diez preguntas y respuestas sobre energia eolica

EDICIÓN

CORRECCIÓN

DISEÑO, REALIZACIÓN

Y GRÁFICOS

EDITORIAL

CUBASOLAR

Alejandro Montesinos Larrosa

Lourdes Tagle RodríguezJorge Santamarina Guerra

Alexis Manuel Rodríguez Diezcabezas de Armada

© Colectivo de autores, 2007© Sobre la presente edición: Editorial CUBASOLAR, 2007

ISBN 978-959-7113-34-8

Calle 20 No. 4113, esq. a 47, Miramar, Playa,Ciudad de La Habana, Cuba.Tel.: (537) 2059949e-mail: [email protected]://www.cubasolar.cu

Esta obra es el resultado del esfuerzo conjunto de losintegrantes del Grupo de Trabajo para el Impulso dela Energía Eólica, creado por el Consejo de Estadode la República de Cuba en septiembre de 2005. Eltrabajo se ha realizado bajo la conducción del Equipode Coordinación y Apoyo del Comandante en Jefe.Han tenido una destacada participación autoral loscompañeros siguientes:

Conrado Moreno Figueredo1

José Martínez Escanaverino1

Guillermo Leiva Viamonte2

Alfredo Roque Rodríguez3

Raúl Novo Mesegué2

Ángel Costa Montiel4

Carlos Llanes Burón5

Omar Herrera Sánchez1

Antonio Sarmiento Sera1

Ramón Pérez Suárez3

Miriam Limia Martínez3

Alejandro Montesinos Larrosa6

Manuel Menéndez Castellanos7

1 Centro de Estudio de Tecnologías Energéticas Renovables(CETER), Instituto Superior Politécnico José Antonio Echeverría(CUJAE).

2 EcoSol Solar, Gerencia de Proyectos, COPEXTEL S.A.3 Instituto de Meteorología (INSMET), Ministerio de Ciencia,

Tecnología y Medio Ambiente (CITMA).4 Centro de Investigaciones y Pruebas Electroenergéticas (CIPEL),

Instituto Superior Politécnico José Antonio Echeverría (CUJAE).5 Centro de Estudios de Construcción y Arquitectura Tropical

(CECAT), Instituto Superior Politécnico José Antonio Echeverría(CUJAE).

6 Sociedad Cubana para la Promoción de las Fuentes Renovablesde Energía y el Respeto Ambiental (CUBASOLAR).

7 Consejo de Estado de la República de Cuba.

Dr. Ing.Dr. Ing.

Ing.Lic.Lic.

Dr. Ing.Dr. Ing.

Ing.Dr. Ing.

Dr.Dra.

M.Sc.Ing.

Como se conoce, la energía eólica es la fuente de ener-gía renovable que mayor auge ha tenido en el mundoen los últimos años. Su costo de instalación es ya com-petitivo respecto a las fuentes tradicionales de energía.Como línea estratégica de este desarrollo —el eóli-co— se someterán a prueba diversas tecnologías, in-cluyendo aquellas diseñadas para soportar los frecuen-tes huracanes que nos azotan.

[...]Se ejecutan mediciones de la velocidad del viento

a 50 metros de altura en puntos seleccionados de es-tas macrolocalizaciones, lo que permite la precisiónde los sitios más idóneos, y se dan pasos para próxi-mamente conocer las potencialidades de la energíaeólica en todo el país.

Se avanza rápidamente, por otro lado, en los estudios,investigaciones y pruebas para emplear cuanto antes seaposible la energía eólica. Ya hemos adquirido los prime-ros cien equipos —están al llegar—, cien estacionespara medir la velocidad del viento en todas las regio-nes fundamentales del país, y en muchas de ellas hayperspectivas altamente favorables; ya veremos cuan-do tengamos la información, la velocidad con que lasconstruiremos. El sistema con grupos electrógenos seadapta muy bien al empleo de la energía eólica, porquelos vientos son caprichosos y cambiantes; a un sistemacomo el que teníamos de grandes plantas era absoluta-mente imposible incorporar o sincronizar la electrici-dad que emanara del viento; bastarían ocho horas deviento y ya sería muy económico.

COMANDANTE EN JEFE

FIDEL CASTRO RUZ

La Habana,1ro. de mayo de 2006

COMANDANTE EN JEFE

FIDEL CASTRO RUZ

Pinar del Río,17 de enero de 2006

Hacia el despegue de la energía eólicaen Cuba

¿Hacia dónde avanza el desarrollo de la energía eólicay cuál es la situación de Latinoamérica y el Caribe?

Respuesta breveLa energía eólica: una necesidad de hoyy de mañanaDesarrollo de la energía eólica en el mundoDesarrollo de la energía eólica en Cuba

¿Cómo se puede conocer la potencialidad del vientode un país o región y cuál es la situación de Cuba?

Respuesta breveEl viento y su mediciónLa turbulenciaEl experimento de ReynoldsLa turbulencia atmosféricaLa intensidad de la turbulenciaTurbulencia y clases de aerogeneradores según la IECEnergía y potencia del vientoLos vientos en el mundo y en CubaParticularidades del vientoen las zonas montañosas

1.1.

1.2.1.3.

2.1.2.2.2.2.1.2.2.2.2.2.3.2.2.4.2.3.2.4.2.5.

INTRODUCCIÓN

PREGUNTA 1

PREGUNTA 2

13

2121

233035

37373945474850515459

74

ÍNDICE

Determinación del potencial eólico de un paíso regiónSituación actual de Cuba

¿Cuáles son las tecnologías utilizadasen los aerogeneradores?

Respuesta breveGeneralidadesLa turbina eólicaTren de fuerza y otros accionamientosTrenes de fuerza con multiplicadorTrenes de fuerza sin multiplicadorAccionamientos de orientaciónAccionamientos de cambio de pasoGenerador y convertidorGeneradores asincrónicosGeneradores sincrónicosTorreSistema de controlProveedoresCostos de los aerogeneradoresy sus componentes

¿Qué capacidades de generación han alcanzadolos aerogeneradores?

Respuesta breveIntroducciónBreve historia de los aerogeneradoresDesarrollo de la aerodinámicaDesarrollo en el siglo XXConclusiones

¿Cuáles son los resultados alcanzadosa nivel internacional en el aprovechamiento eólico?

Respuesta breveGeneralidadesProducción de energía de una turbina aisladaProducción de energía de un parque eólico

¿En qué se diferencian los aerogeneradores conectadosa la red eléctrica nacional o regional de los destinadosa regiones aisladas, y cómo se diseñan?

Respuesta breveIntroducciónDesarrollo de las turbinas eólicasDiferenciasSistemas híbridosDiseño

2.6.

2.7.

3.1.3.2.3.3.3.3.1.3.3.2.3.3.3.3.3.4.3.4.3.4.1.3.4.2.3.5.3.6.3.7.3.8.

4.1.4.2.4.3.4.4.4.5.

5.1.5.2.5.3.

6.1.6.2.6.3.6.4.6.5.

7790

91919394

108108115117119122122135145148149

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167167168172179

183183184186187189191

PREGUNTA 3

PREGUNTA 4

PREGUNTA 5

PREGUNTA 6

Procedimiento para el diseñoExperiencia cubana en el desarrollode aerogeneradoresEspecificaciones técnicasLos parques eólicos y la generación distribuida

¿Cómo se proyecta un parque eólico,cuáles son sus costos y cómo se construye?

Respuesta breveProyección de un parque eólicoFases del proyectoAnálisis económicoFactores que influyen en la economíade un parque eólicoAnálisis de rentabilidadTiempo de recuperación de la inversión (TRI)EjemploConstrucción de un parque eólico

¿Cómo se protegen los aerogeneradoresde los huracanes?

Respuesta breveGeneralidadesLos huracanes en CubaLa velocidad máxima del vientoInundaciones costeras en Cuba por penetracionesdel marCausas de las inundaciones costeras en Cuba¿Qué es la surgencia?Selección de los aerogeneradorespara condiciones extremasExperiencia del parque eólico de Wigton, JamaicaExperiencia del parque eólico de Shanwei, ChinaExperiencia del parque eólicode las islas Miyako, JapónResumen de las experienciasAerogeneradores abatibles

¿Cómo se prepara el personal que proyectay opera los parques eólicos y cómo se organizanlas actividades de investigación-desarrollo?

Respuesta breveGeneralidadesAlemaniaEspañaDinamarcaIndiaBrasil

PREGUNTA 7

PREGUNTA 8

PREGUNTA 9

192

200202204

209209210213214

215218219219220

227227228230235

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241242244

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249249250250250252253253

6.6.6.7.

6.7.1.6.8.

7.1.7.2.7.3.7.3.1.

7.3.2.7.3.3.7.3.4.7.4.

8.1.8.2.8.3.8.4.

8.4.1.8.4.2.8.5.

8.6.8.7.8.8.

8.9.8.10.

9.1.9.2.9.3.9.4.9.5.9.6.

PREGUNTA 10

ANEXOS1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11.

9.7.9.8.

10.1.10.2.10.3.10.4.10.5.10.6.10.7.

255256

257257257258258260262263264

265

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290

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304

310

323

325

329

CubaOtros países

¿Qué impacto tienen los parques eólicossobre el medio ambiente?

Respuesta breveIntroducciónEmisionesAceptación por la comunidadRuidoUso del sueloInterferencia electromagnéticaEfecto sobre las aves y peces

¿Cómo calcular los beneficios que aportanlos proyectos de energía eólica?

Hay viento para cubrir siete veces las necesidadesactuales de energía eléctrica de la humanidad

Unidades de medida de la energía y la potencia

Nomenclatura, definiciones y datos principales

Abreviaturas, siglas y acrónimos

Glosario eólico

Breve cronología del desarrollode los aerogeneradores (hasta el 2000)

Breve cronología de la energía eólicaen Cuba después de 1959

Bibliografía consultada

Sitios Web sobre energía eólica

Bibliografía cubana sobre energía eólica

INTRODUCCIÓN

Una madrugada del 2004 en las oficinas del Consejode Estado, al calor de los análisis y discusiones entorno a la crítica situación que entonces enfrentaba elsector energético nacional y el interés que desperta-ban las noticias de muchos lugares del mundo sobreel ritmo de crecimiento acelerado que estaba experi-mentando la utilización del viento para la producciónde energía limpia y barata, el Comandante en JefeFidel Castro planteó a un grupo de compañeros lanecesidad de buscar toda la información sobre esaindustria e impulsar investigaciones al respecto.

En realidad, el país no hacía sino retornar a loscauces trazados por el Jefe de la Revolución y por elPartido desde mucho antes, que reclamaban la nece-sidad de promover el sector energético renovable, nosolo por razones ambientalistas —que hubieran sidosuficientes—, sino porque aprovecharlo fortaleceríanuestra economía y reduciría su dependencia de loscombustibles fósiles importados, así como los altoscostos de producción de la energía que Cuba reque-ría emplear para su desarrollo.

Hacia el despeguede la energía eólica

en Cuba

DIEZ PREGUNTAS Y RESPUESTAS SOBRE ENERGÍA EÓLICA14

La Resolución Económica del V Congreso delPartido, en 1997, nos indicaba además el rumbo: «Enlos portadores energéticos, a los que el país dedicaalrededor de la tercera parte de sus ingresos totalesen divisas, será necesario, de una parte, concentrarlos esfuerzos en el ahorro de los tradicionales en todala cadena de su utilización; y de la otra, el desarrollode las fuentes nacionales, en particular las renova-bles (…) El empleo de la energía renovable confirmacada vez más sus extraordinarias potencialidades y lavariedad en la obtención (…) El examen de la econo-mía energética deberá tener una alta prioridad, tantoen las nuevas inversiones como en las instalacionesexistentes, teniendo en cuenta el indisoluble nexo en-tre eficiencia económica y energética y los adelantosde la ciencia y la técnica…».

A la noche siguiente, acompañado de un colecti-vo de especialistas —varios de ellos con determina-dos conocimientos en la materia y consagrados conabnegación durante muchos años a las fuentes reno-vables de energía, en especial la eólica, y otros quedebimos aprender sobre la marcha—, comenzamos atrabajar en la tarea.

Así, en julio de 2005, tras visitar el parque eólicode Wigton, en Jamaica, después del paso del huracánDennis, pudimos poner en manos de la dirección delpaís un conjunto de herramientas conceptuales preli-minares que permitieron organizar los pasos siguientesy trazar con posterioridad una estrategia de asimila-ción de estas tecnologías y de realización de pruebasen escala reducida para aprender a dominar la técni-ca de la generación eólica.

Todo lo ocurrido a partir de ese momento, y de laconstitución —dos meses después— del Grupo de Tra-bajo para el Impulso de la Energía Eólica, forma par-te del camino delineado para impulsar la RevoluciónEnergética en la nación.

Entre sus resultados parciales más significativosestá la culminación de la primera versión del mapaeólico de Cuba, instrumento de valor científico capitalpara poder orientar la prospección de los lugares másidóneos donde ubicar este tipo de obras energéticas.

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Debe decirse que las primeras mediciones realizadasa cincuenta metros de altura van arrojando resulta-dos promisorios, sobre todo en la región oriental delterritorio, en una faja costera que se extiende desdeel norte de Camagüey hasta Maisí, con lugares comoGibara, donde los valores de potencia eólica acumu-lados son equiparables con los conocidos internacio-nalmente.

Y el otro resultado parcial significativo fue la in-auguración, en febrero de 2007, del parque eólicoexperimental de Los Canarreos, en la Isla de la Ju-ventud, con tecnología de paso variable y torre aba-tible (Vergnet), que eleva la capacidad nacional a2,1 MW, al que se añadirán otros con tecnología depaso variable (Gamesa) y de paso fijo (Goldwind),que sumados a los ya existentes, como el de Turigua-nó, de paso fijo (Ecotècnia), totalizarán en los prime-ros meses del próximo año algo más de 11 MW depotencia instalada para esta primera fase experimen-tal, aunque el valor real estará en poder confrontar yaprender diferentes tecnologías.

La velocidad, intensidad y complejidad de la ta-rea, y la pequeña cantidad inicial de ingenieros y téc-nicos con conocimientos profundos en esta materia,evidenciaron que un primer requisito que se debíacubrir iba a ser la capacitación de todos los recursoshumanos implicados en ella. Esto incluía desde me-teorólogos, ingenieros y técnicos de la industria eléc-trica, hasta especialistas de diversos sectores de laeconomía (industrias mecánica y de la construcción,profesores universitarios y expertos en medio ambien-te), entre otros.

En los últimos meses, y de forma acelerada, unnúmero considerable de profesionales y técnicos harecibido cursos y realizado estudios de postgrado, tantoen Cuba como en el exterior. Todos los viernes, desdeseptiembre de 2005, como parte del orden del día delas reuniones del Grupo de Trabajo para el Impulsode la Energía Eólica, se realiza una sesión de estudiostécnicos en la que han desempeñado un destacadopapel profesores del Centro de Estudio de Tecnolo-gías Energéticas Renovables (CETER), adscrito al

INTRODUCCIÓN


Instituto Superior Politécnico José Antonio Echeve-rría (ISPJAE), y técnicos de la empresa EcoSol Solar.Sin embargo, puede considerarse que todo esto esinsuficiente para la envergadura de la tarea que se haplanteado nuestro país.

De ahí que, inspirados en todas esas ideas, nospropusimos reunir en un libro las nociones elementalessobre la generación de electricidad a partir de la ener-gía eólica, que es actualmente en el mundo la fuenteenergética con el crecimiento más dinámico. No es untexto acabado, porque tanto quienes llevan años in-mersos en este trabajo como los que hace poco nosincorporamos a él, descubrimos todos los días algonuevo y útil. Al mismo tiempo ganamos concienciasobre lo mucho que queda por aprender.

El libro, por tanto, está dirigido a un amplio uni-verso de lectores, con particular énfasis en los estu-diantes, técnicos, profesores, especialistas y a todoslos que tienen responsabilidades en la adopción dedecisiones referidas a la energía eólica.

Cada pregunta está precedida de un resumen deno-minado Respuesta breve, que centra su análisis en untema específico, para que cada lector pueda satisfacersus necesidades de una manera más rápida y precisa.

A continuación exponemos algunos comentarioscon el ánimo de informar su contenido y motivar elinterés por la lectura:

Elaborado en forma de preguntas y respuestas,en la primera se aportan las coordenadas del desa-rrollo de la energía eólica en el mundo, fundamental-mente en los últimos cincuenta años, al tiempo que sedocumenta su baja presencia en la región latinoame-ricana y caribeña.

La respuesta a la pregunta dos subraya la impor-tancia de conocer la potencialidad del viento de cual-quier región o país antes de emprender un proyectoeólico. Por su situación geográfica, nuestro archipié-lago está sometido a la influencia permanente de losvientos alisios, los llamados nortes y sures, y las bri-sas. También hay referencias a la primera versión delmapa eólico de Cuba y al mapa de evidencias ecoló-gicas —resultado de muchas exploraciones—, con-

DIEZ PREGUNTAS Y RESPUESTAS SOBRE ENERGÍA EÓLICA

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feccionados íntegramente por un colectivo de cientí-ficos y técnicos cubanos.

Las preguntas tres, cuatro y cinco permiten cono-cer las diversas tecnologías utilizadas en los aerogene-radores, las capacidades de generación alcanzadas yel nivel de desarrollo internacional en el aprovecha-miento del potencial eólico, sobre todo acentuando enaquellos aspectos cuya comprensión constituye, des-pués del estudio del viento, la clave de las proyeccio-nes energéticas eólicas futuras.

En la respuesta seis se presentan los métodos dediseño y las diferencias entre los aerogeneradores co-nectados a la red eléctrica nacional o regional y losdestinados a zonas aisladas. Se enfatiza en la exigen-cia de estudiar el nivel de penetración de la energíaeólica en cualquier sistema eléctrico, basado en la ines-tabilidad del recurso eólico, por lo que siempre debeestar combinada con otra fuente energética.

La siguiente —séptima— fija su atención en laproyección, costos y construcción de los parques eó-licos, cuestión sobre la que queda mucho por apren-der en nuestro país.

Las últimas interrogantes abordan tres temas: la pro-tección de los aerogeneradores ante el azote de ciclonestropicales, la formación de los recursos humanos y elimpacto medioambiental de los parques eólicos.

El tema de los ciclones tropicales resulta otra áreaen la que aún resta por investigar, particularmente enCuba y en toda la región del Caribe. Afortunadamen-te, nuestro país ha acumulado una experiencia en elmanejo y pronóstico de estos fenómenos meteoroló-gicos —que es un referente internacional—, la cualdebe permitirnos profundizar y avanzar. Por eso, ycomo parte de los estudios, se instalaron aerogenera-dores abatibles en el parque eólico de prueba de laIsla de la Juventud, para defenderlos mejor del pasode los huracanes y asimilar toda la experiencia quede ahí se derive.

En el proceso final de redacción surgió la necesi-dad de incorporar otras informaciones que en esta edi-ción forman parte de los anexos, con temas como elcálculo del ahorro de portadores energéticos conven-

INTRODUCCIÓN


cionales por el empleo de la energía eólica, el potencialeólico mundial, las unidades de medida de la energía yla potencia, la historia y la bibliografía de la energíaeólica en Cuba. No obstante, varios temas quedaronpor abordar.

Aunque en esta ocasión el énfasis se pone en laaerogeneración, en Cuba existe una notable tradiciónen el uso de los molinos de viento para el abasteci-miento de agua. La introducción de estas aerobom-bas data de finales del siglo XIX y en los últimos mesesse incrementa su presencia, fundamentalmente en laganadería.

Vivimos en un mundo en el que las guerras por elcontrol de los recursos energéticos son cada vez másfrecuentes, donde los precios del barril de petróleo hanllegado a niveles impresionantes, dificultando su adqui-sición para los países más pobres, y en el cual las ma-niobras imperialistas para retrotraer las economías ter-cermundistas al monocultivo con fines energéticos seperfilan como otra sucia jugada de los poderosos, conel fin de sostener sus derrochadores y abusivos patro-nes de consumo y de vida, sin importarles que con ellocondenan a miles de millones de seres humanos a lamuerte prematura por hambre y sed.

En ese mundo, el viento —un recurso libre— senos ofrece como una alternativa viable, posible e in-cluso ¡imbloqueable!

De ahí que en muchos confines del planeta seacada vez mayor el número de personas que claman eltránsito de la cultura energética consumista hacia otra,sostenible.

En la Unión Europea, por ejemplo, se ha estableci-do una norma para todos los países mediante la cual enel 2020 deben satisfacer 20% de la demanda energéti-ca con fuentes renovables, con especial énfasis en laenergía eólica. Solo en uno de ellos, Dinamarca, la mi-tad de toda la energía que se producirá y consumirá elpaís, por directiva gubernamental, deberá ser propor-cionada por máquinas eólicas para el 2025. Otros, comoAlemania y España, con los mayores índices de gene-ración instalada, se han impuesto llegar a cubrir en breve15% de sus necesidades con esta fuente.

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Y no faltan naciones, como China y la India, connecesidades gigantescas de consumo energético paragarantizar el desarrollo de sus enormes poblaciones,que ya han alcanzado significativos avances.

La demanda de esta transformación ha impulsadotambién una industria de elevadísima calificación y al-tos costos de producción, dada por la complejidad delos sistemas electromecánicos que componen los ae-rogeneradores y, en especial, por el diseño y construc-ción de sus componentes aerodinámicos. Esta indus-tria se encuentra mayormente controlada por poderosastransnacionales y no podemos excluir que algunos desus productores sean víctimas de las presiones y elbloqueo de los Estados Unidos contra nuestro país.

Cuba se inserta en este complejo escenario conuna estrategia y un programa de trabajo. En él la for-mación y la capacitación, en paralelo con la investi-gación, el desarrollo y la aplicación práctica de losresultados, serán tareas decisivas, para lo cual «apren-deremos haciendo», pero evitando los errores de otrosque nos antecedieron.

Si en algunos países del mundo el desarrollo delsector fue resultado de las contradicciones capitalistasy de las luchas populares contra el uso de la energíanuclear y la contaminación ambiental, en Cuba goza-mos el privilegio de nacer con un programa regido poruna voluntad y un mandato político y gubernamentalclaro a favor del ahorro de combustibles fósiles, elempleo de las energías renovables, eólicas en parti-cular, y de la protección del medio ambiente. Los re-sultados de este programa beneficiarán a todos loscubanos y constituirán, llegado el momento, un áreade cooperación con otros pueblos hermanos.

Todo este esfuerzo por desarrollar la energía eó-lica en Cuba tiene un inspirador, como estratega de laRevolución Energética: nuestro Comandante en Jefe,quien permanentemente se ha mantenido al tanto dela marcha del programa, aun durante su más recienteperíodo de convalecencia. Las maquetas de aeroge-neradores que lo acompañan en su oficina son testi-gos del interés del Jefe de nuestra Revolución porese propósito.

INTRODUCCIÓN

Por todo ello y en nombre del colectivo de autoresy del Grupo de Trabajo para el Impulso de la EnergíaEólica, nos complace poner esta obra a disposiciónde los lectores. Les agradeceremos que la sientancomo suya y que la enriquezcan con sus considera-ciones, contribuciones y nuevas preguntas. Segura-mente en poco tiempo deberemos plantearnos unanueva edición con diez o más nuevas preguntas noabordadas en la presente.

Como nos ha enseñado Fidel, no nos detendre-mos aquí. Avanzaremos por esta senda y aprendere-mos a utilizar el viento, que si bien soplará mientras elplaneta gire sobre su eje, siempre será cambiante,sorprendente, caprichoso y altamente energético.

MANUEL MENÉNDEZ CASTELLANOS

La Habana, marzo de 2007


¿Hacia dónde avanzael desarrollo de la energía eólica

y cuál es la situaciónde Latinoamérica y el Caribe?

Respuesta breveLa generación mundial de energía eléctrica, tan im-portante para el desarrollo humano, se ha incremen-tado durante los últimos cincuenta años a un ritmovarias veces superior al del crecimiento de la pobla-ción. El consumo promedio de electricidad correspon-diente a cada habitante del planeta, en todas sus apli-caciones domésticas, industriales y de transporte, rondahoy los 200 kWh mensuales, aunque su distribuciónes muy desigual.

Más de 65% de este consumo lo satisfacen plan-tas termoeléctricas que queman carbón, gas o petró-leo. La demanda creciente de estos combustibles norenovables ha desatado un continuo aumento de losprecios que afecta a la economía mundial. Además,la combustión de tales combustibles fósiles producegases, como el dióxido de carbono (CO2), cuyo efec-to invernadero provoca el incremento de la tempera-tura de la superficie del planeta, lo cual trastorna cadavez más los regímenes de lluvia, acrecienta la ocu-rrencia de huracanes y provoca el ascenso del nivel

PREGUNTA1


de los mares, entre otras consecuencias nefastas aescalas local y global (Fig. 1.1).

Para enfrentar estos problemas, la humanidad ne-cesita desarrollar y aplicar tecnologías generadoras deelectricidad basadas en fuentes renovables de energía,y que no emanen a la atmósfera gases de efecto inver-nadero. Entre las fuentes de energía, la del viento sedestaca en varios aspectos decisivos: la energía eólica—en referencia a Eolo, el dios de los vientos en lamitología griega— es renovable, abunda en muchasregiones del planeta, la tecnología para su aprovecha-miento está disponible, no emite gases de efecto inver-nadero ni otros contaminantes ambientales, y tampocorequiere grandes áreas de captación. Por todo ello, cadavez más países optan por la producción masiva de elec-tricidad a partir del viento (Fig. 1.2).

Europa continúa encabezando este propósito, conla mayor capacidad instalada. Durante el 2005, Nor-teamérica y Asia realizaron fuertes inversiones enenergía eólica e incrementaron sus capacidades degeneración en 37 y 49%, respectivamente. En esemismo año la región del Pacífico creció 58%, mien-tras África y el Medio Oriente, aún con niveles bajos,tuvo un incremento de 38%.

Latinoamérica y el Caribe es actualmente la re-gión del mundo con menor crecimiento en la energíaeólica, apenas 3% en el 2005, y con la menor capaci-dad instalada, con solo 236 MW. Costa Rica y lospaíses del Caribe, aunque no crearon nuevas capaci-dades durante el 2005, poseen 63,1% de la capacidadinstalada en toda la región, con 149 MW.

Cuba, con una modesta capacidad instalada de0,48 MW, tiene en marcha un programa para el desa-rrollo acelerado de la energía eólica y avanza rápida-mente en los estudios previos del viento para determi-nar sus potencialidades reales. Al mismo tiempo, setrabaja en la instalación de parques eólicos para probaren una escala limitada las diferentes tecnologías quehoy se conocen. Los resultados que se obtengan dela medición del viento, más la experiencia que se ad-quiera con esos primeros parques, abrirán el caminopara un desarrollo superior.

Fig. 1.1. La combustión dehidrocarburos produce ga-ses de efecto invernaderoque constituyen una de lascausas principales del cam-bio climático global. (Fuen-te: Alejandro Montesinos).

23

1.1. La energía eólica:una necesidad de hoy y de mañanaSe denomina energía eólica a la obtenida a partir delviento. Esta energía se comenzó a utilizar hace milesde años para impulsar las embarcaciones de vela yposteriormente para mover los molinos de viento, ca-paces de moler cereales y bombear agua.

Los molinos y los veleros son medios técnicos queaprovechan parte de la energía cinética del viento pararealizar trabajo mecánico directo en el sitio. Moder-namente, se han desarrollado medios para obtener unaforma más valiosa de energía a partir de la energíaeólica, la eléctrica, que puede ser transmitida a dis-tancia y utilizada de las más diversas formas.

La generación de electricidad a partir del vientose ha convertido en una rama muy dinámica de laenergética, y varios países se han propuesto cubrir enel futuro no lejano una parte importante de sus nece-sidades eléctricas con ella. A continuación se presen-ta el escenario donde tiene lugar el desarrollo actualde la energía eólica.

En 1950 vivía4n en nuestro planeta unos 2 550millones de habitantes, que consumieron en total 1,2billones de kilowatt-hora (kWh) de energía eléctrica,o sea, 1,2 millones de millones. Desde entonces, lapoblación mundial ha crecido dos veces y media, mien-tras el consumo de electricidad se ha multiplicado portrece. Esto revela la importancia que tiene la aplica-ción de la electricidad en el desarrollo humano.

Fig. 1.2. La generación deelectricidad a partir de laenergía eólica crece cadaaño de manera sostenida.(Fuente: Instituto Alemán deEnergía Eólica).

PREGUNTA 1. ¿HACIA DÓNDE AVANZA EL DESARROLLO DE LA ENERGÍA EÓLICA...?


Aunque actualmente el consumo promedio de elec-tricidad de un habitante ronda los 200 kWh mensuales(incluidos los gastos de electricidad, tanto industrialesy de transporte como domésticos), el mayor consumopor habitante lo registra Islandia, con 2 300 kWh mensua-les; y el menor, Etiopía y Haití, con 2,5 kWh al mes. Ellatinoamericano medio consume 133 kWh al mes.Como país, el mayor consumidor absoluto es EstadosUnidos, con 3 803 TWh/a, seguido por la RepúblicaPopular China, con 1 776 TWh/a.

En la figura 1.3 se muestran los aportes de lasdiversas fuentes de energía a la generación de elec-tricidad en el mundo actual, tomando como muestralas cifras del 2003.

Esto evidencia que actualmente la mayor partede la electricidad generada se obtiene mediante lacombustión de combustibles fósiles (carbón, gas ypetróleo). Esa ha sido la realidad durante muchosaños, pero dos serios problemas se oponen a la conti-nuación indefinida de tal estado de cosas:

• El rápido incremento que están sufriendo los pre-cios de los combustibles fósiles, provocado sobretodo por el creciente desequilibrio entre la ofertay la demanda.

• El calentamiento global debido al aumento de laconcentración de los gases de efecto invernaderoen la atmósfera, en primer lugar el dióxido de car-bono (CO2), que amenaza con un desastre climá-tico de imprevisibles consecuencias.El primer problema ya está desestabilizando las

economías de varios países que importan combusti-bles fósiles. Y el segundo problema no es menos se-rio, pues se pronostica un incremento, en número eintensidad, de desastres naturales (tormentas, hura-canes, inundaciones, sequías), así como la subida delnivel de los mares, entre otros efectos funestos, debi-do al incremento de la temperatura de la superficiede la Tierra y su atmósfera.

La figura 1.4 aporta valores representativos delas emisiones de CO2 debidas a la combustión de loscombustibles fósiles en las plantas termoeléctricasactuales, por unidad de energía eléctrica generada.

25

Fig. 1.3. Fuentes de energíautilizadas en el 2003 paragenerar electricidad.

Fig. 1.4. Emisiones de CO2

de las plantas termoeléctri-cas actuales, en kg/kWh.

En estos momentos, las emisiones de dióxido de car-bono a la atmósfera se producen a razón de 3,99 tonela-das al año por habitante del mundo. Este valor medioestá muy desigualmente distribuido, pues a cada ha-bitante de Kuwait le corresponde una emisión mediade 24,3 t/a, mientras en la República Democrática delCongo el valor per cápita es de 0,04 t/a. A cada latino-americano le corresponde una emisión de 1,97 t/a. Comopaís, el mayor emisor absoluto es Estados Unidos, con5 728 millones de toneladas anuales, seguido por laRepública Popular China, con 3 719 millones.

Es por ello que el contenido de CO2 de la atmós-fera es hoy 31% más alto que hace 250 años. Comoresultado, la temperatura media de la superficie delplaneta se ha incrementado en 0,6 ºC desde 1860, ypodría aumentar 5,8 ºC más en los próximos cien añossi no se toman medidas para cambiar radicalmente elrumbo actual.

En varios países se desarrollan las llamadas tec-nologías limpias de generación de energía eléctrica apartir de combustibles fósiles, que prometen reducirdrásticamente emisiones de algunos gases, como losóxidos de nitrógeno y azufre, responsables de la nie-bla tóxica (smog) y la lluvia ácida, y de «secuestrar»los gases de efecto invernadero y almacenarlos enpozos de petróleo agotados o en cavidades subterrá-neas naturales. Pero se trata de tecnologías aún endesarrollo, complejas, y con un costo de 40 a 100 por cada tonelada de CO2 secuestrado. También, poresta causa, es evidente que los costos de generaciónde electricidad con los combustibles no renovablesseguirán en aumento.



Conscientes de los peligros existentes, muchospaíses se han agrupado en la Convención del CambioClimático, son firmantes del Protocolo de Kyoto y tra-bajan para frenar el crecimiento de la concentraciónde CO2 en la atmósfera y llegar a detenerlo, en unplazo histórico breve.

Respecto a la generación de electricidad, las me-didas que se deben tomar para la reducción de lasemisiones de gases de efecto invernadero avanzanen dos direcciones fundamentales:

• Introducir tecnologías que consuman menos elec-tricidad para lograr el mismo efecto útil, lo quereduce el crecimiento de la demanda.

• Sustituir las plantas termoeléctricas tradicionalespor otras que emitan menos dióxido de carbono yque estén basadas, todo lo posible, en fuentes re-novables de energía.La mayor fuente primaria de energía, además de

ser renovable y no contaminante, es la constituida porlas radiaciones de onda corta provenientes del Sol,que incluyen la luz visible, con una potencia de hasta1 400 W/m2, justo antes de entrar a la atmósfera terres-tre. A este valor se le llama constante solar. A travésde tales radiaciones llegó la energía que acumulan ahoralos combustibles fósiles, y de ellas se surten otras fuen-tes renovables de energía, como la hidráulica, depen-diente del ciclo hidrológico o ciclo del agua, que com-prende la evaporación del agua, la formación de nubes yel retorno del agua en forma de lluvia o nieve. Este pro-ceso ocurre a partir de la energía que llega del Sol.

El Sol calienta el aire atmosférico por dos vías:1. Directamente con sus radiaciones de onda corta,

18% de cuya potencia es absorbida por el vaporde agua y el CO2 de la atmósfera, y por el polvomuy fino (aerosol) que flota en el aire.

2. Indirectamente mediante el calentamiento de lasuperficie de las tierras y los mares, que reciben50% de las radiaciones de onda corta que llegandel Sol. Al calentarse, las tierras y los mares emi-ten radiaciones infrarrojas que son absorbidas enparte por el CO2 de la atmósfera, en el llamadoefecto invernadero.

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El calentamiento del aire atmosférico es desigual:mayor en el ecuador y menor en los polos, lo cualcrea zonas de bajas y altas presiones barométricas.El aire, como fluido, se mueve entonces de las zonasde alta presión a las de baja, lo que origina el viento.

La gran masa de aire atmosférico en movimiento anivel planetario contiene una cantidad colosal de ener-gía. Durante milenios, la humanidad solo aprovechó unaparte insignificante de esta energía por medio de losmolinos de viento y las embarcaciones de vela.

No fue hasta 1888, casi cuarenta años despuésde la creación del primer generador eléctrico, que elinventor y empresario norteamericano Charles F.Brush desarrolló y operó en Cleveland, Ohio, el pri-mer aerogenerador (wind turbine, en inglés). Se tra-taba de una máquina de 12 kW (Fig. 1.5), destinada aabastecer de electricidad la residencia de su inventor.

Fig. 1.5. Aerogenerador deBrush, instalado en 1888.



Por otro lado, en 1890, el gobierno de Dinamarca ini-ció el primer programa nacional para el desarrollo dela producción de electricidad a partir del viento. Bajo ladirección del meteorólogo y profesor de tecnologíaPoul La Cour, este programa desarrolló investigacio-nes, formó personal calificado y, basándose en ello,construyó y puso en marcha en 1892 dos aerogene-radores de alta eficiencia, uno de 5 kW y otro de25 kW, en la propia Escuela Pública Superior de lapequeña ciudad de Askov donde trabajaba su crea-dor (Fig. 1.6).

Un aerogenerador moderno es un equipo prefabri-cado que puede instalarse con rapidez sobre una peque-ña área. Por ello, los aerogeneradores han pasado a serlos equipos energéticos con mayor tasa de crecimientoen número y potencia. La instalación de aerogenera-dores en sitios con buenos vientos puede aportar con-siderables cantidades de energía y, además, ayudar areducir las emisiones de CO2 y otros gases a la at-mósfera.

Fig. 1.6. Aerogeneradores deLa Cour, instalados en 1892.

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La figura 1.7 muestra un aerogenerador alemánmoderno E-48, de la firma Enercon, con 800 kW depotencia nominal.

Los aerogeneradores generalmente se instalan engrupos, formando así plantas generadoras de electri-cidad denominadas parques eólicos (wind farm, eninglés). Una instalación de este tipo se dirige desdeun puesto de mando centralizado, como una plantaeléctrica convencional. En la figura 1.8 se muestraun parque eólico costa afuera, situado en el noroestede Dinamarca, con una potencia total de 166 MW.

La capacidad de generación eólica que puede asi-milar un sistema eléctrico se denomina penetracióneólica (wind penetration, en inglés). Para los siste-mas eléctricos tradicionales, la penetración eólica pue-de llegar de 10 a 20% de la demanda media anual, conajustes menores en sus prácticas de planeación, ope-ración y fiabilidad. Por esa vía, la penetración eólica enDinamarca llegó en el 2005 a 16% de la demanda mediaanual, mientras que en Alemania llegó a 6% y en Espa-ña a 5%. En momentos de mucho viento y bajo consu-mo eléctrico, la penetración eólica instantánea puedellegar a cifras mayores. En España, durante septiem-bre de 2005, hubo momentos en que los parques eóli-cos llegaron a proporcionar 30% de la demanda nacio-nal de electricidad.

Fig. 1.7. Aerogenerador ale-mán de 800 kW de potencianominal. (Fuente: Enercon).

Fig. 1.8. Parque eólico cos-ta afuera situado en el no-roeste de Dinamarca. (Fuen-te: Siemens).



A medida que los sistemas eléctricos adquieran laflexibilidad y estabilidad apropiadas, se reestructurenpara una generación distribuida eficiente y se perfec-cione el pronóstico del viento, la penetración eólicapuede llegar a valores considerablemente más altos.Por ejemplo, en Dinamarca se trabaja para lograr queen el 2015 la energía eólica proporcione 35% de lademanda media anual. Por su importancia y comple-jidad, el tema de la penetración eólica continúa siendoobjeto de múltiples investigaciones, sobre todo en lospaíses más desarrollados en este campo.

La energía eólica es una necesidad de la energéti-ca de hoy en transición y de la energética sostenible demañana, y no un fenómeno pasajero. Otras fuentespotenciales de energía, como las reacciones termonu-cleares y la diferencia de temperatura entre las aguassuperficiales y las profundas, plantean para su aprove-chamiento problemas muy complejos, cuyos plazos desolución son en estos momentos imprevisibles, mien-tras la escalada de precios de los combustibles fósilesy los peligros del cambio climático requieren de accio-nes inmediatas como las que la energía eólica puedebrindar.

1.2. Desarrollo de la energía eólicaen el mundoLa energía eólica es desde hace años la fuente deenergía con el crecimiento más dinámico del mundo,tendencia que se fortalece.

En el 2005, la nueva capacidad instalada en todoel mundo fue de 11 769 MW, lo cual representa 43,4%de crecimiento con respecto a los 8 207 MW empla-zados el año anterior, estableciendo una nueva mar-ca. El valor de los nuevos equipos instalados superalos doce mil millones de euros. Al final del 2005 lacapacidad total instalada de generación de electrici-dad eólica a nivel mundial llegó a 59 322 MW, lo querepresentó un incremento de 25% en solo un año.

El líder en términos de nuevas instalaciones du-rante el 2005 fue Estados Unidos, con 2 431 MW,seguido de cinco países con gran desarrollo eólico:

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Alemania (1 808 MW), España (1 764 MW), India(1 430 MW), Portugal (500 MW) y China (498 MW).

Los países con las más altas capacidades tota-les instaladas son Alemania (18 428 MW), España(10 027 MW), Estados Unidos (9 149 MW), India(4 430 MW) y Dinamarca (3 122 MW). Por tanto, laIndia ha desplazado a Dinamarca del cuarto lugar enel mercado eólico mundial. Otro grupo de países, queincluye a Italia, el Reino Unido, los Países Bajos, Chi-na, Japón y Portugal, ha rebasado ya los 1 000 MWde capacidad instalada cada uno (Fig. 1.9).

Al cierre del 2005, Europa es el continente conmayor capacidad instalada, con 40 500 MW y 69%del total mundial. En el 2005 la capacidad europea deenergía eólica creció en 18%, de modo que ese con-tinente recibe ahora de la fuente eólica casi 3% de laelectricidad que consume, con lo que ha alcanzado,con cinco años de adelanto, la meta de 40 000 MWde energía eólica prevista para el 2010 por la Comi-sión Europea. Para ese año, el aporte de la energíaeólica en la reducción de las emisiones europeas degases de efecto invernadero cubrirá un tercio de loscompromisos de la Unión Europea con el Protocolode Kyoto (Fig. 1.10).

Fig. 1.9. Capacidad instala-da por países en el 2004.(Fuente: Instituto Alemán deEnergía Eólica).

Fig. 1.10. Capacidad insta-lada por regiones hasta elcierre de 2005. (Fuente:Instituto Alemán de EnergíaEólica).



Casi un cuarto de la nueva capacidad instaladacorrespondió a Norteamérica, que creció 37% duranteel 2005. En ese período el crecimiento de los EstadosUnidos fue el mayor del mundo, y el de Canadá al-canzó la impresionante cifra de 53%.

Asia también ha experimentado un fuerte creci-miento de la capacidad instalada, con 49%, y cuentaahora con 7 135 MW de origen eólico. El mayor in-cremento lo registró la India, actualmente con untotal de 4 430 MW. El mercado chino duplicó su cre-cimiento durante el 2005 con respecto al año ante-rior, con la instalación de 500 MW. Esto llevó la ca-pacidad total de China a 1 260 MW. La nueva Ley deEnergía Renovable, que entró en vigor en enerode 2006, debe darle un impulso aún mayor al creci-miento de la energía eólica china, y es posible quepara fines del 2010 alcance una capacidad instaladade 5 000 MW.

El mercado australiano casi se duplicó en el 2005con 328 MW de nueva capacidad instalada, lo queelevó el total hasta 708 MW. Se espera que los incen-tivos establecidos por el gobierno nacional y los go-biernos estaduales impulsen aún más este crecimien-to. Por el contrario, Nueva Zelanda y las islas delPacífico no aumentaron sus instalaciones de energíaeólica durante el 2005.

El aún incipiente mercado de África y el MedioOriente duplicó la cifra de nueva capacidad instala-da con respecto al 2004. Egipto, que creció de 145 a230 MW; y Marruecos, de 54 a 64 MW, fueron lospaíses responsables del crecimiento en el continente.

Durante el 2004 en Latinoamérica y el Caribe seinstalaron 49 MW; sin embargo, el crecimiento de lacapacidad instalada en la región fue muy bajo duran-te el 2005. A los 230 MW instalados hasta el 2004solo se le sumaron 6 MW, para un incremento infe-rior a 3%, el menor de todas las regiones del mundo.

De ese modo, Latinoamérica y el Caribe siguenconstituyendo la región con menor capacidad instala-da en energía eólica, con un total de 236 MW. Latabla 1.1 aporta datos adicionales sobre el desarrolloreciente de la electricidad eólica en la región.

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Tabla 1.1. Capacidad eólica instalada en Latinoamérica y el CaribePaís Potencia Incremento Potencia

instalada durante instaladatotal a finales el 2005, total a finalesdel 2004, MW MW del 2005, MW

Costa Rica 71 0 71Todos los del Caribe 78 0 78Brasil 29 0 29Argentina 26 1 27Colombia 20 0 20Otros 6 5 11Total 230 6 236

En la figura 1.11 se aportan detalles sobre las ca-pacidades instaladas en los parques eólicos caribe-ños, por países. La figura 1.12 expone una vista delparque eólico de Wigton, Jamaica, dotado de 23 aero-generadores de 900 kW cada uno; fue inaugurado enjulio de 2004, después de diez meses de construcción.


Fig. 1.11. Capacidad eólicainstalada en los países delCaribe, al término del 2005.(Fuente: Conrado Moreno).

Fig. 1.12. Vista del parqueeólico de Wigton, en Jamai-ca. (Fuente: Wesley McLeod).


En la figura 1.13 se muestran gráficamente losvalores de las nuevas capacidades de generación deenergía eólica instaladas durante el 2005 en las distin-tas regiones del mundo.

Fig. 1.13. Nueva capacidadeólica instalada por regio-nes durante el 2005. (Fuen-te: Asociación Mundial deEnergía Eólica).

Durante años, los parques eólicos se construye-ron tierra adentro o en lugares cercanos a la costa.Sin embargo, las áreas marinas de escasa profundi-dad, costa afuera, contienen un recurso eólico colosaly no muy difícil de aprovechar. Tales razonamientosllevaron a proponer el primer parque eólico costa afue-ra (offshore, en inglés), en los años setenta del siglopasado.

