto.
2.7.2.3. Costos de instalación de la red interna
Los costos estimados de tendido aéreo y subterráneo son:
• Tendido aéreo : 15 US$/m
• Tendido subterráneo : 50 US$/m
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Estos valores estimados incluyen los gastos demandados por la instalación
completa, incluyendo: conductores, postes, ductos y mano de obra, como en el caso
anterior los valores dependerán del tipo de terreno, sin embargo constituyen un
buen valor de referencia.
2.7.2.4. Costos indirectos
La estimación de los costos indirectos se realizo a base de información
proveniente de fabricantes de maquinas eólicas y a la distribución de costos de
inversión en centrales eoloeléctricas:
• Gastos asesoría-consultoría : 4%
• Administración del proyecto : 3%
• Gastos generales, imprevistos : 3%
• Puesta en marcha : 1%
• Servicios varios : 1%
2.7.2.5. Costos de operación y mantenimiento
Aquí se hace referencia a los costos por operación y mantenimiento de una
granja eólica. Como no se conocen una relación completamente confiable para sucálculo, estos valores se recogerán de estimaciones basadas en experiencias
obtenidas en granjas eólicas de California.
De acuerdo a la información obtenida, los costos de operación y
mantenimiento alcanzan un valor aproximado de un 1,5% del valor de los
aerogeneradores. En términos de energía, el valor promedio en la actualidad es de
0,008US$/kWh.
2.8. IMPACTO AMBIENTAL
La contaminación ambiental generada por la generación tradicional de
energía genera un costo adicional no incluido en el valor de la energía que estos
sistemas producen, además, se sabe que las reservas de energías no renovables
son muy limitadas. Esta información demuestra que hay costos no cubiertos, estos
costos se podrían denominar como costos sociales y no están reflejados en los
precios reales del mercado actual, y por lo tanto no se toman en cuenta a nivelindividual.
El análisis que sigue se realiza de acuerdo a las referencias (1) y (2), y a la
información entregada por fabricantes de aerogeneradores.
Una de las primeras investigaciones realizadas en materia de costos
externos a la producción de electricidad fue realizada por O. Hohmeyer referida a
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Alemania, en el año 1989. Esta investigación y trabajos mas recientes del mismo
autor y otros (referencia (2) y (3)) representan los esfuerzos de los países
industrializados mas desarrollados por identificar y determinar los costos externos
asociados.
De los estudios de Hohmeyer, se desprenden cuatro categorías de costos
externos:
• Costos ambientales y de salud
• Costos de escasez a largo plazo
• Efectos macroeconómicos
• Subvenciones publicas directas e indirectas
2.8.1. Costos ambientales y de salud
Es el ejemplo mas conocido y claro de los costos externos y se origina por
el aumento de la contaminación en general, en la siguiente tabla se entrega
información económica con respecto a los daños asociados al aumento de la
contaminación.
Tabla 2-2. Costo anual de la polución del aire en la RFA, en miles de millones dedólares
Daños a:
Costos en
US$/año*10^9
Humanos 0,9-23,8
Materiales 1,3-2,4
Fauna 0,1
Flora 3,5-5,4
Total 5,8-31,7
Fuente: basada en precios de 1982
Debido a que no se puede establecer una relación clara de causa y efecto
entre las emisiones y los daños producidos, se utiliza un método de asignación muy
simplificado. El costo de daños totales, dividido entre las emisiones de las plantas
termoeléctricas, entregara el valor del costo externo especificado asociado.
La referencia que es empleada generalmente como base para cuantificar
los daños climáticos producto de las emisiones de CO2, es el aumento en el nivel del
mar y los daños producto de catástrofes ambientales.
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2.8.2. Costos de escasez de combustibles fósiles a largo plazo
Una parte importante de los costos externos es la escasez de los
combustibles fósiles y del uranio, que solo podrán aumentar su valor en el tiempo,
como ya se refleja en los precios en constante aumento de los combustibles
derivados del petróleo.
El aumento de los precios de estos combustibles dependerá de la escasez
de ellos en el mercado mundial.
2.8.3. Efectos macroeconómicos
Las estrategias energéticas para cada sector energético implican efectos
positivos de diferente magnitud sobre la generación del valor agregado, el empleo y
los ahorros de los consumidores finales. Aquí se puede realizar una comparación de
dos alternativas, como el beneficio o costo social neto.
En la siguiente tabla se entrega una visión resumida de los costos descritos
hasta aquí.