El primer aerogenerador apropiado para parquesde este tipo fue una máquina de 220 kW instalada en1991, a 250 m de la costa de Suecia, en el mar Bálti-co, en aguas de 7 m de profundidad. La torre descan-saba en una base fijada al fondo por tres pilotes.

El primer parque eólico costa afuera fue instaladoen 1991 en aguas de 3 a 5 m de profundidad, a 1,5 kmde las costas de Dinamarca, cerca de la ciudad de Vin-deby. Consta de once máquinas de 450 kW, fijadas alfondo por cimentaciones de gravedad que se mantie-nen en posición solo por su propio peso.

Desde entonces han sido instalados parques eóli-cos costa afuera en Holanda, Dinamarca, Suecia,Reino Unido e Irlanda. Si a finales del 2001 solo sehabían instalado 80 MW costa afuera en todo el mun-

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do, en el 2005 esa cifra llegó a 774 MW, y se esperaque a finales del 2006 se alcancen 1 888 MW.

Dinamarca se propone instalar 4 000 MW en estetipo de parque antes del 2030, lo que le permitirá pro-veerse de la mitad de la energía eléctrica necesaria apartir de fuentes renovables. Un ejemplo de la mag-nitud de las obras ya construidas, como parte de esteprograma, es el parque eólico de Horns Rev, que cons-ta de 80 aerogeneradores de 2 MW y 70 m de alturade buje (altura del eje de rotación de la turbina eólicasobre el suelo en los parques terrestres, o sobre elnivel del mar en los parques costa afuera), distribui-dos en un área de 20 km2 situada a unos 20 km de lacosta, en aguas de 6,5 a 13,5 m de profundidad. Entotal, este parque genera unos 600 millones de kilo-watt-hora de energía eléctrica al año.

Este tipo de desarrollo se ve favorecido por la es-casez de terrenos disponibles para nuevos parqueseólicos en muchas áreas del densamente poblado nor-te de Europa, así como por el mínimo impacto visual yel poco ruido que los parques costa afuera producenen las zonas habitadas. Otro aspecto favorable es elincremento prácticamente ilimitado de las potenciasde los aerogeneradores que se pueden instalar, ade-más de su mayor rendimiento, pues allí los vientosson más sostenidos y menos turbulentos. Todo ellodebe compensar a largo plazo sus mayores costos deinversión y mantenimiento, unas dos veces superio-res a los de los parques instalados en tierra.

La subregión del Caribe, donde numerosos paísestienen pequeñas extensiones territoriales y elevadasdensidades de población, podría ser una zona de inte-rés para un estudio exploratorio con vistas al desarro-llo futuro de parques eólicos costa afuera.

1.3. Desarrollo de la energía eólica en CubaEn el momento de escribirse este libro, y como partede la Revolución Energética en Cuba, se dan pasosfirmes para el desarrollo de la energía eólica. Duran-te los últimos quince años, gracias al trabajo pionerode varias instituciones y personalidades nacionales,


se realizaron algunos proyectos piloto de desarrolloeólico que le permiten al país contar actualmente conuna capacidad instalada de 480 kW, como se indicaen la tabla 1.2.

Tabla 1.2. Capacidad de generación de electricidad eólica instalada hoy en CubaInstalación Capacidad

instalada, kWParque eólico demostrativo de Turiguanó, Ciego de Ávila 450Instalaciones aisladas eólicas y eólico-fotovoltaicas 30Total 480

Se avanza rápidamente en los estudios previos deprospección del viento para conocer su real potenciali-dad, así como en la instalación de parques eólicos paraprobar en una escala limitada las más importantes tec-nologías de aerogeneradores que hoy se conocen.

Uno de los logros iniciales de este programa eóli-co es la confección del primer mapa eólico de Cubacon fines energéticos. Los resultados que se obten-gan de la medición del viento, más las experienciasque se adquieran en esos primeros parques abrirán elcamino hacia un desarrollo superior.

Ya se instalan con fines de prospección eólica cienestaciones anemométricas a 50 m de altura en dife-rentes puntos del país, lo cual en breve tiempo permi-tirá conocer las posibilidades reales de instalación deparques eólicos en esos lugares (Fig. 1.14).

Se trabaja también en la preparación de personaltécnico y de operación, por medio de cursos desarro-llados al efecto e impartidos por especialistas naciona-les, así como de conferencias de especialistas extranje-ros de renombre. Este libro, como obra divulgativa, esparte de ese esfuerzo de preparación del personal.

36 DIEZ PREGUNTAS Y RESPUESTAS SOBRE ENERGÍA EÓLICA

Fig. 1.14. Instalación de unatorre anemométrica en laIsla de la Juventud. (Fuen-te: Guillermo Leiva).

¿Cómo se puede conocerla potencialidad del viento

de un país o regióny cuál es la situación de Cuba?

Respuesta breveLa evaluación del potencial eólico responde a la nece-sidad de conocer las características del viento con elfin de producir energía en un sitio, región o país. Losresultados que se alcanzan mediante esta evaluaciónson la velocidad media anual del viento, generalmenteen m/s, y la densidad media de potencia del viento,generalmente en W/m2. A los efectos de la producciónde energía eólica, los valores que interesan son lasmedias anuales, puesto que el viento no solo cambiaconstantemente, sino que sus valores medios varíansegún la hora del día y la estación del año.

La evaluación del potencial eólico de una región opaís presenta tres facetas esenciales:

1. La elaboración de un mapa eólico a partir de losdatos de viento registrados por las estacionesmeteorológicas durante décadas. Estos datos sonel resultado de mediciones que en principio debenregistrarse cada hora, aunque en la práctica serealizan cada tres, con un tiempo de muestreo de10 minutos, a 10 m de altura sobre el suelo.

PREGUNTA2


2. La recopilación de indicadores indirectos —evi-dencias geológicas y ecológicas— de la veloci-dad y la dirección del viento, y su clasificación yregistro por regiones de interés, reflejada en unmapa de evidencias ecológicas.

3. La prospección eólica detallada de sitios conside-rados promisorios por al menos una de las dosinvestigaciones anteriores, mediante torres ane-mométricas de hasta 100 m de altura, para reali-zar mediciones de la velocidad y rumbo del vientodurante al menos un año.Los resultados de la prospección eólica son esen-

ciales para decidir la ubicación definitiva de los par-ques eólicos en los lugares con mejores condicionesde viento.

A partir del mapa eólico es posible estimar el po-tencial eoloenergético de una región o un país comple-to, es decir, a escala macroscópica pero con una preci-sión reducida, debido a que los valores del viento en lamayoría de los puntos del mapa se han determinadopor procedimientos de interpolación, a partir de los va-lores dados por estaciones meteorológicas situadas avarios kilómetros de distancia entre sí, con instrumen-tos y métodos apropiados para los fines del pronósticometeorológico. No obstante, con todas sus limitacio-nes, tales estimados a nivel de región o país son indis-pensables para el trazado de la estrategia eólica por lasautoridades gubernamentales. En Cuba, gracias al tra-bajo de especialistas del Instituto de Meteorología y deotras instituciones nacionales y locales, ya se ha com-pletado la primera edición del mapa eólico de Cuba,basado en los datos de 68 estaciones meteorológicas,recopilados durante décadas y procesados con el re-conocido software europeo WAsP. A partir del mapaeólico se han obtenido estimados técnicamente funda-mentados de la capacidad instalable, de la potenciamedia anual de generación y de la producción anual deenergía.

Con ayuda del mapa eólico de Cuba recientemen-te concluido y del mapa de evidencias ecológicas, re-sultado del trabajo de especialistas que recopilarone interpretaron un gran número de evidencias geoló-

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gicas y ecológicas del viento, se han elegido variasdecenas de sitios promisorios para la instalación deparques eólicos, donde se están instalando torres ane-mométricas de hasta 100 m de altura para carac-terizar en detalle el potencial eólico de tales sitios,con vistas a la ubicación definitiva de parques eólicosen un futuro no lejano (Figs. 2.1 y 2.2).

PREGUNTA 2. ¿CÓMO SE PUEDE CONOCER LA POTENCIALIDAD DEL VIENTO...?

Figs. 2.1 y 2.2. Evidenciasecológicas del viento iden-tificadas por especialistascubanos en Lengua de Tie-rra y Punta de Mulas. (Fuen-te: Raúl Novo).

2.1. El viento y su mediciónEl viento constituye uno de los componentes princi-pales del clima. Sustentan esta afirmación su impor-tancia como elemento climático y la influencia queejerce sobre los restantes componentes.

El viento se define como aire en movimiento. Enmuchos textos y estudios se prescinde de su compo-nente vertical, limitando la anterior definición al mo-vimiento totalmente horizontal. La causa fundamen-tal del origen del viento está dada por las diferenciasexistentes de la presión atmosférica entre un lugar yotro. Esas diferencias constituyen el gradiente hori-zontal de la presión atmosférica. El movimiento delaire se establece desde los núcleos de presión alta alos de presión baja. En la medida en que aumente elgradiente horizontal de la presión atmosférica, mayorserá el viento en un punto determinado.

Al contrario de lo que ocurre con los demás ele-mentos climáticos, y debido a su propia naturaleza, elviento requiere de dos medidas: la velocidad y la direc-ción. Ambas son tratadas en Climatología como doselementos relativamente independientes y medidas porinstrumentos distintos: el anemómetro y la veleta.


En la práctica meteorológica tradicional se llamadirección del viento al punto del horizonte de dondeviene el viento, por ser éste el punto hacia donde se-ñala la veleta. Desde hace muchos años esta variablese suele referir al punto más próximo de la rosa náu-tica, aunque en la actualidad dicha práctica ha sidosustituida por el acimut.

El flujo del aire está sujeto a innumerables pertur-baciones producidas por el rozamiento con el suelo ypor la existencia de los muchos obstáculos que se lepresentan. De aquí resulta la rafagosidad o fluctua-ción desordenada, tanto de la velocidad como de ladirección del viento.

Se denomina racha o ráfaga a un brusco incre-mento en la velocidad del viento, de breve duración,generalmente unos segundos. Tal evento posee unagran importancia en la Meteorología, pues el vientoes una sucesión de rachas, asociadas con cambiosde dirección igualmente rápidos, que pueden llegara los 30º.

Por tanto, la velocidad media del viento en un pe-ríodo es la media resultante de muchas rachas y cal-mas, y su uso en Meteorología tiene el objetivo dedisminuir los efectos del movimiento desordenado delaire. El tiempo de muestreo puede variar según elobjetivo de la medición. En la práctica meteorológicase ha convenido en que dicho período sea de diezminutos en las mediciones sistemáticas del viento.

Sin embargo, cuando se hace referencia al vientomáximo de los huracanes se utiliza el intervalo de unminuto, mientras que con fines aeronáuticos lo usuales usar un intervalo de muestreo de dos minutos. Enlas mediciones del viento relacionadas con la energíaeólica también se toman intervalos de muestreo pe-queños, para poder determinar mejor las característi-cas del viento.

Con el objetivo de eliminar en lo posible los efec-tos producidos por el rozamiento del suelo, inclusosobre el viento medio, los instrumentos que miden lavelocidad y la dirección del viento, los anemómetrosy las veletas, se ubican a una altura estándar de 10 msobre una porción plana y despejada del suelo. Así,

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los valores de velocidad del viento que se brindan en losinformes meteorológicos han sido medidos a esa altu-ra en las estaciones meteorológicas.

En la figura 2.3 se muestra una estación meteo-rológica típica, dotada de un anemómetro y una vele-ta situados sobre el mástil estándar de 10 m de altura(Fig. 2.4). El viento, referido a la citada altura, secalifica de viento en superficie o viento junto al suelo.


Fig. 2.3. Estación meteorológica típica.

Fig. 2.4. Mástil anemométrico de 10 m dealtura.


Los anemómetros rotativos poseen rotores que elviento hace girar a una frecuencia proporcional a lavelocidad del viento perpendicular a su eje. En la fi-gura 2.5 se muestra un aparato de este tipo llamadoanemómetro de copas. La dirección de donde soplael viento se determina por medio de veletas, como laque se muestra en la figura 2.6.

Fig. 2.5. Anemómetro decopas.

Fig. 2.6. Veleta.

Una limitación de estos instrumentos es la inerciade sus piezas móviles, que retarda su reacción antelos cambios rápidos en la velocidad o dirección delviento. Otra limitación radica en que solo pueden rea-lizar mediciones bidimensionales del viento, aunqueello es suficiente para la mayoría de las investigacio-nes, en las que solo interesa la velocidad horizontal.

Los anemómetros ultrasónicos miden la veloci-dad del viento a partir de la velocidad de propaga-ción del sonido en el flujo de aire que pasa entresus emisores y sensores. Son insensibles al polvo,la contaminación y la lluvia. Carecen de partesmóviles y por tanto de inercia, y pueden medir si-multáneamente la velocidad y la dirección de don-de sopla el viento. Además, estos instrumentos pue-den a la vez actuar como termómetros sin inerciapara determinar la temperatura del aire. En cam-bio, son difíciles de calibrar y consumen más ener-gía eléctrica para su operación.

En la figura 2.7 se muestra un anemómetro ultra-sónico bidimensional para medir la velocidad horizon-

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tal del viento. Existen versiones tridimensionales quepueden medir tanto la velocidad horizontal como lavertical.

Fig. 2.7. Anemómetro ultra-sónico bidimensional.

Fig. 2.8. Uno de los registra-dores de datos utilizados enla prospección eólica cuba-na actual. (Fuente: Guiller-mo Leiva).

Las señales eléctricas producidas por los senso-res de los anemómetros y las veletas se pueden mos-trar en indicadores analógicos o digitales, para sulectura por el observador meteorológico, con perio-dicidad de una a tres horas. Si las mediciones sonmuy frecuentes, tal como lo requieren los estudiosde la energía eólica, se utiliza un registrador de datos(data logger, en inglés), como el de la figura 2.8, queconserva en su memoria las lecturas automáticasde varios días, hasta su recogida y envío manual opor teletransmisión a centros de colección, registroy análisis definitivos.

La velocidad del viento tiende a incrementarse amedida que aumenta la altura sobre el suelo. Esto sedebe a que el viento a baja altura roza con el terreno,con su vegetación, con los edificios y otros obstácu-los, lo cual reduce su velocidad. Por otro lado, el grandiámetro de los rotores de los potentes aerogenera-dores modernos obliga a situar sus ejes de rotación adecenas de metros de altura sobre el suelo. Por tanto,los vientos medidos tradicionalmente a 10 m de alturano son los que las palas de un aerogenerador van aencontrar en la mayor parte de su ciclo de rotación.



En la figura 2.9 se muestra esquemáticamentecómo varía la velocidad del viento v con la altura res-pecto al suelo z, en un terreno liso y llano. A ras delsuelo la velocidad del viento es prácticamente nula,va aumentando con la altura relativamente rápidoprimero, y más lentamente después. Si el terrenopresenta vegetación, obstáculos naturales u obrasciviles, el perfil se hace mucho más complicado, puesesos objetos «perturban» el flujo del aire, lo que redu-ce la velocidad del viento tanto delante como detrásde ellos.

En una primera aproximación, la velocidad delviento a una altura z, medida en metros sobre el sue-lo, puede estimarse mediante la fórmula (2.1).

vZ = vS (z / 10)1/7 (2.1)

Donde:vs: Velocidad estándar del viento, medida a unaaltura de 10 m.Esta fórmula se conoce en el mundo de la energía

eólica como la Ley de la Potencia Séptima.Según esta Ley, la velocidad del viento a 50 m del

suelo es 26% mayor que a 10 m, en tanto que a 100 mresulta ser 39% mayor. Pero estas estimaciones soloresultan útiles para los estudios preliminares del poten-cial eólico. Los estudios detallados del viento, que ne-cesariamente son la primera fase de todo proyecto deparque eólico, requieren de la medición del viento en elsitio evaluado durante un período no menor de un año,al menos en dos alturas: 1/2 y 2/3 de la altura del buje,para luego extrapolar a la altura del buje.

Lo mejor es utilizar grandes mástiles anemomé-tricos de entre 50 y 100 m de altura, como el mostra-do en la figura 2.10, de modo que alcancen e inclusosuperen la altura del buje. En estos mástiles se insta-lan anemómetros y veletas en las distintas alturasdonde se desee medir el viento, y sus mediciones sealmacenan en un registrador de datos con memoriasuficiente para conservar la información recogidadurante muchos días, hasta su recogida por los desti-natarios definitivos o la transmisión a ellos.

Fig. 2.9. Perfil de velocidaddel viento v con respecto ala altura sobre el suelo z, enun terreno liso y llano.

Fig. 2.10. Mástil anemomé-trico intalado en Pinares deMayarí, en la provincia deHolguín. (Fuente: GuillermoLeiva).

45

Hace algunos años apareció el SODAR (SoundDetection and Ranking, o sea, detección y segui-miento sónicos), método para la medición remota dela velocidad del viento desde el suelo. Opera transmi-tiendo series de pulsos breves de sonido de gran in-tensidad, que son reflejados por la turbulencia de pe-queña escala que siempre existe en la atmósfera, ycaptados de vuelta por receptores situados junto a lostransmisores.

Debido al llamado efecto Doppler, el sonido cap-tado por el receptor tiene una frecuencia ligeramentedistinta a la del transmisor y la diferencia se debe a lavelocidad del viento. Al procesar las diferencias en-tre las frecuencias de las señales emitidas y recibi-das, el SODAR puede medir con precisión la veloci-dad del viento en tres dimensiones.

Los sistemas SODAR actuales pueden medir entiempo real la velocidad de vientos de hasta 25 m/s,con un error inferior a 0,8%, a alturas entre 50 y900 m del suelo, con el tiempo de muestreo estándarde 10 minutos. El alcance del SODAR se reduce sen-siblemente cuando la temperatura es alta y la hume-dad relativa baja, tal como ocurre en los desiertos.Además, no debe instalarse cerca de estructuras ovegetación porque emiten ecos fijos que perturban elsistema. Hasta el momento, el SODAR no ha encon-trado una aplicación extendida en la determinacióndel potencial eólico.

2.2. La turbulenciaLa turbulencia, sinónimo de cambios rápidos en la di-rección y velocidad del viento, se manifiesta por losremolinos surgidos al pasar el viento sobre obstáculosnaturales o artificiales. A los efectos de la energía eó-lica, es un fenómeno indeseable que reduce la produc-ción de electricidad y la vida útil de los aerogenerado-res. Por eso es importante disponer de conocimientosbásicos sobre la turbulencia, a fin de determinar cómose pueden disminuir sus efectos negativos.

La turbulencia se relaciona con los cambios brus-cos, caóticos y desordenados de la velocidad y la di-



rección del viento, asociados con el flujo de aire alre-dedor de obstáculos. Por tanto, en la selección delsitio de emplazamiento de aerogeneradores, un ele-mento que se debe tener en cuenta es el nivel de tur-bulencia. El objetivo central en la selección del em-plazamiento de un aerogenerador es maximizar lacaptación de energía, para reducir el costo de la elec-tricidad producida y garantizar las mejores condicio-nes de explotación. Un emplazamiento óptimo debepresentar:

• Elevada velocidad media del viento.• Buena exposición, sin obstáculos, al flujo de aire.• Variaciones diurnas y estacionales moderadas de

la velocidad del viento.• Niveles aceptables de turbulencia y de vientos

extremos.Para mantener la turbulencia en niveles acepta-

bles se toman las medidas siguientes:• Los aerogeneradores deben estar alejados de edi-

ficios, árboles y otras obstrucciones, que producenamplias zonas de turbulencia (Figs. 2.11 y 2.12).

• La torre del aerogenerador debe ser más alta quelos obstáculos a su alrededor o aprovechar algu-na elevación del terreno para lograrlo.

• El rotor del aerogenerador debe quedar expuestoal viento en todas direcciones, sobre todo a losvientos predominantes.

Fig. 2.11. Área de turbulen-cia alrededor de un edificio.

Fig. 2.12. Área de turbulen-cia alrededor de árboles.

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Una regla práctica general que se puede seguir ala hora de decidir el sitio exacto de la instalación es lasiguiente: el buje de la turbina eólica debe estar almenos 10 m por encima de cualquier obstáculo quese encuentre en un radio de 100 m.

2.2.1. El experimento de ReynoldsLa turbulencia es un fenómeno que aparece frecuen-temente en la mayoría de los flujos que existen en lanaturaleza y resulta de gran interés. Turbulentos sonen menor o mayor medida los movimientos del aireatmosférico, de las aguas en los océanos y los flujosen tuberías y canales, entre otros. La turbulencia es,por tanto, un fenómeno múltiple y universal.

Científicamente la turbulencia comenzó a estu-diarse apenas en el siglo XIX. Experimentando con elmovimiento de líquidos en tubos de sección circular,el alemán Hagen comprobó en 1839 la existencia dedos tipos de flujo, en dependencia de la velocidad y laviscosidad del fluido. En 1883, a partir de un experi-mento más perfeccionado, el inglés Reynolds desa-rrolló el criterio numérico de la turbulencia que llevasu nombre. El término flujo turbulento fue introducidopor el inglés Lord Kelvin en 1887.

Para comprender el concepto de turbulencia esútil y necesario remitirse al experimento de Reynolds(Fig. 2.13). Un tubo de vidrio de entrada abocinadatermina en una válvula de abertura regulable. El tubose alimenta de un depósito de agua que se mantiene anivel constante. Al abrir más o menos la válvula, lavelocidad del agua en el tubo aumenta o disminuye.En la entrada del tubo de vidrio se inyecta un delgadochorro de colorante proveniente de un depósito inde-pendiente. Si la válvula se abre muy poco (Fig. 2.13a),la velocidad del agua es pequeña y su corriente es tanordenada —laminar— que el delgado chorro de colo-rante fluye en línea recta a lo largo del tubo. Si laválvula se abre más (Fig. 2.13b), se empiezan a crearremolinos junto a la válvula y se propaga la turbulen-cia aguas arriba a medida que la velocidad del aguaaumenta. Si la válvula se abre aún más (Fig. 2.13c),



la corriente de agua resulta tan desordenada —tur-bulenta— que el colorante se mezcla completamentecon el agua y forma una vena líquida única.

El experimento puede repetirse con tuberías dediferentes diámetros y con distintos fluidos. Se obser-va entonces que el tránsito del flujo laminar al turbu-lento no depende de la velocidad del fluido, que esdiferente en cada caso, sino del número de ReynoldsRe, definido en este caso por la fórmula (2.2).

Re = V · d / (2.2)

Donde:V: Velocidad media del fluido dentro del tubo, enm/s.d: Diámetro interior del tubo, en m.: Viscosidad cinemática del fluido, en m2/s.

El paso del régimen laminar al turbulento ocurrecuando el número de Reynolds supera un valor críti-co, que en el experimento de Reynolds es de 2 000,aproximadamente. Para un perfil de ala, como los uti-lizados en las palas de las turbinas eólicas, el valorcrítico está entre uno y diez millones. Como la visco-sidad del aire es tan pequeña, el valor del número deReynolds es muy alto y por ello la mayoría de losflujos atmosféricos son turbulentos.

2.2.2. La turbulencia atmosféricaEl flujo turbulento es, por tanto, un flujo desordenadoy caótico en el cual las partículas del fluido no solo se

Fig. 2.13. Experimento deReynolds.

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mueven en la dirección principal del flujo, sino tam-bién en direcciones transversales. Las palas de unaturbina eólica sometida a un flujo excesivamente tur-bulento reciben viento de magnitud y dirección caóti-camente variable que produce un deterioro adicionalpor fatiga en los componentes mecánicos y fluctua-ciones en la potencia que deterioran la calidad de laenergía eléctrica producida.

La turbulencia disipa parte de la energía cinéticadel flujo y la convierte en energía térmica por la crea-ción y destrucción continua de pequeños remolinos.Un flujo turbulento puede tener una velocidad mediaconstante —régimen permanente— en períodos lar-gos, de una hora o más; pero en períodos cortos, deminutos o segundos, la velocidad es variable. En elrégimen turbulento la velocidad en cada punto tienecomponentes u, v y w en los ejes x, y y z, que varíanen función del tiempo t y de la altura z. En la figura2.14 se representa lo que podría ser una observaciónmicroscópica de la componente v.


En el régimen turbulento permanente la velocidadinstantánea v(t) es función del tiempo, pero la veloci-dad media temporal V es constante. En el caso delviento, la turbulencia atmosférica posee también trescomponentes: longitudinal, lateral y vertical. La com-ponente lateral es designada por u (z, t); la longitudi-nal, correspondiente a la dirección prevaleciente delviento, por v (z, t); y la vertical w (z, t). Cada compo-nente posee una velocidad media temporal con una

Fig. 2.14. Componente v dela velocidad de una partícu-la de fluido turbulento enfunción del tiempo.


velocidad fluctuante superpuesta. Por ejemplo, en ladirección longitudinal se expresa por la fórmula (2.3).

v = V + v(t) (2.3)

Donde:v: Velocidad instantánea del viento en la direc-ción longitudinal. Las componentes lateral y ver-tical pueden ser descompuestas de forma similaren una velocidad media y otra fluctuante, perotienen un menor interés práctico.

2.2.3. La intensidad de la turbulenciaLa forma más común de expresar la turbulencia esmediante la magnitud denominada intensidad de laturbulencia I, definida como la relación entre la des-viación típica (estándar) de la velocidad del viento yla velocidad media temporal del viento en ese perío-do, según la fórmula (2.4).

IV = / V (2.4)

Donde:: Desviación típica o estándar de la velocidad

del viento, en m/s.V: Velocidad media del viento, en m/s, en el mis-mo tiempo y a la misma altura.Tanto la velocidad media como la desviación típi-

ca son calculadas para un período mayor que el delas fluctuaciones de la turbulencia, pero más cortoque los períodos asociados con otros tipos de varia-ciones de la velocidad del viento, tales como los diur-nos. Este período no es mayor que una hora y en laingeniería eólica se ha convenido en tomarlo igual a10 minutos. La intensidad de la turbulencia del vientose encuentra normalmente entre 0,1 y 0,4. En gene-ral, la más alta intensidad de turbulencia ocurre cercade la superficie terrestre, donde el viento está en con-tacto directo con las rugosidades del terreno.

La figura 2.15 muestra un ejemplo de las fluctua-ciones de la velocidad del viento, medida cada 8 se-

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gundos, durante 10 minutos. Después de procesar es-tadísticamente estos datos se determinó que la veloci-dad media es 10,2 m/s y la desviación típica es 1,63 m/s.Por tanto, la intensidad de la turbulencia del viento, enese período de 10 minutos, será 1,63/10,2 = 0,16.

Fig. 2.15. Ejemplo de fluc-tuaciones de la velocidaddel viento.

2.2.4. Turbulencia y clases de aerogeneradoressegún la IECLa Comisión Electrotécnica Internacional (IEC, en in-glés) define, en su norma IEC 61400-1, cuatro clasesde aerogeneradores, según su aptitud para resistir sindeterioro excesivo la acción mecánica del viento. Losaerogeneradores de la clase I son los más resistentes,mientras que los aerogeneradores de la clase IV sonlos menos resistentes.

Se supone que estas clases abarquen la mayoríade las condiciones de viento a las que se someteránen la práctica los aerogeneradores, y por tanto sirvencomo referencia para diseñar aerogeneradores ca-paces de enfrentarlas sin sufrir fallos durante una vidaútil de no menos de 20 años. Las condiciones de vien-to tolerables para los aerogeneradores, según la nor-ma IEC 61400-1, se presentan en la segunda y terce-ra filas de la tabla 2.1.

Cada clase se caracteriza en primer término pordos parámetros:

1. La velocidad de referencia, definida como la ve-locidad extrema del viento sostenida durante unperíodo de 10 minutos, que puede ocurrir estadís-ticamente cada 50 años.

2. La velocidad media anual del viento.



Además, la norma IEC 61400-1 establece quecada clase se presenta en dos categorías: A y B,según la intensidad de la turbulencia que puede so-portar el aerogenerador. Los aerogeneradores de lacategoría A pueden soportar una turbulencia mayor,en tanto que los de la categoría B pueden soportaruna menor.

La turbulencia tolerable para cada categoría deaerogeneradores se expresa por la intensidad de laturbulencia media anual I15, referida a una velocidadmedia anual del viento igual a 15 m/s, a la altura delbuje del aerogenerador (Tabla 2.1).

Esta norma establece que un aerogenerador de lacategoría A tolera una intensidad de turbulencia I15 dehasta 0,18, mientras que un aerogenerador de la categoríaB tolera una intensidad de turbulencia I15 de hasta 0,16.

Tabla 2.1. Condiciones de viento tolerables para los aerogeneradores, se-gún la norma IEC 61400-1Clase de aerogenerador I II III IV SV

ref, m/s 50 42,5 37,5 30 Se define

Vmedia

, m/s 10 8,5 7,5 6 porCategoría A I

150,18 el diseñador

a 2Categoría B I

150,16

a 3

Para dejar espacio a condiciones especiales de viento,la norma IEC 61400-1 ha previsto una quinta clase deaerogenerador, la S, cuyos parámetros de velocidadde referencia, velocidad media e intensidad de turbulen-cia del viento se definen por el diseñador (ver Tabla 2.1).

El modelo normal de turbulencia (Normal Turbu-lence Model, en inglés) utilizado en la propia norma,establece que la desviación estándar de la compo-nente longitudinal de la velocidad del viento cumple larelación de la fórmula (2.5).

= I15 15 + aV a + 1 (2.5)

Donde: y V tienen que estar dadas en m/s, y a e I15 son

adimensionales.

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Sustituyendo la fórmula (2.4) en la (2.5) y efec-tuando algunas operaciones algebraicas, se puede lle-gar a la fórmula (2.6).

I15 = IV a + 1 a + (15 / V) (2.6)

Puesto que no siempre se cuenta con la intensidadde la turbulencia I15 medida a una velocidad de 15 m/s,la fórmula (2.6) permite obtener I15 a partir de la inten-sidad de turbulencia IV, relativa a la velocidad mediaanual a la altura del buje V. En la propia fórmula (2.6)el valor del parámetro a se toma de la tabla 2.1, enfunción de la categoría del aerogenerador.

La norma IEC 61400-1 especifica que la inten-sidad de la turbulencia se calcula según nomogra-mas que equivalen a las fórmulas definidas anterior-mente y establece la intensidad de la turbulencia delviento que puede soportar un aerogenerador segúnsu categoría. El valor calculado de I15, según la fór-mula (2.6) para el sitio, debe ser menor que el espe-cificado por la norma.

A modo de ejemplo, sea un sitio con las caracte-rísticas siguientes: velocidad media anual del viento ala altura del buje V = 7,00 m/s y desviación estándarde la velocidad del viento = 1,55 m/s, determinar lacategoría del aerogenerador apropiada para el sitio:

• La intensidad de la turbulencia, calculada con lafórmula (2.4) a partir de los datos arriba mencio-nados, resulta ser IV = 0,221.

• Para un aerogenerador de categoría B, la tabla2.1 da a = 3.

• Sustituyendo valores en la fórmula (2.6) se obtie-ne I15 = 0,172.

• Este valor es mayor que el límite dado en la tabla2.1, igual a 0,16.

• Por tanto, no es apropiado para el sitio considera-do un aerogenerador de categoría B porque elnivel de la intensidad de turbulencia supera lo per-misible para esa categoría.

• Para un aerogenerador de categoría A, la tabla2.1 da a = 2.



• Sustituyendo valores en la fórmula (2.6) se obtie-ne I15 = 0,160.

• Este valor es menor que el límite dado en la tabla2.1, igual a 0,18.

• Por tanto, un aerogenerador de categoría A esapropiado para el sitio considerado porque el ni-vel de la intensidad de turbulencia es permisiblepara esa categoría.

2.3. Energía y potencia del vientoEn Meteorología existe desde hace mucho tiempo laescala de Beaufort, que va del 0 al 12, para la estima-ción subjetiva de la fuerza de los vientos a partir desus efectos observables a simple vista en tierra, en elmar abierto o en la costa. Los efectos observablesdel viento en tierra, establecidos por la escala de Beau-fort, se exponen en la tabla 2.2. En la misma tabla sedan los valores correspondientes de velocidad mediavs del viento a una altura de 10 m.

Tabla 2.2. Fuerza del viento según la escala de Beaufort, con la velocidad correspondienteFuerza del viento, Beaufort Efectos observables del viento en tierra v

s, m/s

Grado Término descriptivo0 Calma El humo se eleva verticalmente. < 0,201 Aire ligero El humo se inclina,

pero la veleta no se mueve. 0,3-1,52 Brisa ligera El rostro percibe el roce del viento

y susurra el follaje. 1,6-3,33 Brisa suave El follaje se agita

y ondean las banderas ligeras. 3,4-5,44 Brisa moderada Oscilan las ramas y vuelan el polvo

y los papeles sueltos. 5,5-7,95 Brisa fresca Comienzan a oscilar las copas

de los árboles pequeños. 8,0-10,76 Brisa fuerte Oscilan las ramas gruesas

y silba el tendido eléctrico. 10,8-13,87 Cuasi galerna Oscilan todos los árboles

y es incómodo caminar frente al viento. 13,9-17,18 Galerna Se quiebran ramas de los árboles

y casi no se puede caminar. 17,2-20,79 Galerna severa Vuelan tejas

y caen tubos de chimeneas y desagües. 20,8-24,410 Tormenta Árboles arrancados de raíz

y daño estructural considerable. 24,5-28,411 Tormenta violenta Estragos generalizados. 28,5-32,612 Huracán Estragos catastróficos. > 32,7Nota: Aquí se dan las traducciones directas de los términos descriptivos en inglés aprobados por laOrganización Meteorológica Mundial, aunque existen otras versiones de esos términos en español.

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En su forma original, esta escala fue creada en 1805por Francis Beaufort, quien llegara a ser almirante de laarmada inglesa. En 1850 se adaptó para su aplicaciónno naval y se le introdujeron grados numéricos del ceroal doce, estandarizados en 1923 por George Simpson,entonces Director de la Oficina Meteorológica del Rei-no Unido. Las modificaciones más recientes se realiza-ron en 1944 para incluir toda la gama de velocidades delos vientos de los ciclones tropicales.

En su forma actual, la escala de Beaufort es re-conocida por la Organización Meteorológica Mundial(WMO), se extiende hasta el grado 17 y la velocidadmedia del viento está dada a una altura de 10 m delsuelo en función de la fuerza Beaufort del viento, quese determina por la fórmula (2.7).

vs = 0,837 B1,5 (2.7)

Donde:B: Fuerza del viento, en grados Beaufort.Además, la escala de Beaufort es compatible con

la escala Saffir-Simpson para medir la fuerza de loshuracanes, de modo que las categorías del 1 al 5 de laescala Saffir-Simpson coinciden con los grados del12 al 16 de la escala de Beaufort. Esta escala se usapor los servicios meteorológicos del Reino Unido,China y los Estados Unidos, y por ella están gradua-dos muchos anemómetros.

Todo cuerpo en movimiento posee cierta canti-dad de energía cinética, una de las formas de la ener-gía mecánica. La masa de viento m que entra por unaventana abierta, con un área de abertura A perpendi-cular al viento durante un intervalo t se puede calcu-lar con la fórmula (2.8).

m = Atv (2.8)

Donde:: Densidad del aire, aproximadamente igual a

1,225 kg/m3, al nivel del mar.La energía cinética del viento que ha pasado a tra-

vés de la ventana se calcula mediante la fórmula (2.9).



E = ½mv2 (2.9)

Sustituyendo la fórmula (2.8) en la (2.9) se obtie-ne la nueva fórmula (2.10).

E = ½ Atv3 (2.10)

La potencia P del viento que pasa por la ventanaabierta es igual a la energía que fluye por la ventanaen la unidad de tiempo. O sea, la potencia P se deter-mina mediante la fórmula (2.11).

P = E / t (2.11)

La potencia que pasa por cada metro cuadradode abertura de la ventana perpendicular al viento, osea, la densidad de la potencia del viento se puedecalcular entonces con la fórmula (2.12).

= ½ v3 (2.12)

Es decir, la densidad de potencia del viento es pro-porcional a su velocidad elevada al cubo. La densidadde potencia expresa la capacidad del viento para hacerfuncionar los aerogeneradores. Por ello la densidad depotencia se utiliza frecuentemente en los documentostécnicos de todo tipo relativos a la energía eólica.

Si la velocidad del viento fuese constante, para cal-cular su densidad de potencia bastaría con aplicar la fór-mula (2.12). Sin embargo, se sabe que la velocidad delviento más representativa es la velocidad media v medi-da en un intervalo de muestreo determinado. Resultanatural buscar entonces la densidad de potencia mediacorrespondiente . Pero, por definición, la densidad depotencia media se calcula a partir del valor medio de lavelocidad del viento al cubo, mediante la fórmula (2.13).

= ½ v3 (2.13)

Es muy importante comprender que el valor me-dio de la velocidad del viento al cubo no es igual a lavelocidad media del viento al cubo.

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Para estimaciones preliminares es posible con-siderar que los valores instantáneos de la velocidaddel viento se presentan en el tiempo con una fre-cuencia semejante a la prevista por la llamada dis-tribución de Rayleigh, según la cual el valor mediode la velocidad del viento al cubo puede calcularse apartir de la velocidad media del viento al cubo, me-diante la fórmula (2.14).

v3 = 1,91v3 (2.14)

Sustituyendo la fórmula (2.14) en la (2.13) se ob-tiene finalmente la fórmula (2.15).

= 0,955 v3 (2.15)

Esta es una fórmula muy conveniente para la es-timación de la densidad de potencia eólica del vientoa partir de su velocidad media, cuando se carece demediciones detalladas de la velocidad del viento.

En la tabla 2.3 se exponen los valores de densi-dad de potencia del viento, correspondientes a lasvelocidades medias durante 10 minutos en la escalade Beaufort a 10 m del suelo, extrapolados a 50 m, ylos efectos de estos últimos sobre el funcionamientode los aerogeneradores actuales.Tabla 2.3. Fuerza, velocidad, densidad de potencia del viento y sus efectos sobre los aerogeneradoresFuerza z = 10 m z = 50 m Efecto sobredel viento, el funcionamientoBeaufort de los aerogeneradores

actualesGrado Término descriptivo vS, m/s , W/m2 v, m/s , W/m2

0 Calma < 0,20 < 0,0094 < 0,25 < 0,018 Ninguno1 Aire ligero 0,837 0,686 1,05 1,35 Ninguno2 Brisa ligera 2,37 15,6 2,98 31,0 Deficiente3 Brisa suave 4,35 96,3 5,47 191 Aceptable4 Brisa moderada 6,70 352 8,43 701 Bueno5 Brisa fresca 9,36 959 11,8 1 920 Muy bueno6 Brisa fuerte 12,3 2 180 15,5 4 360 Excelente7 Cuasi galerna 15,5 4 360 19,5 8 670 Admisible8 Galerna 18,9 7 900 23,8 15 800 Límite máximo

admisible9 Galerna severa 22,6 13 500 28,4 26 800 Inadmisible10 Tormenta 26,5 21 800 33,3 43 200 Inadmisible11 Tormenta violenta 30,5 33 200 38,4 66 200 Inadmisible12 Huracán 34,8 49 300 43,8 98 300 Inadmisible



Como se observa en la tabla 2.3, la calma y elaire ligero no ejercen ningún efecto de interés en losaerogeneradores y la brisa ligera los hace rotar, perocasi sin generar electricidad. Una brisa suave provo-ca la generación de una moderada cantidad de elec-tricidad, no mayor de 10% del valor nominal. Unabrisa moderada genera cantidades importantes deelectricidad, y con una brisa fresca o fuerte el aero-generador alcanza su potencia nominal. Los vientosde cuasi galerna son admisibles para los aerogenera-dores, pero no conllevan una mayor generación deelectricidad que la lograda con las brisas frescas ofuertes.

Un viento de galerna es lo máximo que soportaun aerogenerador en condición operacional, y ya enel límite superior de esta categoría se produce la des-conexión de los aerogeneradores de la línea y su pasoa la configuración adecuada para resistir vientos su-periores. Finalmente, los vientos de galerna severa ysuperiores son inadmisibles para la operación del ae-rogenerador, y podrán ser soportados en dependen-cia de la resistencia a vientos extremos prevista en sudiseño y construcción.

En correspondencia con su carácter universal, laescala de Beaufort cubre con 17 grados todos los vien-tos posibles, desde la calma hasta los huracanes máspoderosos. Pero, en la misma escala, los valores de den-sidad de potencia de interés para la generación deelectricidad eólica quedan desigualmente espaciados,tal como se puede apreciar en la tabla 2.3. Estos valo-res forman una progresión subgeométrica; es decir, cadavalor de la progresión es igual al anterior multiplicadopor un número, cuyo valor va decreciendo.

Para superar este inconveniente se han elaboradoescalas de clasificación de la densidad de potencia delviento, útiles para evaluar en la práctica el potencialeólico de sitios, regiones o países. En estas escalas declasificación los valores de la densidad de potencia seencuentran igualmente espaciados. Aproximadamenteestos valores forman una progresión aritmética; es decir,cada valor es igual al anterior sumado con un númeroconstante.

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Fig. 2.16. Incidencia de laradiación solar sobre la Tie-rra, según la latitud.

Un ejemplo concreto se expone en la tabla 2.4,que contiene la escala de clasificación del recursoeólico elaborada por el Laboratorio Nacional de Ener-gía Renovable (NREL, en inglés), de los Estados Uni-dos. Obsérvese que para esta clasificación se tomanlos valores medios anuales de densidad de energía yvelocidad, a 10 y 50 m de altura.

También existe la escala de clasificación del re-curso eólico desarrollada por el Laboratorio NacionalRisoe, de Dinamarca, que aparece más adelante enla figura 2.34, junto al mapa eólico de Dinamarca.

Tabla 2.4. Escala NREL de clasificación de la densidad de potencia eólicaValores medios anuales Valores medios anuales Clasificacióna 10 m de altura a 50 m de altura de la densidad

de potencia eólica de potencia, W/m2 vS, m/s , W/m2 v, m/s eólica

0 - 100 0-4,4 0-200 0-5,6 1100-150 4,4-5,1 200-300 5,6-6,4 2150-200 5,1-5,6 300-400 6,4-7,0 3200-250 5,6-6,0 400-500 7,0-7,5 4250-300 6,0-6,4 500-600 7,5-8,0 5300-400 6,4-7,0 600-800 8,0-8,8 6400-1 000 7,0-9,4 800-2 000 8,8-11,9 7

2.4. Los vientos en el mundo y en CubaLa causa principal de los vientos a escala mundial esel calentamiento desigual del aire y la superficie te-rrestre por las radiaciones solares de onda corta, de-bido a la forma esferoidal del planeta según se obser-va en la figura 2.16. En las zonas cercanas al ecuador



la radiación solar incide casi verticalmente, por lo quees absorbida en gran medida por la atmósfera y latierra, provocando su calentamiento. En las zonascercanas a los polos el pequeño ángulo de incidenciade las radiaciones solares provoca que una buena partede ella sea reflejada de vuelta al espacio por la at-mósfera y la tierra, que por ello se calientan muy poco.

La zona limitada entre los 40º de latitud norte ylos 40º de latitud sur recibe una mayor cantidad deradiación proveniente del Sol que la emitida por ella‚mientras que los casquetes polares emiten más de laque reciben. Como la temperatura media anual decada punto de la superficie terrestre permanece casiconstante‚ dentro de un margen de variación limita-do, existe un mecanismo de escala global capaz detransportar el calor desde la zona ecuatorial hacia lospolos y evitar así la ocurrencia de un excesivo calen-tamiento de las bajas latitudes y un permanente en-friamiento de las altas. Este mecanismo está com-puesto por la circulación oceánica y la circulacióngeneral de la atmósfera.

En la zona del ecuador se forma una zona de bajapresión, mientras que hacia los polos se forman zonasde alta presión. El aire frío de los polos se muevehacia el ecuador en un flujo a baja altura por su ma-yor densidad, mientras que el aire caliente del ecua-dor resulta desplazado hacia los polos, fluyendo a granaltura, por su menor densidad. Si la Tierra fuese unplaneta de superficie lisa y que no rotara sobre su eje,la circulación atmosférica planetaria sería semejantea la ilustrada en la figura 2.17. Puesto que el aire fríodesciende y el aire caliente asciende por efecto de unfenómeno físico llamado convección, la celda que for-man los flujos de aire frío y caliente recibe el nombrede celda convectiva.

Pero la Tierra rota sobre su eje, de manera que susuperficie tiene una velocidad de Oeste a Este, parti-cularmente alta en las zonas entre los 30º de latitudnorte y los 30º de latitud sur, que son las más distan-tes de su eje de rotación. Por tanto, los vientos que semueven de los polos hacia el ecuador resultan des-viados de su curso por la rotación de la Tierra, sobre

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todo entre los 30º de latitud norte y los 30º de latitudsur, formándose los llamados vientos alisios —tradewinds o simplemente trades, en inglés— (Fig. 2.18).

La circulación horizontal de los vientos, influidapor la rotación de la Tierra, forma varios sistemascuasi estacionarios, mostrados en la figura 2.18: lazona intertropical de convergencia, los cinturones dealtas presiones subtropicales y las zonas de altas pre-siones polares. Un cuadro más completo de los efec-tos de la rotación de la Tierra sobre la circulaciónatmosférica se representa en la figura 2.19. En ellase observa que entre el ecuador y cada polo existentres celdas convectivas que se encargan del inter-cambio de calor entre la zona ecuatorial y los polos, yse marca también el llamado frente polar.

Fig. 2.17. Vientos dominan-tes que existirían en la Tie-rra si ésta no rotara sobresu eje.

Fig. 2.18. Efecto de la rota-ción de la Tierra sobre losvientos dominantes.

Fig. 2.19. Esquema tridimen-sional de la circulación ge-neral de la atmósfera.



La zona intertropical de convergencia (ZITC)—InterTropical Convergence Zone (ITCZ), en in-glés—, representada en rojo en la figura 2.18 y ubi-cada alrededor del ecuador, se caracteriza por susfrecuentes calmas y vientos variables. Hacia ellaconvergen los vientos alisios de ambos hemisferiosprocedentes desde los cinturones de las altas pre-siones subtropicales, representados en amarillo enla figura 2.18. Esta convergencia explica por qué alos marinos de la antigüedad, con sus buques pro-pulsados a vela, les era difícil cruzar el ecuador. Losvientos alisios poseen una dirección predominantedel nordeste en el hemisferio norte y del sudeste enel hemisferio sur. Son los vientos más constantesque se registran en nuestro planeta.

Sin embargo, como el mayor calentamiento de loscontinentes con respecto a los océanos interrumpe laexistencia continua del mencionado cinturón de altaspresiones alrededor del planeta sobre los grandes con-tinentes, los alisios se ven también interrumpidos ydan paso a regímenes estacionales del viento, entrelos que el monzón de Asia es el más conocido e im-portante.

A lo largo de los cinturones de las altas presionessubtropicales se ubican zonas de calma. Al Norte y alSur de estos cinturones se entra en la zona de losvientos del Oeste, muy variables y con una direcciónpredominante del suroeste, representados en colorverde en la figura 2.18. Finalmente, alrededor de loscasquetes polares aparecen los vientos del Este, tam-bién muy variables, representados en color azul en lafigura 2.18.

Es también conocido que no solo los sistemas cuasipermanentes forman parte esencial de la circulacióngeneral‚ sino que también lo son los vórtices migrato-rios de menor escala‚ como los ciclones extratropica-les y los tropicales‚ ya que contribuyen grandementeal transporte de calor y vapor de agua.

Por otra parte‚ existen migraciones estacionalesde los sistemas de altas y bajas presiones hacia elNorte o el Sur. En dependencia de estas oscilacionesexisten territorios del planeta en los cuales, según la

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época del año, cambian los vientos predominantes.Estos efectos completan el complejo cuadro de la cir-culación global de la atmósfera, que se representa delmodo más claro y conveniente por medio de los ma-pas medios.

En las figuras 2.20 y 2.21 se muestran los mapasmedios de presión y de viento superficial del planetaen enero y en julio. En ellos es posible distinguir cla-ramente las migraciones estacionales de la zona in-tertropical de convergencia, que la desvían conside-rablemente del ecuador.

Fig. 2.20. Mapa medio desuperficie correspondienteal mes de enero, cuando laZITC se desplaza al Sur.

Fig. 2.21. Mapa medio desuperficie correspondienteal mes de julio, cuando laZITC se desplaza al Norte.



De forma general el régimen del viento en Cubaestá condicionado por su ubicación geográfica dentrode la zona de los alisios, su insularidad y la influen-cia de fenómenos meteorológicos migratorios. La varia-bilidad estacional de los sistemas cuasi permanentesde la circulación atmosférica, así como de los siste-mas migratorios, produce importantes variaciones enel comportamiento del viento en una u otra estacióndel año.

Además de estas regularidades generales o si-nópticas en el surgimiento de los vientos, influyenmucho las particularidades locales, determinadas porfactores geográficos o ecológicos. Por ejemplo, la di-ferencia entre la temperatura de la tierra y del mar,en las costas, origina las brisas de día; y de noche, losterrales. Además, las montañas introducen vientoslocales originados por la diferencia de temperaturaentre las crestas y los valles.

La energía cinética total de los vientos de la Tierrase estima, de manera muy imprecisa, en unos 194 bi-llones de kilowatt-hora. La millonésima parte de estevalor, convertida en electricidad, sería tanto como loque ahora producen todas las plantas eléctricas delmundo que queman petróleo.

En el anexo 2 se informa sobre una investigaciónrealizada recientemente por la Universidad de Stan-ford, que estima la potencia eólica media aprovecha-ble mundial en 72 TW. En un futuro mediato, de estacifra podría aprovecharse 20%, lo que significaría sieteveces la electricidad que consume hoy anualmente lahumanidad.

El viento constituye uno de los componentes prin-cipales del clima por la influencia que ejerce sobresus restantes componentes. Con el propósito de po-der comprender mejor el análisis que se presenta esnecesario esclarecer algunos conceptos o definicio-nes, aunque sea de manera sencilla.

Un anticiclón es un sistema de altas presionescuyos vientos giran en el sentido de las manecillas delreloj. Una baja es un sistema de bajas presiones cu-yos vientos giran en el sentido contrario de las mane-cillas del reloj.

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La dirección del viento se codifica comúnmenteen 16 rumbos, tal y como se muestra en la figura 2.22.También suele expresarse la dirección del viento porcuadrantes de la manera siguiente: El primer cuadran-te, entre 0 y 90º; el segundo cuadrante, entre 90 y180º; el tercer cuadrante, entre 180 y 270º, y el cuartocuadrante, entre 270 y 360º.


Fig. 2.22. Direcciones de losvientos.

En Cuba los vientos son originados por diferentescausas. La primera causa importante es la debida a lacirculación de la periferia suroccidental del gran antici-clón subtropical del océano Atlántico Norte, el cual go-bierna el estado del tiempo sobre Cuba durante 60% delaño, aproximadamente. Los vientos alisios producidospor este sistema anticiclónico subtropical inciden sobreCuba con dirección predominante del nordeste al Este,aunque también sufren un giro al segundo cuadrante,con vientos del Este al sudeste cuando el centro antici-clónico oceánico se halla muy retraído, lejos de Cuba,según se ilustra en la figuras 2.23.

Fig. 2.23. Posición mediadel anticiclón subtropicaldel Atlántico Norte: en ene-ro y en julio. Las flechasindican el sentido predomi-nante de donde sopla elviento.


Los alisios producidos por este sistema anticicló-nico son predominantes en todo el país, pero con al-gunas diferencias características de la mitad occidentala la oriental. La figura 2.24 muestra la distribución defrecuencia de la dirección del viento para algunasestaciones meteorológicas de la región occidental,donde se aprecia que la existencia de vientos de re-gión sudeste es relativamente importante comparadacon la frecuencia de vientos de esta dirección en otraspartes de Cuba, como ocurre en las estaciones me-teorológicas de la región oriental (Fig. 2.25).

Algunas excepciones a lo expresado en el párrafoanterior se pueden explicar por el efecto de los facto-res físico-geográficos locales, que perturban de mane-ra particular los vientos en varias regiones de Cuba.En la figura 2.26 se aportan dos ejemplos: cabo Cruzy la Gran Piedra.

Fig. 2.24. Distribución defrecuencia de la direccióndel viento para algunas es-taciones de la región occi-dental de Cuba (Cabo deSan Antonio y Casablanca).

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Fig. 2.25. Distribución defrecuencia de la direccióndel viento para algunas es-taciones de la región orien-tal de Cuba (Camagüey ypunta Lucrecia).

Una segunda causa de los vientos en Cuba du-rante 20% del año, principalmente en los mesesdel período poco lluvioso —desde noviembre hastaabril—, se encuentra en la influencia de los antici-clones continentales migratorios (Fig. 2.27). Estossistemas se desplazan sobre el continente norte-americano en un movimiento Oeste-Este y afec-tan, en determinada parte de su trayectoria, la re-gión del golfo de México, Cuba y áreas adyacentesdel mar Caribe. Esta afectación se caracteriza porel predominio de vientos del nortenoroeste al nor-deste, identificados comúnmente en Cuba con elnombre genérico de nortes. Los vientos asociadosa estos sistemas anticiclónicos producen, con unamayor frecuencia, vientos de región nordeste, porlo que tienden a confundirse con los alisios del an-



ticiclón subtropical noratlántico, aunque no son losmismos vientos, pues su origen es diferente.

Una tercera causa de vientos en Cuba, durante15% del año aproximadamente, son las bajas o ciclo-nes extratropicales (ver Fig. 2.28), principalmenteaquéllas formadas en la región del golfo de México,denominadas comúnmente golfianas. Estos sistemasproducen vientos fuertes de región sur, y que en oca-siones han llegado a alcanzar fuerza de huracán. Lossures, como también se les llama, son más frecuentesen los meses del período poco lluvioso y afectan conmayor intensidad la mitad occidental que la oriental.Generalmente anteceden la ocurrencia de un cambiode tiempo. A sur duro norte seguro, dicen los marinosy pescadores cubanos.

Fig. 2.26. Distribución de fre-cuencia de la dirección delviento en dos regiones concaracterísticas físico-geográ-ficas locales especiales (CaboCruz y la Gran Piedra).

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Los sistemas meteorológicos antes descritos cons-tituyen los procesos sinópticos que condicionan, des-de el punto de vista climatológico, el régimen de vien-tos en Cuba. Otros fenómenos meteorológicos, comolos huracanes, las ondas tropicales y las tormentas deverano, tienen una importante incidencia sobre la ocu-rrencia de vientos fuertes, a veces con elevado poderdestructor, pero su frecuencia no llega a ser tan altacomo para cambiar la distribución de frecuencia de ladirección del viento anual en una localidad dada.

Otros procesos de mesoescala (fenómenos en-tre uno y 100 km de extensión, entre uno y dos díasde duración y entre uno y 10 km de altura) son mu-cho más significativos en las variaciones del régi-men de vientos de una localidad. Se trata de los sis-temas de vientos locales, fundamentalmente lasbrisas de mar y tierra en las zonas costeras, y losvientos gravitacionales, brisas de valle y vientosfoehn de las regiones montañosas.

Los sistemas de brisas de mar y tierra en las cos-tas cubanas presentan peculiaridades bien diferencia-das. Mientras en la costa norte la brisa de mar esreforzada casi siempre por los vientos de la compo-nente general del flujo, en la costa sur la penetraciónde la brisa de mar está limitada al no coincidir las di-recciones del flujo a escala sinóptica con el flujo de lacirculación local. Pero en el caso de la brisa de tierrao terral sucede el proceso inverso: en la costa norte elterral se manifiesta solo de forma leve por una ligerainclinación de la resultante del viento hacia el segun-do cuadrante (Este-Sur), mientras que en la costa sur,en horas de la noche el nordeste sopla con apreciableintensidad y extensión.

Fig. 2.27. Anticiclón migra-torio típico del período no-viembre-abril. La flecha azulindica el sentido de dondesopla el viento.

Fig. 2.28. Mapa donde semuestra la presencia de labaja extratropical. Las fle-chas indican la dirección delviento.



Así, por ejemplo, en la figura 2.29 se muestra elcomportamiento promedio de la resultante del vientoa las 07:00 hora local, en dos estaciones meteorológi-cas costeras de Cuba, una al Norte (Casablanca) yotra al Sur (Cienfuegos). Como se observa en Casa-blanca, la circulación de brisas hace que en la resul-tante del viento predomine el segundo cuadrante, mien-tras que en Cienfuegos el nordeste es la componenteprincipal.

Las localidades más alejadas de las costas pre-sentan un viento predominante del nordeste al Este,coincidiendo con el viento predominante anual.

Como promedio, los vientos de baja altura en Cubano suelen tener velocidades muy elevadas. El análisisde treinta años de datos de la red de estaciones meteo-rológicas, las cuales realizan la medición del viento a10 m de altura, señala una velocidad promedio para

Fig. 2.29. Distribución defrecuencia de la direccióndel viento para dos estacio-nes costeras de Cuba a las07:00 horas, hora local (Ca-sablanca y Cienfuegos).

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todo el país de 2,3 m/s, con un valor máximo de 4,3 m/sy un mínimo de 0,6 m/s, excluyendo las calmas.

Sin embargo, es necesario destacar que la granmayoría de las estaciones meteorológicas no estánubicadas en las zonas de mayor velocidad del viento,y muchas veces están rodeadas de obstáculos quedificultan el flujo del aire. Además, los anemómetrosutilizados tradicionalmente en tales estaciones estándiseñados para medir muy altas velocidades del vien-to, típicas de las tormentas y huracanes tropicales, yresultan por tanto menos sensibles a las velocidadesde interés energético.

No obstante, en el recientemente concluido mapadel potencial eólico de Cuba, a partir de tales datos develocidad a 10 m de altura, se obtiene la velocidad delviento a 50 m de altura, por medio de un proceso desimulación basado en modelos que consideran la ru-gosidad del entorno de las estaciones meteorológicas.Los resultados obtenidos indican que principalmenteen las zonas costeras se alcanzan vientos superioresa los 6,2 m/s. Recientes mediciones con torres ane-mométricas en la costa norte de la provincia de Hol-guín han confirmado estos resultados.

Los valores máximos de velocidad del viento ocu-rren durante el día, generalmente en las primeras ho-ras de la tarde, y los mínimos se observan en las horasde la noche y la madrugada, predominando las cal-mas en amplias zonas del territorio nacional desde lasdoce de la noche hasta la salida del Sol, tal como semuestra en la figura 2.30, que representa los vientosen la estación meteorológica de Casablanca en Ciu-dad de La Habana.

Los mínimos de la velocidad media mensual del vien-to se presentan, en todo el país, en los meses del perío-do lluvioso, y corresponden a julio, septiembre y octu-bre los mínimos absolutos en dependencia de laspeculiaridades específicas de las diferentes zonas físi-co-geográficas.

En las montañas los reportes de velocidad del vien-to, tanto horario como anual, difieren sustancialmentede los encontrados en otras condiciones físico-geo-gráficas. Por ejemplo, en la Gran Piedra (Fig. 2.31),



considerada representativa del comportamiento delviento en las montañas, se observa el máximo de ve-locidad del viento durante la noche y madrugada, mien-tras que el mínimo ocurre durante el día y en los me-ses de mayo a octubre.

Estudios realizados en zonas montañosas de laprovincia de Granma mostraron componentes verti-cales del viento que excedían hasta cuatro o cincoveces la magnitud de las componentes horizontales.Tal condición, por ejemplo, es una limitante importan-te para el correcto funcionamiento de los molinos deviento y los aerogeneradores. Sin embargo, puedenexistir condiciones físico-geográficas en las que el flujode viento sea encauzado y acelerado entre dos coli-nas, lo que constituye un aspecto favorable para elaprovechamiento del recurso eólico. Es decir, que no

Fig. 2.30. Oscilación diurnay marcha anual del viento,en Casablanca.

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siempre las condiciones físico-geográficas del terre-no de relieve complejo resultan ser desfavorables.

Entre las causas que producen valores extremosde la velocidad del viento en Cuba están los huraca-nes, las tormentas locales severas y los tornados, to-dos ellos dentro del período que va de mayo hastanoviembre. En el resto del año, las zonas frontalesmuy activas, los ciclones extratropicales y los briso-tes desempeñan un papel importante.

Debido a la posición geográfica de Cuba y a laconfiguración de la Isla, alargada de Oeste a Este, losprocesos meteorológicos causantes de vientos máxi-mos anuales sufren una disminución desde la mitadoccidental del territorio hasta la mitad oriental, demanera tal que en las provincias más orientales losvientos máximos ocurren en mayor grado por la ac-

Fig. 2.31. Oscilación diurnay marcha anual del vientoen una estación de monta-ña, en la Gran Piedra.



ción de tormentas locales severas, mientras que enlas provincias más occidentales es más apreciable elefecto de otros sistemas sinópticos, como los huraca-nes, las bajas o ciclones extratropicales, los sistemasfrontales, etcétera.

Los huracanes son fenómenos meteorológicos quese caracterizan por su gran poder destructor debidoen lo fundamental a la magnitud de sus vientos. En lapregunta 8 se abordan más ampliamente los huraca-nes y las penetraciones del mar.

2.5. Particularidades del vientoen las zonas montañosasEl relieve es el factor de transformación más impor-tante del régimen normal de vientos, pues las pen-dientes influyen en el reforzamiento o atenuación lo-cal de la velocidad del viento en su desplazamiento,así como la desigual orientación del relieve con res-pecto al régimen de viento predominante; la influen-cia local de la cubierta de vegetación considerandosu desigual distribución, altura, tipo de especies vege-tales y porosidad de su follaje; el desigual grado derugosidad como consecuencia de la heterogeneidaddel terreno, y la presencia de obstáculos naturales oartificiales que desorganizan el flujo del viento en lascapas más próximas a la superficie.

Algunas localidades montañosas pueden ser muyventajosas para la ubicación de aerogeneradores, si enellas los efectos de encauzamiento del flujo provocanun incremento de los vientos horizontales apropiadospara tales máquinas. Pero no resulta una tarea sencillala localización de lugares con esas características, comoel ilustrado en la figura 2.32, donde se ha instalado unpequeño aerogenerador para abastecer de electricidaduna torre de telecomunicaciones como parte de un sis-tema híbrido eólico-diésel. En este sitio frecuentemen-te se registran vientos de 12 a 14 m/s.

Existen pocos elementos cuantitativos del com-portamiento del flujo de vientos sobre las montañas ya través de los valles. Los modelos teóricos o empíri-cos para predecir la velocidad del flujo de viento en

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terrenos complejos tienen una incertidumbre de 15%,lo cual se traduce en un margen de error en la pro-ducción de energía del orden de 45%.

En las regiones montañosas y premontañosas elterreno varía significativamente de una locación a otra,adoptando rasgos particulares que las distinguen y di-ferencian. La frontera entre ambas no siempre se en-cuentra bien definida y se asumen límites idealizadosentre dos regiones con diferentes rugosidades, lo cualcrea incertidumbre en la resultante del viento local.

La heterogeneidad de paisajes en las zonas monta-ñosas trae consigo la existencia de una serie de fenó-menos, como acanalamientos o apantallamientos indu-cidos por el relieve; la presencia de turbulencia, que semanifiesta por bruscos cambios de dirección y veloci-dad del viento en zonas relativamente pequeñas, asícomo efectos térmicos, todo lo cual da lugar a regíme-nes locales de vientos que se superponen a los eventosmeteorológicos de gran escala sobre la región.

Fig. 2.32. Pequeño aeroge-nerador de 6 kW instaladoen La Cana, Guantánamo, a1 150 m de altura. (Fuen-te: Guillermo Leiva).



Considerando que el número de estaciones ane-mométricas y el período de recolección de datos parala predicción de la generación de energía para un par-que eólico está en dependencia de las característicasdel terreno, en una región montañosa se requiere deuna red muy densa de estaciones de medición queevalúen localmente el régimen de viento resultanteen cada uno de sus múltiples paisajes.

Los terrenos complejos y las turbulencias localespueden provocar ráfagas de viento que golpeen el rotordesde diversas direcciones y provoquen deformacio-nes permanentes, y hasta fracturas en estructuras ymecanismos de los aerogeneradores situados en pen-dientes rugosas. En terrenos llanos las rosas de losvientos de áreas vecinas manifiestan un comporta-miento similar, por lo cual la interpolación de los valo-res del viento tomados de dichas áreas circundantespuede dar resultados confiables. Pero si el terreno escomplejo, por ejemplo en montañas y valles que reco-rren diferentes direcciones o litorales de diversa orien-tación, no es seguro en general adoptar este tipo desuposiciones (Fig. 2.33).

Fig. 2.33. La interpolaciónde los valores del viento noaporta resultados confiablesen terrenos complejos, comomontañas y valles.

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2.6. Determinación del potencial eólicode un país o regiónLa determinación del potencial eoloenergético deun país o región obedece a un proceso de adquisi-ción, compilación, procesamiento e interpretaciónde información muy complejo en términos cuanti-tativos y cualitativos. Este proceso presenta las fa-cetas siguientes:

1. Confección del mapa eólico basado en informa-ción de larga data del viento, medida, registrada yalmacenada por el servicio meteorológico profe-sional, donde se recogen a gran escala las veloci-dades y densidades de potencia del viento en todoel territorio regional o nacional.

2. Elaboración del mapa de indicadores indirectos oevidencias de regímenes interesantes del vientoen territorios seleccionados, basados en un traba-jo de exploración inicial, fundamentado en la ins-pección visual de evidencia geológica y ecológi-ca, así como encuestas a los pobladores (en Cuba,estos datos se recopilan con ayuda de activistasdel Fórum de Ciencia y Técnica).

3. Prospección eólica, a nivel de estudio de prefac-tibilidad, que comprende estudios topográficos ymediciones anemométricas a diferentes alturas,durante no menos de un año, orientados a esti-mar el potencial eoloenergético de sitios que losestudios anteriores hayan identificado como pro-misorios.El mapa eólico se elabora para determinar, a gran-

des rasgos, cuál es la distribución geográfica y lamagnitud del potencial eólico de un país o región. Lainformación de entrada sobre la cual se basa el mapaeólico está constituida por los datos de la velocidad ydirección de los vientos registrados a lo largo de añospor las estaciones meteorológicas.

Las estaciones meteorológicas tradicionales solopueden brindar los datos del viento de los puntos don-de se encuentran ubicadas, y a la altura estándar de10 m. Los valores del viento en las áreas restantesdel territorio se obtienen por medio de un proceso decálculo llamado simulación, porque consiste en simu-



lar los valores, en este caso de la velocidad y direccióndel viento que tendrían lugar en puntos de esas áreas.

Para realizar el proceso de simulación se han ela-borado, después de años de investigación, diversasfórmulas integradas en modelos matemáticos. Estosmodelos matemáticos se han programado, es decir,constituyen un programa o software de computado-ra. A los modelos se les introducen una serie de datosnuméricos y se formula así un problema de cómputo.Los datos abarcan los aspectos y objetos siguientes:

• Mapa del relieve de la zona o país.• Mapa de rugosidad de la zona o país.• Data histórica de los valores de velocidad y di-

recciones de los vientos.• Análisis de obstáculos cercanos a las estaciones

meteorológicas.Entonces, por medio de computadoras se calcu-

lan las incógnitas del problema, cuyos valores «si-mulan», es decir, representan los valores de veloci-dad del viento en los puntos intermedios de una ciertacuadrícula en la que se ha dividido el territorio obje-to de estudio.

El proceso de introducción y de revisión de losdatos requiere de trabajo manual, por lo que resultauna fase bastante laboriosa que demanda numerosaspersonas. Aunque se utilizan computadoras para eltrabajo de cómputo, el gran número de corridas decálculo necesarias para la elaboración de un mapaeólico regional o nacional requiere también de un altonúmero de horas máquina.

Finalmente, el enorme volumen de resultados nu-méricos que se obtiene se registra electrónicamentey se utiliza por otro software del paquete para laconfección del mapa eólico, donde con diversos co-lores se representan las zonas con diferentes velo-cidades del viento.

En el caso de Cuba, tanto el proceso de entraday validación de los datos como el de cómputo y lagrabación de los resultados se pudieron realizar enun tiempo relativamente breve y con la más altacalidad, gracias al apoyo brindado por los integran-tes de los Joven Club de Computación.

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Si el modelo matemático y los datos son buenos,los resultados no se alejarán demasiado de la realidad.Lamentablemente, ninguno de los modelos actualesrepresenta satisfactoriamente el complejo comporta-miento del movimiento del viento, y los datos brindadospor las estaciones meteorológicas generalmente ado-lecen de imprecisiones debidas a defectos de calibra-ción o deterioro en los instrumentos.

Existen varios software de computadora paraestimar el potencial eólico de una región o país. Losmás conocidos son el WAsP, del Laboratorio Nacio-nal Risoe, de Dinamarca, y el desarrollado por el La-boratorio Nacional de Energía Renovable (NREL, eninglés), de los Estados Unidos.

Algunos países han venido elaborando desde hacedécadas mapas eólicos de sus territorios, y los ha idoperfeccionando con nueva información procedente demediciones más completas y precisas, realizadas conmejores instrumentos y a mayores alturas, aprove-chando los mástiles anemométricos utilizados para laelección precisa de los sitios de instalación de los par-ques eólicos.

En la figura 2.34 se muestra la edición de 1999del mapa eólico de Dinamarca, elaborado por el men-cionado Laboratorio Nacional Risoe. En la leyenda


Fig. 2.34. Mapa eólico deDinamarca, elaborado en1999 por el LaboratorioNacional Risoe, Dinamarca.


del mapa se puede ver cómo sus colores representanintervalos de valores de la densidad media anual depotencia del viento y de la velocidad media anual co-rrespondiente, a 50 m de altura.

Los mapas de indicadores indirectos de regíme-nes interesantes del viento son complementos muyimportantes de los mapas eólicos, sobre todo en zo-nas donde las estaciones meteorológicas se encuen-tran distantes o el relieve es muy complejo. Permitenun estudio preliminar de la intensidad de los vientosen áreas muy extensas, a lo largo de decenas o cen-tenares de años, lo cual no resulta posible abarcarcon instrumentos.

Existen, por ejemplo, indicadores geológicos, comola erosión del viento en una colina, que indican la exis-tencia de un fuerte viento en la dirección de las huellasde la erosión. En una playa las dunas que se formanmás allá de la orilla indican vientos de consideraciónsoplando desde el mar.

Existen también indicadores ecológicos del vien-to, de los cuales los más notables son los que brin-da la vegetación. Árboles y arbustos deformadospor la acción del viento son registros muy valiososde la velocidad y de la dirección desde donde soplael viento.

Para evaluar la correspondencia del efecto delviento de acuerdo con su magnitud y la asimetría ogrado de deformación que adopta el follaje de ciertasespecies de arbustos y árboles por la acción mecáni-ca del viento, se aplica internacionalmente la escalade Griggs-Putnam, que se muestra en la figura 2.35.

En muchos casos, los indicadores ecológicos delviento ayudan a definir el mejor sitio para ubicar lastorres anemométricas, indicando, por ejemplo, los luga-res donde cambia la dirección del viento.

Las figuras 2.36 y 2.37 brindan ejemplos de evi-dencias ecológicas del viento en dos lugares de Cuba,identificadas y registradas por especialistas eólicosde EcoSol Solar.

La prospección eólica es una etapa previa indis-pensable en la determinación de sitios para la insta-lación de parques eólicos. El mapa eólico, basado

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en métodos de simulación, y el mapa de indicadoresgeológicos y ecológicos del viento pueden ayudar alocalizar zonas promisorias, pero solo las medicio-nes in situ del viento, al menos a alturas próximas ala del buje de los aerogeneradores, durante no me-nos de un año, pueden determinar la situación exac-ta, o sea, la microlocalización óptima del parque. Aveces un cambio de localización de uno o dos kiló-metros implica una diferencia sensible en la genera-ción de energía, con el consiguiente efecto econó-mico positivo o negativo.

El requisito de al menos 12 meses de duración delas mediciones in situ es obligado para poder hacermediciones en cada una de las estaciones del año, yaque sus características eólicas son en general dife-rentes. Esto no es en modo alguno exagerado porqueese año en particular puede ser atípico y los resulta-

Fig. 2.35. Escala de Griggs-Putnam para estimar la ve-locidad del viento a partirde la deformación del folla-je de árboles y arbustos.

Figs. 2.36 y 2.37. Eviden-cias ecológicas del vientoidentificadas en la costasur de Guantánamo. Velo-cidad media anual del vien-to de 8 a 10 m/s. (Fuente:Raúl Novo).



dos pueden no ser todavía suficientemente represen-tativos de la realidad.

Para la prospección eólica se han desarrolladomástiles anemométricos dotados de instrumentos paramedir la velocidad y la dirección del viento, así comosu temperatura, con sus correspondientes sistemaselectrónicos de registro de datos (data logger). Es-tos mástiles o torres disponen de instrumentos situa-dos a diferentes alturas: 10, 30, 50, 70 y 100 m, hastadonde la altura de la torre lo permita. En muchos ca-sos, el registrador de datos cuenta con un transmisorinalámbrico para enviar los datos a los centros de pro-cesamiento.

La figura 2.38 muestra una estación anemométri-ca costa afuera destinada a obtener datos precisosdel viento para la instalación de parques eólicos costaafuera, a 45 km de la isla Borkum, en la costa deAlemania cercana a la frontera con Holanda. Poseeanemómetros de copas, veletas y anemómetros ul-trasónicos situados a ocho niveles de altura. Está hin-cada en el fondo del mar, a 28 m de profundidad, y seeleva 100 m sobre el agua.

La figura 2.39 muestra una torre anemométrica de50 m de altura instalada en Gibara, provincia de Hol-guín, dotada de anemómetros de copas y veletas a di-

Fig. 2.38. Montaje de la esta-ción anemométrica FINO 1,para la prospección eólicacosta afuera de Alemania.(Fuente: Instituto Alemán deEnergía Eólica).

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ferentes alturas, y de un sistema registrador de datoscon transmisor inalámbrico. Torres como ésta se estáninstalando en más de 30 sitios del territorio nacional.

Al finalizar la tercera etapa de la determinacióndel potencial eólico se puede establecer la evaluaciónpreliminar y la caracterización energética del territo-rio, en los términos siguientes:

• La velocidad media del viento, en m/s, a determi-nada altura sobre el nivel del suelo en períodosmensual, estacional y anual.

• La densidad de potencia media del viento, en W/m2,a determinada altura sobre el nivel del suelo, en pe-ríodos mensual, estacional y anual.

• Los patrones diarios de distribución de velocida-des del viento, de la frecuencia de sus rumbos yde la ocurrencia de calmas.A partir de estos datos de potencialidad energéti-

ca del viento se pasa a determinar el potencial eolo-energético bruto PEEB, para un territorio determina-do. El procedimiento tiene como objetivo convertir elpotencial energético por metro cuadrado de área pla-na vertical, en el potencial energético de una exten-sión de terreno dada. Es decir, se convierte la densi-dad de potencia media en W/m2 en potencia mediaanual para el sitio, en MW, o en energía media acu-mulada a lo largo de un año para el sitio, en MWh/a.

Para lograr lo anterior, se sigue el procedimientosiguiente:

Después de determinar las áreas con potencial eóli-co favorable a partir del mapa eólico, se determina laextensión de terreno AT sujeta a este régimen de vientoa partir de un análisis cartográfico. Así, se determina elterritorio donde es conveniente ubicar parques eólicos.

Se define entonces una estructura típica de parqueeólico formado por aerogeneradores cuya potenciaunitaria PU y diámetro de rotor d deben estar definidosen ese momento. La distribución de los N aerogenera-dores en el parque típico atiende a varios factores, comolos rumbos predominantes del viento, la forma y rugo-sidad del terreno y su vegetación, así como la infraes-tructura existente o prevista (caminos de acceso, sub-estaciones eléctricas, edificaciones, etcétera).


Fig. 2.39. Torre anemomé-trica de 50 m de altura ins-talada en Gibara, Holguín.(Fuente: Guillermo Leiva).


Una cuestión de fundamental importancia es ladistancia adecuada entre aerogeneradores, normal-mente medida en diámetros del rotor, para evitar quese perturben unos a otros por la estela turbulenta quecada rotor forma en el flujo de aire que lo mueve.

En los parques eólicos terrestres, las separacio-nes entre columnas de aerogeneradores oscilan entre3 y 5 diámetros, en tanto que las separaciones entrefilas de aerogeneradores oscilan entre 5 y 9 diáme-tros (Fig. 2.40).

El proyecto de ubicación de los aerogeneradoressobre el terreno permite establecer —por un análisispuramente geométrico— el llamado coeficiente deaprovechamiento de la superficie CA, definido por lafórmula (2.16).

CA = AB / AP (2.16)

Donde:AB: Área barrida por los rotores de los aerogene-radores del parque.AP: Área de terreno ocupada por el parque.Obviamente, se obtiene la fórmula (2.17).

AB = N ( d2 / 4) (2.17)

Por otro lado, se determina el número de aeroge-neradores por unidad de área de parque eólico N/AP.Entonces, el potencial eoloenergético bruto, o poten-

Fig. 2.40. La correcta distri-bución de los aerogenerado-res en los parques eólicosincide en el coeficiente deaprovechamiento de la su-perficie, tanto en tierra co-mo costa afuera. (Fuente:Vestas).

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cia a instalar en la región o país considerado, puedeestimarse con la fórmula (2.18).

PEEB = (N / AP) AT · PU (2.18)

Pero no toda el área del territorio regional o na-cional sobre el cual hay un potencial eólico dado pue-de ser aprovechada para instalar parques eólicos, puesen su mayor parte está ocupada por residencias, in-dustrias, unidades militares, carreteras, bosques, líneasde transmisión eléctrica, instalaciones de otro tipo eincluso áreas protegidas por razones ecológicas, cul-turales o turísticas.

Si CAT es el coeficiente de aprovechamiento delterritorio, como cociente del área aprovechable entreel área total del territorio, entonces el potencial eolo-energético aprovechable de la región o país puedeestimarse por la fórmula (2.19).

PEEA = PEEB · CAT (2.19)

Ahora, a partir de la velocidad media o de la den-sidad de potencia del viento a la altura del eje delrotor, dada en W/m2, siempre para un período anual,es posible determinar el factor de capacidad de losaerogeneradores FC; es decir, en qué medida el vientoreinante cargará los aerogeneradores con respecto asu potencia nominal.

Por otro lado, normalmente se conoce el coefi-ciente de disponibilidad CD de los aerogeneradoresutilizados y, además, se puede estimar la eficienciaaerodinámica EA del parque eólico, a partir de su con-figuración. Por tanto, es posible determinar el poten-cial eoloenergético técnico, o potencia media anual degeneración, mediante la fórmula (2.20).

PEET = PEEA · FC · CD · EA (2.20)

Si TA es el tiempo anual de trabajo continuo, en-tonces la energía que habrán de generar los parqueseólicos situados en el territorio considerado se deter-mina por la fórmula (2.21).



PEA = PEET · TA (2.21)

El procedimiento explicado anteriormente se acla-rará con el ejemplo imaginario siguiente, en el que sedetermina el potencial eoloenergético de una regiónespecífica.

Analizando el mapa eólico de la región se ha de-terminado que contiene 50 000 ha de territorio dondela velocidad media anual del viento es no menor que6,2 m/s. Se consideran para este cálculo aerogenera-dores de potencia unitaria PU = 1,65 MW, con rotorde diámetro d = 82 m, porque son los que se conside-ran utilizar en el futuro inmediato para los parqueseólicos de la región.

Con la finalidad de estimar el potencial eólico dela región se ha supuesto que en sus parques eólicoslos aerogeneradores se ubicarán dispuestos en unacuadrícula rectangular, mostrada esquemáticamen-te en la figura 2.41, en la que L1 y L2 representan elancho y la profundidad del parque eólico tomadocomo base del cálculo del potencial eólico; y N1 yN2 serán el número de columnas y filas del parque,respectivamente.

El ancho del parque estará dado por la fórmula (2.22).

L1 = N1 · d · (n + 1) (2.22)

La profundidad del parque estará dada por la fór-mula (2.23).

L2 = N2 · d · m (2.23)

Fig. 2.41. Disposición su-puesta de los aerogenera-dores en los parques eóli-cos en el área de estudio.

87

El número de aerogeneradores del parque se de-termina por la fórmula (2.24).

N = N1 · N2 (2.24)

Es decir, según la fórmula (2.25):

N = L1 · L2 m · (n + 1) · d2 (2.25)

Por otro lado, el área ocupada por el parque eóli-co se calcula por la fórmula (2.26)

AP = L1 · L2 (2.26)

El número de aerogeneradores por unidad de áreadel parque será dado por la fórmula (2.27).

N / AP = 1 m · (n + 1) · d2 (2.27)

El área total barrida por los rotores del parqueeólico se determina por la fórmula (2.28).

AB = ( · d2 / 4) · N (2.28)

El coeficiente de aprovechamiento de la superficie,será el cociente del área barrida total dividida por el áreaocupada por el parque eólico, según la fórmula (2.29).

CA = AB / AP = / 4

m · (n + 1) (2.29)

Según la práctica internacional, el espaciamientoentre aerogeneradores toma valores en el intervalosiguiente:

3 < n < 5 (2.30)

Análogamente el espaciamiento entre filas de ae-rogeneradores toma valores en el intervalo expresa-do en (2.31).



5 < m < 9 (2.31)

En la tabla 2.5 se dan los resultados de calcular,por las fórmulas arriba mencionadas, los valores delcoeficiente de aprovechamiento de la superficie CA ydel número de aerogeneradores por unidad de área delparque N/AP para el aerogenerador seleccionado, cuyorotor tiene un diámetro d = 82 m.

Por tanto, los valores del número de aerogenera-dores por unidad de área del parque eólico se encon-trarán en el intervalo (2.32):

2,75 < N/AP < 7,44 1/km2 (2.32)

El área del territorio de la región que posee vien-tos con velocidades no inferiores a 6,2 m/s, según elmapa eólico, es:

AT = 50 000 ha 500 km2 (2.33)

Entonces, para una potencia unitaria de los aero-generadores seleccionados:

PU = 1,65 MW (2.34)

Y para un coeficiente de aprovechamiento delterritorio de 12%, resulta:

CAT = 0,12 (2.35)

Se determinan los dos valores estimados extre-mos del potencial eoloenergético aprovechable regio-nal, según la fórmula (2.36).

PEEA = (N/AP) · AT · PU · CAT = 272…737 MW (2.36)

Este es un valor estimado de la capacidad insta-lable en el conjunto de todos los parques eólicos que

Tabla 2.5. Valores de CA y N/AP para diferentes espaciamientos de los aerogeneradores de d = 82 m

n 3 4 5m 5 6 7 8 9 5 6 7 8 9 5 6 7 8 9CA, m2/ha 393 327 280 245 218 314 262 224 196 175 262 218 187 196 145N/A

P, 1/km2 7,44 6,20 5,31 4,65 4,13 5,95 4,96 4,25 3,72 3,30 4,96 4,13 3,54 3,10 2,75

89

se pueden ubicar en las zonas de buen viento de laregión.

Los aerogeneradores actuales alcanzan un factorde capacidad de 25%, para una velocidad media anualdel viento de 6,2 m/s. Esto es:

FC = 0,25 (2.37)

Un aerogenerador moderno de buena calidad estádisponible para generar electricidad a partir del vien-to durante 97% del tiempo. Esto es:

CD = 0,97 (2.38)

Puede considerarse que un parque eólico, razo-nablemente bien diseñado, presenta una eficiencia ae-rodinámica de 97%. Esto es:

EA = 0,97 (2.39)

Entonces el potencial eoloenergético técnico dela región será:

PEET = PEEA · FC · CD · EA = 63,9…173 MW (2.40)

Este es un estimado de la potencia media anual degeneración que puede llegar a brindar el conjuntode todos los parques eólicos instalables en las zonas debuen viento de la región.

Puesto que un año tiene un número de horas:

TA = 8 760 h/a (2.41)

Entonces la producción anual de energía eólicade la región será:

PEA = PEET · TA = 0,56…1,52 GWh/a (2.42)

Este es un estimado de la energía media anual ge-nerada que puede llegar a brindar el conjunto de todoslos parques eólicos instalables en las zonas de buenviento de la región.


ˆ

2.7. Situación actual de CubaEn el momento de escribirse la presente obra elInstituto de Meteorología de Cuba, junto a otrasinstituciones nacionales de apoyo, concluyó el pri-mer mapa eólico de Cuba.

Para la confección de este mapa se utilizaron losdatos brindados por 49 de las 68 estaciones meteoro-lógicas de la red nacional cubana, las cuales en sumayoría poseían series largas de datos de velocida-des y dirección de viento que abarcaban períodos de 25a 35 años, con medición de la velocidad a 10 m dealtura cada 3 horas. El caso de Cuba es notable, puesson pocos los países que han podido elaborar su mapaeólico con series tan largas de datos.

Con el WAsP es posible predecir la densidad depotencia del viento a cualquier altura deseada, ge-neralmente a la altura del eje de los aerogenerado-res típicos a instalar en el territorio analizado, queen el caso del mapa eólico de Cuba es de 50 m.

Cuba, por su configuración y posición en el Cari-be, está sometida a la influencia de vientos proceden-tes del Norte y noreste, lo cual explica en gran medi-da el relativamente alto potencial eólico que semanifiesta en las zonas de la costa norte del territo-rio. Además, en las costas se ponen de manifiesto enmayor medida los fenómenos de brisa y terral, lo queaporta mayor potencialidad eólica a estas regiones.


Respuesta breveDespués de un largo proceso de desarrollo, actualmentela tecnología de los aerogeneradores ha alcanzado unnivel de madurez que brinda equipos fiables y eficien-tes, y potencias cada vez mayores, en una tendenciade carácter mundial. Sin embargo, la concentración dela producción de componentes en un número menorde firmas especializadas va reduciendo, gradualmen-te, la diversidad de diseños aún existente.

Un primer aspecto clave de la tecnología de losaerogeneradores es la turbina eólica con sus palas,que toman parte de la potencia del flujo de aire y laconvierten en potencia mecánica, en un árbol rotati-vo. Las turbinas eólicas actuales en su mayoría sonde tres palas, aunque hay algunos sistemas con dos.El material más utilizado para las palas es la fibra devidrio en una matriz de resina epóxica y se avanzahacia el empleo de la fibra de carbono, más costosa,pero más resistente.

El tren de fuerza es el encargado de transmitir lapotencia de la turbina al generador eléctrico en una

¿Cuálesson las tecnologías utilizadas

en los aerogeneradores?

PREGUNTA3


de las dos variantes básicas: tren de fuerza con multi-plicador de velocidad y tren de fuerza de accionamien-to directo. Cada sistema tiene ventajas y desventajas,y se encuentran actualmente en cerrada competenciapor llegar a ser el mejor sistema de las grandes máqui-nas del futuro, que se instalarán en tierra y costa afue-ra. El sistema con multiplicador puede lograrse con unagóndola más ligera y pequeña, lo cual tiene ventajasdesde el punto de vista del costo de producción e insta-lación, y de la dinámica del sistema góndola-torre. Elsistema de accionamiento directo tiene menos partesmóviles y, por tanto, mayor fiabilidad y eficiencia, locual es también muy importante.

En los aerogeneradores se utilizan generadoresde corriente alterna, asincrónicos y sincrónicos. Losasincrónicos pueden ser con rotor de jaula y bobina-do, siempre de alta velocidad, y por ende vinculados amultiplicadores de velocidad. Los generadores sincró-nicos se ofertan y utilizan para velocidades altas,medias y bajas, en este último caso sin multiplicador.Además, se están aplicando generadores sincrónicoscon rotores de imanes permanentes que son más fia-bles, aunque también más costosos. Los convertido-res de frecuencia se emplean en los aerogeneradorescon generadores eléctricos asincrónicos con rotorbobinado y en todos los tipos de sincrónicos, pues re-sultan indispensables para conectar el generador a lared. Este es un campo donde el desarrollo avanza agran velocidad, aunque quedan muchos problemas porresolver y oportunidades por explotar eficientemen-te. Por ejemplo, ya existen convertidores de frecuen-cia para tensiones de varios miles de voltios, y ellopromete avances importantes en los aerogenerado-res de grandes potencias.

Las torres son componentes muy importantes quedeben soportar la góndola en cualesquiera condicio-nes atmosféricas, sin que ocurran fenómenos dinámi-cos que dificulten o impidan su funcionamiento. Lamayoría de las torres actuales son metálicas, perotambién se emplean de hormigón armado prefabrica-do o fundido in situ, sobre todo en los aerogenerado-res de mayores potencias.

93

En el 2004, 96% del mercado mundial fue satis-fecho por diez empresas productoras: Vestas, Game-sa, Enercon, GE Wind, Siemens, Suzlon, REpower,Ecotecnia, Mitsubishi y Nordex.

Una vez que el potencial eólico ha sido evaluadocon precisión, el trabajo ingeniero consiste en apro-vechar esa energía para convertirla en electricidad.Contrariamente a los molinos de viento de antaño, unaerogenerador moderno se diseña para producir elec-tricidad de alta densidad energética, operando conti-nuamente sin atención directa y poco mantenimientodurante no menos de 20 años, lo que le permite acu-mular en ese tiempo unas 120 000 horas de trabajo. Amodo de comparación, el motor de un automóvil sediseña para durar no más de 6 000 horas de trabajo.