Tabla 2-3. Resumen de costos y/o beneficios externos en producción de energía.
Valores calculados para la RFA en el año 1991
Fuentes de energía para la producción
de electricidad
Categorías de costos Combustibles Combustibles Energía Energía
(beneficios) fósiles Nucleares Eólica Solar
US$c/kWh
1. Daños ambientales 1,5-4,2 2,1-12,4 0,1 0,3
2. Recargo por explotación 0,4-2,8 2,9-27,9
3. Subvenciones 0,2 1 01-0,2 0,2-0,4Total costos sociales brutos 2,1-7,2
Efectos macroeconómicos 0,5-0,3 4,9-1,4
netos
Costos sociales evitados 15,0-3 15,0-3
Suma de costos sociales evitados 15,4-3,1 19,4-3,7
Promedio Total 4,6 23,5 9,2 11,6
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Tabla 2-4. Cuadro comparativo de emisiones aéreas para sistemas convencionales y
no convencionales de generación de electricidad
Sistema Fotovoltaico Aerogenerador Generador Generador Extensión
Energético Si Mono y Eje horizontal Diesel Nafta 2T-4T Red
Emisiones Semicristalino Eléctrica
g/kWh e
CO2 40-150 25-60 1250-1380 1770-1980 400
Partículas 0,28-0,52 0,04-0,23 1,6 0,24-12 0,08
CO 0,06-0,15 0,03-0,05 7,7 630-1380 0,2
HC 0,16-0,70 0,15-0,31 3,8-4 31-660 3
NOx 0,14-0,44 0,06-0,15 13 1,1-4,4 1,5
SO2 0,24-0,84 0,10-0,28 2,5-2,7 1,6-2,5 1,6
Aldeidos 2-8*10^-4 1-3*10^-4 0,1 0,34-3,1 0,002
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CAPITULO 3: SELECCIÓN DE UN AEROGENERADOR
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3. SELECCIÓN DE UN AEROGENERADOR
3.1. TIPOS DE AEROGENERADORES DISPONIBLES
El mercado de aerogeneradores nacional, solo dispone del tipo de eje
horizontal de giro rápido. Este tipo se presenta, en su mayoría, con tres o dos palas.
Solo se dispone de este tipo de aerogenerador por su eficiencia en la
extracción de energía eólica en comparación con los otros modelos existentes,
además se puede construir en un gran rango de tamaños y con elementos presentes
en el mercado.
Cabe mencionar que la mayoría de los aerogeneradores son importados
principalmente desde América del norte y Europa, lo que aumenta su costo por la
importación pero promete una alta calidad debido a los estándares y normas de
construcción de aquellos países.
Lamentablemente los aerogeneradores de eje vertical no presentan una
eficiencia que pueda competir con los aerogeneradores de eje horizontal, pero se
pueden construir a partir de materiales de fácil acceso y no específicamente
construidos para formar parte de un aerogenerador. Es lamentable que los modelos
de eje vertical no presenten un buen rendimiento, por que no precisan de unatecnología tan alta como la de los aerogeneradores de eje horizontal, y lo más
importante, no necesitan un sistema de orientación hacia el viento, pero su
rendimiento los hace ineficientes.
3.2. PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE UN
AEROGENERADOR
3.2.1. Tipo y cantidad de viento
Dependiendo del tipo y de la cantidad del viento en el lugar en que quiere
instalar un aerogenerador, se deberá seleccionar un generador adecuado para las
condiciones particulares.
Si solo se presenta un viento de baja velocidad, es decir no mayor a 3m/s,
se deberán seleccionar aerogeneradores de pequeño o mediano tamaño, si se
presenta un viento en forma de ráfagas se deberá seleccionar un aerogeneradorpequeño, que sea capaz de reaccionar rápidamente a los cambios de velocidad en el
viento y que pueda girar a altas revoluciones para así extraer la mayor cantidad de
energía del viento de esas características. Es especialmente importante, que si el
viento se presenta en ráfagas, el aerogenerador y especialmente sus aspas, sean
muy livianas para que así pueda reaccionar rápidamente.
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Si se presenta un viento constante con una velocidad mediana o rápida, es
decir de 5 m/s en adelante, ya se pueden instalar aerogeneradores de mayor
tamaño, comprendido entre 1 a 10 Kw, estos aerogeneradores necesitan un viento
más constante y no son útiles para ráfagas ya que no logran reaccionar con la
suficiente rapidez a los cambios del viento y velocidades muy altas de viento pueden
dañar los aerogeneradores por las fuerzas centrifúgales que aparecen.