3.1. GeneralidadesDespués de un rápido proceso de desarrollo que hadurado varias décadas, a lo largo de las cuales sedepuraron en el crisol de la práctica muy diversosesquemas de diseño y en los que siempre el elementofundamental lo constituye la turbina eólica, los aero-generadores actuales presentan una gran similitudestructural entre sí. Un esquema típico se ilustra en lafigura 3.1.

PREGUNTA 3. ¿CUÁLES SON LAS TECNOLOGÍAS...?

Fig. 3.1. Estructura típica deun aerogenerador modernode gran potencia. (Fuente:Alejandro Montesinos).

Pala

Buje que juntoa las palas

forma el rotor

Cimentaciónde hormigón armado

Torre ensambladaa partir de secciones

Sistemade orientación

Radiadore instrumentos

de medición del viento

Góndolacon el tren de fuerza

en su interior


La turbina eólica (ver Fig. 3.1), con sus palas o as-pas ligadas a un buje central, es el motor primario delaerogenerador, que toma energía del viento que la hacerotar (el término inglés hub se traduce como cubo enel español técnico general, pero en la tecnología espa-ñola de aerogeneradores se ha establecido con fuerzael término buje, que también se adopta en este libro).El rotor de la turbina está montado en el árbol principaldel tren de fuerza, situado en el interior de la góndola.

El tren de fuerza toma la potencia mecánica pro-ducida por la turbina, en forma de torque y velocidadangular, y la entrega al sistema formado por el gene-rador y sus equipos complementarios, que la convier-ten en potencia eléctrica, caracterizada en principiopor una tensión, una corriente y una frecuencia, puesse trata de corriente alterna trifásica. La potencia eléc-trica resultante pasa por un transformador que elevasu tensión y sale por cables situados en el interior dela torre hacia una línea subterránea que llega a la redeléctrica nacional o local.

La góndola mantiene normalmente la turbina de fren-te al viento (a barlovento) por la acción de un sistema deorientación activo, siguiendo las señales de los instru-mentos que determinan la dirección y velocidad del viento,ubicados en el exterior de la góndola (ver Fig. 3.1). Enalgunos aerogeneradores de pequeña y mediana poten-cia la góndola mantiene la turbina de frente o de espal-das al viento (a sotavento), con un sistema de orienta-ción pasivo semejante al de una veleta.

La torre de los aerogeneradores terrestres se armaa partir de varias secciones, anclada en un cimiento dehormigón (Fig. 3.2). En las instalaciones costa afuera elcimiento se hinca o apoya en el fondo marino (Fig. 3.3).

En el exterior de la góndola también pueden estarsituados radiadores para evacuar el calor generadopor los componentes del tren de fuerza que sean re-frigerados por agua.

3.2. La turbina eólicaLa turbina eólica, o rotor principal de los aerogenera-dores modernos, captura una parte del flujo de energía

Fig. 3.2. Construcción del ci-miento de uno de los aeroge-neradores del parque eólicodemostrativo de Turiguanó.(Fuente: Guillermo Leiva).

95

cinética del viento y lo convierte en potencia mecánicarotativa. La potencia mecánica entregada al buje de laturbina P, en W, viene dada por la fórmula (3.1).

P = CP · A · ( · v3 / 2) (3.1)

Donde:v: Velocidad absoluta del viento que sopla sobrela turbina, en m/s.A: Área barrida por el rotor, en m2.

: Densidad del aire, en kg/m3.CP: Coeficiente de potencia de la turbina, que esde hecho su eficiencia aerodinámica.Si d es el diámetro del rotor, entonces:

A = d2 / 4 (3.2)

Por tanto, a medida que aumenta el diámetro d dela turbina aumentará la potencia mecánica que puedeentregar al árbol principal del tren de fuerza del aero-generador.

El coeficiente de potencia de las turbinas de los ae-rogeneradores modernos tiene un valor máximo entre0,35 y 0,50, lo cual implica que la turbina eólica capta, alo sumo, entre 35 y 50% de la potencia del flujo de aire


Fig. 3.3. Esquema de lasfundiciones de aerogenera-dores costa afuera.


que le llega. En la figura 3.4 se muestran los valores delcoeficiente de potencia de la turbina eólica del aeroge-nerador danés Vestas V82 de 1,65 MW, en función dela velocidad del viento.

La turbina eólica se diseña para que el valor máxi-mo del coeficiente de potencia se encuentre cercadel valor medio de la velocidad del viento donde sesupone que opere. Por ejemplo, el coeficiente de po-tencia de la turbina eólica del aerogenerador VestasV82 alcanza su valor máximo de 0,45 a los 6,5 m/s,que es la velocidad media del viento a la altura delbuje para la cual se ha diseñado el aerogenerador.

Fig. 3.5. Aerogenerador Nor-dic 1000, de 1 000 kW,con turbina bipala. (Fuente:Nordic).

Fig. 3.4. Coeficiente de po-tencia de la turbina eólicade un aerogenerador de1,65 MW. (Fuente: Vestas).

97

Para una velocidad nominal del viento determina-da de antemano, normalmente alrededor de 12 m/s,se realiza el cálculo de la potencia nominal de la tur-bina eólica. Pero, con esa condición, el coeficiente depotencia de la turbina eólica se encuentra bien pordebajo de su valor máximo. A modo de ejemplo, en latabla 3.1 se aportan los datos y resultados del cálculode la potencia nominal de la turbina de 82 m de diá-metro del aerogenerador Vestas V82, para una velo-cidad nominal del viento de 13 m/s. Con esta veloci-dad se determina el valor nominal del coeficiente depotencia en la figura 3.4. Como se puede comprobar,el valor calculado de P coincide prácticamente con eldel catálogo.

Tabla 3.1. Datos y resultados del cálculo del punto nominal de la turbinaeólica del aerogenerador Vestas V82d, m A, m2 , kg/m2 v, m/s C

PP, MW

82,00 5 281 1,225 13,0 0,232 1,65

La mayoría de las turbinas eólicas de los aeroge-neradores modernos poseen tres palas, con las cualesse han construido aerogeneradores de hasta 6 000 kWde potencia eléctrica. El rotor de tres palas está estáti-co y dinámicamente balanceado por completo, y sueficiencia energética es mayor que la de los rotores dedos palas o una pala, aunque la velocidad de rotación aigual potencia es menor, por lo cual el tren de fuerzadel aerogenerador resulta algo más grande y pesado.

Turbinas de dos palas se han aplicado en máquinasexperimentales de hasta 3 000 kW. La turbina de dospalas tiene un costo de producción menor y su veloci-dad de rotación es mayor, lo cual reduce el tamaño ypeso del tren de fuerza, aunque la eficiencia aerodiná-mica es de 2 a 3% menor que la de tres palas. Ade-más, paradójicamente, una turbina eólica de dos palaspresenta un desbalance dinámico inevitable que requiereun buje articulado especial más complejo y costoso. Enla figura 3.5 se muestra una vista del aerogeneradorsueco Nordic 1000, de 1 000 kW de potencia nominal,dotado de una turbina bipala de 52 m de diámetro.

Se han construido turbinas de una pala cuya velo-cidad óptima es más alta que las de dos y tres palas,



lo cual reduce el tamaño y peso del tren de fuerza.Pero los rotores de una pala requieren un contrapeso,y el empuje del viento sobre ellos está desequilibrado,por lo cual no resultan más ligeros que los rotores dedos palas y su eficiencia es 6% menor. Por todo ello,los rotores de una pala no se están aplicando actual-mente en aerogeneradores operacionales.

Las aspas de la turbina se fabrican de materialescompuestos, aptos para soportar las velocidades de 60 a70 m/s correspondientes a los casos extremos. Actual-mente, lo más utilizado es el tejido de fibra de vidrioembebido en resina de poliéster o epóxica. La última,aunque más cara, presenta mayor resistencia mecánicay reduce la masa de las palas en 30%. En la figura 3.6se muestran dos momentos del proceso de moldeado depalas de plástico reforzado con fibra de vidrio en la em-presa danesa Vestas. En la figura 3.7 se muestran palasya moldeadas, listas para instalarles los dispositivos defijación, en la fábrica danesa de aerogeneradores Bo-nus, actualmente propiedad de la firma alemana Siemens.

En búsqueda de mayor resistencia se trabaja paraintroducir en la fabricación de las palas los materialescompuestos con fibra de carbono, pero su costo es aúnmuy alto. A principios del 2006, la empresa norteame-ricana Owens Corning anunció un nuevo tejido de fi-bra de vidrio, el WindStrand, con una resistencia a larotura 35% mayor y una rigidez 17% mayor a la deltejido de fibra de vidrio convencional. Por tanto, aúnlas palas de fibra de vidrio tienen un futuro promisorio.

Fig. 3.6. Moldeo de palas deplástico reforzado con fibrade vidrio. (Fuente: Vestas).

99

La producción de palas es una tecnología muyexigente y ello ha llevado al surgimiento de fabri-cantes especializados. Uno de ellos es la empresadanesa LM Glasfiber, que le produce palas a nume-rosos productores prestigiosos de aerogeneradores.En la figura 3.8 se observa una pala sometida a prue-bas de fatiga en un banco de ensayo en la fábricaLM Glasfiber.

Cada pala de un aerogenerador moderno tiene unperfil aerodinámico, análogo al mostrado en la figura 3.9.Cuando este perfil es batido por el viento con unavelocidad relativa vr, en la parte del perfil donde im-pacta el flujo de aire se forma una zona de alta pre-sión, marcada en la figura 3.9 con color azul. En laparte posterior del perfil la velocidad de flujo del aire

Fig. 3.7. Palas moldeadas deplástico reforzado con fibrade vidrio. (Fuente: Bonus).

Fig. 3.8. Ensayo a fatiga deuna pala de turbina eólica.(Fuente: LM Glasfiber).



aumenta y se forma una zona de baja presión, marca-da en la figura 3.9 con color rojo.

La zona de alta presión empuja la pala con unafuerza de resistencia al avance FR, paralela a la ve-locidad del viento vr relativa al perfil. La zona debaja presión tira de la pala con una fuerza sustenta-dora FS, perpendicular a la velocidad del viento vrcon respecto a la pala. El punto blanco dentro delperfil (ver Fig. 3.9) es el llamado centro de presióndel perfil, y sobre él se consideran aplicadas las ve-locidades y fuerzas. La línea blanca dentro del perfiles la cuerda longitudinal de éste.

La pala se mueve a una velocidad absoluta u,siempre perpendicular a la velocidad absoluta del vien-to v, porque el sistema de orientación mantiene el pla-no de rotación de la turbina perpendicular a la veloci-dad del viento. La velocidad del viento con respecto ala pala vr, es la hipotenusa de un triángulo rectángulocuyos catetos son u y v (Fig. 3.9a). El ángulo queforma u con la cuerda longitudinal del perfil es el án-gulo de inclinación de la pala i. El ángulo que forma vrcon la misma cuerda es el ángulo de ataque del vientosobre la pala a.

Normalmente el ángulo de inclinación i de las pa-las no es nulo. Por tanto, el movimiento que describenlas palas con respecto a la masa de aire que fluye porel área barrida por la turbina, es un movimiento heli-coidal donde el paso de la hélice aumenta con el án-gulo de inclinación de las palas. Por tanto, si el ángulode inclinación es fijo (variable), se dice que la turbinaeólica tiene paso fijo (variable).

El ángulo de flujo f del viento sobre la pala será lasuma del ángulo de inclinación de la pala y del ángulode ataque del viento sobre la pala, expresado en lafórmula (3.3).

Fig. 3.9. Perfil de una palade turbina eólica donde serepresentan: a) Las veloci-dades. b) Las fuerzas.

101

f = i + a (3.3)

La fuerza transversal FT, que tiende a hacer rotarla turbina, y la fuerza axial FA, que empuja la turbina alo largo de su eje de giro, pueden ser calculadas me-diante las fórmulas (3.4) y (3.5).

FT = FS · senf – FR · cosf (3.4)

FA = FS · senf + FD · senf (3.5)

Para una velocidad absoluta del viento constante v(ver Fig. 3.9), si se varía el ángulo de inclinación i dela pala, varía también el ángulo de ataque a y portanto el ángulo de flujo. De ese modo, puede variarsela fuerza transversal FT y con ella el torque producidopor la turbina. Si el ángulo de inclinación i de la palase mantiene constante y la velocidad absoluta del vien-to v aumenta, entonces el ángulo de ataque aumentay también el ángulo de flujo.

En la figura 3.10 se muestra el comportamientoaerodinámico de un perfil utilizado para palas de tur-

Fig. 3.10. Fuerzas sobre unperfil de pala de turbinaeólica, en función del ángu-lo de ataque.



bina eólica. En color verde se señala el comporta-miento de la fuerza de sustentación; y en rojo, el de lafuerza de resistencia al avance. En esta figura seobserva claramente que para un ángulo de ataque delviento sobre las palas cercano a cero, las fuerzas desustentación y resistencia serán insignificantes, y porello la turbina no producirá ningún torque. En estoscasos se dice que está en bandera (in flag condi-tion, en inglés).

A medida que va aumentando el ángulo de ata-que, aumenta la fuerza de sustentación, y la fuerza deresistencia al avance se mantiene muy pequeña. Portanto, también va aumentando el torque de la turbina.Para un ángulo de ataque que depende del perfil utili-zado, la fuerza de sustentación de la pala y, por tanto,el torque de la turbina llegan a sus valores máximos.En el caso de la figura 3.9, el valor crítico del ángulode ataque es de poco menos de 15º.

Si el ángulo de ataque va más allá del valor críti-co, sobreviene una brusca pérdida de sustentación (verFig. 3.10). En esos casos se dice que la pala ha entra-do en pérdida (aerodynamic stall, en inglés). La cau-sa de este fenómeno (Fig. 3.11) es la separación delflujo de aire de la superficie posterior de la pala, lo queprovoca una turbulencia que atenúa la baja presión enesa zona y con ello reduce la fuerza de sustentación.

Si el ángulo de ataque se sigue aumentando (verFig. 3.10), la sustentación disminuye gradualmente yla resistencia aumenta sin cesar. Para a 90º la palaestá en pluma (in feather condition, en inglés), esdecir, su resistencia al avance es máxima y actúa comofreno aerodinámico.

Las turbinas eólicas modernas comienzan a girara una velocidad del viento tan baja como 3 m/s, perosolo comienzan a desarrollar una potencia de algunaconsideración entre 3,5 y 4 m/s, la llamada velocidadde arranque.

Generalmente, se diseña la turbina eólica para al-canzar su potencia nominal a una velocidad absolutadel viento entre 12 y 14 m/s, denominada velocidadnominal. Si la velocidad del viento sigue en aumento,el torque que generaría la turbina eólica podría hacer-

103

se excesivo; por ello se hace necesario limitarlo paraevitar que el tren de fuerza se sobrecargue.

Para velocidades del viento que se aproximan alas típicas de tormentas severas o huracanes, ya esmenester sacar al aerogenerador de servicio y dis-ponerlo en configuración de sobrevivencia. La veloci-dad a la que se ponen en acción medidas para sacarde servicio la turbina eólica, se denomina velocidad desalida, parada o frenado, y generalmente se sitúa en-tre los 20 y 25 m/s.

Por la forma en que se les regula la potencia ge-nerada, las turbinas eólicas se clasifican en tres tipos:

1. Turbinas reguladas por entrada en pérdida pasiva(passive stall control, o simplemente stall con-trol, en inglés).

2. Turbinas reguladas por cambio de paso (pitchcontrol, en inglés).

3. Turbinas reguladas por entrada en pérdida activa(active stall control, en inglés).En las turbinas reguladas por entrada en pérdida

pasiva las palas están rígidamente fijas al buje del ro-tor y, por tanto, su ángulo de inclinación i es constan-te. El perfil de las palas se diseña para que, al llegarel viento a la velocidad nominal, el ángulo de ataquehaya aumentado lo suficiente para que la pala entreen pérdida, de manera que el torque de la turbina noexceda el valor nominal.

Puesto que las palas entran en pérdida de susten-tación simplemente cuando la velocidad del viento al-canza un cierto valor, se dice que estas turbinas tie-nen regulación por entrada en pérdida pasiva del perfil.Este es el sistema más antiguo, llamado concepto

Fig. 3.11. Una pala de tur-bina eólica que ha entradoen pérdida de sustentación.



danés, y se emplea hoy día en aerogeneradores dehasta 800 kW, normalmente en combinación con ungenerador de velocidad constante.

La regulación de la potencia que entrega la turbi-na de paso fijo al tren de fuerza se produce por lapérdida de sustentación del perfil de las palas, unavez que se alcanza la potencia nominal. A partir deese punto, aunque la velocidad del viento aumentesensiblemente el aerogenerador no producirá su po-tencia nominal, sino un valor algo inferior. Se trata,por tanto, de una regulación mediocre.

En la figura 3.12 se muestra la curva de potenciadel aerogenerador chino Goldwin 48/750, de 750 kW,con turbina de paso fijo regulada por entrada en pér-dida pasiva, y un generador de velocidad constante.

Cuando el viento alcanza la velocidad de salida, laautomática del aerogenerador procede a frenar la tur-bina, haciendo rotar los extremos de las palas, me-diante un mecanismo especial (Fig. 3.13) para situar-las en condición de pluma, provocando así un fuertefrenado aerodinámico. Una vez que la velocidad dela turbina se ha reducido en grado suficiente, se com-pleta su frenado hasta la parada e inmovilización, apli-cando un freno mecánico de disco que forma partedel tren de fuerza del aerogenerador.

En las turbinas reguladas por paso variable, laspalas se montan en el buje sobre cojinetes y se hacengirar por un servomecanismo electrohidráulico o elec-

Fig. 3.12. Curva de poten-cia de un aerogenerador de750 kW, con turbina de pasofijo. (Fuente: Woldwin).

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tromecánico sobre su eje longitudinal, a fin de variarel ángulo de inclinación i del perfil y tratar de mante-ner la mayor eficiencia aerodinámica posible en lacaptación de energía, para cualquier velocidad delviento. Se dice que estas turbinas tienen regulaciónpor cambio de paso de las palas.

Este es el sistema que sucedió al concepto danésoriginal. Una vez que el viento alcanza la velocidadnominal, la regulación de la potencia que entrega laturbina se produce modulando la fuerza de sustenta-ción en las palas, mediante la reducción de su ángulode inclinación i. Por tanto, con este método de regu-lación, el perfil se mantiene siempre lejos de la zonade entrada en pérdida de sustentación, y se logra queel aerogenerador se mantenga entregando la poten-cia nominal casi constantemente, aunque la velocidaddel viento siga aumentando por encima de la nominal.

Si el generador es de velocidad constante, el sis-tema de control automático y los mecanismos ejecu-tores del sistema de cambio de paso deben tener untiempo de reacción suficientemente pequeño, para asípoder variar con agilidad el ángulo de inclinación delas palas y evitar sobrecargas en los componentes deltren de fuerza cuando el viento presente rachas brus-cas y fuertes.

Por ello, lo mejor es tener la turbina de paso va-riable conectada a un tren de fuerza con generadoreléctrico de velocidad variable que admita un aumen-to adecuado de la velocidad de la turbina para en-frentar las rachas fuertes en mejores condiciones. Alaumentar la velocidad absoluta u de la pala se reduceel ángulo de ataque a y ello contribuye, junto a la re-ducción del ángulo de inclinación i, a reducir el tor-que de la turbina (ver Fig. 3.9).

Cuando el viento alcanza la velocidad de salida segiran automáticamente las palas hasta colocarlas enposición de freno, lo que provoca una rápida desace-leración de la turbina y el aerogenerador se puedefrenar completamente por la acción del freno mecá-nico del tren de fuerza. Posteriormente, las palas secolocan en bandera para ofrecer mínima resistenciaal viento, en configuración de sobrevivencia.


Fig. 3.13. Freno aerodinámi-co de una pala de turbina,en posición activada. (Fuen-te: Alejandro Montesinos).


En la figura 3.14 se muestra la curva de poten-cia de un aerogenerador español Gamesa G52, de850 kW, con turbina de regulación por paso varia-ble. Obsérvese la constancia de la potencia genera-da más allá del punto nominal de 12,5 m/s de veloci-dad del viento.

La regulación de la turbina eólica por medio de laentrada en pérdida activa es una combinación de losdos métodos vistos anteriormente, pues se trata de unaturbina diseñada para regulación por entrada en pérdi-da, pero dotada de paso variable. Para una velocidaddel viento inferior a la nominal, la turbina trabaja comouna turbina de paso variable y se regula, mediante elsistema de control automático y los servomecanismos,el valor del paso para obtener la máxima potencia po-sible. Cuando el viento alcanza la velocidad nominal,se aumenta el ángulo de inclinación de las palas hastaque el ángulo de ataque se sitúe cerca del valor deentrada en pérdida. Entonces la regulación de la po-tencia de la turbina para velocidades altas se realizapor una entrada en pérdida controlada.

Este sistema de regulación de la potencia de laturbina eólica se puede lograr fácilmente con siste-mas automáticos y servomecanismos de reacción len-ta, pues se basa en un fenómeno más estable que laregulación de ángulos de ataque pequeños, típica delas turbinas de paso variable en la zona de altas veloci-dades de viento. Por ello, este sistema de regulación

Fig. 3.14. Curva de poten-cia de un aerogenerador de850 kW, con turbina de pasovariable. (Fuente: Gamesa).

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puede trabajar con generadores de velocidad constan-te, sin peligro de sobrecargar el tren de fuerza.

Los aerogeneradores con turbina de paso y veloci-dad variables asimilan mejor las variaciones rápidas dela velocidad del viento, pues al aumentar la velocidad delrotor no aumenta sustancialmente el ángulo de ataque y,por tanto, crece de modo más gradual el torque de laturbina. Además, se eleva la eficiencia de la capta-ción de la energía porque el rotor de la turbina, al au-mentar de velocidad, acumula energía cinética en su graninercia, que puede después ir entregando gradualmenteal tren de fuerza cuando la velocidad del viento vayadisminuyendo, y con ella la de la turbina. El efecto acu-mulativo puede implicar un incremento de la energía ge-nerada anualmente por el aerogenerador de 6 a 10%,según el régimen de vientos. La combinación de los dosfactores aumenta la cantidad y la calidad de la electrici-dad producida, pues se logra mayor estabilidad de la ten-sión y la frecuencia de la corriente eléctrica generada.

Este esquema es el más moderno y tiende a ge-neralizarse en los aerogeneradores de gran potenciapara elevar su rendimiento, reducir las cargas quetransmite la turbina al árbol principal, la góndola y latorre, y mejorar la calidad de la energía servida a lasredes eléctricas. En la figura 3.15 se muestra la cur-va de potencia de un aerogenerador danés VestasV90, de 3 000 kW, dotado de una turbina con controlpor paso y velocidad variables.


Fig. 3.15. Curva de poten-cia de un aerogenerador de3 000 kW, de paso y velo-cidad variables. (Fuente:Vestas).


3.3. Tren de fuerza y otros accionamientosEn los aerogeneradores la turbina eólica, como motorprimario, hace girar al generador eléctrico a travésde una transmisión de fuerza que toma la potenciamecánica rotativa de la turbina y la transforma paraentregarla al generador con la velocidad adecuadapara este último.

El tren de fuerza siempre incluye, al menos, el árbolprincipal de la propia turbina eólica, donde se monta elbuje y el cojinete principal. Además, suele incluir unio-nes árbol-cubo, acoplamientos flexibles, un multiplica-dor de velocidad con su sistema de anclaje y un frenomecánico. Existen trenes de fuerza que no tienen mul-tiplicador, cuyo generador trabaja a la misma frecuen-cia de rotación que la turbina, pero los elementos res-tantes de una u otra forma siempre están presentes.

La turbina y la transmisión de fuerza forman en con-junto el accionamiento del generador. Pero el generadores una máquina eléctrica que también tiene una impor-tante parte mecánica. Por ello, la transmisión de fuerzay el generador forman en conjunto el tren de fuerza delaerogenerador (drive train o power train, en inglés).

3.3.1. Trenes de fuerza con multiplicadorEn la figura 3.16 se muestran las partes principalesdel tren de fuerza de un aerogenerador danés NEGMicon NM 52/900 (actualmente propiedad de la em-presa danesa Vestas), de 900 kW de potencia, conmultiplicador de velocidad. Equipos como estos seinstalaron en el parque eólico de Wigton, Jamaica.

Fig. 3.16. Tren de fuerza deun aerogenerador de 900 kWcon multiplicador. (Fuente:NEG Micon).

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El objetivo fundamental de utilizar multiplicadoresde velocidad en los trenes de fuerza de los aerogene-radores, es operar el generador eléctrico en mejorescondiciones técnico-económicas. Por ejemplo, los lla-mados generadores de inducción solo trabajan bien aaltas frecuencias de rotación y, por tanto, requierentrenes de fuerza con multiplicador de velocidad, tam-bién conocido como multiplicador, caja multiplicadorao simplemente caja (gearbox, en inglés).

El multiplicador es un mecanismo de ruedas den-tadas que recibe potencia mecánica a baja velocidadde rotación y alto torque, entrega potencia mecánicaa una mayor velocidad de rotación y menor torque, yconserva la mayor parte posible de la potencia original.

La relación de transmisión i es uno de los pará-metros característicos de toda transmisión de fuerza.El multiplicador del aerogenerador i se define por lafórmula (3.6).

i = nG / nT (3.6)

Donde:nT: Frecuencia de rotación de la turbina eólica.nG: Frecuencia de rotación del generador eléctri-co, ambas en Hz o en min–1.En todo multiplicador de velocidad, el valor abso-

luto de la relación de transmisión siempre es mayorque la unidad, o sea, |i| > 1. Por el contrario, en unreductor de velocidad |i| < 1.

En los trenes de fuerza con multiplicador de me-diana potencia —unos 800 kW—, la turbina eólicatiene una frecuencia de rotación nominal alrededorde 0,45 Hz (27 min–1). Pero un generador eléctricode alta velocidad, con cuatro polos, rota a una fre-cuencia nominal de 30 Hz (1 800 min–1), para una redde 60 Hz. Esto implica que el multiplicador debe te-ner una relación de transmisión algo menor que 70:1.Las turbinas de alta potencia —unos 2 000 kW— tie-nen una frecuencia de rotación nominal alrededor de0,30 Hz (18 min–1). Si el generador es de cuatro po-los, el multiplicador debe tener una relación de trans-misión alrededor de 100:1.



La relación de transmisión del multiplicador estádeterminada por su tren de engranajes, constituido enlos aerogeneradores actuales por ruedas dentadascilíndricas —de ejes paralelos— cuyos dientes al en-granar vinculan sus frecuencias de rotación. Actual-mente los diseños se basan en dos tipos de trenes deengranaje básicos: el planetario A y el tándem.

El tren planetario está constituido por la corona, elsol, el portador y los planetas. La corona es una ruedadentada de dientes interiores que generalmente semantiene inmóvil, sin rotar. Por el centro de la coronapasa un eje fijo, perpendicular al plano de la figura 3.16,denominado eje central. En el centro de la corona seencuentra el sol, una rueda dentada de dientes exte-riores que rota alrededor del eje central. Existe unapieza en forma de plato, denominada portador, quetambién rota alrededor del eje central. El portador tie-ne unas espigas donde montan los planetas, ruedasdentadas de dientes exteriores que engranan simultá-neamente con el sol y con la corona, al tiempo querotan con respecto a las espigas del portador, sobrerodamientos.

Los planetas, normalmente en número de dos a seis,transmiten potencia mecánica entre el portador —soli-dario con el árbol lento—, y el sol, solidario con el árbolrápido. Cada planeta forma un canal por donde fluye lapotencia; por tanto, un tren planetario es una transmi-sión de varios canales. Ello permite reducir la masa ydimensiones de este mecanismo, con respecto a otrostrenes de engranajes que solo cuentan con un canal.

La relación de transmisión de un tren planetariotipo A, utilizado como multiplicador, se puede calcularcon la fórmula (3.7).

i = 1 + (zC / zS) (3.7)

Donde:zC: Número de dientes de la corona.zS: Número de dientes del sol.En la figura 3.17 se muestra un tren tándem de

tres etapas, producto de la firma alemana Flender,donde se señalan sus componentes principales.

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Los engranajes o etapas del tren tándem se nu-meran a partir de la mayor (ver Fig. 3.17), que es lade mayor masa y tamaño, y determina, por tanto, lamasa y el tamaño del tren, sea cualquiera el númerode etapas. La rueda de la etapa 1 siempre es solidariacon el árbol lento, mientras que el piñón de la últimaetapa siempre es solidario con el árbol rápido. Losárboles intermedios siempre tienen un piñón y unarueda solidarios entre sí.

Un tren tándem es una transmisión de un canal,por lo cual su masa y dimensiones son siempre mayo-res que las de un tren planetario tipo A de la mismarelación de transmisión y potencia transmitida, cons-truido con los mismos materiales.

La relación de transmisión de un tren tándem detres etapas, utilizado como multiplicador, se puedecalcular con la fórmula (3.8).

iTm = (zr1 / zp1) · (zr2 / zp2) · (zr3 / zp3) (3.8)

Donde:zr y zp: Números de dientes de la rueda y delpiñón, respectivamente, de una etapa dada.


Fig. 3.17. Estructura de untren tándem de tres etapas.(Fuente: Flender).


A partir de la fórmula (3.8) se puede hallar fácil-mente la fórmula apropiada para un tren tándem conotro número de etapas.

Los multiplicadores típicos de los aerogeneradoresactuales presentan un esquema cinemático híbrido,como el de la figura 3.18a, cuya primera etapa estáconstituida por un tren planetario tipo A, muy compac-to, y las dos etapas restantes forman un tren tándemóptimo para altas frecuencias de rotación. La eficien-cia energética a plena carga de estos multiplicadoresllega a 97%, gracias a las superficies de trabajo espe-cialmente lisas de los engranajes y rodamientos.

Algunas firmas importantes, como la divisiónWinergy de la empresa alemana Flender (ahora partedel consorcio transnacional Siemens), utilizan multi-plicadores híbridos cuyas dos primeras etapas cons-tituyen un tren planetario tipo B, como el mostradoen la figura 3.18b, que se combina con una terceraetapa tándem.

En los trenes de fuerza con multiplicador de me-diana potencia —unos 800 kW—, se utilizan genera-dores eléctricos de alta velocidad que rotan a frecuen-cias nominales entre 20 y 30 Hz (1 200 y 1 800 min–1).Pero una turbina eólica de mediana potencia tiene unafrecuencia de rotación nominal entre 0,25 y 0,50 Hz(15 y 30 min–1). Esto implica que el multiplicador debetener una relación de transmisión media de 70:1. Estees un valor alcanzable por un multiplicador híbrido detres etapas.

Fig. 3.18. Esquemas cine-máticos de multiplicadoresde velocidad híbridos, de tresetapas.

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Las turbinas de alta potencia —unos 2 000 kW—tienen una frecuencia de rotación nominal entre 0,10 y0,30 Hz (6 y 18 min–1), y aunque los generadores dealta velocidad generalmente rotan a frecuencias nomi-nales entre 15 y 20 Hz (900 y 1 200 min–1). Ello impli-ca que el multiplicador debe tener una relación de trans-misión media de 100:1. Este valor requiere de unmultiplicador híbrido de cuatro etapas, en las que lasdos primeras etapas pudieran ser de tipo planetario A.

En la figura 3.16 se hace evidente que el árbolprincipal del tren de fuerza tiene una cierta inclina-ción, de 3 a 6º con respecto a la horizontal, para evi-tar que las palas tropiecen con la torre aunque seflexen por la fuerza del viento. El árbol principal estásoportado radial y axialmente en el punto más cerca-no a la turbina por un cojinete principal independientedel multiplicador de velocidad, a fin de aligerar la es-tructura de este último.

En este caso, el extremo del árbol principal másalejado de la turbina se encaja en el árbol hueco lentodel multiplicador. Por tanto, la caja del multiplicador yel cojinete de su árbol lento deberán soportar una fuer-za radial, aunque mucho menor que la que actúa so-bre el cojinete principal. En algunos diseños, el árbolprincipal está soportado en la parte más alejada de laturbina por un cojinete secundario, y entonces el mul-tiplicador flota soportado por el árbol principal.

Las espigas laterales de la caja del multiplicadorpermiten fijarlas al chasis de la góndola para evitar surotación. Esta fijación debe poseer suficiente movili-dad cinemática para evitar que las deformaciones delchasis en condiciones de sobrecarga se trasladen a lacaja del multiplicador y la fracturen, o afecten el co-rrecto engranaje de sus ruedas dentadas.

No todos los aerogeneradores cuyo tren de fuer-za tiene multiplicador utilizan generador eléctricode alta velocidad. La tecnología Multibrid, desa-rrollada por la empresa alemana Aerodyn, ha sidola primera en utilizar generadores eléctricos demedia velocidad, con el propósito de llevar el mul-tiplicador a una sola etapa, constituida por un trenplanetario tipo A cuya relación de transmisión no



pasa de 12:1. En la figura 3.19 se ilustra un esquema deltren de fuerza típico de la tecnología Multibrid, en el cualse distinguen sus partes constitutivas principales.

La figura 3.20 muestra un momento en el ensam-ble del multiplicador planetario Aerogear WP 5000,tipo A, de cuatro planetas y relación de transmisión1:10, desarrollado por la firma alemana Renk para elaerogenerador Multibrid M5000, de 5 MW, de la em-presa alemana PROKON Nord.

El generador de media velocidad es más pesadoque el de alta, pero el multiplicador se simplifica yqueda reducido al tren de tipo más compacto y ligero,lo cual trae como resultado un tren de fuerza de masa

Fig. 3.19. Tren de fuerza tí-pico con multiplicador debaja relación de transmisión.(Fuente: Multibrid).

Fig. 3.20. Multiplicador pla-netario tipo A para un aero-generador de 5 MW. (Fuen-te: Renk).

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relativamente pequeña, cercana a los mejores dise-ños con generador de alta velocidad. En cambio, lafiabilidad del tren de fuerza aumenta, pues se reduceel número de partes móviles y se suprimen aquellasque se mueven a alta velocidad.

3.3.2. Trenes de fuerza sin multiplicadorEn la figura 3.21 se muestra el tren de fuerza de unaerogenerador alemán Enercon E-48, de 800 kW depotencia, sin multiplicador de velocidad. Esto significaque el generador rota exactamente a la misma veloci-dad que el rotor de la turbina eólica. Obsérvese que laturbina eólica está directamente acoplada al genera-dor, mediante un árbol hueco que rota sobre dos coji-netes de rodamiento montados sobre un eje fijo. A suvez, el eje fijo está anclado en voladizo sobre un porta-dor acodado que articula con la torre y contiene losaccionamientos del sistema de orientación. Por ello alos aerogeneradores de este tipo se les conoce tam-bién como aerogeneradores de accionamiento directo(direct-drive wind turbines, en inglés).

Al no existir multiplicador, la eficiencia energéti-ca del tren de fuerza aumenta, sobre todo a cargaparcial, y el aumento puede ser de 3 a 4%, lo quepermite que el aerogenerador arranque con una velo-cidad tan baja como 2,5 m/s. La acción conjunta deambos efectos implica una mayor energía generada,sobre todo en sitios donde la velocidad media del vientono es alta. En estos aerogeneradores se reduce elnúmero de componentes móviles del tren de fuerza,lo cual aumenta su fiabilidad, lo que se refleja en me-nores costos de mantenimiento y una mayor disponi-


Fig. 3.21. Tren de fuerza deun aerogenerador de 800 kWsin multiplicador. (Fuente:Enercon).


bilidad del aerogenerador. Asimismo, la ausencia demultiplicador reduce sensiblemente el nivel de ruidodel aerogenerador.

No obstante, los generadores de baja velocidadpresentan diversos inconvenientes. Si se trata de ungenerador asincrónico, la disminución del factor depotencia es muy fuerte cuando se aumenta el núme-ro de polos, para poder bajar la velocidad de rota-ción. Esto explica el porqué no existe ningún aero-generador de accionamiento directo que utilicegenerador asincrónico. En los aerogeneradores sinmultiplicador solo se utilizan generadores sincróni-cos, cuyo factor de potencia no depende de la velo-cidad de rotación.

Un generador de baja velocidad es más pesadoque el multiplicador y el generador de alta velocidadtomados en conjunto. Pero las potencias de los aero-generadores continúan aumentando y las velocidadesóptimas de los rotores de las turbinas eólicas siguendisminuyendo, lo cual acentúa el problema del pesodel generador de accionamiento directo.

Para disminuir el peso, los generadores de accio-namiento directo se diseñan con mínima longitud axialy gran diámetro, como se observa en la figura 3.21.Pese a ello, la masa del gran generador multipolardetermina que la masa de la góndola resulte ser máspesada que la de un aerogenerador con multiplicadorde la misma potencia.

El gran diámetro del generador implica una góndo-la de gran sección transversal sobre la cual el vientoejerce una fuerza considerable. Para reducir la resis-tencia aerodinámica relativa, la carcasa de la góndolaestá diseñada en forma de bulbo.

Todo esto implica que se necesita una torre más ro-busta y costosa para soportar un aerogenerador de ac-cionamiento directo. Además, el izaje de una góndolamás pesada requiere de una grúa más potente, de dosgrúas trabajando juntas, o de un ensamble por partes.

Por tanto, el costo inicial de un aerogenerador deaccionamiento directo, sin multiplicador, resulta máselevado que el de uno con multiplicador, aunque elaumento de la fiabilidad y una eficiencia energética

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algo mayor pueden compensar en el tiempo el costoinicial adicional.

Hasta ahora, solo una de las grandes firmas,Enercon, produce aerogeneradores potentes de ac-cionamiento directo. Otras, como General Electricy Siemens, no los han incluido aún entre sus produc-tos, aunque la segunda ha reconocido recientemen-te las ventajas de los aerogeneradores de acciona-miento directo para las grandes potencias.

Ciertamente, no hay nada concluido en esta con-frontación de los sistemas tecnológicos de aerogene-radores con multiplicador o sin él en su tren de fuer-za. Ambos continúan desarrollándose, tanto en la gamade potencias hasta 2 o 3 MW, que parece ser la típicaque se ha de instalar en los parques eólicos terrestresdurante el resto del decenio, como en los aerogenera-dores mayores, cuyas potencias ya llegan a 5 y 6 MW,destinados sobre todo a los parques costa afuera.

3.3.3. Accionamientos de orientaciónLa góndola del aerogenerador se orienta activamentecon respecto al viento por medio de un accionamientode orientación, también conocido como accionamientoacimutal o de guiñada (yaw drive, o swing drive, oslewing drive, en inglés). Al igual que el sistema decambio de paso de las aspas, este sistema de orienta-ción responde a las señales de mando del sistema au-tomático de control, cuyos sensores captan la veloci-dad y dirección del viento.

La góndola está montada en la torre sobre un co-jinete de orientación (yaw bearing, o slewing bearing,en inglés), que le permite rotar horizontalmente. Estecojinete está constituido por una corona de rotación,es decir, un rodamiento de gran diámetro y reducidasección transversal de los aros, como el mostrado enla figura 3.22. En otros casos se utiliza para los mis-mos fines un cojinete deslizante.

El accionamiento de orientación consta de uno ovarios motorreductores, cuyos piñones de salida en-granan con una corona dentada interior o exterior-mente, y solidaria con el aro giratorio de la corona de


Fig. 3.22. Coronas de rota-ción utilizadas como cojine-tes de orientación de aero-generadores. (Fuente: AndrésGonzález).


rotación o del cojinete deslizante (ver Fig. 3.22). Puestoque las frecuencias de rotación de las góndolas sonmuy bajas, de 0,032 a 0,075 Hz (2,0 a 4,5 min–1), losreductores de estos motorreductores poseen relacio-nes de transmisión de hasta 1:1 500. Ello se logra conhasta cinco etapas de reducción planetarias tipo A, obien con dos etapas de tornillo sinfín, o con algunavariante híbrida.

Existen motorreductores para accionamientos deorientación con motor eléctrico o hidrostático. La fi-gura 3.23 muestra un motorreductor para acciona-mientos de orientación, producido por la firma alema-na Rexroth, dotado de motor hidrostático.

Los grandes aerogeneradores poseen acciona-mientos de orientación con cuatro, seis y ocho moto-rreductores, para disminuir el diámetro de la coronadentada y la inercia del mecanismo, lo cual aseguraun tiempo de respuesta mínimo del accionamiento.

Cuando una góndola montada sobre corona de ro-tación no rota, su posición se fija por un freno de discocon múltiples pinzas de accionamiento hidráulico. En lafigura 3.24 se observa una de tales pinzas.

Algunas de tales pinzas se mantienen activastambién durante la rotación de la góndola sobre lacorona de rotación, para introducir amortiguamientoseco en el sistema. De otro modo, el juego lateralen los engranajes de la transmisión de orientaciónpuede permitir vibraciones laterales excesivas, queen condiciones de resonancia pueden provocar larotura de dientes de los engranajes del acciona-miento de orientación y daños a la torre, tal comola práctica lo ha demostrado. Dos de las firmasque utilizan este sistema son la alemana Nordex yla china Goldwind.

Cuando la góndola está montada en un cojinete des-lizante, su fricción hace innecesario el freno. Además,introduce amortiguamiento seco suficiente para impedirlas vibraciones, tanto durante el reposo como durante elmovimiento. Pero en este caso la capacidad de cargadel accionamiento de orientación tiene que ser mayor,pues debe vencer no solo la carga del viento y la giros-cópica, sino también la fricción seca en el cojinete desli-

Fig. 3.23. Motorreductor paraaccionamientos de orienta-ción con motor hidrostático.(Fuente: Rexroth).

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zante. La danesa Vestas y la española Gamesa son dosde las firmas que utilizan este sistema.

La tendencia actual es utilizar, en los accionamien-tos de orientación, motorreductores con motores eléc-tricos más fiables y menos necesitados de manteni-miento que los sistemas con motor hidrostático, loscuales requieren de una centralilla hidrostática parasu alimentación.

Una mejora recientemente desarrollada y probadaha sido la introducción de un embrague hidrocinéticoentre el motor eléctrico y el tren de engranajes, siste-ma al que se le ha llamado accionamiento de orienta-ción suave. El embrague hidrocinético introduce ungran amortiguamiento viscoso y se evita así el surgi-miento de vibraciones laterales peligrosas de la gón-dola, lo que hace innecesario el uso de freno.

El amortiguamiento viscoso está presente tam-bién durante la parada del motor eléctrico, que sedetiene en firme por un freno propio, con lo cual elembrague trabaja como un retardador de los posiblesmovimientos de la góndola. Este sistema puede utili-zarse tanto con corona de rotación como con cojinetedeslizante. Este último puede elegirse entonces conmenor fricción, lo que reduce la potencia necesariadel accionamiento de orientación.

3.3.4. Accionamientos de cambio de pasoEn los aerogeneradores con turbinas eólicas de pasovariable las palas están libres para rotar con respectoa su eje longitudinal, pues están ancladas al buje me-


Fig. 3.24. Una de las pinzasdel freno de disco de orien-tación de un aerogenerador.(Fuente: Andrés González).


diante coronas de rotación (Fig. 3.25). Estos aeroge-neradores cuentan con accionamientos de cambio depaso de las palas que, en principio, constan de motoreseléctricos y transmisiones mecánicas o hidromecáni-cas. Es decir, hay accionamientos de cambio de pasode dos tipos básicos: electrohidromecánicos y electro-mecánicos.

El cilindro hidráulico principal del accionamiento elec-trohidromecánico de cambio de paso se puede ubicardelante del buje, tal como se ilustra en la figura 3.26.Este cilindro provoca la traslación del yugo, al cual estánarticulados los cilindros de emergencia que, actuandocomo bielas, obligan a rotar al balancín solidario con cadauna de las palas. En caso de fallo del cilindro principal,los cilindros de emergencia, alimentados por un acumu-lador hidráulico separado, lo sustituyen en su función.

El cilindro principal también puede ubicarse den-tro de la góndola, y en ese caso la prolongación de suvástago atraviesa el árbol lento del multiplicador de

Fig. 3.25. Articulación deuna pala de paso variable albuje mediante una coronade rotación.

Fig. 3.26. Cilindro y meca-nismo de palancas de unaccionamiento de cambiode paso electrohidromecá-nico.

121PREGUNTA 3. ¿CUÁLES SON LAS TECNOLOGÍAS...?

Fig. 3.27. Accionamientoelectromecánico de cambiode paso. (Fuente: Rexroth).

velocidad, a través de un canal axial preparado espe-cialmente para ello. Después de atravesar el árbolprincipal del tren de fuerza, el extremo del vástago seconecta al mecanismo de palancas ligado a las palas.

La tendencia actual es la utilización de acciona-mientos de cambio de paso electromecánicos, que sonmenos complejos, más fiables y requieren menosmantenimiento que los electrohidromecánicos. Comosu nombre lo indica, los accionamientos de cambio depaso electromecánicos constan de un motor eléctricode corriente directa o alterna, alimentado por un con-vertidor que controla la posición de su árbol motriz yde una transmisión mecánica reductora de velocidad,generalmente un tren de engranajes. El motor eléctri-co es solidario con la mayor parte de la transmisiónmecánica y forma un motorreductor compacto y her-mético capaz de trabajar a la intemperie y en cual-quier posición de sus árboles.

El motorreductor hace girar la pala mediante unengranaje cilíndrico abierto, cuya rueda está unida alaro de la corona de rotación solidario con la pala. Eneste tipo de accionamiento cada pala tiene un moto-rreductor independiente (Fig. 3.27), lo cual permite elcontrol del paso de cada pala por separado a fin delograr una operación óptima de la turbina eólica. Paramayor fiabilidad, cada pala tiene un sistema de con-trol independiente. En caso de fallo de la alimenta-ción eléctrica principal, los motores eléctricos y susconvertidores se alimentan con baterías de emergen-


cia instaladas en el propio buje, para máxima fiabili-dad. En los aerogeneradores de baja y media poten-cias el motorreductor puede instalarse fuera del buje(ver Fig. 3.27), y en los aerogeneradores de grandespotencias se instala en el interior.

3.4. Generador y convertidorLa potencia mecánica trasmitida por el tren de fuerzallega al generador, donde se convierte en potencia eléc-trica. A veces, el generador se conecta directamentea la red mediante un transformador de salida, pero enmuchos casos se necesita algún equipo acondiciona-dor de la potencia eléctrica, para que ésta pueda lle-gar a la red en las condiciones adecuadas para ella.Este equipo acondicionador de la potencia eléctricase denomina genéricamente convertidor. En este ca-pítulo se abordan de modo paralelo los generadores ylos convertidores porque están íntimamente ligados.

3.4.1. Generadores asincrónicosLa mayoría de los aerogeneradores actuales utilizageneradores asincrónicos, que deben su nombre a quela frecuencia de rotación de sus rotores normalmenteno está sincronizada a la frecuencia de la tensión eléc-trica alterna que generan. A estos generadores tam-bién se les llama generadores de inducción, pues lacorriente que circula por el rotor es inducida —pro-vocada— por la corriente que circula por el bobinadodel estator. Los generadores de inducción existen endos variantes, según el tipo de rotor de que estén do-tados: con rotor de jaula y con rotor bobinado.

El de rotor de jaula es, en principio, un motor eléc-trico industrial estándar que trabaja arrastrado por sucarga, como el motor de un ascensor de pasajerosque desciende lleno (Fig. 3.28). Estos generadoressolo tienen bobinado en el estator, el cual se conectadirectamente a la red (se sobreentiende que a travésdel transformador de salida del aerogenerador). Ade-más, entregan energía eléctrica a la red operando auna velocidad prácticamente constante, generalmen-

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te a partir de una turbina controlada por entrada enpérdida pasiva o activa.

El generador de rotor de jaula conectado directa-mente a la red trabaja siempre a una frecuencia derotación n muy cercana a su frecuencia de rotaciónsincrónica nS, pero solo llega a ella cuando el torqueaplicado sobre él por el tren de fuerza es cero. Cuan-do este torque aumenta, la frecuencia de rotación delgenerador aumenta un poco, pues el rotor se deslizacon respecto al campo magnético del estator, que siem-pre rota a la frecuencia sincrónica.

El deslizamiento relativo del rotor se define por lafórmula (3.9).

s = 1 – (n / nS) (3.9)

El deslizamiento de este tipo de generadores espequeño, no mayor de 2%, lo que significa que la fre-cuencia de rotación del generador conectado directa-mente a la red se encontrará entre 100 y 102% de lasincrónica.

La frecuencia de rotación sincrónica nS del gene-rador y la frecuencia de la tensión eléctrica de la redf se hallan ligadas por la fórmula (3.10).

nS = f / p (3.10)

Donde:p: Número de pares de polos del generador.


Fig. 3.28. Vista seccionadade un generador asincróni-co de rotor de jaula. (Fuen-te: Institute of Electrical andElectronic Engineers).


Si un generador asincrónico de cuatro polos condeslizamiento nominal de 2% se conecta a una red decorriente alterna con una frecuencia de 60 Hz, como laque existe en Cuba, la frecuencia de rotación sincróni-ca del generador será nS = 60/2 = 30 Hz. Es decir, elgenerador sin carga dará treinta vueltas por segundo.A plena carga, la frecuencia de rotación del generadorserá no mayor que 1,02×nS, esto es, 30,6 Hz.

Para aprovechar mejor los vientos débiles se utili-zan generadores con doble enrollado del estator, paraasí lograr por conmutación de bobinados dos númerosdiferentes de polos, por ejemplo, 4 y 6. El mayor nú-mero de polos se conecta para operar cuando la velo-cidad del viento es baja, lo que permite reducir la ve-locidad de arranque del aerogenerador. Con el mismopropósito, hay sistemas que poseen dos generadorescon diferente número de polos, instalados simultánea-mente en el mismo tren de fuerza.

La virtud principal del generador de inducción conrotor de jaula es su sencillez mecánica y eléctrica, quedetermina un bajo costo y alta fiabilidad. El rotor dejaula es mecánica y térmicamente muy robusto, puessu «bobinado» es una jaula de barras fundidas in situ osoldadas. Por ello, este tipo de rotor no requiere de unsistema especial de enfriamiento. Simplemente, unosálabes de que está dotado en cada extremo (Fig. 3.28),bastan para transferir el calor del rotor al aire conteni-do dentro del generador, y de éste al estator.

Por otro lado, para que un generador asincrónicode jaula pueda entregar potencia eléctrica útil, es de-cir, potencia activa P a la red, necesita tomar de ellauna cierta cantidad de potencia reactiva Q. De ma-nera que en un generador, como en todo equipo decorriente alterna, la potencia eléctrica aparente S parala que ha sido construido se tiene que distribuir entrela potencia activa P y la potencia reactiva Q, según lafórmula (3.11).

S = P2 + Q2 (3.11)

En principio, todas estas potencias se expresanen watt (W), o en sus múltiplos. Pero a fin de evitar

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confundirlas, la potencia eléctrica activa se da direc-tamente en watt o sus múltiplos, la potencia aparenteen volt-ampere (VA) o sus múltiplos, y la potenciareactiva se da en volt-ampere reactivos (VAr), o ensus múltiplos.

En forma gráfica, las magnitudes de esas tres po-tencias se pueden representar por medio de las longi-tudes de los lados de un triángulo rectángulo como elmostrado en la figura 3.29.

Una comprensión elemental de esas tres poten-cias es esencial para poder tener una idea de los fe-nómenos que se producen en los generadores y con-vertidores de corriente alterna trifásica utilizados enlos aerogeneradores modernos.

En un equipo de corriente alterna la corriente I y latensión U se comportan de modo análogo a dos fle-chas que rotan alrededor de su origen (ver Fig. 3.30).Las dos flechas giran en el mismo sentido, con unamisma frecuencia f, pero se encuentran desfasadascon un ángulo (ver Fig. 3.30). Este es el mismo án-gulo que existe entre las potencias aparente y activaen la figura 3.29. La corriente puede estar atrasada conrespecto a la tensión, como se muestra en la figura 3.30,o adelantada.

La potencia eléctrica aparente de una máquinaeléctrica trifásica se expresa por la fórmula (3.12).

S = 3 U I (3.12)

Donde:U: Tensión de la línea trifásica a la cual está co-

nectada la máquina.I: Corriente de la línea trifásica a la cual está

conectada la máquina.


Fig. 3.29. Las tres poten-cias de un circuito de co-rriente alterna forman loslados de un triángulo equi-látero.

Fig. 3.30. La corriente I y latensión U en un circuito decorriente alterna se repre-sentan mediante dos flechasque rotan a una frecuenciaf con un desfasaje .


La potencia eléctrica activa de una máquina eléc-trica trifásica se expresa por la fórmula (3.13).

P = S cos (3.13)

Donde:cos : Factor de potencia (no debe ser confundi-do con el coeficiente de potencia aerodinámicoCP de la turbina eólica).Si la corriente está en fase con la tensión, el án-

gulo es cero, y por tanto la potencia reactiva Q escero, y la potencia aparente S coincide con su poten-cia activa P. Esto significa que el equipo en cuestiónno consume ni genera potencia reactiva.

Si la corriente está atrasada con respecto a la ten-sión, como se muestra en la figura 3.33, el equiponecesita potencia reactiva Q para funcionar y la to-mará de la red. Si la corriente está adelantada conrespecto a la tensión, el equipo generará potencia reac-tiva Q y la entregará a la red.

Los bobinados —inductancias— tienden a atrasarla corriente en los circuitos de corriente alterna, en tantoque los condensadores —capacitancias— tienden aadelantarla. En una red eléctrica hay un número deequipos que consumen potencia reactiva, que debeser producida por otros equipos instalados en la mis-ma red. Si el factor de potencia es igual a la unidad, lacorriente está en fase con la tensión. Si la corrienteestá atrasada, el valor del factor de potencia serámenor que la unidad, y se dice que es inductivo. Si lacorriente está adelantada, el valor del factor de po-tencia también será menor que la unidad, y se diceque es capacitivo.

Para poder evitar que los generadores asincróni-cos de rotor de jaula tomen demasiada potencia reac-tiva, es necesario dotarlos de un banco de condensa-dores conectado en paralelo con el generador. Estebanco constituye el convertidor asociado a estos gene-radores. El propósito de este banco es acercar en loposible el factor de potencia inductivo del generador ala unidad. Generalmente las empresas eléctricas re-quieren un factor de potencia cos > 0,95. La capaci-


Fig. 3.31. Banco de capaci-tores con una potencia reac-tiva máxima de 408 kVAr.

Fig. 3.32. Conexiones eléc-tricas de un generador asin-crónico de rotor de jaula ydoble número de polos.(Fuente: José Martínez).

dad que el generador requiere del banco en cada mo-mento depende de la carga aplicada al generador, porlo cual la automática del aerogenerador frecuentementeordena conectar y desconectar capacitores del bancopor medio de conmutadores especiales. En la figura 3.31se muestra una vista de un banco de capacitores.

En ningún caso se evita la fluctuación (flicker, eninglés) de la tensión que los generadores asincrónicosde rotor de jaula comunican a la red, como respuestaa las rachas de viento, y además se corre el peligrode que en una desconexión brusca de la red los con-densadores originen una peligrosa elevación de la ten-sión en el generador. Cuando se cae la tensión de lalínea, este tipo de generador se desconecta, lo quelejos de ayudar empeora la situación de la red. El tiem-po de retorno de un generador de este tipo a la red nobaja de unos diez minutos después que cesa la caídade tensión. Por ello, la introducción de un gran núme-ro de aerogeneradores con generadores asincrónicosde rotor de jaula conectados directamente a la redpuede degradar seriamente la estabilidad de la ten-sión en ella, y las nuevas regulaciones de los sistemaseléctricos de Europa lo prescriben estrictamente, puesallí la penetración eólica aumenta día a día y ya tieneun peso significativo en la capacidad de generacióninstalada.

La figura 3.32 muestra esquemáticamente lasconexiones eléctricas de un generador asincrónico conrotor de jaula y doble número de polos. Partiendo delgenerador, se distingue el interruptor de tres vías, quepermite conectar uno u otro de los dos bobinados delestator, según la velocidad del viento.


A continuación del conmutador de tres vías (verFig. 3.32), se encuentran el interruptor principal y elarrancador suave, basado en válvulas electrónicascontrolables (tiristores). Como su nombre lo indica, elarrancador suave permite desconectar el generador,sin saltos bruscos de corriente, cuando hay muy pocoviento, para evitar que comience a trabajar como motorconsumiendo potencia de la red. Asimismo, cuando elviento es suficiente para generar electricidad, el arran-cador suave conecta nuevamente el generador a lared, sin saltos bruscos de corriente. Una vez que elarranque ha concluido, se cierra el interruptor princi-pal, para eliminar la pérdida de potencia de casi 2%que produce el arrancador suave.

El siguiente equipo en las conexiones eléctricas delgenerador es el banco de capacitares (ver Fig. 3.32),que aumenta el factor de potencia del aerogeneradorhasta un valor aceptable. Los generadores asincróni-cos de rotor de jaula de los aerogeneradores normal-mente trabajan con baja tensión, hasta 690 V. Pero latransmisión eficiente de la potencia eléctrica a cortasdistancias generalmente se realiza a media tensión. Portanto, el aerogenerador está dotado de un transforma-dor de salida (ver Fig. 3.32) que eleva la tensión hastael valor de la línea, por lo general entre 10 y 20 kV.Entre el transformador de salida y la línea se ubica unconmutador de media tensión para poder aislar el trans-formador de la línea en caso necesario.

Una alternativa al sistema antes descrito es la si-guiente: conectar el generador asincrónico de rotor dejaula a la red mediante un convertidor de frecuenciaelectrónico. El convertidor permite el control de la po-tencia reactiva y la velocidad variable. El convertidores costoso, pues debe procesar toda la potencia eléc-trica del generador, y su introducción disminuye la efi-ciencia energética y la fiabilidad del aerogenerador. Estavariante de aplicación de los generadores asincrónicosde rotor de jaula solo ha sido ofertada comercialmentepor dos pequeños fabricantes de aerogeneradores, unoholandés y otro hindú, el primero de los cuales desapa-reció del mercado hace algunos años. Por tanto, estaalternativa no será tratada aquí en detalle.

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El segundo gran grupo de generadores de induc-ción posee rotor bobinado. El bobinado de estos roto-res generalmente se conecta con los circuitos exte-riores mediante tres anillas deslizantes.

El estator de estos generadores se conecta direc-tamente a la red, al igual que en los generadores conrotor de jaula. Pero a diferencia de aquellos, el rotortambién tiene un circuito propio, donde son posiblesnumerosas variantes. Las más utilizadas, en ordencreciente, son las siguientes:

• El rotor se conecta a un banco de resistenciaselectrónicamente controlado.

• El rotor se conecta a la línea mediante un con-vertidor de frecuencia.

La primera variante admite deslizamientos del ro-tor de hasta 10%, aumentando la resistencia eléctricade su circuito. Así, el generador puede operar entre100 y 110% de la velocidad sincrónica, es decir, convelocidad variable en un intervalo de 1,1 a 1. Cuandosopla una racha fuerte, la velocidad del generador y,por tanto, de todo el tren de fuerza y de la turbina eóli-ca, se incrementa, lo que reduce la sobrecarga sobre eltren de fuerza y permite acumular parte de la energíaentregada por el viento en la inercia rotacional del trende fuerza, para asimilarla a través del generador cuan-do cese la racha. Este sistema tiene el inconvenientede su baja eficiencia, pues a mayor deslizamiento sepierde más potencia en la resistencia incrementada delrotor. Por tanto, aunque fabricantes importantes comoVestas lo aplicaron extensamente en el pasado, ahorano se oferta en el mercado.

La segunda variante de generador asincrónico conrotor bobinado se caracteriza porque posee un con-vertidor de frecuencia en el circuito del rotor conec-tado a la línea, al igual que el estator. Por eso a estetipo de generador se le conoce como generador deinducción doblemente alimentado (Doubly Fed Induc-tion Generador, DFIG, en inglés). En la figura 3.33se muestra un generador de este tipo, de la firma sue-co-suiza ABB.

El generador de inducción doblemente alimenta-do puede entregar energía eléctrica a la red trabajan-


Fig. 3.33. Generador asincró-nico doblemente alimentado,de 1,5 MW. (Fuente: ABB).


do en una gama moderadamente amplia de velocida-des, casi siempre a partir de una turbina eólica depaso variable. En la actualidad estos generadores lo-gran velocidades variables entre, por ejemplo, –35 y+30% de la sincrónica, es decir, en un intervalo de 2,0a 1, lo bastante amplio como para disfrutar en buenamedida de todas las ventajas que brinda la velocidadvariable.

Por otro lado, este es un sistema generador-con-vertidor de costo moderado porque el convertidor noprocesa más de 25 a 30% de la potencia del genera-dor. Todo ello explica por qué es el generador másutilizado en los aerogeneradores actualmente en ope-ración y en proyecto. En la figura 3.34 se expone elesquema típico de conexiones eléctricas de un gene-rador asincrónico doblemente alimentado.

En la figura 3.34 se observa que el estator se conec-ta directamente al interruptor principal, mientras que elrotor se conecta mediante el convertidor de frecuencia.La corriente que circula por el rotor del motor asincróni-co tiene una frecuencia diferente a la del estator, segúnrote a una frecuencia mayor que la sincrónica, supersin-crónica, o a una frecuencia menor que la sincrónica,subsincrónica. El convertidor de frecuencia transformala corriente alterna de frecuencia variable del rotor y laentrega a la frecuencia y tensión del estator, que es la dela línea. Este convertidor admite flujo de la potencia enlos dos sentidos, del rotor a la línea y viceversa. Portanto, se dice que es un convertidor regenerativo.

Cuando el rotor gira a frecuencia supersincróni-ca, la potencia fluye del rotor a la línea (Fig. 3.35a),en tanto que cuando el rotor gira a una frecuencia

Fig. 3.34. Conexiones eléctri-cas de un generador asincró-nico doblemente alimentado.(Fuente: José Martínez).

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subsincrónica, la potencia fluye de la línea al rotor(Fig. 3.35b). En el primer caso, la potencia del gene-rador será la suma de las potencias del estator y delrotor, en tanto que en el segundo caso la potencia delgenerador será la diferencia entre la potencia del es-tator y la del rotor.

Este sistema es algo más complejo y, por tanto,más costoso, pero obtiene aproximadamente 6% másde energía anual acumulada, en iguales condiciones deviento, que un generador de rotor de jaula y velocidadconstante. Por otro lado, si el convertidor de frecuen-cia es de alta calidad, este sistema es no menos fiableque el generador asincrónico con rotor de jaula porquela atenuación de las sobrecargas que brinda la veloci-dad variable asegura una alta fiabilidad electromecá-nica de todo el tren de fuerza.

Otra característica muy favorable de este siste-ma es que no requiere tomar potencia reactiva para


Fig. 3.35. Flujo de la poten-cia en un generador asin-crónico doblemente alimen-tado, rotando a frecuenciasupersincrónica (a) y sub-sincrónica (b). (Fuente: JoséMartínez).


la puesta en marcha y la operación, pues es suminis-trada por el convertidor. Si fuese necesario, el siste-ma generador-convertidor puede entregarle potenciareactiva a la línea para suplir su demanda, por lo quecontribuye a una eficiente operación de la red eléctri-ca a la cual se conecta. Este sistema puede, además,rebasar casi en tiempo real las caídas de tensión de lalínea y estar entregando potencia reactiva aunque nogenere potencia activa, lo cual ayuda a superar esascaídas de tensión.

El rotor bobinado de los generadores doblementealimentados requiere de un enfriamiento enérgico,sobre todo cuando opera a frecuencias de rotaciónsensiblemente alejadas de la sincrónica. Por ello, es-tos generadores necesitan un sistema de enfriamien-to por aire con dos circuitos de circulación forzada,uno interno y otro externo, comunicados a través deun intercambiador de calor aire-aire, como se mues-tra en la figura 3.33.

Es evidente que el convertidor de frecuencia utili-zado en el circuito del rotor es un componente funcio-nalmente clave de este sistema. En la figura 3.36 semuestra un convertidor de frecuencia para generado-res asincrónicos doblemente alimentados, de 2 MW depotencia, producido por la firma sueco-suiza ABB.Según el espacio disponible, este convertidor se ubicaen la góndola o en la torre del aerogenerador.

Al tema de los convertidores de frecuencia se handedicado y se dedican ingentes esfuerzos de investi-gación y desarrollo por empresas y centros científi-cos de diversos países. Los sistemas actualmenteoperacionales en los aerogeneradores son de baja ten-sión, hasta 690 V, en correspondencia con los gene-radores utilizados hasta ahora. Ya existen convertido-res de frecuencia de hasta 6,9 kV, pero hasta elpresente los generadores de media tensión solo sehan introducido en aerogeneradores experimentales.

Los convertidores de frecuencia de baja tensiónutilizados en los aerogeneradores actuales se basanen el empleo de transistores de potencia, del tipo co-nocido por la sigla en inglés IGBT (Insulated GateBipolar Transistor, es decir, transistor bipolar de

Fig. 3.36. Convertidor defrecuencia de 2 MW parageneradores asincrónicosdoblemente alimentados.(Fuente: ABB).

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compuerta aislada). En esencia, un transistor IGBTes una válvula electrónica de estado sólido, o sea, sinpiezas móviles, que puede permitir o impedir el pasode una corriente eléctrica, abriendo y cerrando dichopaso miles de veces por segundo, respondiendo a laseñal que se le aplique en sus terminales de control.En la figura 3.37 se muestra un bloque modular elec-trónico con transistores IGBT que forma parte de unconvertidor de frecuencia PCS 500 de la firma sue-co-suiza ABB.

El esquema general de un convertidor de frecuen-cia electrónico se muestra en la figura 3.38. Constaen principio de un rectificador (1), un eslabón de co-rriente continua (2) y un inversor (3). El rectificador,conformado por transistores tipo IGBT, toma la co-rriente alterna trifásica que llega al convertidor, larectifica y obtiene de ella corriente directa, la que seconduce por el eslabón intermedio que incluye capa-citores, y llega al inversor. El inversor, conformadotambién a partir de transistores de tipo IGBT, con-vierte la corriente directa en alterna trifásica, de lafrecuencia deseada, mayor, igual o menor que la ori-ginal, y de una tensión igual o menor que la original.

El convertidor de frecuencia descrito en la figu-ra 3.38 permite transmitir potencia de «izquierda aderecha», es decir, del rectificador al inversor. Paralos generadores asincrónicos doblemente conectadosson necesarios convertidores reversibles, también lla-mados regenerativos, o de cuatro cuadrantes, quepermitan el flujo de la potencia en los dos sentidos. Loanterior requiere que los bloques 1 y 3 en la figura 3.38puedan trabajar como rectificador o como inversor,para lo cual se diseñan especialmente. A cada rectifi-cador /inversor se le llama convertidor. Por tanto, se


Fig. 3.37. Bloque modularcon transistores IGBT de unconvertidor de frecuencia(Fuente: ABB).

Fig. 3.38. Esquema del prin-cipio de un convertidor defrecuencia electrónico.


hablaría del convertidor del lado del rotor y del conver-tidor del lado de la línea, según corresponda.

Debido a ciertas limitaciones, los transistores y otrasválvulas electrónicas actuales no permiten generar unacorriente alterna pura, compuesta solo por la primeraarmónica o armónica fundamental (Fig. 3.39). La co-rriente alterna generada con válvulas electrónicas inclu-ye otras armónicas que la contaminan. En la figura 3.39se observa el efecto que produce sumarle la quintaarmónica a la primera. La corriente alterna contami-nada con armónicas afecta el trabajo de los equiposeléctricos y electrónicos por donde circula.

Para mitigar este fenómeno, a la entrada y la sa-lida del convertidor de frecuencia se instalan filtrosque eliminan los armónicos, al precio de una ciertacaída de la tensión que debe tenerse en cuenta en eldiseño de todo el sistema generador-convertidor. Enla figura 3.40 se muestra el circuito de fuerza del con-vertidor de frecuencia Windpower, de cuatro cuadran-tes y 2 MW de potencia, de la firma sueco-suiza ABB,diseñado para utilizarse en aerogeneradores.

Fig. 3.39. Onda de corrien-te eléctrica alterna funda-mental, deformada por laquinta armónica.

Fig. 3.40. Esquema del cir-cuito principal de un conver-tidor de frecuencia de 2 MWpara aerogeneradores. (Fuen-te: Asea Brown Boveri).

135

3.4.2. Generadores sincrónicosUn número creciente de aerogeneradores utiliza ge-neradores sincrónicos, que deben su nombre a que lafrecuencia de rotación de sus rotores está sincroniza-da a la frecuencia de la tensión eléctrica alterna quegeneran.

Un generador sincrónico posee un estator bobina-do semejante al de un generador asincrónico, con unnúmero p de pares de polos. Los terminales del estatorentregan la potencia eléctrica generada. Por otro lado,el rotor de un generador sincrónico posee p pares depolos magnéticos activos que inducen en el bobinadodel estator una tensión eléctrica alterna proporcional ala frecuencia de rotación. Es decir, en un generadorsincrónico el estator es la armadura y el rotor es elinductor. En la figura 3.41 se muestra un generadorsincrónico seccionado de la firma griega TWG.

La tensión alterna generada posee una frecuen-cia f expresada por la fórmula (3.14).

f = n · p (3.14)

Donde:n: Frecuencia de rotación del rotor.p: Número de pares de polos del estator.Es decir, a diferencia del generador asincrónico,

en el cual el campo magnético del rotor puede desli-zarse con respecto al campo magnético del estator ygirar a una frecuencia más o menos diferente de lasincrónica, en el generador sincrónico operando comotal el campo magnético del rotor siempre está sincro-nizado con el campo magnético del estator y rota a lafrecuencia sincrónica. Solo una condición de sobre-carga puede sacar de sincronismo al generador, conlo cual deja de generar.

Por tanto, un generador sincrónico conectado di-rectamente a la red de corriente alterna de frecuen-cia constante tiene que ser un generador de veloci-dad estrictamente constante. Este es el caso de losgeneradores de las plantas eléctricas convenciona-les. Pero los aerogeneradores con generador sincró-nico de velocidad constante conectado directamente


Fig. 3.41. Ejemplar seccio-nado de un generador sin-crónico. (Fuente: TWG).


a la red presentan problemas técnicos difíciles de su-perar. El más importante de ellos es que el generadorsincrónico no tiene el amortiguamiento que posee elgenerador asincrónico debido al deslizamiento, y tien-de a entrar en resonancia con las pulsaciones del tor-que de la turbina eólica, debidas al efecto sombra dela torre sobre las palas de la propia turbina. Asimis-mo, la relativamente lenta respuesta de la regulaciónde la turbina eólica a las variaciones de viento o car-ga hacen difícil mantener sincronizado el generadorsincrónico de velocidad constante.

Por lo anterior, hoy día prácticamente no existenaerogeneradores con generador sincrónico de veloci-dad constante. Pero un generador sincrónico de velo-cidad variable no se puede conectar directamente auna red de corriente alterna de frecuencia constante,por lo que es preciso utilizar un convertidor de fre-cuencia de flujo completo como componente inter-medio entre el generador y la red.

Hay generadores sincrónicos cuyo rotor poseeelectroimanes, es decir, donde los polos magnéti-cos del rotor se forman por bobinados alimentadospor una fuente de corriente directa externa al ro-tor, conocida como excitatriz, mediante dos anillasrozantes con escobillas. Modernamente, la excita-triz es un generador de corriente directa cuyo in-ducido se monta en el propio árbol del rotor delgenerador sincrónico, y lo alimenta sin anillas ro-zantes ni escobillas (brushless, en inglés). El ge-nerador mostrado en la figura 3.41 tiene rotor bo-binado excitado sin escobillas.

Variando la corriente suministrada por la excita-triz se logra una excitación variable del bobinado delestator, lo que permite cambiar la tensión de salidadel generador y su factor de potencia. Pero como elgenerador no se conecta directo a la línea, sino me-diante un convertidor de frecuencia de flujo comple-to, esas posibilidades del generador de rotor bobinadoya no son esenciales, ya que pueden ser realizadaspor el convertidor de frecuencia. Ello hace racional elempleo de generadores sincrónicos con rotor de ima-nes permanentes (Permanent Magnet Synchonous

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Generators, PMSG, en inglés), que producen exci-tación constante sobre el bobinado del estator.

En el pasado, los generadores con excitación porimanes permanentes eran más voluminosos y pesa-dos que los de electroimanes. Pero la creación y elrápido desarrollo de potentes imanes permanentes abase de aleaciones neodimio-hierro-boro (Nd-Fe-B)han cambiado radicalmente la situación, aunque elcosto de esos imanes aún llega a 100 /kg. Se hainvestigado y se investiga mucho sobre los generado-res sincrónicos con rotor de imanes permanentes deflujo radial —convencional—, o de flujo axial o trans-versal, los dos últimos con estructuras radicalmentediferentes a la tradicional. En la figura 3.42 se mues-tra un generador sincrónico con rotor de imanes per-manentes de flujo magnético radial.

En la figura 3.43 aparecen las conexiones eléctri-cas típicas de un generador sincrónico con rotor bobi-


Fig. 3.42. Generador sincró-nico con rotor de imanes per-manentes de flujo radial.

Fig. 3.43. Conexiones eléc-tricas de un generador sin-crónico con rotor bobinado.(Fuente: José Martínez).


nado; y en la figura 3.44, con rotor de imanes perma-nentes.

Puesto que el convertidor procesa el flujo total dela potencia eléctrica del generador sincrónico, la ca-pacidad del primero para hacer variar la frecuenciade rotación del rotor es mayor que en los sistemascon generador asincrónico doblemente alimentado. Porello se logran variaciones de velocidad en un interva-lo de hasta 3,6 a 1, lo que permite el aprovechamientopleno de todas las ventajas que brinda la velocidadvariable.

Las investigaciones realizadas han permitido de-terminar que para un generador sincrónico con rotorde imanes permanentes, lo mejor es diseñar el gene-rador para que opere subexcitado y utilizar un con-vertidor de frecuencia de cuatro cuadrantes, es de-cir, reversible, con un circuito como el mostrado enla figura 3.40. Este es un convertidor análogo al uti-lizado para el circuito del rotor de los generadoresasincrónicos doblemente conectados, pero ahora di-mensionado para procesar toda la potencia del ge-nerador. En la figura 3.45 se muestra un convertidorde frecuencia de 3 MW para aerogeneradores dota-dos de generador sincrónico de imanes permanentes,de la firma sueco-suiza ABB.

Por otro lado, para los generadores sincrónicosde rotor bobinado, cuya excitación puede variarse avoluntad, regulando la corriente de la excitatriz quecircula por el rotor y variando con ello la tensión y elfactor de potencia del generador, pueden utilizarseconvertidores de frecuencia de dos cuadrantes —noreversibles—, en los cuales el rectificador es menos

Fig. 3.44. Conexiones eléc-tricas de un generador sin-crónico con rotor de ima-nes permanentes. (Fuente:José Martínez).

Fig. 3.45. Convertidor de fre-cuencia de 3 MW para gene-rador sincrónico de imanespermanentes. (Fuente: ABB).

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costoso, pues no utiliza transistores sino diodos, el tipomás simple de válvula electrónica de semiconducto-res. El rectificador trifásico básico de tiristores es unpuente de seis diodos (Fig. 3.46). Por ello se le llamarectificador de seis pulsos.

El rectificador de seis pulsos es sencillo, pero in-troduce armónicas relativamente importantes, tantoen la corriente rectificada —hacia adelante— comoen el generador —hacia atrás—. Por ello en los ae-rogeneradores con generador sincrónico de rotor bo-binado se utilizan preferentemente los rectificadoresde doce pulsos, que producen armónicas muy inferio-res en magnitud.

En la figura 3.47 se muestra el circuito de un con-vertidor de frecuencia con rectificador de doce pulsos,formado por dos puentes de seis pulsos conectados enserie. Cada puente se alimenta del generador trifásicomediante uno de los dos bobinados secundarios de untransformador especial, con los bobinados secundariosdesfasados 30º eléctricos. Este transformador es un


Fig. 3.46. Circuito básico deun rectificador de seis pul-sos (a) y su representaciónsimplificada (b).

Fig. 3.47. Convertidor de fre-cuencia con rectificador dedoce pulsos y generador tri-fásico.


componente adicional importante que, sin embargo,encarece el sistema y reduce su fiabilidad.

Por tanto, el esquema preferido actualmente utili-za un generador sincrónico con dos bobinados trifási-cos, desfasados 30º eléctricos entre sí. De hecho estees un generador hexafásico, es decir, de seis fases,porque tiene dos bobinados trifásicos que trabajan almismo tiempo. Cada bobinado trifásico del generadorhexafásico se conecta a un puente de seis pulsos.Los dos puentes de seis pulsos están conectados en-tre sí en serie. En la figura 3.48 se muestra el circuitode un convertidor de frecuencia con rectificador dedoce pulsos y generador hexafásico.

El sistema con generador sincrónico tiene un costoinicial superior al sistema con generador asincrónicodoblemente alimentado, pero aprovecha mejor la ener-gía de los vientos de alta rafagosidad. Estos aerogene-radores pueden conectarse a redes débiles, pues nonecesitan tomar potencia reactiva para funcionar y sereincorporan al servicio muy rápidamente, después deuna caída de la tensión en la red. Se dice que puedenpasear la caída de tensión (ride-though the voltaje-dip, en inglés). Además, este sistema puede entregarpotencia reactiva aunque no genere potencia activa, loque ayuda a superar las caídas de tensión.

En una máquina eléctrica el entrehierro es la dis-tancia radial entre el hierro o magnético del rotor y eldel estator, y el entrehierro óptimo de un generadorsincrónico siempre es mayor que el de un generadorasincrónico. Ello simplifica y abarata la construcciónmecánica del generador sincrónico, y aumenta su fia-

Fig. 3.48. Convertidor de fre-cuencia con rectificador dedoce pulsos y generadorhexafásico.

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bilidad, pues resulta menos sensible a errores de fa-bricación, al desgaste de los cojinetes y a las varia-ciones dimensionales debidas a las diferencias de tem-peratura entre diferentes partes del generador.

El generador sincrónico puede diseñarse con bue-nas cualidades técnico-económicas para trabajar avelocidades altas, medias o bajas, y por ello se produ-cen y aplican en las tres variantes.

Los generadores sincrónicos de alta velocidad,generalmente con rotor de imanes permanentes, es-tán concebidos para emplearse en trenes de fuerzacon multiplicador de alta relación de transmisión, se-mejantes a los utilizados para los generadores asin-crónicos doblemente conectados, pero con menoresdimensiones, mayor eficiencia y sin anillas rozantesni escobillas, lo que minimiza el mantenimiento. Enun generador sincrónico de rotor bobinado las pérdi-das por excitación constituyen de 20 a 30% de laspérdidas totales. Por lo tanto, estos generadores tie-nen un rotor que se calienta menos y casi tan robus-to como el de un generador asincrónico de rotor dejaula, y por ello pueden ser enfriados solo por la car-casa, ya sea con aire proporcionado por un sopla-dor, o con agua.

Pese a todas las ventajas mencionadas, hasta hoydía no se han construido aerogeneradores potentescon generadores sincrónicos de alta velocidad, loscuales en cambio sí dominan en las máquinas de po-tencias pequeñas, inferiores a 20 kW.

Los generadores sincrónicos de media velocidad sediseñan con un número de polos entre 30 y 60, para ope-rar a frecuencias de rotación nominales entre 2,0 y 4,0 Hz(120 y 240 min–1), en redes eléctricas con frecuencia de60 Hz. Debido a su baja velocidad, estos generadorespueden integrarse a trenes de fuerza con multiplicador debaja relación de transmisión, entre 5 y 12.

Debido a que muchos de los fallos de los multipli-cadores utilizados en los aerogeneradores con gene-radores de alta velocidad ocurren en las etapas másrápidas, la reducción drástica de la relación de trans-misión simplifica, abarata y hace más fiable, compac-to y energéticamente eficiente al multiplicador.



En cambio, el generador resulta mayor y más pe-sado para la misma potencia, aunque con una mayorárea de disipación del calor, por lo que no requiere deun sistema de enfriamiento forzado. Debido a lasmenores frecuencias de rotación y temperaturas deoperación, los cojinetes del multiplicador y el genera-dor pueden hacerse más duraderos, lo que reduce loscostos de mantenimiento.

Después de concebir las ideas antes menciona-das, la empresa alemana Aerodyn se basó en ellaspara desarrollar la tecnología Multibrid para aeroge-neradores, caracterizada porque el multiplicador deuna etapa planetaria está integrado con el generadorsincrónico de media velocidad con rotor de imanespermanentes, formando un tren de fuerza muy com-pacto, fiable y de bajo peso, con un único cojineteprincipal (actualmente la empresa Aerodyn se ha in-corporado a la Multibrid Entwicklungsgesellschft mbH—Sociedad de Desarrollo Multibrid—, a la que per-tenecen las firmas productoras de aerogeneradoresPROKON Nord, de Alemania, y la WinWinD, de Fin-landia). El multiplicador le transmite el torque al gene-rador mediante un embrague de seguridad que impidela sobrecarga del tren de fuerza por los cortocircuitosdel sistema eléctrico.

Los generadores sincrónicos de baja velocidadestán destinados a aerogeneradores de accionamien-to directo, en los que el generador sincrónico rota a lamisma frecuencia que la turbina eólica, normalmentepor debajo de 0,40 Hz. Con ello se elimina el multipli-cador, lo que simplifica el tren de fuerza, eleva sueficiencia y fiabilidad, y reduce su nivel de ruido.

No obstante, en frecuencias de rotación del ge-nerador tan bajas se necesitan no menos de trescien-tos polos para obtener tensión alterna de frecuencianominal igual a la de la red, si ésta es de 60 Hz, lo queno resulta prácticamente realizable. Para resolver tanmedular problema se diseña el sistema generador-convertidor siguiendo la estrategia siguiente:

• El generador produce tensión con una frecuencianominal que es una fracción de la que tiene lared; por ejemplo, entre un cuarto y un medio. Para

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una turbina que rota a 0,4 Hz y una red eléctricade 60 Hz, se requiere de un generador con unnúmero de polos entre 75 y 150, lo cual es realiza-ble en la práctica.

• Con un generador hexafásico y un rectificadorde doce pulsos en el convertidor de frecuencia selogra reducir el contenido de armónicos en la ten-sión de baja frecuencia del generador, hasta elnivel equivalente al de un generador con un nú-mero de polos igual al doble del real.

• El convertidor de frecuencia se encarga de ele-var la frecuencia de la tensión del generador has-ta el valor constante de la red. Esta conversión serealiza óptimamente para una relación de frecuen-cias de hasta 2:1, aunque puede llegar hasta 6:1.

• Para facilitar la transformación de la tensión eléc-trica, que también debe acometer el convertidorde frecuencia, se utilizan generadores de rotor bo-binado con excitación variable, cuya tensión esregulable, aunque también es posible utilizar ge-neradores de imanes permanentes.

• A fin de disminuir la masa del generador se au-menta su diámetro y se reduce su longitud, lo queda como resultado la forma de anillo típica de losgeneradores sincrónicos de baja velocidad; poreso también son conocidos como generadoresanulares.Después de concebir las ideas antes menciona-

das, aplicando de manera creadora su experticia enel diseño y la construcción de convertidores de fre-cuencia, la empresa alemana Enercon se basó en ellaspara desarrollar aerogeneradores caracterizados porsu alta eficiencia, fiabilidad y durabilidad. El primerode esos aerogeneradores fue el E-36, de 400 kW,desarrollado entre 1987 y 1992, con un generadoranular de 4 m de diámetro. El primer modelo en en-trar en producción fue el E-40, de 500 kW, que dota-do de un generador de 84 polos fue introducido en elmercado a finales de 1993. Otras empresas, como laalemana Leitwind, la holandesa Lagerwey, la norue-ga ScanWind y la francesa Jeumont han diseñado ycomercializado aerogeneradores basados en los mis-



mos principios, pero Enercon se mantiene como ellíder mundial indiscutible en desarrollo tecnológico, po-tencia unitaria y ventas de esta tecnología.

En la figura 3.49 se muestra una vista del aeroge-nerador alemán Leitwind LTW 62, de 1,2 MW, congenerador sincrónico de accionamiento directo, exci-tado por imanes permanentes, que rota a una frecuen-cia entre 0,12 y 0,42 Hz (7,0 y 25 min–1). Posee unconvertidor de frecuencia de cuatro cuadrantes contransistores IGBT.

En la figura 3.50 se muestran una vista secciona-da de la góndola y un dibujo del generador sincrónicode imanes permanentes que caracterizan a los aero-generadores Leitwind.

En la figura 3.51 se muestran el estator y el ro-tor del generador sincrónico de 72 polos, con rotorbobinado, de un aerogenerador Enercon de mediapotencia.

Fig. 3.49. Aerogenerador Leit-wind LTW 62 de 1,2 MW, congenerador sincrónico de bajavelocidad.

Fig. 3.50. Góndola y gene-rador típicos de los aeroge-neradores Leitwind.


3.5. TorreLa torre que soporta la góndola y el rotor principaldel aerogenerador debe ser capaz de resistir los vien-tos máximos previsibles, incluso los huracanados,pero también de no entrar en resonancia bajo ningu-na condición de operación. A medida que la alturadel buje (hub height, en inglés) de los aerogenera-dores sigue en aumento, la torre toma forma másesbelta y su diseño cuidadoso gana una importanciacreciente.

Actualmente, la mayoría de las torres se produ-cen de acero, en forma tubular, aunque algunos fabri-cantes, como los alemanes REpower y Nordex, ofre-cen también torres de celosía para las mayores alturasdel buje (Figs. 3.52 y 3.53). Las torres de celosía,formadas a partir de perfiles laminados soldados oatornillados, permiten un ahorro importante de acerocuyo precio actual es elevado, y oponen menos resis-tencia al viento que las tubulares. En cambio, las to-rres tubulares producen una estela de menor turbu-lencia, protegen mejor los equipos instalados en suinterior y facilitan el acceso del personal de instala-ción y mantenimiento a la góndola, sobre todo en malascondiciones atmosféricas.

Por otro lado, cuando la estética se convierte cadavez más en un elemento que se debe considerar paramejorar la aceptación de los parques eólicos, hay espe-cialistas que se manifiestan a favor del aspecto de lastorres tubulares y están opuestos a las torres de celosía

Fig. 3.51. Estator y rotor delgenerador sincrónico de ro-tor bobinado de un aeroge-nerador Enercon. (Fuente:Enercon).

Fig. 3.53. Aerogeneradorcon torre de celosía. (Fuen-te: Andrés González).

Fig. 3.52. Aerogeneradorcon torre tubular. (Fuente:Alejandro Montesinos).


utilizadas, por ejemplo, en los primeros parques eóli-cos de California, Estados Unidos.

En los aerogeneradores de grandes potencias vaganando terreno el empleo de torres de hormigón ar-mado fundido in situ, o prefabricado en forma de seg-mentos de cilindro o medias conchas. El motivo impul-sor de este desarrollo es el alto costo del transporte degrandes torres metálicas a largas distancias terrestreso marítimas, pues dado su alto cociente volumen/masalos fletes están determinados por el volumen. Tam-bién se trabaja en el desarrollo de torres híbridas, cuyaparte inferior sea de hormigón armado y la superiorde acero.

La torre debe estar dimensionada para soportartanto las cargas de fatiga, relacionadas con las fluc-tuaciones de la velocidad del viento durante la opera-ción normal del aerogenerador, como las cargas ex-tremas de viento —debidas a fenómenos como loshuracanes en las condiciones tropicales—, que ac-túan con el aerogenerador fuera de servicio, en con-figuración de sobrevivencia. En una primera aproxi-mación se considera que las fluctuaciones de lavelocidad del viento durante la operación normal delaerogenerador son proporcionales a la velocidad me-dia del viento.

Es particularmente importante evitar la excitaciónde vibraciones resonantes en la torre por las fluctua-ciones del empuje del rotor de la turbina eólica, conuna frecuencia igual a la frecuencia con que pasanlas palas frente a la torre (blade-passing frequency,en inglés). Para evitar esa resonancia, lo mejor esdiseñar la torre con una frecuencia propia lo más le-jos posible de la frecuencia excitadora. Sin embargo,el asunto se complica porque la frecuencia natural delas torres diseñadas con suficiente resistencia parasoportar las cargas extremas de viento puede tener lamisma magnitud que la frecuencia de pasada de laspalas. Por lo tanto, se trata de un verdadero reto deingeniería estructural.

A diferencia de la torre, en el cálculo del cimientoson decisivas las cargas extremas y no las de fatiga.Por tanto, la velocidad media del viento no interviene

147

en el cálculo de la cimentación. En la práctica actualse utilizan cimientos de zapata cuadrada y de zapatacircular. En la figura 3.54 se muestra un cimiento dezapata circular utilizado para anclar las torres de losaerogeneradores de la firma alemana Enercon.