3.2.2. Cantidad de energía a generar
Una vez que se conoce el tipo de viento que se presenta en el lugar del
proyecto, se deberá seleccionar la mejor opción de aerogeneradores según la
cantidad de energía que se quiera obtener, aquí entra en juego la evaluación
económica de las distintas opciones de aerogeneradores. Puede que sea más
favorable económicamente instalar varios aerogeneradores de menor tamaño, en
vez de uno de mayor tamaño que cubra por si solo la demanda de energía, estos
factores dependerán del precio del aerogenerador y del precio de la energía, todo
esto se deberá evaluar en un flujo de caja.
3.2.3. Primer acercamiento a la selección de un aerogenerador
El tamaño de turbina eólica que usted requiere depende del uso que vaya ahacer de ella. El rango de turbinas pequeñas se encuentra entre los 20w y los
100kw. Las más pequeñas o “micro” (de 20 a 500w) se emplean en una gran
variedad de aplicaciones, tales como la carga de baterías para vehículos
recreacionales, veleros y el abastecimiento de energía eléctrica para boyas marinas
y estaciones pequeñas de medición de tipo meteorológicas.
Las turbinas de 1 a 10kw se usan para generar energía eléctrica y con ella
abastecer uno o varios hogares o bombas de agua.
La energía eólica ha sido usada por siglos para el bombeo de agua y para la
molienda de granos. Aunque los molinos de viento mecánicos aun son una opción de
bajo costo para el bombeo de agua en zonas de poco viento, los granjeros y
propietarios de ranchos han descubierto que el bombeo eoloeléctrico es más versátil
y pueden bombear el doble de volumen de agua con la misma inversión inicial.
Además, los molinos de viento tienen que ser colocados encima del pozo donde se
extrae el agua, y por lo tanto no se puede aprovechar las mejores condiciones de
viento de otros sitios.
Un hogar típico consume aproximadamente 9,400kw/h al año (cerca de 780
kWh por mes). Dependiendo de la velocidad promedio del viento en el área unaturbina de potencia nominal de entre 5 y 10kw, podría hacer una contribución
importante para esta demanda. Una turbina de 1.5kw podría cubrir las necesidades
en un hogar que consuma alrededor de 300 kWh al mes en un sitio con una
velocidad de 6.26m/s de velocidad promedio anual. El fabricante puede
proporcionarle una estimación de la generación de energía en función de éste
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parámetro. Asimismo, puede proporcionarle información acerca de la máxima
velocidad de viento a que la turbina puede trabajar en forma segura. Aunque la
mayoría de ellas cuentan con sistemas de control para evitar que gire a altas
velocidades cuando existen vientos muy intensos y sufrir algún desperfecto. Esta
información, junto con la velocidad de viento del sitio y su consumo de energía le
ayudarán a decidir cual es el tamaño de turbina eólica más adecuado a sus
necesidades de electricidad.
3.3. EJEMPLO DE FLUJO DE CAJA EN UN PROYECTO PURO PARA LA
ADQUISICIÓN DE UN AEROGENERADOR DE 1KW
El flujo de caja que se presenta a continuación se realizo suponiendo un
crédito bancario de $4.783.800.- con un 12% de interés anual a cinco años de
plazo, siendo el propietario el único inversionista.
El aerogenerador a instalar es de 1kw, con todos los elementos necesarios
para el almacenamiento y rectificación de la energía eléctrica.
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Tabla 3-1. Flujo de caja
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3.3.1. Amortización de flujo de caja anteriormente expuesto
La tabla de amortización se realizo suponiendo un interés del 12% anual y a
un plazo de 5 años.
Tabla 3-2. Amortización
Interés anual Años Préstamo Valor cuota
0,12 5 4783800 1327073
Año 1 2 3 4 5
Capital 4783800 4030783 3187405 2242821 1184886
Tasa de interés 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
Interés 574056 483694 382489 269138 142186
Cuota 1327073 1327073 1327073 1327073 1327073
Amortización 753017 843379 944584 1057934 1184886
3.3.2. Análisis del flujo de caja y tabla de amortización
Como se desprende de la tabla de amortización, el crédito que se adquirió
se puede devolver luego de 5 años, pagando una cuota anual al banco de
$1.327.072,68.- o una mensualidad de $110.589,39.-, como se puede apreciar la
cuota mensual no es de un valor muy elevado, y además se debe restar al valor de
la cuota, el valor de la cuenta de electricidad que se habría pagado si no existiera el
aerogenerador.