A medida que la altura de la torre aumenta, au-menta la velocidad del viento y disminuye su turbu-lencia. Como resultado aumenta la producción anualde energía del aerogenerador, cualquiera que sea sutecnología. En el gráfico de la figura 3.55 se muestrala tendencia general de aumento de la energía produ-cida anualmente por el aerogenerador por unidad deárea barrida de su rotor E/A, en kWh/(m2×a), con res-pecto a la altura de la torre, expresada mediante laaltura del buje h del aerogenerador, en metros. Lacurva de la figura 3.55 se ha construido a partir de

Fig. 3.54. Cimiento con za-pata circular para una torrede aerogenerador. (Fuente:Enercon).

Fig. 3.55. Producción anualde energía del aerogenera-dor en función de la alturade la torre.



datos de aerogeneradores reales actualmente en uso.Obsérvese que algunas alturas de eje llegan a supe-rar los 120 m.

3.6. Sistema de controlLa operación de un gran parque eólico que abarqueuna amplia área geográfica requiere de acceso inme-diato a los datos fundamentales de operación y con-trol de los aerogeneradores individuales, de grupos deaerogeneradores y de la planta completa. Para ellose requiere de un sistema de control supervisorio y deadquisición de datos, generalmente conocido por susigla en inglés SCADA (Supervisory Control andData Acquisition).

En la figura 3.56 se muestra la estructura generalde un sistema SCADA para parques eólicos, análogoal que ofrecen las más importantes firmas proveedo-ras de aerogeneradores, como la danesa Vestas. Lossensores ubicados en los aerogeneradores del parqueeólico (Fig. 3.56), envían sus señales por medio decables de fibra óptica hasta el servidor de planta, una

Fig. 3.56. Estructura gene-ral de un sistema SCADApara parques eólicos.

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computadora que almacena la información en unabase de datos central y la procesa inteligentemente.Un software especial le permite a los especialistasdel centro de control del parque recibir la informaciónoperacional de la planta que necesiten, de modo or-ganizado y comprensible.

El SCADA convierte los aerogeneradores de unparque eólico en una verdadera planta eléctrica. El sis-tema incluye dispositivos para el control automático yasistido de la potencia eléctrica activa y reactiva, asícomo para el control de la tensión eléctrica. Estos con-troladores autónomos para los aerogeneradores y la sub-estación del parque eólico son estables y redundantes,para asegurar el nivel de fiabilidad que requiere un siste-ma de generación eléctrica conectado a la red. Tambiéncon los medios del SCADA se pueden recibir y proce-sar los datos enviados por el sistema meteorológico na-cional, a fin de pronosticar la generación eólica.

La información de la consola principal del servi-dor de planta puede ser compartida mediante una redlocal, con otros especialistas en el parque eólico, omediante Internet con especialistas del sistema eléc-trico regional o nacional; o más allá, en el caso depaíses agrupados en grandes sistemas energéticostransnacionales.

El desarrollo y la operación óptima de los siste-mas SCADA en los parques eólicos constituyen unárea de investigación y desarrollo vasta, importante ytécnicamente fascinante, por las características es-peciales de la electricidad obtenida del viento.

3.7. ProveedoresEn el 2004, 96% del mercado mundial fue satisfechopor diez empresas productoras, cuya distribución delmercado puede observarse gráficamente en la figu-ra 3.57. Vestas, de Dinamarca, se mantuvo en el pri-mer lugar con 32%. Gamesa, de España, se movió alsegundo lugar (17%), con ventas importantes en Eu-ropa y Norteamérica. Enercon, de Alemania, perma-neció en tercer lugar (15%). Estas tres compañíascubrieron 64% del mercado mundial. GE Wind, de Es-


Fig. 3.57. Los principales pro-veedores mundiales de ae-rogeneradores en el 2004.(Fuente: Instituto Alemán deEnergía Eólica).

tados Unidos, fue el cuarto productor, con 11% de par-ticipación. Le sigue la división eólica del consorcio Sie-mens, de Dinamarca, con 6%, y Suzlon, de la India, con4%. Seguidamente aparecen REpower, de Alemania,Ecotecnia de España, Mitsubishi de Japón y Nordexde Alemania, que en conjunto aportan 11%.

3.8. Costos de los aerogeneradoresy sus componentesEl costo específico de un aerogenerador oscila actual-mente entre 800 y 1 000 USD/kW. Un factor que se debetener en cuenta en la estimación del costo es la utilizaciónde unas u otras tecnologías en las partes principales. En latabla 3.2 se aporta un estimado de los precios relativos delos componentes más costosos de un aerogenerador conmultiplicador en su tren de fuerza.

Tabla 3.2. Estructura de costos típica de un aerogenerador modernoNo. Parte Costo relativo

respecto al total, %1 Palas de la turbina eólica 15-202 Multiplicador de velocidad 8-103 Generador eléctrico 8-104 Torre 15-205 Otros: cimientos, transformador, subestación,

cables soterrados y conexiones a la red, grúaspara el montaje, transporte especializado,puesta en marcha y otros. 40

Los valores expuestos son estimados, pues la es-tructura real del costo de un aerogenerador está con-dicionada por las características del sitio de instala-ción, su distancia a la red eléctrica, accesibilidad,necesidad y complejidad de la infraestructura, y otrosfactores logísticos.


Respuesta breveHay una tendencia hacia el aumento de las potenciasunitarias de los aerogeneradores en busca de una re-ducción de los costos por el efecto de escala. Lasmáquinas que se encuentran disponibles ampliamen-te en el mercado y que más se instalan y comerciali-zan actualmente se encuentran en el rango de 850 a3 600 kW.

Existen máquinas de 5,0 y 6,0 MW, de las cualesse han construido e instalado prototipos que se hallanen proceso de prueba. Pero tales máquinas serán lasque constituirán al final de la actual década los nue-vos parques eólicos de gran potencia, con un númeromucho menor de máquinas que los actuales.

En particular, el desarrollo masivo de los parqueseólicos marítimos o costa afuera depende en muchode la creación de grandes aerogeneradores, a fin dereducir el número de cimentaciones que se colocaránen el fondo marino, y el número de equipos que sehan de atender como objetos de mantenimiento. Mu-chos de estos proyectos se encuentran en desarrollo

PREGUNTA4

¿Qué capacidadesde generaciónhan alcanzado

los aerogeneradores?


y los planes de implementación de este tipo de parquese han retrasado, entre otras razones, por la carenciade estas grandes turbinas en el mercado mundial.

En el 2005 diez compañías comercializaron turbinasde más de 1 MW: Vestas, Enercon, Gamesa, Nordex,Repower, Siemens, Dewind, Ecotecnia, Fuhrlander yGE Wind.

4.1. IntroducciónLa capacidad de generación alcanzada actualmentepor los aerogeneradores es el resultado de un proce-so de miles de años. Primeramente tuvo que inven-tarse la máquina eólica, es decir, la máquina que con-vierte parte de la potencia mecánica fluídica del vientoen potencia mecánica rotativa de un cuerpo sólido.Todas las máquinas anteriores a la hidráulica o eólicaeran movidas por la fuerza animal o humana. El in-vento de la máquina eólica surgió para satisfacer ne-cesidades específicas de la humanidad. Fue un in-vento inspirado en razones sociales y económicas, conel fin de hacer más productivo el trabajo y más fácil yconfortable la vida. Antes del siglo XVIII la mayoría delas fábricas dependían del agua y del viento comofuente de potencia, hasta que apareció la máquina devapor. El paso de las sencillas máquinas eólicas crea-das con el objetivo de moler granos y bombear agua,hasta la máquina eólica para generar electricidad,conocida como aerogenerador, ha tomado muchos añosy ha sido el resultado del esfuerzo e ingenio de mu-chas personas. La historia del aerogenerador ilustracómo una idea simple se convirtió en una máquinacompleja, a la cual nuevas ideas e invenciones le fue-ron incorporadas, comenzando con capacidades degeneración de algunos miles de watt, hasta las má-quinas actuales de varios millones de watt.

4.2. Breve historia de los aerogeneradoresYa en el siglo V a.n.e. aparecen las primeras máqui-nas eólicas en Persia, con un eje vertical conectadodirectamente a la piedra de moler (Fig. 4.1). Todo

153

indica que los chinos usaban desde tiempos inmemo-riales molinos de viento conocidos como panémonas,para bombear agua en las salinas, y algunos historia-dores los consideran antecesores de los molinos per-sas. En varias islas de la Grecia actual aún se puedencontemplar máquinas de este tipo.

En la misma época se usaban molinos de eje hori-zontal en Egipto, y aunque eran distintos desde el puntode vista tecnológico tenían el mismo principio: trans-formar la energía eólica en energía mecánica de cuer-pos sólidos para moler los granos y bombear agua.Estas máquinas eran ineficientes y susceptibles deser dañadas por los fuertes vientos, pero cumplieronsu cometido a lo largo de siglos, como sus sucesoraslo hicieron también mucho tiempo después en Euro-pa, con diseños diferentes y más efectivos.

Las máquinas de energía eólica hicieron su apari-ción en Europa durante la Edad Media. Se especula sifueron desarrolladas a partir de los diseños traídos porlos cruzados a su regreso del Oriente Medio. Estasmáquinas europeas eran de eje horizontal y se emplea-ban para varias tareas, como bombear agua, moler gra-nos y aserrar madera, entre otras (Fig. 4.2). Eran má-quinas mecánicamente muy sofisticadas para la épocaque dan lugar a los clásicos molinos daneses y holan-deses; y en los Estados Unidos, a los molinos de viento

Fig. 4.1. Boceto de una anti-gua máquina eólica persa uti-lizada para moler granos.(Fuente: Juan Carlos Cádiz yJuan Ramos).

PREGUNTA 4. ¿QUÉ CAPACIDAD DE GENERACIÓN...?


para el bombeo de agua, que se desarrollaron rápida-mente después de la invención de la turbina eólica mul-tipala por los propios norteamericanos en el siglo XIX.

El molino de eje horizontal con rotor multipala, di-señado por Daniel Halladay en 1854, fue el primero deuna nueva generación de máquinas eólicas (Fig. 4.3).Este molino se usó para bombear agua en zonas aisla-das y desempeñó un papel fundamental en la coloni-zación del Oeste norteamericano. Por su lento mo-vimiento, estas máquinas estaban apartadas de la ideade generar electricidad, pues se necesitaban máqui-nas más rápidas. En los países europeos, donde tradi-cionalmente se había considerado el viento como unaimportante fuente de energía, esos molinos no ofre-cían interés, lo que conllevó a que los lentos molinosse trataran de reconvertir de forma tal que produje-ran electricidad.

Los intentos de producir electricidad con energíaeólica surgen en 1802. Fue Lord Kelvin quien prime-ro formuló la idea de acoplar un generador eléctrico a

Fig. 4.2. Máquinas eólicastradicionales del Norte deEuropa. (Fuente: Juan CarlosCádiz y Juan Ramos).

155

una máquina eólica. No obstante, tuvo que esperarsehasta la segunda mitad del siglo XIX, cuando se inven-tó la primera máquina dinamoeléctrica, para que lle-gara el surgimiento de lo que hoy conocemos comoaerogenerador. El empleo inicial del viento para lageneración de electricidad tuvo lugar con el desarro-llo comercial exitoso de los pequeños aerogenerado-res y con las investigaciones y experimentos con gran-des aerogeneradores.

Cuando los generadores eléctricos aparecieron enlos finales del siglo XIX, el hombre pronto trató de ha-cerlos girar con rotores eólicos. El ejemplo más co-nocido de pequeño aerogenerador fue el construidoen Estados Unidos por Charles Brush en Cleveland,Ohio, en 1888. Esta máquina no tuvo impacto en esemomento, pero en años posteriores los pequeños aero-generadores se difundieron por los Estados Unidos. De

Fig. 4.3. Molino de vientoamericano tradicional, dise-ñado por Daniel Halladay en1854. (Fuente: Juan CarlosCádiz y Juan Ramos).



todos ellos el más reconocido como pionero fue el cons-truido por Marcellus Jacobs, quien en los años veintese dedicó a estudiar cómo adaptar los antiguos molinosde bombeo como aerogeneradores. Estas máquinaseran de tres palas (tripalas), con perfiles de secciónaerodinámica, por lo que ya poseían la arquitectura delos modernos aerogeneradores actuales (Fig. 4.4). Si-guiendo a Brush, Jacobs le incorporó al aerogeneradoruna batería de acumuladores para adaptarlo a las ne-cesidades de las residencias particulares. En los Esta-dos Unidos los pequeños aerogeneradores como losde Jacobs se hicieron muy populares en todo el país,hasta que la expansión de la red eléctrica durante losaños treinta marcó el comienzo del fin de su uso gene-ralizado. La fabricación de pequeños aerogeneradoresha sido recuperada por otras firmas y actualmente seencuentran otra vez disponibles. La turbina Jacobs esconsiderada como el motor impulsor de las modernasturbinas de pequeña potencia.

También a finales del siglo XIX y principios del XX

se comenzó la construcción de turbinas eólicas demayor tamaño, las cuales influyeron notablemente enel desarrollo de las actuales. El desarrollo más conse-cuente y sistemático de los grandes aerogeneradorestuvo lugar en Dinamarca. En 1890, el Gobierno danésinició un programa de desarrollo eólico orientado a laproducción de electricidad y se responsabilizó al pro-fesor Poul La Cour, el «Edison danés», con la direc-ción de los trabajos. La máquina desarrollada por aquelprograma, puesta en marcha en 1892, fue la primeraconcebida, diseñada y construida específicamente paragenerar electricidad. Los trabajos de La Cour consti-tuyen los primeros pasos en pos de los aerogenerado-res modernos, pero la teoría aerodinámica estaba to-davía insuficientemente desarrollada y sus máquinaseólicas, a pesar de ser las más avanzadas de la épo-ca, seguían siendo rotores clásicos de bajo rendimiento.

4.3. Desarrollo de la aerodinámicaDesde finales del siglo XIX y principios del XX los estu-dios sobre aerodinámica se desarrollaron de manera

Fig. 4.4. Aerogenerador de1 kW de potencia, desarro-llado por la compañía Ja-cobs en la década de losveinte. (Fuente: Juan CarlosCádiz y Juan Ramos).

157

notable. Joukowski, Drzewieky y Sabinin en Rusia,Prandt y Betz en Alemania, y Constantin y Eiffel enFrancia determinaron los criterios de diseño que de-bían aplicarse en los perfiles aerodinámicos para lafabricación de alas y las hélices de los aviones. Solodespués de las primeras décadas del siglo XX se tu-vieron conocimientos suficientes para aplicarlos a losrotores eólicos.

Los criterios de diseño de esos investigadores seajustaron a las nuevas generaciones de turbinas eóli-cas. Prandt y Betz demostraron analíticamente queel rendimiento máximo de los rotores eólicos no podíasobrepasar 59,3%, valor que se ha denominado límitede Betz. En los momentos actuales, los rotores másmodernos no rebasan 45%, lo cual certifica la validezde aquellos estudios. Se demostró, además, que losnuevos rotores, con diseño aerodinámico, debían al-canzar altas velocidades de punta de pala para tenerbuena eficiencia energética.

El primer aerogenerador que se construyó pro-visto de palas con sección aerodinámica racional fueconcebido por el holandés A. J. Dekker. Este aeroge-nerador fue capaz de alcanzar velocidades de puntade pala cuatro o cinco veces superiores a la del vien-to incidente. En los molinos multipalas norteamerica-nos se habían conseguido velocidades máximas depunta de pala de dos veces la velocidad del viento. Enlos molinos clásicos la velocidad de las puntas de laspalas de la turbina eólica era menor que la velocidaddel viento incidente.

4.4. Desarrollo en el siglo XXDurante la primera mitad del siglo XX se realizaronnumerosos aportes al desarrollo de la tecnología eóli-ca, impulsados esencialmente por los conocimientosdesarrollados en el campo de la aerodinámica, perosu principal aplicación durante todos esos años, y hastaprincipios de los años setenta, se limitó a los sistemasmultipalas de bombeo mecánico de agua. Esto se de-bió en gran parte a las dificultades propias del recur-so eólico, como su variabilidad, lo poco predecible que



resulta y su baja densidad energética. En lo que res-pecta a la tecnología, las limitaciones estaban en ladificultad para la optimización de las máquinas eóli-cas. Por otro lado, el bajo costo relativo de las cen-trales termoeléctricas e hidroeléctricas hacía no com-petitiva la utilización de las plantas eólicas. Loscombustibles fósiles, y en particular el petróleo, sehabían ido imponiendo cada vez más como la princi-pal e insustituible fuente de energía. Solamente endeterminados períodos de crisis energética el desa-rrollo de los recursos renovables, y en particular laenergía eólica, alcanzó cierto impulso. En el anexo 6se expone una cronología del desarrollo de los aero-generadores.

Después de la Primera Guerra Mundial aparecióel período inicial de bonanza para la energía eólica.Los trabajos se dirigieron a los pequeños aerogenera-dores para áreas rurales y, por otro lado, al diseño yconstrucción de grandes sistemas eólicos para pro-ducir electricidad a gran escala. En este período en-tre guerras fueron numerosos los trabajos realizadosen Europa y los Estados Unidos.

En el período de entreguerras se desarrollaronalgunas experiencias, fundamentalmente en Dinamar-ca, Francia (con la turbina Darrieus de eje vertical,mostrada en la figura 4.5), Suecia (Fig. 4.6), Rusia,Gran Bretaña y Estados Unidos.

Al finalizar la Segunda Guerra Mundial, y comoresultado de la escasez de combustibles fósiles, losgobiernos europeos se interesaron de nuevo en el apro-vechamiento de las energías renovables. En este pe-ríodo se desarrollaron en varios países metodologíasexperimentales para seleccionar los sitios idóneos paralos emplazamientos de los aerogeneradores. Este pe-ríodo se prolongó hasta mediados de los años sesenta,cuando la economía mundial se restableció. Ya la elec-trificación era lo suficientemente extendida para cubrirla mayor parte de las zonas rurales de los países desa-rrollados, y las plantas eólicas no resultaban competiti-vas con las plantas convencionales.

Uno de los proyectos más influyentes lo llevó acabo el ingeniero danés Johannes Juul, uno de los

Fig. 4.5. Aeroturbina de ejevertical diseñada por Da-rrieus en la década de losveinte. (Fuente: Juan CarlosCádiz y Juan Ramos).

Fig. 4.6. Aeroturbina de ejevertical inventada por el in-geniero sueco Sigurd Savo-nius en 1924. (Fuente: JuanCarlos Cádiz y Juan Ramos).

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alumnos del profesor La Cour, quien diseña y cons-truye la turbina Gedser, de 200 kW con rotor tripalade 24 m de diámetro (Fig. 4.7). Fue la primera turbinaeólica moderna fiable.

En 1973, y como resultado de la crisis petroleraocurrida a raíz del conflicto árabe-israelí de ese año,se inicia otra etapa en el campo del aprovechamientoeólico como fuente de energía, compartiendo el pro-tagonismo con la energía solar fotovoltaica como re-cursos renovables y no contaminantes. Ya en los añosochenta la energía eólica recibe un impulso decisivocuando los aspectos medioambientales se convirtie-ron en problemas de primer orden.

Como consecuencia de la mencionada crisis ener-gética de 1973, aparecieron los primeros programasde investigación en torno a la energía eólica, tantonacionales como supranacionales, que trajeron comoresultado los prototipos de aerogeneradores antesmencionados. Ya a finales de la década de los setentay principios de los ochenta aparecieron los primerosaerogeneradores comerciales, denominados de nue-va generación. De esas primeras máquinas hasta losaerogeneradores que se están instalando actualmente,se ha alcanzando un notable desarrollo que permiteafirmar que la tecnología de los aerogeneradoresmedianos y grandes que se conectan a la red es unatecnología madura.

Entre 1978 y 1985 tuvo lugar el desarrollo y lacomercialización a gran escala de los aerogenerado-res en Dinamarca, con potencias entre 55 y 100 kW.Entre 1986 y 1991 aparecieron las turbinas de 150 a300 kW. Las unidades de 500 kW aparecieron en 1993en Dinamarca y Alemania. En este último país sedesarrolló el aerogenerador Enercon, sin caja multi-plicadora, en 1993. A partir de esos años comenzó undesarrollo creciente de la potencia y del diámetro delas turbinas eólicas.

Analizando las máquinas instaladas recientemen-te, se concluye que la tecnología más usada en lasplantas eólicas actuales son aerogeneradores de 40-60 m de diámetro de rotor, lo que equivale a una po-tencia unitaria de 500 a 1 500 kW, aproximadamente.

Fig. 4.7. Aerogenerador danésGedser construido en 1955.



El tipo de aerogenerador más instalado es el tripalacon viento de frente (barlovento), con torre tubular,regulación por pérdida o cambio de paso y sistema deorientación activa.

Se denomina sistema de orientación al que ubicael rotor de frente al viento. Cuando se usa un sistemade orientación semejante al de las veletas se le deno-mina sistema pasivo. En la figura 4.8 se observan dosaerogeneradores modernos de pequeña potencia ins-talados en el parque eólico demostrativo de Turigua-nó, en Cuba.

La optimización de los componentes y el paso asu producción en serie ha permitido disminuir los cos-tos de los aerogeneradores, que se valoran actual-mente entre 800 y 1 000 USD/kW. Los costos de ex-plotación y mantenimiento igualmente han disminuido,por lo que el costo medio de la energía eléctrica pro-ducida se sitúa en el rango de 0,04-0,08 USD/kWhpara zonas de aceptable potencial eólico.

En la tabla 4.1 se presenta una comparación en-tre las tecnologías utilizadas en los aerogeneradoresconectados a la red en las últimas dos décadas. Parala comparación se emplearon aerogeneradores típi-cos de 1982 y 2002.

Tabla 4.1. Evolución de los aerogeneradores en el período 1982-2002. (Fuen-te: Rodríguez, Burgos y Amalte Gómez, 2003)Característica Unidad 1982 2002Diámetro del rotor m 15 52Área barrida m2 177 2 124Altura de la torre m 20 50Potencia nominal kW 55 850Producción anual kWh 110 000 2 550 000Masa total kg 12 000 80 000Costo total USD 66 600 850 000Producción/área barrida kWh/m2 621 1 200Masa de las palas/área barrida kg/m2 1,6 0,85Masa de la góndola/área barrida kg/m2 31 17Masa total/área barrida kg/m2 67 37,6Costo potencia instalada USD/kW 1 212 1 000

Del análisis de la tabla 4.1 se llega a las conclu-siones siguientes:

• Incremento de la potencia unitaria de los aeroge-neradores, que pasa de equipos 55 kW de poten-cia nominal y 15 m de diámetro de rotor, a los

161

actuales aerogeneradores de 850 a 1 500 kW ymás, y de 40 a 60 m de diámetro de rotor.

• La producción anual de energía del aerogenera-dor por unidad de área barrida de su rotor se haduplicado y pasa de 600 kWh/a·m2 a valores porencima de 1 200 kWh/a·m2.

• Ha ocurrido una importante disminución en lamasa total de los aerogeneradores por unidad deárea barrida de su rotor, que pasa de 68 kg/m2 alos valores actuales cercanos a 38 kg/m2.

• La masa de las palas por unidad de área barrida dela turbina ha disminuido casi a la mitad; de 1,6 kg/m2

a 0,85 kg/m2.Estas mejoras han sido posibles gracias a los nue-

vos diseños optimizados de los componentes fundamen-tales de los aerogeneradores producidos en muchoscasos por firmas especializadas, como ocurre con laspalas de las turbinas de alta eficiencia energética parala velocidad más conveniente, los rodamientos de míni-ma fricción, los multiplicadores más eficientes y me-nos ruidosos, los generadores de mayor eficiencia yfiabilidad, y los convertidores de frecuencia capacesde lograr el factor de potencia más conveniente en cadasituación y de rebasar las caídas de tensión de la red.

Junto con los diseños optimizados ha sido decisi-va la utilización de materiales avanzados, sobre todolos materiales compuestos de alta resistencia por uni-dad de masa utilizados en las palas, los aceros de altadureza y superficies de trabajo especialmente lisasutilizados en los engranajes y rodamientos, los imanespermanentes de alta fuerza magnética elaborados dealeaciones basadas en tierras raras, y los transistoresde potencia capaces de trabajar a altas frecuencias,corrientes y tensiones.

Como se señaló, en los últimos años ha ocurridoun rápido desarrollo de las turbinas multimegawatt.

En la figura 4.9 se muestran dos vistas del aero-generador GE 3.6, de la firma norteamericana Gene-ral Electric, de 3,6 MW, con un rotor de 106 m dediámetro. Máquinas como ésta ya se han instalado enun cierto número, y se pueden comenzar a consideraroperacionales.

Fig. 4.8. Aerogeneradoresmodernos del parque eólicodemostrativo de Turiguanó,en Cuba. (Fuente: AlejandroMontesinos).



Según el Instituto Alemán de Energía Eólica (DEWI),el costo promedio de la electricidad eólica en Europase sitúa actualmente en 0,040 /kWh, obtenida de ae-rogeneradores con turbina de 60 m de diámetro. Si seconsideran aerogeneradores con turbina de 100 m dediámetro, el costo se reduce hasta 0,033 /kWh. Enlos últimos diez años, los fabricantes tecnológicamentemás avanzados han logrado aumentar la producciónanual de energía de sus aerogeneradores con turbinasde igual diámetro en casi 70%.

Hasta hace poco el costo de la electricidad obteni-da en los parques eólicos superaba en 0,02 USD/kWhal obtenido en las plantas termoeléctricas de carbóno nucleares, por lo cual tenía que ser subsidiada enaras de reducir el consumo de combustibles no re-novables, así como la emisión de gases de efectoinvernadero.

El espectacular incremento en tamaño y expe-riencia tecnológica, unidos a la economía de escala

Fig. 4.9. Aerogenerador GE3.6, de 3 600 kW, ubicadoen tierra (a) y costa afuera(b). (Fuente: Instituto Alemánde Energía Eólica).

a b

163

resultante de los crecientes volúmenes de producción,han reducido el costo de la electricidad eólica hasta elpunto en que comienza a hacerse competitiva con lamás barata alternativa —la electricidad obtenida delas plantas termoeléctricas de ciclo combinado queoperan con gas como combustible—. Esto se explicapor el incremento de los precios del gas natural, cuyatendencia, con algunas oscilaciones, es la de seguirsubiendo.

En Texas y Colorado, Estados Unidos, a fines de2005 los precios del gas natural, impulsados por losefectos del entonces muy reciente desastre del hura-cán Katrina, hicieron que la electricidad provenientede parques eólicos fuera por vez primera más barataque la obtenida en plantas termoeléctricas modernasalimentadas por gas natural. Este hecho, cuya contun-dencia va más allá que cualquier teoría, influyó en ladecisión del Gobierno de los Estados Unidos de apoyarel desarrollo de la energía eólica en gran escala.

Los aerogeneradores actuales son altamente con-fiables, con niveles de disponibilidad de 98% y soste-nidos durante largos períodos. Ninguna otra tecnolo-gía de generación de energía eléctrica tiene un nivelde disponibilidad más alto.

La tendencia creciente de instalar colosales par-ques eólicos costa afuera (offshore), sobre todo enEuropa, es ahora el mayor impulsor para el desarrollode aerogeneradores de gran potencia unitaria. La in-versión en cimentaciones y conexiones a la red eléc-trica se incrementan hasta en 200%, en dependenciadel sitio, y los costos de mantenimiento también sonmayores; se espera que ello se compense en parte acorto plazo con el uso de aerogeneradores más po-tentes instalados en parques eólicos de mayores di-mensiones, y en parte a largo plazo con los vientos demayor velocidad y menor turbulencia disponibles engrandes áreas libres de obstáculos. Estos parqueseólicos costa afuera podrían llegar a generar una par-te importante de la electricidad requerida por Europaen los próximos años.

Están en desarrollo máquinas mucho más poten-tes que la mencionada anteriormente, de las cuales



se han construido ya algunos prototipos notables. Porejemplo, la firma alemana REpower ha desarrolladoun aerogenerador de 5 MW de potencia, utilizandoturbina regulada por variación del paso, tren de fuer-za con multiplicador de velocidad, generador de altavelocidad asincrónico de rotor bobinado, con veloci-dad variable. En la figura 4.10 se exponen algunasvistas de esta potente máquina, cuyo rotor posee undiámetro de 126 m.

Otro coloso es el aerogenerador E-112, de la fir-ma alemana Enercon, del cual la primera versión,instalada en el 2002, poseía una potencia nominal de4,5 MW, y la segunda versión, instalada por vez pri-mera en el 2005, alcanza el valor de 6,0 MW. En lafigura 4.11 se aportan algunas vistas de este enormeaerogenerador, que utiliza una tecnología con tren defuerza de accionamiento directo y generador sincró-

Fig. 4.10. Vistas del aero-generador REpower 5M, de5,0 MW. (Fuente: REpower).

165

nico de velocidad variable con convertidor de frecuen-cia. El rotor del Enercon E-112 tiene 114 m de diáme-tro y su eje se encuentra a 120 m de altura. La masade la góndola es de 480 toneladas.

4.5. ConclusionesEn los últimos 25 años el tamaño de las máquinas haaumentado de manera significativa de aproximada-

Fig. 4.11. Vistas del aero-generador Enercon E-112, de6,0 MW. (Fuente: InstitutoAlemán de Energía Eólica).


mente 50 kW a 3 MW, con máquinas de hasta 5 MWen etapa de comercialización. La capacidad total ins-talada en el mundo llegó en el 2005 hasta 60 000 MW,con la mayor parte en Europa. Los sistemas de ener-gía eólica marítimos, o costa afuera, se encuentranen pleno desarrollo, fundamentalmente en Europa. Sehan establecido normas de diseño y certificación delos aerogeneradores que han aumentado la fiabilidady han mejorado el comportamiento en comparacióncon las máquinas de los años setenta y ochenta. Elcosto de la energía eólica ha disminuido hasta valoresque resultan competitivos con los de la energía con-vencional en determinados sitios.


Respuesta breveCuando se habla del aprovechamiento del potencialeólico en la producción de electricidad, se está ha-ciendo referencia a la capacidad alcanzada para pro-ducir energía eléctrica a partir del viento en los par-ques eólicos en explotación, o en proyección.

Durante los últimos 25 años los aerogeneradoreshan evolucionado significativamente. Al principio de ladécada de los ochenta las turbinas eran de 50 kW, mien-tras que hoy se fabrican prototipos de hasta 6 MW.Actualmente son más fiables y más factibles econó-micamente, por lo que el aprovechamiento del poten-cial eólico cada día ha ido en aumento debido a lacalidad de las máquinas y la optimización de los par-ques eólicos.

En el aprovechamiento del potencial eólico me-diante parques eólicos influyen aspectos relaciona-dos con los aerogeneradores individuales, con la dis-posición de los aerogeneradores en el parque y conlas características del viento en el sitio. Los factoresmás importantes son:

PREGUNTA5

¿Cuáles son los resultadosalcanzados

a nivel internacionalen el aprovechamiento eólico?


• La eficiencia total de conversión de energía delaerogenerador se encuentra entre 30 y 40%, comoresultado del producto del coeficiente de potenciao eficiencia energética del rotor de la turbina eó-lica CP, de la eficiencia energética del tren de fuer-za çTF y de la eficiencia energética del subsiste-ma generador-convertidor çGC.

• La eficiencia aerodinámica del parque tiene encuenta la influencia de un aerogenerador sobre otrosque se encuentran en las cercanías, dentro de laconfiguración del parque. La estela aerodinámicacreada por los aerogeneradores influye grandemen-te en la eficiencia de otro que se halle detrás, ade-más de las características del terreno.

• La variabilidad del viento, vista por el factor decapacidad FC, que influye en la producción deenergía de cada aerogenerador. Este factor seencuentra entre 20 y 35% en los parques eólicossituados en tierra, aunque algunos en sitios ex-cepcionales, como Wellington, Nueva Zelanda,llegan a 45%. En los parques eólicos costa afue-ra el factor de capacidad puede llegar a valoresentre 40 y 50%.

• El coeficiente de disponibilidad tiene en cuenta elnúmero de horas que el aerogenerador puede tra-bajar en un período determinado. Este coeficien-te se encuentra, en los aerogeneradores moder-nos, por encima de 93%.Todos estos factores influyen en el aprovechamien-

to del potencial eólico en un sitio determinado, y el ob-jetivo de los proyectistas es precisamente la maximiza-ción de los cuatro factores antes mencionados.

5.1. GeneralidadesUn aerogenerador no convierte en energía eléctricatoda la energía mecánica que contiene el viento quebate las palas de su turbina eólica. Cada kilogramodel aire atmosférico, con una densidad , en kg/m3, ymoviéndose como viento a una velocidad v, en m/s,contiene una energía cinética específica EC, en J/kg,expresada por la fórmula (5.1).

169

EC = ½ v2 (5.1)

Una turbina eólica de diámetro d, en m, batidapor un viento con energía cinética específica EC, enJ/kg, recibe una potencia eólica P0, en W, de magni-tud dada por la fórmula (5.2).

P0 = A · EC (5.2)

Donde:A: Área barrida por las palas de la turbina eólica,en m2, dada por la fórmula (5.3).

A = d2 /4 (5.3)

La turbina eólica transforma una parte de la po-tencia eólica en potencia mecánica rotativa P1, en W,de magnitud dada por la fórmula (5.4).

P1 = CP · P0 (5.4)

Donde:CP: Coeficiente de potencia de la turbina eólicaque es, de hecho, su eficiencia energética.El valor del coeficiente de potencia de las turbinas

eólicas modernas se encuentra entre 0,35 y 0,50. Estosignifica que las mejores turbinas eólicas actuales no pue-den tomar más de 50% de la energía cinética del vientoque las bate. El coeficiente de potencia máximo se co-noce como límite de Betz y puede alcanzar hasta 59,3%.

Pero de la potencia mecánica P1, en W, desarro-llada por la turbina eólica, solo una parte P2, en W, seentrega a la salida del tren de fuerza, según se mues-tra en la fórmula (5.5).

P2 = P1 · TF (5.5)

Donde:TF: Eficiencia energética de la transmisión de

fuerza del aerogenerador.La potencia eléctrica neta P3, en W, entregada

por el subsistema formado por el generador y el con-

PREGUNTA 5. ¿CUÁLES SON LOS RESULTADOS ALCANZADOS...?


vertidor, es solo una parte de la potencia mecánicaP2, en W, recibida del tren de fuerza, según se expre-sa en la fórmula (5.6).

P3 = P2 · GC (5.6)

Donde:GC: Eficiencia energética conjunta del generador

y el convertidor.La potencia eléctrica neta P3, en W, entregada

por el aerogenerador, se puede expresar a partir de lapotencia eólica recibida por el área de barrido de suturbina por la fórmula (5.7).

P3 = P0 · A (5.7)

Donde:A: Eficiencia energética del aerogenerador.

La eficiencia energética del aerogenerador vienedada por el producto de todas las eficiencias energé-ticas de sus componentes principales, según la fór-mula (5.8).

A = CP · TF · GC (5.8)

En la figura 5.1 se muestra esquemáticamente elflujo de la potencia por los tres componentes princi-pales del aerogenerador.

La eficiencia de las transmisiones mecánicasutilizadas en los aerogeneradores contemporáneos,a plena carga, se encuentra entre 0,92 y 0,97. Porotro lado, la eficiencia de los subsistemas genera-dor-convertidor utilizados en los aerogeneradoresactuales, a plena carga, oscila entre 0,90 y 0,97.

Fig. 5.1. Flujo de la potenciapor los tres componentes prin-cipales del aerogenerador.

171

Por tanto, no más de 94% de la potencia mecánica de-sarrollada por la turbina eólica se convierte en potenciaeléctrica. Ello implica que a lo sumo 42% de la energíadel viento es convertida en energía eléctrica por los ae-rogeneradores actuales, trabajando a plena potencia.

En la tabla 5.1 se muestran los datos del flujo dela potencia en un aerogenerador real, con una poten-cia nominal de 1 MW. Obsérvese que los datos estándados en condiciones de operación a plena potencia.A potencia parcial, los valores de las eficiencias ener-géticas del tren de fuerza y del generador y converti-dor se reducen con la carga, en tanto que el coefi-ciente de potencia de la turbina eólica puede resultarmayor o menor que a plena carga, en dependenciadel valor de la carga parcial.

Tabla 5.1. Datos del flujo de la potencia en un aerogenerador real de 1 MW,a plena cargaObjeto Viento Turbina Tren Generador

de fuerza y convertidor AerogeneradorPotenciaentregada, kW 2 518 1 108 1 053 1 000 1 000Eficienciaenergética – 0,440 0,950 0,950 0,397

Por otro lado, la inconstante velocidad del vientorara vez permite aprovechar plenamente la capaci-dad instalada en los parques eólicos. Es por eso que,como promedio, un parque eólico típico genera anual-mente una cantidad de energía entre 22 y 35% de laque podría producir durante ese tiempo si operaraconstantemente a plena carga.

Por ejemplo, en un aerogenerador con potencianominal de 1 000 kW, ésta es la potencia eléctricaque puede producir cuando el viento alcanza la llama-da velocidad nominal, que generalmente es de 12,0 a14,0 m/s (43,2 a 50,4 km/h).

Pero como la velocidad del viento fluctúa du-rante el día y según los meses y las estaciones delaño, la potencia nominal solamente se alcanza du-rante una pequeña fracción del tiempo total de tra-bajo anual. Por ello, el aerogenerador estará nor-malmente entregando valores de potencia inferioresa la nominal.



Este hecho se cuantifica con el factor de capaci-dad FC, definido por la fórmula (5.9).

FC = Energía generada durante un año

Energía que se generaría

durante un año a potencia nominal (5.9)

En el ejemplo antes mencionado, si el aerogenera-dor de 1 000 kW funciona con un factor de capacidadanual de 20%, es como si funcionara durante 1 752 ho-ras al año a su potencia nominal de 1 000 kW y el restodel tiempo no produjera potencia alguna.

Otra interpretación igualmente válida del ejemploanterior es que el aerogenerador funcione ininterrum-pidamente durante las 8 760 horas del año, a una po-tencia constante e igual a 20% de su potencia nomi-nal, o sea, a 200 kW.

De lo dicho anteriormente se deducen las con-clusiones siguientes:

• En ningún sitio un aerogenerador o un parqueeólico trabajará siempre a su potencia nominal y,por tanto, debe esperarse que solo entregue unaparte de la energía que pudiera generar si funcio-nara siempre a su potencial nominal.

• Cuanto mejor es el viento en un sitio dado, desdeel punto de vista energético, mayor será el factorde capacidad de un aerogenerador instalado allí.El factor de capacidad se encuentra generalmen-

te entre 20 y 35% en los parques eólicos situados entierra, aunque en algunos sitios excepcionales comoWellington, Nueva Zelanda, llega a 45%. En los par-ques eólicos costa afuera el factor de capacidad pue-de llegar a valores entre 40 y 50% (Fig. 5.2).

5.2. Producción de energíade una turbina aislada

El aprovechamiento del potencial eólico se cuan-tifica mediante el cálculo de la energía que se puedeobtener de un parque eólico. Primeramente se haceuna estimación para el caso de una turbina aislada,combinando la curva de potencia de la máquina con

173

la curva de distribución de frecuencias de la veloci-dad del viento. A continuación se aborda el cálculo ener-gético, algo más complejo, del parque eólico en el quehay que tener en cuenta otros factores, como el efectodel terreno y de las estelas (eficiencia aerodinámicadel parque), y las paradas por mantenimiento y ave-rías (coeficiente de disponibilidad).

Si se dispone de una turbina aislada de la que seconoce su curva de potencia, y para el sitio de empla-zamiento se sabe también la curva de distribución defrecuencias de la velocidad del viento, a partir de lainformación contenida en ambas curvas se puede es-timar fácilmente la energía anual que produciría esamáquina. La curva de potencia es suministrada por elfabricante del aerogenerador y expresa la potenciaeléctrica que entrega la máquina en función de la ve-locidad del viento.

La expresión analítica que ha sido más empleadapara representar las probabilidades de ocurrencia deuna velocidad del viento, o sea, la frecuencia de apa-rición de cada velocidad del viento, es la distribuciónde Weibull (función de densidad de probabilidad),mediante la fórmula general (5.10).

p(v) = (k / c) · (v / c)k–1 · exp(–(v / c)k) (5.10)


Fig. 5.2. Los parques eólicoscosta afuera tienen un fac-tor de capacidad mayor quelos situados en tierra. (Fuen-te: Rostock Business).


Donde:p(v): Probabilidad estadística, adimensional, de queocurra la velocidad v.k: Factor de forma, adimensional.c: Factor de escala, en m/s.La expresión de Weibull proporciona un método em-

pírico preciso para la representación de la distribución defrecuencias de velocidades del viento. Como se ha podi-do observar, para el establecimiento de la expresión de ladistribución de Weibull en el sitio analizado son necesarioslos parámetros k y c. Durante la determinación del poten-cial eólico en el emplazamiento seleccionado, los valoresde estos parámetros se obtienen para una altura de medi-ción del viento determinada. Para las estaciones meteo-rológicas, ésta es la estándar, o sea, 10 m.

En el momento de evaluar el potencial eólicoen un sitio de emplazamiento puede no resultarposible medir la velocidad del viento a la altura delbuje de los aerogeneradores que se pretenden ins-talar. En este caso, la solución consiste en extra-polar las mediciones realizadas en la estación dereferencia a la altura de la torre del aerogenerador(extrapolación vertical).

La extrapolación vertical comprende la variaciónde la velocidad del viento debida fundamentalmente aque los obstáculos del suelo perturban el flujo del airecerca del aerogenerador. El rozamiento de la corrien-te de aire con la superficie terrestre genera un perfilvertical de velocidad del viento donde esta última esen general creciente con la altura, crecimiento quepuede ser bien intenso cuando se trata de terrenosrugosos. Este efecto es tan importante que los datosde viento deben incluir obligatoriamente la altura aque fueron medidos. Si ésta no se menciona de formaexplícita, por lo general puede cautelosamente supo-nerse igual a 10 m sobre el nivel del suelo.

La manera más fácil de calcular el incremento dela velocidad del viento con la altura es el método de laLey Exponencial. Otra aproximación que se usa casisiempre en Europa utiliza la extrapolación logarítmi-ca. La ecuación de la Ley Exponencial puede ser teó-ricamente menos rigurosa, pero se corresponde bien

175

con la realidad y es más conservadora que la ley lo-garítmica. La fórmula de la ley exponencial para rea-lizar la extrapolación de la velocidad es la (5.11).

v = v0(h / h0) (5.11)

Donde:h0: Altura del anemómetro con respecto al sueloen la estación de referencia.v0.: Velocidad del viento en la estación de refe-rencia, a la altura h0.: Coeficiente de rugosidad superficial en el sitio

de emplazamiento.h: Altura del buje del aerogenerador.v: Velocidad del viento en el sitio de emplaza-miento, a la altura h.El valor del exponente en la fórmula (5.11) se

puede obtener por la expresión empírica (5.12).

= (0,37 – 0,088 · lnv0) // (1 – 0,088 · ln(h0 / 10)) (5.12)

Donde:h0 y v0 se expresan en m y m/s, respectivamente.Considérese, por ejemplo, que a la altura están-

dar h0 = 10 m se ha medido una velocidad media delviento de valor igual a v0 = 4,9 m/s y se desea estimarla velocidad del viento a una altura h = 32 m. Sustitu-yendo valores en las fórmulas (5.12) y (5.11) se ob-tienen las (5.13) y (5.14).

= (0,37 – 0,088 · ln4,9) // (1 – 0,088 · ln(10 / 10)) = 0,23 (5.13)

v = 4,9(32 / 10)0,23 = 6,4 m/s (5.14)

La determinación de los parámetros de Weibull ky c se realiza de la manera siguiente:

Para determinar el valor de k se utiliza la fórmula (5.15).

k = 1 - 0,088 · 1n (ho / 10) · ko (5.15)

1 - 0,088 · 1n (h / 10)



Donde:k0: Factor de forma en la estación de referencia,a la altura h0, dada en m.k: Factor de forma en el sitio de emplazamiento ala altura h, dada en m.Considérese, por ejemplo, que a la altura están-

dar h0 = 10 m el factor de forma de la distribución deWeibull vale k0 = 2,5 y que se desea determinar suvalor para una altura h = 32 m. Sustituyendo valoresen la fórmula (5.15) se obtiene la (5.16).

k = 1 - 0,088 · 1n (10 / 10) · 2,5 = 2,8 (5.16)

1 - 0,088 · 1n (32 / 10)

En el caso de c, dado que tiene dimensiones develocidad, se estima su variación vertical con una fór-mula derivada de la (5.11), sustituyendo en esta últi-ma v por c. Con ello se llega a la fórmula (5.17).

c = c0(h / h0) (5.17)

Donde:c0: Factor de escala en la estación de referenciaa la altura h0, dada en m.c: Factor de escala en el sitio de emplazamiento ala altura h, dada en m.El valor del exponente en la fórmula (5.17) se

puede obtener por la expresión empírica (5.18).

= (0,37 – 0,088 · lnc0) / (1 – 0,088 · ln(h0 / 10)) (5.18)

Considérese, por ejemplo, que a la altura están-dar h0 = 10 m el factor de escala de la distribución deWeibull vale c0 = 5,6 m/s y que se desea determinarsu valor para una altura h = 32 m. Sustituyendo valo-res en la fórmula (5.18) se obtiene la (5.19).

= (0,37 – 0,088 · ln5,6) / / (1 – 0,088 · ln(10 / 10)) = 0,22 (5.19)

Sustituyendo valores en la fórmula (5.17) se ob-tiene la (5.20).

177

Fig. 5.3. Curva de potenciadel aerogenerador VestasV39 500 39.0.

c = 5,6 (32 / 10)0,22 = 7,2 m/s (5.20)

Después de realizada la extrapolación de los da-tos de velocidad del viento a la altura del buje delaerogenerador, se cuenta con la información impres-cindible para estimar la producción anual de energíadel propio aerogenerador.

Esencialmente, este proceso consiste en relacio-nar la función de distribución de las probabilidades deWeibull para la velocidad del viento en el sitio analiza-do y a la altura del buje de la máquina, en función delas horas o de la frecuencia de ocurrencia de cadavelocidad, con la curva característica de operación dela turbina suministrada por el fabricante, donde se da lapotencia que entrega el aerogenerador en función dela velocidad del viento que le bate.

A continuación se muestra el análisis realizadopara el aerogenerador danés Vestas V39 500 39.0,cuyos datos generales se aportan en la tabla 5.2. Enla figura 5.3 se muestra la curva de potencia de eseaerogenerador.

Tabla 5.2. Datos generales del aerogenerador Vestas V39 500 39.0Dato ValorPotencia nominal 500 kWDiámetro del rotor de la turbina 39 mAltura del buje 40,5 mTipo de torre TubularPrecio 311 000 USDNúmero de unidades instaladas 438



Tabla 5.3. Generación anual de energía del aerogenerador Vestas V39 50039.0 para el sitio de emplazamientov, m/s p(v), h/a P, kW , % E, kWh/a1 76,8 0 0 02 272 0 0 03 548 0 0 04 853 0 0 05 1 120 22,6 0,247 25 3006 1 274 59,0 0,373 75 2007 1 279 105 0,420 135 0008 1 135 164 0,437 186 0009 889,6 233 0,436 207 00010 613,2 308 0,421 189 00011 369,7 380 0,391 141 00012 193,7 440 0,348 85 20013 87,6 448 0,297 39 00014 33,9 494 0,246 16 80015 11,1 499 0,202 5 57016 3,09 500 0,167 1 55017 0,717 500 0,139 358,621 2618 0,138 500 0,117 68,936 8219 0,021 8 500 0,100 10,920 0,002 81 500 0,085 1,40921 0,000 293 500 0,074 0,14722 2,45 E-05 500 0,064 0,012223 1,63 E-06 500 0,056 0,000 81324 8,53 E-08 500 0,049 4,26 E-0525 3,49 E-09 500 0,044 1,75 E-06

Total EA = 1 110 000

En la figura 5.4 se muestra la distribución de fre-cuencias de la velocidad del viento en un sitio consi-derado para el posible emplazamiento de aerogene-radores Vestas V39 500 39.0. El histograma originalse ha ajustado a una distribución de Weibull. A partir

Fig. 5.4. Distribución de Wei-bull de frecuencias de velo-cidades del viento del sitiode emplazamiento.

179

de la curva de potencia y de la distribución de fre-cuencias de las velocidades, se calcula la energía ge-nerada por el aerogenerador (Tabla 5.3).

La segunda columna de la tabla 5.3 se obtienemultiplicando la probabilidad de aparición p(v) del valorv de la velocidad del viento, por el número total dehoras que tiene un año (8 760 h/a). La última colum-na se determina multiplicando los valores de la se-gunda columna por los de la tercera columna. La pro-ducción anual de energía se obtiene sumando todoslos valores de la última columna. Así, la producciónde energía de la turbina dada en el sitio consideradoes de 1 110 000 kWh anuales.

5.3. Producción de energíade un parque eólico

Efectos orográficos y de estelaCuando se disponen muchos aerogeneradores

formando un parque eólico existirá una interferenciaque dependerá del efecto de las estelas aerodinámi-cas y de las características del terreno. Ambos efec-tos se tienen en cuenta al considerar la eficiencia ae-rodinámica del parque.

La eficiencia aerodinámica del parque dependede varios factores:

• El espaciamiento entre turbinas.• La intensidad de la turbulencia.• El número de turbinas y tamaño del parque.• La distribución de frecuencia de la dirección del

viento (rosa de los vientos).• Las características operativas de las turbinas.• Las características del terreno.

Por otro lado, también hay que contabilizar el tiempoque el parque no entrega energía por concepto de man-tenimiento y reparaciones, mediante el coeficiente dedisponibilidad. En los primeros diseños de aerogenera-dores este coeficiente era muy bajo, del orden de 50%.Actualmente este coeficiente es mayor que 95%.

A continuación se efectúa el cálculo del costo dela electricidad generada por un parque eólico de po-



tencia instalada igual a 20 MW, utilizando los aeroge-neradores Vestas V39 500 39.0 descritos anterior-mente. En la tabla 5.4 se aportan las característicasprincipales del parque propuesto.

Tabla 5.4. Características del parque eólico propuestoCaracterística ValorAerogeneradores Vestas V39 500 39.0Potencia total que se ha de instalar en el parque (P

P) 20 000 kW

Producción anual de energía por aerogenerador (EA) 1 110 000 kWh/a

Número de turbinas que se van a instalar (N) 40

La energía eléctrica que puede entregar un par-que eólico formado por un número N de aerogenera-dores de producción unitaria conocida, puede evaluarsepor la fórmula (5.21).

EP = EA · N · d · e (5.21)

Donde:EA: Producción anual de energía de un aerogene-rador, kWh/a.d: Coeficiente de disponibilidad del parque, adi-mensional.e: Eficiencia aerodinámica del parque, adimen-sional.En una primera aproximación puede tomarse d =

= 93% y e = 92%.El valor de EA depende de la distribución de fre-

cuencia de Weibull y de la curva de potencia de lamáquina. La producción anual de la turbina conside-rada, la Vestas V39 500 39.0, ya fue estimada ante-riormente, en la expresión (5.22).

EA = 1 110 000 kWh/a (5.22)

La producción total anual de energía puede de-terminarse aplicando la fórmula (5.21).

EP = 1 110 000 · 40 · 0,93 · 0,92 == 38 000 000 kWh/a (5.23)

Esta producción anual implica un factor de capa-cidad mediante el cual se puede evaluar preliminar-

181

mente la factibilidad económica de la construccióndel parque en el sitio considerado.

FC = EA

8 760 h/a · PP (5.24)

Donde:PP: Potencia nominal que se ha de instalar en elparque, kW.El valor del factor de capacidad determinado en

la fórmula (5.23) debe ser mayor que 0,20 para queun parque eólico se considere preliminarmente facti-ble. En este caso:

FC = 38 000 000 / 8 760 · 20 000 = 0,22 (5.25)

Este factor de capacidad se encuentra por enci-ma de 20%, por lo que se considera que el parquepuede resultar factible económicamente, según lasexperiencias internacionales.

Otros efectosLa energía antes calculada puede verse afectada

por otro grupo de factores que tienden a disminuirla yno son fáciles de cuantificar. Estos son, entre otros,los siguientes:

• Rendimiento eléctrico: Las pérdidas del genera-dor y otros componentes eléctricos propios delaerogenerador ya se han tenido en cuenta en lacurva de potencia, pero hay otros elementos queintroducen pérdidas eléctricas adicionales, comolas subestaciones eléctricas y las conexiones, quedeben al menos estimarse. El rendimiento por esteconcepto es elevado, superior a 95%.

• Ensuciamiento de las palas: El ensuciamiento delas palas reduce la lisura efectiva de sus superfi-cies, lo que altera sus características aerodinámi-cas, disminuye la eficiencia al aumentar la resis-tencia al avance y disminuye la fuerza activa. Conun sistema de mantenimiento apropiado, que man-tenga razonablemente limpias las palas, el rendi-miento por este concepto no debe bajar de 98%.


• Orientación retardada: La respuesta del sistemade control para la orientación con respecto al vientosuele ser lenta para reducir las cargas giroscópi-cas, y por otro lado el sistema de control no em-pieza a funcionar hasta que detecta un ángulo dedesalineación significativo. Debido a esto, la má-quina trabaja cierto tiempo sin alineación, lo quedisminuye la energía capturada por ella. La eficien-cia que refleja este fenómeno no es fácil de cuan-tificar con precisión y suele estimarse en 98%.


Respuesta breveLas diferencias fundamentales entre los sistemas eó-licos conectados a la red y los que trabajan en siste-mas aislados, parten de su concepción. Las turbinasque se conectan a la red tienden a ser mayores yalcanzan potencias que se encuentran actualmenteentre 600 y 1 500 kW, con diámetros de rotor en elrango de 40 a 60 m. Los aerogeneradores para re-des locales o para uso en zonas aisladas de la redeléctrica generalmente son menores, comúnmentemenos de 200 kW.

Mientras que los sistemas eólicos conectadosa la red no tienen límite en cuanto a entrega deenergía a la red, los aislados están condicionadospor la demanda. Es por ello que los primeros sonaerogeneradores mayores que los usados para sis-temas aislados. Como una opción o alternativa paraestos últimos están los sistemas híbridos, tanto eó-lico-fotovoltaicos como eólico-diésel. Su fundamen-tación, incluidas ventajas y desventajas, se expo-nen en esta respuesta.

PREGUNTA6

¿En qué se diferencianlos aerogeneradores conectados

a la red eléctrica nacionalo regional de los destinados

a regiones aisladas,y cómo se diseñan?


Los pasos clave para diseñar un aerogenerador son:1. Determinar el tipo de aplicación.2. Estudiar las experiencias previas en el diseño de

aerogeneradores.3. Seleccionar la topología.4. Estimar preliminarmente las cargas a que estará

sometido.5. Desarrollar un diseño preliminar.6. Predecir el comportamiento.7. Evaluar el diseño.8. Estimar los costos y el costo de la energía.9. Construir el prototipo.10. Probar el prototipo.11. Elaborar el proceso de producción de la máquina.

La experiencia cubana en este aspecto relacio-nado con el diseño de aerogeneradores no ha sidomuy abundante ni muy exitosa. Resulta de interés, ypor ello se presenta, el aerogenerador de 10 kW ins-talado en Cabo Cruz y conectado a su red eléctricaen 1999, que es hasta ahora el único aerogeneradorfabricado en Cuba.

6.1. IntroducciónLas turbinas diseñadas para ser conectadas a la redtienden a ser mayores y alcanzan potencias que seencuentran actualmente entre 600 y 1 500 kW, condiámetros de rotor en el rango de 40 a 60 m. Losaerogeneradores para redes locales, o para uso enzonas aisladas de la red eléctrica, tienden a ser me-nores, comúnmente con menos de 200 kW.

Cuando se habla de energía eólica y nos referi-mos al tamaño de los aerogeneradores hay que ha-blar, en primer término, del diámetro del rotor de laturbina. Actualmente el rango de tamaño de las tur-binas eólicas va desde las minúsculas de 0,5 m dediámetro (Fig. 6.1), con potencias de 20 W, hastalas gigantescas máquinas cuyas turbinas alcanzancasi los 125 m de diámetro capaces de entregar hasta6 MW (Fig. 6.2).

Hoy día turbinas de gran tamaño, o megaturbinas, sonaquellas con una potencia superior a 1 000 kW (1 MW).

185

De mediano tamaño se consideran aquellas con po-tencia entre 200 y 1 000 kW.

Las pequeñas turbinas eólicas empleadas en sis-temas aislados de la red eléctrica son clasificadas, enorden de tamaño creciente, en micro, mini y de tama-ño doméstico. Las microturbinas tienen por lo gene-ral menos de 1,25 m de diámetro. Las miniturbinasson las intermedias entre las micro y las de tamañodoméstico, y llegan a los 3 m de diámetro.

Las de tamaño doméstico son las más grandes delas pequeñas turbinas eólicas y, como se supone, cu-bren el amplio rango de las turbinas aptas para sumi-nistrar energía a viviendas en lugares aislados. Pue-den llegar hasta los 10 m de diámetro. Las turbinasdomésticas de 200 kW, normalmente usadas para re-des locales, alcanzan diámetros de hasta 25 m.

La clasificación mencionada no es universalmen-te reconocida. Diferentes autores utilizan otros inter-valos. Es decir, no hay una definición precisa de pe-queño y algunos aplican el término a turbinas eólicasde hasta 30 kW de potencia. No obstante, las normasde certificación de aerogeneradores del Comisión Elec-trotécnico Internacional (IEC), como la IEC 1400-2 y

Fig. 6.1. Modelo de aeroge-nerador típico de baja po-tencia, provisto de rotor dehélice de tres palas. (Fuen-te: José Carlos Díaz).

Fig. 6.2. Aerogenerador E70,de la firma Enercon, con másde 2 MW de potencia nomi-nal. (Fuente: Enercon).

PREGUNTA 6. ¿EN QUÉ SE DIFERENCIAN LOS AEROGENERADORES CONECTADOS...?


sus sucesoras, definen los aerogeneradores pequeñoscomo turbinas eólicas con una superficie de captacióndel rotor inferior a 40 m2. En el caso de aerogenerado-res de eje horizontal, esto corresponde a rotores conun diámetro inferior a 7 m de diámetro, aproximada-mente. En conclusión, no existe un acuerdo generalpara delimitar las turbinas eólicas de pequeño tamaño.

6.2. Desarrollo de las turbinas eólicasEl desarrollo experimentado en el aprovechamiento dela energía eólica en los últimos años ha situado esta fuenterenovable de energía en posición competitiva con res-pecto a los sistemas convencionales. Esto ha sido posi-ble gracias a la existencia de programas nacionales einternacionales de investigación y desarrollo (I+D).

Como resultado del trabajo realizado en investi-gación y desarrollo a raíz de la crisis energética de1973, ya a finales de la década de los setenta y prin-cipios de los ochenta aparecen los primeros aeroge-neradores comerciales de lo que se denomina nuevageneración de convertidores de energía eólica.

Actualmente se puede afirmar que la tecnologíade aerogeneradores de potencia inferior a la media(menos de 1 000 kW) es una tecnología madura. Losde gran potencia (más de 1 000 kW) se encuentranen fase de consolidación de su madurez.

En la figura 6.3 se muestra el desarrollo alcanza-do desde 1980 hasta hoy y el pronóstico hasta el 2010,del crecimiento del tamaño de los aerogeneradores,según el importante Instituto Alemán de Energía Eó-lica (DEWI).

A pesar del rápido desarrollo que está teniendolugar en los medianos y grandes aerogeneradoresconectados a la red, los sistemas eólicos descentrali-zados o aislados para la generación de electricidad enáreas sin red eléctrica no han experimentado un de-sarrollo tan acelerado. Es decir, la madurez tecnoló-gica de los medianos y grandes aerogeneradores esmás avanzada que la de los pequeños.

Existen varias razones que justifican tal situación,muchas de ellas polémicas: mercados menos atracti-

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vos, usuarios finales menos calificados para equiposde alta tecnología, los fabricantes son pequeñas em-presas sin acceso a herramientas de diseño de últimageneración e insuficientes programas de investigación-desarrollo.

En los últimos años se ha trabajado para disminuirlos costos y aumentar la fiabilidad de estos pequeñosaerogeneradores, lo que los ha convertido en máqui-nas insustituibles en aquellos sitios donde la red noalcanza y los vientos son evidentemente buenos.

En el pasado el talón de Aquiles era la fiabilidadde los pequeños aerogeneradores. En los años seten-ta estas máquinas se ganaron la fama de ser pocofiables por presentar fallas frecuentes, pero se haavanzado técnicamente de forma tal que los modelosactuales son muy fiables.

La práctica ha demostrado que la mayoría de lospequeños aerogeneradores comerciales actuales pue-den operar durante tres años o más, en sitios de am-biente agresivo, sin necesidad de mantenimiento niinspección. La fiabilidad y los costos de operación ymantenimiento de estas máquinas son hoy día del mis-mo orden que los de las instalaciones fotovoltaicas.

6.3. DiferenciasLas diferencias entre los aerogeneradores conecta-dos a la red y los aislados comienzan en las concep-

Fig. 6.3. Historia reciente ytendencias del desarrollo enel tamaño de los aerogene-radores. (Fuente: InstitutoAlemán de Energía Eólica).



ciones para sus respectivos diseños. Unos y otrospresentan problemáticas diferentes.

En el caso de los conectados a la red eléctrica, laenergía se entrega de acuerdo con la velocidad delviento, sin limitaciones. Estos aerogeneradores dejande entregar energía solo cuando la velocidad del vientoes menor que la velocidad de arranque, o cuando lavelocidad del viento es mayor que la velocidad deparada. Los aerogeneradores que producen electrici-dad para sistemas aislados de la red tienen que cubrirlas necesidades de la demanda, por lo que son nece-sarios sistemas de acumulación y regulación de la can-tidad de energía generada.

En los aerogeneradores no conectados a la redel emplazamiento y el consumo vienen normalmentedados por la localización. El aerogenerador de pe-queña potencia se ubica en el lugar donde existe lademanda, o muy cercano a ella, para evitar las pér-didas por transmisión de electricidad (Fig. 6.4). Enel caso de los sistemas conectados a la red se selec-ciona el emplazamiento buscando óptimo régimende viento y no hay limitación en cuanto a la energíagenerada (Fig. 6.5).

Desde el punto de vista técnico, los aerogenera-dores conectados a la red tienen que entregar unacorriente eléctrica de frecuencia constante, 60 Hz enCuba; sin embargo, en los sistemas aislados no esnecesario controlar la frecuencia de la corriente cuan-do se le utiliza para rectificarla y cargar baterías decorriente directa. Cuando finalmente se necesita co-rriente alterna, ésta se obtiene por inversores a partirde la corriente directa de las baterías.

Para instalar aerogeneradores pequeños en siste-mas aislados no se necesitan estudios de viento, quesí resultan imprescindibles en el caso de los aeroge-neradores conectados a la red. Exploraciones in situ,análisis de evidencias ecológicas y extrapolacionesdesde estaciones de referencia cercanas son suficien-tes para la instalación de un pequeño sistema. Losestudios previos necesarios para determinar la ubica-ción de un parque eólico son mucho más altos que loscostos totales de un pequeño sistema.

189

6.4. Sistemas híbridosCuando se inició el auge de las fuentes renovables deenergía hace treinta años, los defensores de los siste-mas eólicos y solares, faltos de experiencia, general-mente enfocaron el problema de un modo estrecho.En aquellos tiempos, cuando se solicitaba un sistemaeólico para un sitio aislado de la red, el proveedorsuministraba los aerogeneradores necesarios con susbaterías, según la demanda y los días sin viento esti-mados en el sitio. Si se le formulaba la solicitud a unproveedor de sistemas fotovoltaicos, éste hacía algoparecido: suministraba tantos paneles fotovoltaicoscomo fuera necesario.

Hoy no es así, porque los proveedores de esossistemas están conscientes de que el uso de los siste-mas híbridos es lo más adecuado, es decir, están deacuerdo en el uso de las energías fotovoltaica y eóli-

Fig. 6.4. Aerogenerador depequeña potencia, ubicadoen el lugar de la demandaeléctrica, junto al faro de labahía de Cádiz, en la provin-cia de Villa Clara. (Fuente:Guillermo Leiva).

Fig. 6.5. Parque eólico costaafuera, conectado a la red,con aerogeneradores de la fir-ma Vestas. (Fuente: Vestas).



ca, simultáneamente (Fig. 6.6). En muchos sitios losrecursos solares y eólicos se complementan. Los fuer-tes vientos del invierno se compensan con los largosy soleados días del verano. De esta forma los diseña-dores reducen el tamaño de cada componente. Másaún, se ha comprobado que estos sistemas híbridosson aún mejores cuando se combinan con pequeñosgrupos electrógenos, y así se reduce la cantidad debaterías necesarias, que son componentes costosos.

Por tanto, los sistemas híbridos eólico-fotovol-taico-Diesel son una opción interesante para los sis-temas aislados. En las redes locales, como en cayosy pequeñas islas, la solución idónea es el sistemahíbrido eólico-Diesel, pues disminuyen el consumode combustible y los impactos medioambientales. Esprometedor este esquema para los cayos con insta-laciones turísticas y otras instalaciones aisladas dela red que actualmente se abastecen con gruposelectrógenos Diesel.

Fig. 6.6. Sistema híbrido eó-lico-fotovoltaico con finesdocentes, instalado en elCentro de Estudio de Tecno-logías Energéticas Renova-bles (CETER). (Fuente: Ale-jandro Montesinos).

191

6.5. DiseñoEl diseño de los aerogeneradores tiene en cuenta ungran número de consideraciones que van de lo gene-ral al detalle. El proceso de diseño involucra el en-samblaje de un gran número de componentes mecá-nicos y eléctricos en una máquina que pueda convertirla potencia variable del viento en una forma útil deenergía. El diseño debe garantizar la viabilidad eco-nómica del aerogenerador. Idealmente la turbina eóli-ca debe ser capaz de producir potencia a un costomenor que sus competidores, que son típicamente loscombustibles derivados del petróleo, el gas natural, laenergía nuclear u otras fuentes renovables de ener-gía (Fig. 6.7).

El costo de la energía proveniente de un aeroge-nerador es función de muchos factores, pero el pri-mario es el costo del propio aerogenerador y su pro-ductividad anual. Otros costos incluyen la operación ymantenimiento, que están determinados por el diseñode la turbina y deben tenerse en cuenta durante el pro-ceso de diseño. La productividad de la turbina es unafunción tanto del diseño de la turbina como del recursoeólico. El diseñador no puede controlar el recurso, perotiene que tener en cuenta cómo aprovecharlo mejor.Otros aspectos que también influyen son los financie-ros, pero están fuera del alcance del diseñador.


Fig. 6.7. La aerogeneraciónya es competitiva en relacióncon las fuentes conveciona-les de energía (combustiblesfósiles y nucleares).


Al tratar de minimizar el costo de la energía, eldiseñador debe minimizar el costo de los componen-tes individuales, lo cual implica considerar el uso demateriales lo más baratos posible y, a la vez, ligeros.Este último aspecto es un indicador de suma impor-tancia. Por otro lado, el aerogenerador debe ser sufi-cientemente resistente para sobrevivir a eventos me-teorológicos extremos y, también, operar fiablementecon un mínimo de reparaciones durante un largo pe-ríodo.

En el diseño se debe tratar que los componentessean lo más pequeño posible, de forma tal que ocu-pen el menor espacio en el aerogenerador; sin em-bargo, deben estar sometidos a grandes tensiones, quea la vez son variables. De la variabilidad de las ten-siones resultan daños por fatiga.

El balance entre el costo del convertidor de ener-gía eólica y la necesidad de su durabilidad es un pro-blema técnico que concierne fundamentalmente aldiseñador.

6.6. Procedimiento para el diseñoLos pasos clave para diseñar un aerogenerador son:

1. Determinar el tipo de aplicación.2. Estudiar las experiencias previas en el diseño de

aerogeneradores.3. Seleccionar la topología general.4. Estimar preliminarmente las cargas a que estará

sometido.5. Desarrollar un diseño preliminar.6. Predecir el comportamiento.7. Evaluar el diseño.8. Estimar los costos y el costo de la energía.9. Construir el prototipo.10. Probar el prototipo.11. Diseñar la máquina para la producción.

1. Determinar el tipo de aplicaciónEl primer paso en el diseño de un convertidor de

energía eólica es determinar su aplicación. Como secomentó anteriormente, los aerogeneradores conecta-

193

dos a las redes eléctricas tendrán un diseño diferentecon respecto a los diseñados para comunidades remo-tas, dada la problemática que tienen que enfrentar.

El tipo de aplicación tendrá repercusión en la se-lección del tamaño de la turbina, el tipo de generador,el método de control y, por supuesto, en el proceso demontaje y operación.

Las turbinas para ser conectadas a la red tiendena ser mayores y alcanzan potencias que se encuen-tran actualmente entre 600 y 1 500 kW, con diáme-tros de rotor en el rango de 40 a 60 m. Estas máqui-nas son instaladas generalmente en grupos queconforman parques eólicos, por lo que es necesario eldesarrollo de infraestructuras para la instalación, ope-ración y mantenimiento.

Los aerogeneradores para redes locales o para usoen zonas aisladas de la red eléctrica, tienden a sermenores, comúnmente entre 10 y 200 kW (Fig. 6.8).Las consideraciones más importantes que se debentener en cuenta por el diseñador son el fácil manteni-miento y la simplicidad en la construcción.

2. Estudiar las experiencias previasen el diseño de aerogeneradoresEl siguiente paso consiste en revisar las experien-

cias de otros diseñadores en este proceso, o sea, lasexperiencias de diseño para las mismas aplicaciones.Una amplia variedad de turbinas han sido concebi-das. Muchas de ellas han sido ya producidas y proba-das. Las lecciones aprendidas de esas experiencias


Fig. 6.8. Sistema híbridoeólico-fotovoltaico instaladoen una comunidad pesque-ra de la Isla de la Juventud.(Fuente: José Carlos Díaz).


ayudan a guiar al diseñador hacia los mejores diseñosy ampliar sus opciones.

Una lección general que se ha aprendido de todoslos proyectos exitosos es que la turbina debe ser dise-ñada de forma tal que la operación y el mantenimien-to sean seguros y sencillos.

3. Seleccionar la topología generalLa Topología es la parte de la Matemática que estu-

dia la Geometría sin atender a las dimensiones. Por ex-tensión, la topología de un objeto está relacionada con laforma de sus partes geométricas y sus vínculos, pero nocon el tamaño. Por ejemplo, de un triángulo solo importaque tenga tres lados y tres vértices, pero no la longitudde sus lados ni la magnitud de sus ángulos.

Existe una gran variedad de configuraciones o to-pologías para un convertidor de energía eólica, en de-pendencia de la aplicación. La mayor parte de ellas

Fig. 6.9. Tipología de roto-res eólicos de eje vertical.(Fuente: Juan Carlos Cádizy Juan Ramos).

Tipo persa Savonius bipala Savonius cuatripala

Darrieus Darrieus-Savonius Darrieus

Giromill Efecto Magnus Turbina

Deflector Chimenea Generador ciclónico

195

se refieren al rotor de la turbina (Figs. 6.9 y 6.10).Las más importantes opciones que puede encontrar-se un diseñador son las siguientes:

• Orientación del eje del rotor: horizontal o vertical.• Método de control de la potencia: por pérdida

aerodinámica pasiva, por paso variable, por pér-dida aerodinámica activa, entre otros.

• Posición del rotor: delante de la torre (a barloven-to) o detrás de la torre (a sotavento).

• Sistema de orientación: pasivo o activo.• Velocidad del rotor: constante o variable.• Velocidad específica y coeficiente de llenado de

la turbina.• Tipo de buje: rígido o articulado.• Número de palas.

Actualmente las topologías que más se aplican,tanto para la generación conectada a la red como parala aislada, son las siguientes:


Fig. 6.10. Tipología de roto-res eólicos de eje horizontal.(Fuente: Juan Carlos Cádizy Juan Ramos).

Monopala Bipala Tripala

Multipala Multipala americano Bihélice

Multirrotor Rotor a barlovento Rotor a sotavento

Rotor a vela Concentrador Difusor


• El aerogenerador típico concebido para conec-tarse a la red eléctrica es de eje horizontal, tri-pala con viento de frente (a barlovento), con to-rre tubular, con un generador asincrónico con cajamultiplicadora de tres etapas, regulación por pér-dida y/o cambio de paso y sistema de orienta-ción activa.

• Para la generación aislada prevalece un aeroge-nerador de eje horizontal, tripala a barlovento, conun generador sincrónico de imanes permanentes,orientado por timón de cola o veleta y con regula-ción de la velocidad mediante cabeceo o cambiode paso pasivo. Dispondría de dos sistemas defrenado, siendo uno de ellos un freno mecánico.El aerogenerador se ofrece con diferentes tiposde torre y alturas de buje.

4. Estimar preliminarmente las cargas a queestará sometidoEn los primeros pasos del proceso es necesario

hacer un cálculo preliminar de las cargas que la turbi-na debe ser capaz de soportar. La estimación de lascargas en esta etapa puede realizarse por escalamien-to de las cargas de otras turbinas de diseño similar omediante herramientas simples de análisis computa-cional.

5. Desarrollar un diseño preliminarComo ya la configuración general ha sido selec-

cionada y las cargas se han estimado, un diseño pre-liminar puede ser desarrollado, que deberá tener encuenta varios subsistemas (Fig. 6.11). Estos subsiste-mas, y algunos de sus principales componentes o pro-cesos, son los siguientes:

• Rotor (álabes, buje, sistema de cambio de paso).• Tren de fuerza (árboles, multiplicador, generador

y frenos).• Góndola y chasis.• Sistema de orientación.• Torre, cimentación e izaje.

Otras consideraciones también se tienen en cuentaal diseñar una turbina:

197

• Los métodos de fabricación.• Los procesos de mantenimiento.• La estética.• El nivel de ruido.• Otras condiciones medioambientales.

6. Predecir el comportamientoEn estos primeros pasos es importante predecir

el comportamiento, es decir, calcular la curva de po-tencia del aerogenerador. Esta es primeramente unafunción del diseño del rotor, pero estará afectada tam-bién por el tipo de generador eléctrico, la eficienciadel tren de fuerza, el método de operación (velocidadconstante o variable) y la selección hecha en el siste-ma de control. Actualmente existen varios métodospara predecir la curva de potencia.

7. Evaluar el diseñoEl diseño preliminar debe ser evaluado desde el

punto de vista de su habilidad para soportar las car-gas a las que el convertidor de energía eólica estarásometido en cualquier momento de su operación nor-mal. Además, el aerogenerador debe ser capaz desoportar las cargas extremas impredecibles, así comolos esfuerzos de fatiga.

Las categorías de las cargas que una turbina debesoportar son:

• Cargas estáticas no asociadas a la rotación.• Cargas cíclicas debidas al perfil vertical de velo-

cidad del viento, el peso de las palas y el movi-miento de orientación.


Fig. 6.11. Control de cali-dad de las palas diseñadasy fabricadas por la empresaLM Glasfiber. (Fuente: LMGlasfiber).


• Cargas constantes debidas a la rotación, como lafuerza centrífuga.

• Cargas impulsivas de corta duración, como lasdebidas al paso de la pala por la torre.

• Cargas estocásticas debidas a la turbulencia.• Cargas transientes de gran magnitud debidas a

las paradas y arranques.• Cargas de resonancia inducidas debidas a las

excitaciones cercanas a la frecuencia natural delsistema.La turbina debe ser capaz de soportar estas car-

gas bajo las condiciones de operación normal y extre-mas. Las cargas primarias las enfrenta la turbina eó-lica, en especial donde las palas se acoplan al buje ocubo del rotor. Todas esas cargas en el rotor de laturbina se propagan a través del resto de la estructu-ra, de aquí que las cargas en cada componente debenser cuidadosamente evaluadas.

8. Estimar los costos y el costo de la energíaLa estimación del costo de la energía producida

es una parte importante del proceso de diseño. Losfactores clave que influyen en el costo de la energíason el del aerogenerador y su productividad. Por elloes importante predecir el costo del aerogenerador,primero en la etapa de prototipo y después en la eta-pa de producción en serie. Los componentes de unaturbina son o bien elementos comercialmente dispo-nibles o bien otros especialmente diseñados y fabri-cados para ella. Los comerciales tienen ya fijados susprecios, aunque pueden variar con el volumen de com-pra. Los elementos especiales son caros a nivel deprototipo. En la producción en masa, sin embargo, elprecio del elemento debe disminuir hasta acercarse alos costos comerciales.

9. Construir el prototipoCuando el diseño del prototipo ha sido completa-

do, un prototipo debe ser construido. El prototipo seemplea para verificar las consideraciones hechas enel diseño, para probar algún nuevo concepto y asegu-rar que la turbina puede ser fabricada, instalada y

199

operada como se previó. Normalmente la turbina serámuy similar a la que se espera en la versión de pro-ducción.

10. Probar del prototipoDespués de que el prototipo ha sido instalado se

somete a pruebas de campo. Se mide la potencia yse elabora la curva de potencia para verificar el com-portamiento pronosticado. También se instalan ex-tensómetros (strain gages, en inglés) en las partescríticas de los componentes, se miden las cargasreales y se comparan con los valores pronosticados.

11. Diseñar la máquina para la producciónEl paso final es el diseño de la máquina para la

producción, que debe ser similar al prototipo. Las di-ferencias deben ser en mejoras introducidas comoresultado de las pruebas del prototipo. Otras diferen-cias pueden estar relacionadas con la disminución delos costos para la producción en masa. Por ejemplo,una pieza producida por la tecnología de conforma-ción puede ser apropiada para el prototipo; sin em-bargo, para la producción en masa puede ser mejorfundida (Fig. 6.12).

Los pasos anteriores se aplican en el diseño, tan-to de los aerogeneradores concebidos para ser co-nectados a la red, como de los aerogeneradores des-tinados a sistemas aislados.


Fig. 6.12. Producción detorres prefabricadas de hor-migón. (Fuente: Enercon).


6.7. Experiencia cubanaen el desarrollo de aerogeneradoresEn Cuba, apenas en los años noventa algunos centrosde investigación, como el Centro de Investigacionesde Energía Solar (CIES) y el Centro de Estudio deTecnologías Energéticas Renovables (CETER), incur-sionaron en el diseño y construcción de pequeñas tur-binas eólicas, aunque sin llegar a un grado de madu-rez tecnológica que permitiera su introducción en lapráctica nacional.

El CETER obtuvo un premio en el VIII FórumNacional de Ciencia y Técnica por el trabajo «Diseñoy construcción de un aerogenerador de 1 kW». Otrosintentos aislados se realizaron por diferentes entida-des, con el objetivo de producir un pequeño aeroge-nerador, pero ninguno resultó exitoso. Algunos se pu-sieron en operación y fueron detenidos tiempo despuéspor fallas en su funcionamiento. La experiencia demayor alcance y envergadura fue el Proyecto Eólicode Cabo Cruz, con la fabricación e instalación del ae-rogenerador Tornado T7-10 (Fig. 6.13).

Fig. 6.13. AerogeneradorTornado T7-10 de fabrica-ción cubana, instalado enCabo Cruz, en la provinciade Granma. (Fuente: Con-rado Moreno).

201

La fabricación del aerogenerador Tornado T7-10demostró la potencialidad de la industria cubana paraconstruir, con una alta integración nacional, un pe-queño aerogenerador del tipo concepto danés. Gene-radores de este tipo se han construido masivamenteen la práctica internacional, con potencias de hasta1 000 kW. Lo más importante es que tanto los fabri-cantes como los técnicos, ingenieros e investigadoresque participaron en el proyecto son cubanos, quienesganaron la primera experiencia en este tipo de cons-trucción, lo que permitirá escalar hacia potenciasmayores.

El aerogenerador Tornado T7-10, con turbina de7,3 m de diámetro y 10 kW de potencia nominal, sur-gió como resultado de la transferencia de tecnologíadel Folkecenter de Dinamarca, ofrecida a Cuba me-diante el CETER. La responsabilidad de la ejecucióndel proyecto correspondió a la Empresa Mecánica deBayamo (EMBA), perteneciente al SIME, con la ase-soría técnica de especialistas del CETER.

Al abordar la fabricación e instalación de esteaerogenerador se formuló el propósito de producir enCuba todos los elementos posibles, con la mayor cali-dad y eficiencia, y comprar en el exterior solo aque-llos que debido al nivel nacional de desarrollo tecnoló-gico no se podían producir en el país con la calidadnecesaria. Estos elementos fueron las aspas, el siste-ma de control, el sistema de freno y parte del sistemade orientación.

En las demás partes diseñadas y fabricadas enCuba participaron el Centro de Investigaciones deConstrucción de Maquinaria (CICMA) y la PlantaMecánica República Socialista de Vietnam, ambos enCiudad de La Habana; la fábrica de motores eléctri-cos (Cacocum) de Holguín y el Centro de Investiga-ciones y Pruebas Electroenergéticas (CIPEL), de laCUJAE, este último en la puesta en marcha del siste-ma de control.

El aerogenerador Tornado T7-10 tiene una turbi-na de palas fijas regulada por pérdida aerodinámica.Esto significa que las palas mantienen el paso fijo, adiferencia de los aerogeneradores de paso variable,



en el que las aspas o parte de éstas giran sobre su ejelongitudinal. El diámetro del rotor fue de 7,3 m, el bujeo cubo del rotor fue fabricado en la EMBA y las as-pas son danesas, de la firma Olson Boat. Las aspasson relativamente largas y el perfil escogido garanti-za un aprovechamiento eficiente del viento, lo que fa-cilita que las cargas sobre el equipo sean mínimas.

El aerogenerador Tornado T7-10 se produjo conuna torre tubular dividida en dos secciones, con unaconexión cónica intermedia. La altura de la torre esde 20 m.

6.7.1. Especificaciones técnicasEl Tornado T7-10 es un aerogenerador de paso fijocon regulación por pérdida aerodinámica (stall regu-lated, en inglés), que trabaja de frente al viento (abarlovento), con un sistema de orientación activa yun rotor de alta velocidad con tres aspas. Este aero-generador está concebido para trabajar conectado ala red eléctrica.

Las aspas son de poliéster reforzado con fibra devidrio y se conectan directamente al cubo mediantetornillos (Fig. 6.14).

La potencia se transmite hacia el aerogeneradormediante la caja multiplicadora, de dos etapas tándem.El sistema de construcción compacta implica que el

Fig. 6.14. Fijación de lasaspas al buje del aerogene-rador Tornado T7-10. (Fuen-te: Conrado Moreno).

203

árbol principal del rotor sea también el árbol principalde la caja. El generador se acopla mediante una bridadirectamente a la caja, que es la que lo sostiene.

El frenado se realiza mediante un freno de discode actuador mecánico, acoplado al eje rápido de lacaja multiplicadora. Posee, además, frenos aerodiná-micos en las puntas de las aspas que se activan por lafuerza centrífuga.

El tren de potencia descansa sobre un chasis con-formado por una plancha de acero y se encuentracubierto por una capota de chapa de acero delgada,reforzada con perfiles. Esta cubierta es articuladapara permitir el acceso a la parte superior del aero-generador.

La torre es metálica y de forma tubular. Está divi-dida en dos secciones de diferentes diámetros y po-see una escalera exterior. Cerca de la góndola seencuentra situado un balcón, desde el cual se puedeserviciar y dar mantenimiento a la góndola.

Por medio de un sistema de control basado enrelés, situado en una caseta al pie de la torre, se diri-gen todas las acciones del aerogenerador.

En la figura 6.15 se aportan las curvas de poten-cia estimada de la turbina y el generador del conver-tidor de energía eólica Tornado T7-10.

Para un sitio con una frecuencia de velocidadesdel viento que sigue una distribución de Weibull conparámetros k = 2 y c = 7 m/s, el Tornado T7-10 puedegenerar una energía de 29 100 kWh/a.


Fig. 6.15. Curvas de poten-cia del convertidor del ae-rogenerador Tornado T7-10.(Fuente: Conrado Moreno).


En la figura 6.16 se muestra una vista general delpropio aerogenerador, en su sitio de instalación en CaboCruz, Granma, mientras en la figura 6.17 se muestra unafoto de su tren de fuerza, en el taller de ensamble delCETER, donde se distinguen sus partes fundamentales.

6.8. Los parques eólicosy la generación distribuidaLa llamada generación distribuida se orienta a resol-ver el problema del suministro eléctrico como un ins-trumento de desarrollo social y económico local. Suéxito y fomento en los momentos actuales radica enla existencia de tecnologías de punta que permitengenerar energía eléctrica en forma eficiente, confia-ble y de calidad, para potencias pequeñas.

Entre las tecnologías más utilizadas dentro delconcepto de generación distribuida están los gruposelectrógenos y las diferentes fuentes renovables deenergía, por señalar algunas de las más atrayentes enlos momentos actuales.

Las ventajas de su uso son varias, entre las cua-les se encuentran las siguientes:

• Incremento de la eficiencia del sistema, pues dis-minuyen las pérdidas eléctricas por transmisión ydistribución, omitiendo la necesidad de fuertes in-versiones para la construcción de extensas redesde distribución.

Fig. 6.16. Vista del aeroge-nerador Tornado T7-10, con10 kW de potencia. (Fuen-te: Conrado Moreno).

Fig. 6.17. Tren de fuerza delaerogenerador Tornado T7-10.(Fuente: Conrado Moreno).

Freno

Árbol principal

Multiplicador Generador

Motorreductor de orientación

205

• Flexibilidad en la operación del sistema, pues per-mite el trabajo en condiciones aisladas del siste-ma, lo que incrementa la confiabilidad en el sumi-nistro de energía eléctrica y una mejor respuestaante situaciones de desastre, como huracanes, te-rremotos e inundaciones.

• Mejora la calidad del servicio eléctrico por la re-ducción del número de interrupciones y la mejoraen las tensiones eléctricas que se entregan a losconsumidores.

• Incrementa el uso de la llamada energía limpia,pues hay una mayor utilización de fuentes ener-géticas renovables.El uso extensivo de grupos electrógenos sincroni-

zados a la red eléctrica de distribución, dentro delconcepto de generación distribuida, está dado por lascaracterísticas que presentan actualmente: son por-tátiles y modulares, y poseen una buena relación po-tencia/peso (Fig. 6.18). Con el objetivo de disminuir

Fig. 6.18. Grupo electróge-no instalado en la ciudadde Pinar del Río, como par-te de la Revolución Energé-tica en Cuba. (Fuente: Pa-blo Massip).



los costos del combustible que utilizan estos gruposelectrógenos, sobre todo en el caso de los que ge-neran a partir de combustible diésel, se conformansistemas híbridos de generación y se incorporan lo-calmente otros modos de generación a partir defuentes energéticas renovables, siendo una de lasde mayor uso la proveniente del viento, o sea, laenergía eólica.

En una red eléctrica cuya energía se genera apartir de grupos electrógenos, el consumo de com-bustible estará en correspondencia directa con la po-tencia generada, lo que indica que el gasto de com-bustible resulta proporcional a la carga que se alimenta.El efecto de incorporar sistemas de generación basa-dos en fuentes energéticas renovables, como la eóli-ca, sería el de reducir la carga que es llevada por losgrupos electrógenos, pudiendo llegar a existir ceroconsumo de combustible diésel si existiera un equili-brio entre la carga y las posibilidades de generaciónmediante las fuentes renovables de energía.

De lo anterior se derivan algunas cuestiones bá-sicas para el diseño de estos sistemas de genera-ción híbrida:

• La máxima potencia que deben llegar a aportarlas fuentes energéticas renovables al sistema eléc-trico está limitada por la carga.

• El consumo específico de combustible de los gru-pos electrógenos aumenta al bajar la carga. Portanto, el uso de las fuentes energéticas renovablespermite incrementar la eficiencia del sistema al sus-tituir grupos electrógenos parcialmente cargados.

• El máximo beneficio posible de obtener en la ope-ración del sistema híbrido partiría de lograr unaestrategia de control y operación del sistema queajuste la potencia de los grupos electrógenos a ladiferencia entre la carga servida y la generaciónde las fuentes energéticas renovables.Desde el punto de vista de la operación de la red,

los sistemas híbridos de generación deben cumplir losrequisitos siguientes:

• No deben provocar variaciones de tensión más alláde las permitidas en la red a la cual se conecten.

207

• Deben poseer una respuesta adecuada (desco-nexión/reconexión/sincronización), así como unmonitoreo constante de los disturbios de tensión yfrecuencia que se originen en el sistema de distri-bución al cual esté conectado.

• La calidad de la energía que entreguen debe es-tar de acuerdo con lo establecido en el sistema dedistribución.Teniendo en consideración lo anterior, un parque

eólico dentro del concepto de generación distribuidapudiera estar conectado a una red de distribución enuna de las tres variantes principales siguientes:

• A una subestación de distribución que no poseaotras fuentes de generación.

• A una subestación de distribución que posea otrasfuentes de generación (por ejemplo, grupos elec-trógenos).

• Directamente a la red de transmisión medianteuna subestación de distribución exclusiva para elparque eólico.Un ejemplo de los beneficios que aporta el uso de

estos sistemas de generación híbridos se presenta enel esquema eléctrico monolineal de la figura 6.19,en este caso conectado a una red de distribución de33/13 kV. En esa figura se observa que la red eléctri-ca, que ofrece servicio a las cargas conectadas a lassubestaciones B y C, está conformada por una bate-ría de grupos electrógenos (GE) de 15 MW, sincroni-zados al sistema de transmisión de 110/220 kV, y un

Fig. 6.19. Esquema monoli-neal del sistema de genera-ción distribuida analizado.


parque eólico (PE) de 30 MW, también sincronizadoa ese sistema.