Como el flujo de caja se realizo suponiendo una vida útil del aerogenerador
de diez años, pero solo se necesitan cinco años para pagar el crédito cómodamente,
se puede deducir que el resto de los años que le quedan al aerogenerador de vidasolo habrá ahorro de gastos económicos en el consumo de energía del hogar donde
se instalará el aerogenerador.
Además, como se sabe que el precio de la energía producida por los
sistemas tradicionales de generación va a ir siempre en aumento, se puede decir
que el ahorro será siempre mayor en el tiempo en comparación con el costo de la
energía tradicional.
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CAPÍTULO 4: SELECCIÓN E INSTALACIÓN DE UN AEROGENERADOR DE
EJE HORIZONTAL
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4. SELECCIÓN E INSTALACIÓN DE UN AEROGENERADOR DE EJE
HORIZONTAL
4.1. DATOS NECESARIOS PARA EL CÁLCULO DE POTENCIA E
INSTALACIÓN DEL AEROGENERADOR
Los datos necesarios para la selección son:
Cantidad de viento disponible en el lugar del proyecto
Cantidad de energía a consumir
Factor de rugosidad del terreno según la escala de Hellman (para poder
determinar la altura de la torre)
4.2. EJEMPLO DE SELECCIÓN E INSTALACIÓN DEL AEROGENERADOR
4.2.1. Calculo de energía eléctrica del proyecto y acumuladores necesarios para el
funcionamiento
En este proyecto ficticio se tomara como ejemplo un hogar o casa
promedio que esta completamente desconectada de la red eléctrica nacional y que
solo será abastecida de electricidad por un aerogenerador, es decir, una casa con:
1 Refrigerador : 150w
1 Microondas : 1000w
1 Televisor : 70w
1 Computador : 130w
1 Lavadora : 250w
15 Luces de 75w cada una : 1050w
Lo que de un consumo total de 2650w si todos los artefactos estuvieran
funcionando al mismo tiempo.
Primero se debe calcular la corriente máxima que circulara por el circuito si
todos los artefactos estuvieran en funcionamiento al mismo tiempo.
En nuestro caso se utilizara una tensión de 220V, ya que los artefactos quese alimentaran son del comercio normal y no han sido modificados para otro tipo de
tensión, entonces:
I=Potencia/Tension
I=2650w/220V
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I=12,05A
La corriente máxima que circulara por nuestro circuito será de 12,05
ampere.
Pero, como nunca estarán todos los artefactos prendidos al mismo tiempo,
estimaremos un consumo de 1500wh, entonces se necesitara una capacidad de los
acumuladores de:
I=Energía/Tension
I=1500wh/220V
I=6,82A-h
Como en la actualidad los acumuladores tienen un tiempo nominal de
duración de descarga, se logran obtener sin problemas corrientes máximas
constantes de 35 ampere durante 6 horas, entonces su capacidad será de:
I(h)=Intensidad*horas de uso
I(h)=6,82A-h x 24*
I(h)=163,68A-h
*: Se tomará como tiempo de consumo las horas de un día, para así dar laseguridad de que siempre habrá suficiente energía acumulada.
Entonces si un acumulador o batería logra una descarga máxima de 35
ampere durante 6 horas, se necesitarán 4,8 acumuladores como mínimo para cubrir
el consumo diario del hogar.
Para asegurar un abastecimiento de energía, se utilizara un factor de
seguridad de 2 y además se tomara en cuenta un margen de autonomía de 3 días,
es decir 72 horas, para cualquier eventualidad que se presente. Lo que da un total
de 28,8 acumuladores, es decir 29 acumuladores para asegurar un abastecimiento
de energía.
4.2.2. Potencia del aerogenerador para nuestro proyecto
En este caso se asumirá que habrá 8 horas de viento diario,
suficientemente fuerte como para que, el generador genere a su máxima capacidad.
Tomando en cuenta que los acumuladores pueden descargarse a su
máxima capacidad en 6 horas, también pueden cargarse en 6 horas si estánexpuestos a la corriente suficiente.
Tomando en cuenta que la máxima capacidad de carga es de 35 ampere en
6 horas por acumulador, entonces la energía necesaria para cargar los
acumuladores es de:
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