El punto de acople común (PAC) al sistema inter-conectado de 220/110 kV es precisamente la subes-tación A. Una red de este tipo permite hacer análisisde casos posibles, bajo estado estable, de las condi-ciones de trabajo en esta red en cuatro situacionesdiferentes:

CASO A: Las cargas en las subestaciones B y Cse alimentan solo del sistema interconectado.CASO B: Las cargas se alimentan del sistema in-terconectado y de la batería de GE.CASO C: Las cargas se alimentan considerandolos aportes de los dos anteriores y del PE.CASO D: Como consecuencia de problemas en elsistema interconectado, el interruptor de la sub-estación B por el lado de 110 kV opera y dejaaislado el esquema de las subestaciones B y C,quedando alimentadas las cargas mediante la ba-tería de GE y del PE.Los resultados que se pueden obtener con el es-

quema híbrido mostrado permiten concluir que:• El uso de la energía que aporta el sistema eléctri-

co energizado, proveniente de la subestación A,disminuye en cualquiera de las variantes que utili-za la generación local.

• Por tal razón, las pérdidas por el lado de la trans-misión (subestación A-subestación B) también dis-minuyen.

• Mejoran las condiciones de tensión en el nodo dela subestación B y en las cargas A y B, con lo quemejora el servicio a los consumidores.


Respuesta breveLa proyección de un parque eólico parte desde laconfiguración del parque, que depende en gran medi-da de la orografía del terreno, de las condiciones delviento y del tipo de máquina y su tamaño.

Las fases fundamentales para el desarrollo de unproyecto de un parque eólico conectado a la red eléc-trica son las siguientes:

1. Identificación.2. Medición.3. Evaluación del recurso eólico.4. Ingeniería y proyectos.5. Estudio de impacto ambiental.6. Autorizaciones y licencias, según la legislación

vigente, y teniendo en cuenta todas las institucio-nes involucradas.

7. Construcción del parque.8. Explotación.

Después de realizado el proyecto y antes de pro-ceder a su construcción, se realiza un análisis de fac-tibilidad técnico-económica, que debe tener en cuenta

PREGUNTA7

¿Cómo se proyectaun parque eólico,

cuáles son sus costosy cómo se construye?


los aspectos relacionados con el recurso eólico, la tur-bina, el emplazamiento, el medio ambiente y la explo-tación.

El análisis económico debe tener en cuenta loscostos de inversión, de explotación y los sociales.

Se realiza también un análisis financiero que per-mite determinar la viabilidad técnica del proyecto, yse presenta una breve descripción de los pasos nece-sarios para la construcción del parque.

7.1. Proyección de un parque eólicoUn parque eólico conectado a la red se configura me-diante la instalación integrada de un conjunto de variosaerogeneradores, interconectados eléctricamentemediante redes eléctricas propias, compartiendo unamisma infraestructura de accesos y control. La co-nexión a la red eléctrica de distribución se realizamediante la correspondiente transformación de ten-sión, en dependencia de la capacidad técnica de lasredes existentes y de la propia instalación.

Al determinar la configuración de un parque eóli-co, o lo que es lo mismo, la disposición de los aeroge-neradores sobre el terreno, deben tenerse en cuentatanto los aspectos puramente del viento (velocidadesmedias, direcciones predominantes, rafagosidad yvientos extremos), como los correspondientes al te-rreno disponible, es decir, la disposición característi-ca de las máquinas y la distancia entre ellas, y carac-terísticas de los propios aerogeneradores, como sutamaño, tipo y altura de la torre.

A continuación se presentan algunas configura-ciones típicas de parques eólicos. En la figura 7.1 se

Fig. 7.1. Configuración deun parque eólico dispuestoen una sola fila sobre unaelevación. (Fuente: IDAE).

211

muestra la configuración típica cuando los aerogene-radores se disponen sobre una elevación. Los círcu-los indican los aerogeneradores, en tanto que las fle-chas representan la dirección del viento dominante.

Cuando el terreno es llano y hay una dirección deviento dominante bien definida, los aerogeneradoresse suelen disponer en filas alineadas (Fig. 7.2).

Cuando el terreno es llano, pero el viento presen-ta frecuentes cambios de dirección, los aerogenera-dores se suelen disponer al tresbolillo (Fig. 7.3). Sedice que un grupo de objetos se dispone al tresbolillocuando se ubican en filas paralelas, de modo que losde cada fila correspondan al medio de los dispuestosen la fila inmediata.

En las figuras 7.4 y 7.5 se muestran configuracio-nes típicas de parques eólicos sobre terrenos que pre-sentan colinas.

Fig. 7.2. Configuración delparque eólico en filas alinea-das. (Fuente: IDAE).

Fig. 7.3. Configuración delparque eólico al tresbolillo.(Fuente: IDAE).

Fig. 7.4. Configuración delparque eólico sobre colinasno alineadas. (Fuente: IDAE).

PREGUNTA 7. ¿CÓMO SE PROYECTA UN PARQUE EÓLICO...?


Como se puede observar, existe un espaciamien-to o distancia de un aerogenerador a otro, tanto defrente al viento o transversal como en la dirección delviento. Estos espaciamientos configuran la geometríadel parque y determinan las pérdidas aerodinámicasdel parque o pérdidas por su configuración.

La energía eólica proviene de la energía cinéticadel viento. Mientras menor sea la velocidad del vien-to, menor será la energía que se puede producir. Unaturbina que se encuentre detrás de otra podrá extraermenos energía por ser la velocidad menor debido a laestela que se forma, o dicho de otra manera, por lasombra aerodinámica de una turbina sobre otra. Estoocurre en los parques eólicos donde la interferenciade una turbina sobre otra trae como resultado unadisminución de la energía extraída. A esto se le cono-ce como las pérdidas aerodinámicas del parque, quedependen principalmente de los factores siguientes:

• Espaciamiento entre turbinas (corriente abajo otransversal).

• Características operativas de las turbinas eólicas.• El número de turbinas y su tamaño.• Intensidad de la turbulencia.• Distribución de frecuencia de la dirección de los

vientos (rosa de los vientos).Las pérdidas aerodinámicas pueden reducirse si

se optimiza la geometría del parque eólico. Diferen-tes distribuciones de tamaños de turbinas, la forma

Fig. 7.5. Configuración delparque eólico sobre colinasalineadas. (Fuente: IDAE).

213

general, el tamaño de la distribución y el espaciamientodentro del parque eólico influyen sobre los efectos dela estela que reduce la captación de energía.

La geometría del parque y la intensidad de la tur-bulencia son los dos elementos más importantes queocasionan las pérdidas aerodinámicas del parque. Eldiseño de un parque eólico requiere considerar cuida-dosamente estos efectos para maximizar la energíacaptada. Un espaciamiento muy cercano de las turbi-nas permite instalar más turbinas en el sitio, pero re-ducirá la energía promedio captada por cada una.

Cuando existe un viento dominante, en general serecomienda una distribución en filas alineadas, con se-paración transversal (perpendicular a la del viento domi-nante) entre turbinas, de tres a cinco veces el diámetrodel rotor, y de cinco a nueve veces en dirección del vien-to dominante. Cuando el viento tiene frecuentes cam-bios de dirección con respecto a la velocidad predomi-nante, los aerogeneradores se colocan al tresbolillo.

El cálculo de las pérdidas aerodinámicas del par-que necesita del conocimiento de la ubicación y carac-terísticas de las turbinas en el parque, del régimen deviento y poseer un modelo de las estelas de las turbinaspara determinar el efecto de las turbinas corriente arri-ba sobre las que se encuentren corriente abajo.

7.2. Fases del proyectoLas fases fundamentales para el desarrollo de un pro-yecto eólico consistente en un parque eólico conecta-do a la red eléctrica, son las siguientes (Fig. 7.6):

Fig. 7.6. Fases para el desa-rrollo de un parque eólicoconectado a la red.



1. Identificación. Supone la existencia de un vientofavorable y la ausencia de incompatibilidad am-biental y urbanística, de restricciones en cuanto ainfraestructura eléctrica y de restricciones encuanto a obra civil, entre otros. Esta fase suponeun trabajo de gabinete no asociado a altos costos.

2. Medición. Comienza con la elección de uno omás puntos adecuados para las mediciones delviento, las que deben llevarse a cabo durante almenos un año ininterrumpidamente.

3. Evaluación del recurso eólico. Cuando se cuentacon mediciones de al menos un año en un empla-zamiento, se está en condiciones de hacer unavaloración del recurso eólico. Para ello se utilizanmodelos que representan el campo de vientos adiferentes alturas en un área de estudio a partirde los datos recogidos en uno o varios puntos.

4. Ingeniería y proyectos. A partir de la evaluacióndel recurso se está en condiciones de definir lainstalación en términos de cantidad, ubicación ytipos de aerogeneradores, y las alturas más ade-cuadas de los ejes. Además, se podrá estimar laproducción de cada uno de ellos.

5. Estudio de impacto ambiental. Resulta esencialen el mundo de hoy, debido a la importancia depreservar el medio ambiente. Tales estudios, ini-ciados desde el primer momento, se toman encuenta en todas las fases del proyecto.

6. Autorizaciones y licencias. Se realizan según lalegislación vigente y teniendo en cuenta todas lasinstituciones involucradas.

7. Construcción del parque.8. Explotación. Esta fase consta de las actividades

de operación y mantenimiento, en sucesión per-manente.

7.3. Análisis económicoAntes de proceder a ejecutar el proyecto de un par-que eólico se debe llevar a cabo un estudio de factibi-lidad técnico-económica que comprende básicamen-te los pasos siguientes:

215

1. Estudio de emplazamientos.2. Análisis de los vientos.3. Selección del número, tamaño y tipo de aeroge-

nerador.4. Evaluación de la energía que puede producirse.5. Otros aspectos, como mantenimiento, fiabilidad y

disponibilidad.Se suelen analizar dos tipos de proyectos:

• Producción de electricidad para entregarla a lared eléctrica. Es el caso de los parques eólicoscon una potencia instalada de 5 a 50 MW, forma-dos por grandes aerogeneradores, de potenciaunitaria entre 200 y 1 500 kW. El análisis econó-mico se realiza como el de una central eléctricaconvencional, centrado en el cálculo del costo deproducción de la unidad de energía eléctrica, elkilowatt-hora (kWh), para compararlo con los delas centrales de combustión (carbón, petróleo ogas), nucleares o hidráulicas.

• Proyectos basados en la sustitución de la energíaeléctrica tomada de la red o producida por otrotipo de fuentes propias (grupos electrógenos o pa-neles fotovoltaicos, entre otros), por la obtenidade aerogeneradores eólicos. Este tipo de proyec-to corresponde a aerogeneradores de pequeña po-tencia, hasta unos 50 kW, usados para genera-ción de electricidad en lugares aislados o para elbombeo de agua.El análisis de este segundo tipo de proyecto se

basa en el análisis del ahorro económico derivado dela sustitución de un determinado suministro energéti-co por la energía eólica. Dado que este ahorro seconsigue mediante una inversión en el sistema eólico,el estudio corresponde al del análisis de una inversiónque produce a lo largo del tiempo un conjunto de in-gresos o ahorros.

7.3.1. Factores que influyen enla economía de un parque eólicoLos factores principales que intervienen de una ma-nera directa o indirecta en la viabilidad de un proyec-



to eólico pueden relacionarse, entre otros, en los as-pectos siguientes:

Recurso eólico. Velocidad media anual, distribu-ción de frecuencias del viento, perfil vertical de lavelocidad del viento, la medición de la velocidad, tur-bulencia y rafagosidad del viento, y las técnicas demodelación.

Aerogeneradores. Número y tipo de aerogene-radores, altura de las torres, configuración del par-que, entre otros.

Emplazamiento. Accesos, infraestructura necesa-ria, distancia de interconexión a la red eléctrica y re-quisitos de interconexión, como niveles de tensión ycalidad de la señal eléctrica (Fig. 7.7).

Medio ambiente. Restricciones en zonas sensi-bles que limitan el aprovechamiento del recurso, me-didas correctoras y compensadoras.

Explotación. Fiabilidad y disponibilidad técnica yenergética de los equipos, operación y mantenimiento.

El análisis económico debe tener en cuenta loscostos siguientes:

• Costos de inversión.• Costos de explotación.• Costos sociales.

Los costos de inversión incluyen los aerogenera-dores, la instalación del sistema eléctrico, el sistema

Fig. 7.7. El acceso a la mi-crolocalización del parqueeólico influye en su viabili-dad económica, como en elparque de 20,3 MW, insta-lado por el grupo ACCIONAEnergía.

217

de control y las edificaciones auxiliares, los accesos,la ingeniería de proyecto, así como los gastos admi-nistrativos.

Los costos de explotación comprenden los de ope-ración y mantenimiento, las reparaciones y sustitu-ciones, los gastos financieros y de personal, así como,según el caso, el alquiler de los terrenos.

Influyen mucho el tamaño del parque y los facto-res señalados anteriormente, relacionados con el viento,el terreno y los propios aerogeneradores.

A modo de ejemplo, los costos de un parque eólicoen España se presentan a continuación, según estudiosrealizados por el Instituto para la Diversificación yAhorro de la Energía (IDAE). En este análisis se lle-ga a la conclusión de que el parque más común enEspaña tiene como promedio una potencia de 15 MW,una línea de media tensión de 10 kV, aerogenerado-res con potencia unitaria de 660 kW, y una vida útilestimada de veinte años.

Se trata de emplazamientos con un promedio de2 400 horas equivalentes de trabajo a potencia nomi-nal anuales, o lo que es lo mismo, un factor de capaci-dad anual de 27,3%. Los costos anuales de explotaciónde ese parque eólico español típico son aproximadamenteiguales a 414 700 /a, es decir, 3% de la inversión. Elcosto relativo de explotación por unidad de energíagenerada es de 0,0114 /kWh. En operación y man-tenimiento de los aerogeneradores, los costos de per-sonal alcanzan 25%, los repuestos 55% y los consu-mibles 20%.

Todos los costos absolutos y relativos de desarrollode ese parque eólico típico se resumen en la tabla 7.1,mientras que los costos absolutos y relativos de explo-tación se presentan en la tabla 7.2.

Tabla 7.1. Costos de desarrollo del parque eólico español típicoConcepto Costo absoluto, Costo relativo, %Evaluación de recursos eólicos 108 000 0,8Ingeniería, licencias y permisos 540 000 4,2Aerogeneradores 9 556 000 74,6Obra civil 781 000 6,1Infraestructura eléctrica 1 154 000 9,0Línea de evacuación 661 000 5,2Total 12 800 000 100,0



Tabla 7.2. Costos de explotación del parque eólico español típicoConcepto Costo Costo relativo

absoluto, • • /kWh %Terrenos (alquiler) 66 000 0,001 6 16Operación y mantenimiento 234 000 0,006 5 57Gestión y administración 54 000 0,001 5 13Seguros e impuestos 60 000 0,001 6 14Total 414 000 0,011 4 100

La evolución mundial del costo unitario de los com-ponentes principales de los aerogeneradores, entre1984 y 1998, se refleja en la tabla 7.3, en la que sepresentan los costos relativos típicos de tales compo-nentes con respecto al costo total del aerogenerador.Los costos por sustitución indicados en la propia tablase refieren solamente a los costos adicionales al delcomponente, por concepto de mano de obra y grúapara llevar a cabo la sustitución.

Tabla 7.3. Costos relativos típicos de los componentes principales de unaerogeneradorComponente Costo Costo adicional

del elemento, % por sustitución, %Caja multiplicadora 8-10 26Generador 8-10 23Palas del rotor 15-20 7Cojinete principal 1 179Cojinete de orientación 1 418Torre 15-20 –Cimentación 5 –Subtotal 53-67

7.3.2. Análisis de rentabilidadLos proyectos eólicos que se llevan a cabo en Cubamiden su rentabilidad por el alcance de la sustituciónde la energía eléctrica tomada de la red o producidapor otro tipo de tecnología (grupos electrógenos, porejemplo), por la generada por un aerogenerador o unparque eólico. Este análisis se basa en el estudio delahorro económico derivado de la sustitución de un de-terminado suministro energético por la energía eólica,es decir, de un ahorro. Para esto es necesaria una in-versión en la planta eólica, por lo que el estudio se basaen el análisis de una inversión que produce ahorros enun período determinado. El análisis económico más ilus-

219

trativo de la rentabilidad de la inversión es el que expo-ne el tiempo de recuperación de la inversión en años.

7.3.3. Tiempo de recuperaciónde la inversión (TRI)

Para una estimación preliminar de la viabilidad deun proyecto eólico es útil aplicar un método rápido quedetermine los beneficios económicos. El método máseficaz y apropiado es el del tiempo de recuperación dela inversión simplificado, que resulta ser de fácil com-presión y sin complejidad en los cálculos. Su limitaciónes que omite algunos factores de efecto significativoen este análisis, como el aumento del precio de los com-bustibles, la depreciación, los costos variables de ope-ración y mantenimiento, entre otros. Algunos autoresincluyen estos factores en sus cálculos.

El período recuperación de una inversión (en años)es igual al costo de la inversión del sistema eólicodividido por el ahorro producido por la generación deenergía procedente de la planta eólica.

TRI = CI / A (7.1)

Donde:TRI: Tiempo de recuperación de la inversión, a.CI: Costo de la inversión, $.A: Ahorro que reporta la generación de energíaen el sistema eólico, $/a.El ahorro puede expresarse por la fórmula (7.2).

A = PAE · (Cg / 1 000 000) · Ccomb (7.2)

Donde:PAE: Producción anual de energía, kWh/a.Cg: Consumo específico de combustible, g/kWh.Ccomb: Costo del combustible, $/t.

7.3.4. EjemploSea un parque eólico de 10 MW, del cual se conocenlos datos siguientes:



CI = $10 000 000PAE = 26 280 kWh/aCg = 350 g/kWhCcomb = 192 $/tAplicando las fórmulas (7.1) y (7.2) se determina

que el tiempo de recuperación de la inversión resultaser, aproximadamente, TRI = 5,5 años.

Internacionalmente es común el uso de otros mé-todos para evaluar la rentabilidad de las inversiones,los que se emplean también para los parques eólicos,pero a los efectos de cómo se realizan las inversionesreferidas a los parques eólicos actuales en Cuba, noson los más apropiados. Seguidamente se presentandos de los criterios más empleados, de forma que seconozcan para cuando sea necesaria su aplicación.

Valor actual neto (VAN): Diferencia entre el va-lor actual y los costos de inversión inicial. Se utilizapara aceptar o rechazar proyectos. Cuando un pro-yecto tiene un VAN negativo, será rechazado. Seemplea también para comparar alternativas diferen-tes, resultando mejor aquella que tenga mayor VAN.

Tasa interna de retorno (TIR): Tipo de descuentode una inversión que hace que su valor actual no seaigual a cero. Si la TIR es mayor que la tasa internadel proyecto, la inversión en general será deseable.Entre dos proyectos alternativos será más rentableaquel que presente una TIR superior.

Existen otros criterios, como el del costo/beneficio yel del costo nivelado, además del ya presentado tiempode recuperación de la inversión (Pay Back, en inglés).

En un estudio profundo de toma de decisiones esrecomendable el uso de todos los métodos, o al me-nos varios, para fundamentar mejor una decisión, yaque ninguno da un cuadro pleno del fenómeno técni-co-económico. El alcance de este libro no permiteahondar en estos aspectos, por lo que dejamos a loslectores la profundización en ellos.

7.4. Construcción de un parque eólicoLa topografía del terreno donde se va a instalar unparque eólico es decisiva para ubicar los aerogenera-

221

dores y su construcción, fundamentalmente para lle-var a cabo la obra civil y la infraestructura eléctrica.

Comúnmente los parques eólicos se instalan enterrenos llanos, pero existen también posibilidades deemplazarlos en terrenos ondulados y accidentados, oen áreas montañosas (Fig. 7.8). Obviamente, tenien-do en cuenta los requerimientos de la construcción,los terrenos menos complejos traerán consigo cons-trucciones más simples. El terreno llano permite lainstalación de los aerogeneradores en alineacionesperfectas y facilidad para los accesos y las conexio-nes eléctricas. Cuando los aerogeneradores se em-plazan en terrenos ondulados o montañosos, los cos-tos de construcción se incrementan por la complejidadde los accesos viales y las conexiones a las redeseléctricas.

Los accesos pueden ser interiores o exteriores alparque, es decir, los que permiten la comunicacióncon la carretera más próxima. El costo de los acce-sos depende principalmente del tipo de terreno, suorografía y la distancia a las carreteras más cerca-nas. El valor final del costo dependerá de las caracte-rísticas particulares de cada proyecto.

Fig. 7.8. Parque eólico cons-truido con aerogeneradoresde la empresa danesa Ves-tas en un área montañosa.



El costo de la instalación eléctrica dependerá dela tensión de la línea, de la distancia al punto de entre-ga de la energía que la empresa eléctrica decida y,por supuesto, de las dificultades que imponga el te-rreno donde se ejecuta el proyecto. La influencia dela conexión de la instalación eólica con la red debeconocerse antes de decidir la ejecución del proyecto,ya que en algunos casos, y fundamentalmente en áreasmontañosas, pueden condicionar su viabilidad.

La construcción del parque se inicia con las obrasnecesarias para crear las vías de acceso por las cua-les llegarán los vehículos transportando los grandescomponentes del aerogenerador y la pesada grúa re-querida para su montaje. Ello puede requerir tambiénla rehabilitación de las vías conexas, que pudieran notener las condiciones apropiadas.

En la figura 7.9 se muestra una foto tomada du-rante la construcción de una carretera relacionadacon el parque eólico Wigton, en Jamaica, construidoen el período 2003-2004.

Fig. 7.9. Construcción de lasvías de acceso al parqueeólico de Wigton, Jamaica.(Fuente: Wesley McLeod).

Fig. 7.10. Perforación de lospozos para la voladura delfoso de cimentación en elparque eólico de Wigton.(Fuente: Wesley McLeod).

223

La construcción del parque se inicia con las exca-vaciones para los cimientos de los aerogeneradores.En la figura 7.10 se muestra la perforación de los po-zos para la voladura del foso para los cimientos de unaerogenerador de 900 kW del parque eólico Wigton.En la figura 7.11 se muestra una vista de la parte másexterna del foso para la cimentación, de 7,6 m de pro-fundidad, con parte del encofrado instalado.

En la figura 7.12, izquierda, se muestra la coloca-ción del sistema de pernos de anclaje de un aeroge-nerador del parque eólico de Wigton en el foso decimentación. En la vista derecha superior de la mis-ma figura se puede observar un momento en el verti-

Fig. 7.11. Foso para la ci-mentación de un aerogene-rador en el parque eólicode Wigton. (Fuente: WesleyMcLeod).

Fig. 7.12. Pasos en la cons-trucción de la cimentaciónde un aerogenerador delparque eólico de Wigton.(Fuente: Wesley McLeod).



do del hormigón del cimiento. Finalmente, en la partederecha inferior de la figura se muestra el tramo visi-ble del cimiento ya terminado, donde son apreciableslos pernos de anclaje.

Mientras se completan los cimientos, llegan al sitiolos componentes de los aerogeneradores. Cada aeroge-nerador viene desarmado en grandes bloques (Fig. 7.13),para facilitar su transporte desde la fábrica, primeropor barco y posteriormente en camiones especiales,aptos para cargas de grandes dimensiones y peso.

Una vez listo el cimiento, se procede al montaje delaerogenerador. En primer término se erige la torre, quenormalmente consta de varias secciones. La seccióninferior se monta sobre el cimiento, y las otras se insta-lan encima sucesivamente. Todas las uniones son porpernos. En la figura 7.14 se muestran dos momentosdel montaje, en 1999, de la torre de uno de los aeroge-neradores del parque eólico de Turiguanó, en Cuba.

Después se toma la góndola, que viene de fábri-ca completamente ensamblada, y al extremo de suárbol principal, donde ya está colocado el cubo o buje,se le unen dos de las tres palas de la turbina eólica, enun ensamble realizado a nivel del suelo, que en la fi-gura 7.15 se muestra ya terminado. La unión de laspalas con el cubo se realiza por pernos.

A continuación, la góndola con las dos palas seiza para colocarla sobre la cúspide de la torre, donde

Fig. 7.13. Componentes deun aerogenerador del par-que eólico de Wigton, en suembalaje.

225

las dos partes del cojinete de orientación se unen porpernos (Fig. 7.16). En los aerogeneradores del par-que eólico de Turiguanó la góndola se encuentra si-tuada a más de 32 m de altura sobre el suelo.

Finalmente, se iza y se coloca la tercera pala enel eje de la góndola, tal como se muestra en la figu-ra 7.17. En los aerogeneradores de Turiguanó el rotortiene 28 m de diámetro.

Fig. 7.14. Montaje de la to-rre de uno de los aerogene-radores del parque eólico deTuriguanó. (Fuente: Leiva yNovo).


Fig. 7.15. Palas montadasen la góndola de un aero-generador del parque eóli-co de Turiguanó. (Fuente:Leiva y Novo).

Fig. 7.16. Montaje de la gón-dola de un aerogenerador delparque eólico de Turiguanó.(Fuente: Leiva y Novo).

Fig. 7.17. Montaje de la ter-cera pala de un aerogene-rador del parque eólico deTuriguanó. (Fuente: Leiva yNovo).

Fig. 7.18. Vista general delparque eólico demostrativode Turiguanó. (Fuente: Ma-delaine Vázquez).

En otros aerogeneradores, sobre todo aquellos demayor tamaño, la góndola se alza sin cubo ni palas.Posteriormente, se eleva el cubo con dos de las palas yse atornilla al árbol principal de la góndola. Finalmente,se sube la tercera pala, y se atornilla al cubo. De esemodo, la grúa utilizada para el montaje del aerogenera-dor puede ser más pequeña, o bien con la misma grúapueden izarse máquinas de mayor potencia.

Después del montaje de los aerogeneradores, elparque eólico está aún lejos de terminarse, pues fal-tan por realizar, entre otras, las instalaciones eléctri-cas, que comprenden una subestación para entregarla energía eléctrica a la red nacional o local, el siste-ma de cableado y sus conexiones, así como la puestaa punto del sistema de control automático y los enla-ces de comunicación con el puesto de mando remotopara la conformación del llamado sistema SCADA.

En la figura 7.18 se muestra una vista general delparque eólico de Turiguanó, después de terminado,equipado con dos aerogeneradores de 225 kW cadauno, producidos por la firma española Ecotècnia. Suconstrucción permitió acumular valiosa experienciapara los técnicos y obreros cubanos que tomaron parteen ella, quienes se enfrentaban por primera vez a unaobra de este tipo.


Respuesta breveLa situación que se presenta en los países del Caribey en el área de Asia y el Pacífico con respecto a loshuracanes y tifones, ha obligado a estudiar esta pro-blemática y a tenerla en cuenta en el diseño de losaerogeneradores y en la proyección de los parqueseólicos. Poca experiencia se tiene en cuanto a losefectos de estos fenómenos en los parques eólicos.La experiencia del ciclón Iván del 2004, al pasar porel parque eólico de Wigton en Jamaica, resulta intere-sante y como tal se presenta en esta respuesta. Laestrategia seguida es digna de promoverse entre nues-tros países dados los pocos daños que este poderosohuracán hizo en ese parque. Otras experiencias enChina y Japón muestran que aún queda un largo ca-mino por recorrer en este tema. Los fabricantes eu-ropeos producen aerogeneradores que pueden sopor-tar altas velocidades del viento y, según la clasificaciónde la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC),éstos deben ser de clases I y II, por lo que las máqui-nas que se adquieran para zonas expuestas a estos

PREGUNTA8

¿Cómo se protegenlos aerogeneradores

de los huracanes?


fenómenos deben poseer esta categoría. Otros fabri-cantes han buscado otras soluciones, como los aero-generadores abatibles.

8.1. GeneralidadesLos parques eólicos se han convertido en una reali-dad. Ya no cabe hablar y abrir espacios de debatesobre la potencialidad del recurso energético renova-ble del viento, sino de la utilización en gran escala deesta tecnología en los lugares donde sea económica-mente factible.

Por otra parte, los aerogeneradores tienen unacaracterística que los distingue del resto de las má-quinas tradicionales destinadas a la producción deenergía eléctrica: para su funcionamiento deben es-tar a la intemperie, lo que los hace vulnerables a laacción de los agentes naturales, como lluvias, rayos,nevadas, heladas, vientos fuertes, sismos y huraca-nes. Ello se traduce en cargas de naturaleza térmica,eléctrica y mecánica, que pueden llevar a la destruc-ción del conjunto torre-góndola-rotor, así como pro-vocar afectaciones de diversa índole en el sistema decontrol y distribución de la energía eléctrica, comooscilaciones, caídas de voltaje y desconexión total,entre otras.

En virtud de que los fenómenos meteorológicostienen un marcado carácter geográfico, la influenciade uno u otro en el trabajo rentable y fiable de la ins-talación aerogeneradora tendrá un carácter más omenos decisivo, en dependencia de la región del pla-neta en la cual esté ubicado el equipo. La influenciade los huracanes o tifones en la vida y funcionamien-to de los parques eólicos es importante para la zona dela cuenca del Caribe, América Central y el sur de losEstados Unidos, en el hemisferio occidental, así comopara la región del Pacífico y toda la franja costera delcontinente asiático, incluyendo la India y el archipiéla-go del Japón, en el hemisferio oriental (Fig. 8.1).

La protección del parque eólico, sus máquinas, elcableado de distribución, los sistemas de control e ins-talaciones auxiliares comienza desde la etapa de di-

229

seño de la góndola y la torre, tomando en cuenta lascargas de viento, la sismicidad y las diferencias detemperaturas diarias y estacionales de la región, parapoder determinar la estabilidad y la resistencia mecá-nica de cada uno de los agregados principales y delconjunto.

Es práctica ya establecida desde hace tiempodefinir, para una potencia instalada dada, una veloci-dad del viento máxima admisible desde el punto devista de la resistencia mecánica.

La aproximación de un huracán o tifón a un par-que eólico implica la toma de una serie de medidastécnico-organizativas para mantener la integridad dela instalación. Desafortunadamente, muchos de losestudios sobre la explotación de los parques eólicosse concentran en otros aspectos, pues el peso funda-mental de la capacidad instalada aún está localizadoen países que no sufren el embate de huracanes. Poresta razón es que los sistemas y procedimientos parala protección de los parques eólicos ante amenazaciclónica no están ampliamente desarrollados.

Sin embargo, es interesante detenerse en las ex-periencias recientemente reportadas por Jamaica,China y Japón en lo referente al manejo del potencialdestructor de los huracanes y a la mitigación y elimi-nación de los daños subsecuentes.

Fig. 8.1. Obra de FedericoMialhe sobre la devastaciónprovocada en La Habanapor el ciclón de 1846.

PREGUNTA 8. ¿CÓMO SE PROTEGEN LOS AEROGENERADORES...?


8.2. Los huracanes en CubaEl huracán es un fenómeno natural capaz de combi-nar violencia y dimensión, como ningún otro, paraconvertirse en el más destructivo de los fenómenosmeteorológicos. Los más grandes desastres natura-les que recoge la historia de Cuba han estado asocia-dos a estas tormentas.

El término ciclón tropical se refiere a una de lascirculaciones cerradas del viento, alrededor de uncentro de baja presión, que se desarrollan en la zonatropical y subtropical. En el transcurso de su vida, losciclones tropicales pasan a través de diferentes esta-dos de desarrollo (intensificación, madurez, debilita-miento y disipación o transformación). Se incluyendentro del término de ciclón tropical a los estadios dedepresión tropical, tormenta tropical y huracán, losque dependen de la intensidad de los vientos máxi-mos sostenidos (media de un minuto) que tengan aso-ciados, según la clasificación expuesta en la tabla 8.1.

Tabla 8.1. Clasificación de los ciclones tropicalesClase Viento máximo sostenidoDepresión tropical Menor que 17,2 m/s (62 km/h)Tormenta tropical Entre 17,2 y 32,8 m/s (62 y 118 km/h)Huracán Más de 32,8 m/s (118 km/h)

Una característica que distingue a los huracaneses la existencia de una región central denominada ojo,alrededor de la cual el viento alcanza su mayor velo-cidad. La región central está asociada a la existenciade calmas o vientos débiles, poca nubosidad y presiónatmosférica muy baja.

Otra conocida característica es el rápido decreci-miento de la presión en dirección a su centro, que seacompaña de un notable incremento de la velocidaddel viento, lluvias intensas y enormes marejadas.

Un observador ubicado en la trayectoria de cual-quier huracán vería primero el cielo despejado, poste-riormente observaría chubascos con rachas algo fuer-tes y finalmente lluvias intensas. A medida que elcentro se aproxima, el descenso de la presión se agu-diza y el incremento del viento se hace más rápido,hasta que alcanza una fuerza increíble y se observan

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los más extraordinarios efectos. Después el vientocomienza a decrecer rápidamente hasta alcanzar lacalma y la lluvia se hace cada vez menos intensa has-ta cesar, el descenso de la presión se detiene y sesiente un calor sofocante; entonces el centro del hu-racán se encuentra sobre el mismo observador.

También es conocido que los vientos más fuertesy las lluvias más intensas ocurren habitualmente en elsemicírculo derecho con respecto a la dirección delmovimiento. Mientras más débil es la tormenta, ma-yor es la asimetría. De tal forma, existen marcadasdiferencias entre el patrón propio de una tormentatropical y el de un huracán maduro.

El mayor impacto de los huracanes se produce so-bre las zonas costeras. Sus principales efectos estánasociados con los vientos fuertes, las precipitacionesintensas, el oleaje y la marea de tormenta (Fig. 8.2).

Fig. 8.2. Los ciclones tropi-cales afectan las costasbajas cubanas, como ocu-rrió en el litoral habanerodurante el huracán Wilma enel 2005. (Fuente: Alexis Ma-nuel Rodríguez).

En el 2000 fue confeccionada la nueva cronolo-gía de los ciclones tropicales que han afectado a Cubaentre 1799 y 1998, es decir, un período de 200 años,como parte del proyecto «Los ciclones tropicales deCuba, su variabilidad y su posible vinculación con loscambios globales», perteneciente al programa «Loscambios globales y la evolución del medio ambientecubano».



Cada año se actualiza esta cronología sobre labase de los Resúmenes de la temporada ciclónicaque prepara y publica el Centro de Pronósticos delTiempo del Instituto de Meteorología de Cuba, comoresultado de un detallado y minucioso análisis de cadatormenta de la temporada.

A los efectos de esta cronología se definió comoafectación directa al territorio de Cuba la producidapor todos los ciclones tropicales con intensidad dehuracán, cuyos centros cruzaron sobre el territorionacional o a una distancia tal que hayan ocasionadosobre él vientos máximos sostenidos (media de un mi-nuto) propios de este tipo de tormenta.

Para la clasificación de los huracanes se utilizóla escala Saffir-Simpson adoptada recientementepor el mencionado Instituto (Tabla 8.2). La clasifi-cación que aquí se presenta corresponde a las me-diciones de vientos máximos, presiones mínimas yafectaciones a la vegetación, edificaciones y es-tructuras, originados por un huracán sobre el ar-chipiélago cubano y no a la que haya alcanzadodicho huracán en algún otro lugar de su trayectoriaantes o después de afectar a Cuba.

Tabla 8.2. Escala Saffir-Simpson para la clasificación de los huracanesCategoría Presión central, hPa Viento máximo sostenido1 980 32,8 a 42,5 m/s (118 a 153 km/h)2 965-979 42,8 a 49,2 m/s (154 a 177 km/h)3 945-964 49,4 a 58,1 m/s (178 a 209 km/h)4 920-944 58,3 a 69,4 m/s (210 a 250 km/h)5 <920 Mayor que 69,4 m/s (250 km/h)

Es necesario destacar que aquellos huracanescuyos centros no cruzaron sobre nuestro territoriopudieron recibir clasificaciones diferentes a las queposeían en esos momentos. Por ejemplo, los huraca-nes Allen y Gilbert poseían la categoría 5 de la escalaSaffir-Simpson en el momento en que cruzaban porlos mares al Sur de la mitad occidental de Cuba, perosus afectaciones a este territorio recibieron solo laclasificación de categoría 1 debido a los vientos quese registraron y los daños ocurridos en Cuba.

En el período comprendido entre 1799 y 2005 (207años) un total de 110 huracanes cruzaron sobre Cuba

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o lo suficientemente cerca para hacer sentir sus efec-tos. La tabla 8.3 muestra el número de huracanesque han afectado a la Isla por meses y períodos decincuenta años; es evidente que los meses de octubrey septiembre son los más activos en cuanto a huraca-nes, mientras que mayo y diciembre son los menosactivos de la temporada ciclónica, pues no registranningún huracán en los 207 años que cubre el período.

Tabla 8.3. Número de huracanes que afectaron a Cuba durante variosperíodos de 50 añosPeríodo May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Total1799-1800 0 0 0 0 0 0 1 0 11801-1850 0 1 1 3 5 6 1 0 171851-1900 0 2 1 7 11 13 0 0 341901-1950 0 1 1 3 12 13 5 0 351951-2000 0 2 0 3 5 6 1 0 172001-2005 0 0 1 1 3 0 1 0 6Total 0 6 4 17 36 38 9 0 110

La distribución por intensidades (Tabla 8.4) mues-tra que casi la mitad de los huracanes que han afecta-do a Cuba en el período de 1799 a 2005 lo han hechocon moderada o gran intensidad, según la escala desa-rrollada en su época por el notable meteorólogo cuba-no Mario Rodríguez Ramírez, quien dirigió el Institutode Meteorología entre los años 1970 y 1980. Una ciframuy similar se registra por los huracanes clasificadosen las categorías 2, 3, 4 y 5 de la escala Saffir-Simpson.

Tabla 8.4. Distribución por intensidades de los huracanes que afectaron aCuba entre 1799 y 2005Escala EscalaRodríguez Ramírez Distribución Saffir-Simpson DistribuciónGran intensidad 19 Categoría 5 3Moderada intensidad 36 Categoría 4 10Poca intensidad 55 Categoría 3 15

Categoría 2 27Categoría 1 55

Como puede apreciarse en la figura 8.3, la pro-vincia de Pinar del Río y la Isla de la Juventud poseenla mayor probabilidad de ser afectadas por al menosun huracán de cualquier intensidad al año. Las pro-vincias de Las Tunas, Holguín y Guantánamo poseenlas probabilidades más bajas. De forma general, la



probabilidad disminuye considerablemente desde Ca-maguey hacia el Este.

En la actualidad se denomina a los huracanes delas categorías 3, 4 y 5 como huracanes intensos. Loshuracanes de las categorías 4 y 5 pueden denominar-se como los huracanes más intensos o de gran inten-sidad. Las figuras 8.4 y 8.5 muestran las probabilida-des de que esos huracanes afecten a las diferentesregiones de Cuba al menos una vez al año.

Como puede apreciarse, las provincias comprendi-das desde Pinar del Río a Matanzas, incluyendo la Islade la Juventud, presentan las mayores probabilidades,que disminuyen notablemente desde Cienfuegos haciael Este. Varias provincias no han sido afectadas nuncapor huracanes intensos de forma directa. El huracán

Fig. 8.3. Mapa de la proba-bilidad de afectación por almenos un huracán al año.

Fig. 8.4. Mapa de la proba-bilidad de afectación por almenos un huracán intensoal año.

Fig. 8.5. Mapa de la proba-bilidad de afectación por almenos un huracán de granintensidad al año.

235

Dennis fue el primer huracán de categoría 4 que afec-tó la provincia de Granma. Camagüey había sentidolos efectos del huracán categoría 5 de Santa Cruz delSur, en 1932. La figura 8.6 muestra las trayectoriasconocidas de los huracanes de gran intensidad que hanafectado el territorio nacional desde 1799 hasta 2005.

Es de destacar que los huracanes, como otrascondiciones climáticas extremas, presentan grandesvariaciones interanuales, no solo en el número sinotambién en la intensidad y localización de los que seforman. Los cambios a gran escala que ocurren deaño en año en la circulación atmosférica y oceánicaejercen una sustancial influencia en la actividad decada temporada ciclónica en el Atlántico Norte. Enadición a estas variaciones interanuales, también seobservan períodos de alta y baja actividad ciclónicaque se alternan a lo largo del tiempo. Diferentes in-vestigaciones han relacionado estas variaciones conlas fluctuaciones del clima tropical y global.

8.3. La velocidad máxima del vientoEn la esfera de la construcción de obras que requie-ren un margen de seguridad específico y para la ela-boración de medidas relacionadas con las posiblesafectaciones socio-económicas y la protección a lapoblación, es necesario conocer las principales ca-racterísticas del régimen del viento asociado a even-tos extremos, así como datos históricos de interés en

Fig. 8.6. Trayectorias de loshuracanes de gran intensi-dad que han afectado aCuba.



series con un período observacional de la mayor lon-gitud temporal posible.

La mayoría de los estudios sobre los vientos máxi-mos se refieren a las rachas máximas, cuyos valoresson después ajustados a un valor medio de un inter-valo dado (por ejemplo, 5 o 10 minutos), escogido se-gún sea el caso. La racha máxima es el pico extremoque alcanza la rapidez del viento en un tiempo dado yque, por lo general, solo dura unos pocos segundos.En el caso de Cuba, los resultados obtenidos se hanbasado en el uso de la racha máxima.

Las rachas o valores extremos de la rapidez delviento en Cuba, año por año, tienden a una distribu-ción estadística según el modelo de Frechet, y su ca-racterización a partir de un modelo estadístico de estetipo refleja la ocurrencia de determinados procesosmeteorológicos de carácter estacional, particularmentelos huracanes. Entre las causas que originan la velo-cidad máxima del viento en Cuba se encuentran losciclones tropicales, los sistemas extratropicales de latemporada invernal (bajas extratropicales, frentesfríos), las tormentas locales severas típicas del vera-no y los brisotes fuertes, por la influencia de las altaspresiones continentales u oceánicas.

Los huracanes son los fenómenos naturales quecon mayor frecuencia han generado los valores másnotables de la velocidad del viento en Cuba. Asocia-do a los efectos de esos fenómenos, en la Isla se hanregistrado rachas máximas del viento superiores a los70 m/s (250 km/h) en varios huracanes, como los de1944 y 1952, con 72,8 y 77,8 m/s (262 y 280 km/h),respectivamente. Rachas similares, e incluso supe-riores, se han podido estimar en otros huracanes in-tensos (Fig. 8.7).

Debido a la posición geográfica de Cuba y a laconfiguración de la Isla, alargada de Oeste a Este, losprincipales causantes de los vientos máximos anualessufren una disminución desde la mitad occidental delterritorio hasta la mitad oriental, de manera tal que enlas provincias más orientales los vientos máximosocurren en mayor grado por la acción de las tormen-tas locales severas, mientras que en las provincias

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occidentales es más probable el efecto de otros siste-mas migratorios de la circulación atmosférica, comolos huracanes y los sistemas frontales.

De acuerdo con lo anterior, se subdividió el terri-torio de Cuba en tres regiones: occidental, central yoriental. Sobre la base de los datos de rachas máxi-mas anuales registradas o estimadas durante el pe-ríodo 1909-2005 (97 años) en la estación meteoroló-gica de Casablanca, de Ciudad de La Habana, la másconfiable y de más larga data de Cuba, se calculó elmodelo de ajuste de las rachas máximas, resultandolos períodos de retorno mostrados en la tabla 8.5. Estaestimación resulta representativa para todo el territo-rio de la región occidental de Cuba, comprendida porlas provincias situadas al Oeste de 80º W, es decir,desde Pinar del Río hasta Cienfuegos y la zona alOeste de 80º W de la provincia de Sancti Spíritus.

Fig. 8.7. Imágenes del ci-clón de 1926. Las lluviascopiosas y la crecida del marprovocaron inundaciones enzonas bajas, como el par-que Maceo, y la fuerza delviento derribó todos los ár-boles del Paseo del Prado,en La Habana.



Tabla 8.5. Períodos de retorno de la racha máxima del viento en la estaciónde Casablanca (serie 1909-2005)Racha máxima del viento Período de retorno, años28,9 m/s (104 km/h) 540,0 m/s (144 km/h) 1055,6 m/s (200 km/h) 2068,3 m/s (246 km/h) 5080,8 m/s (291 km/h) 100

Es conveniente destacar que los sistemas fronta-les son los que con mayor frecuencia provocan el vien-to máximo anual en la región occidental. En Casa-blanca ocasionan 40,6% de las rachas máximas convelocidad máxima media de 27,2 m/s (98 km/h). Lesiguen los ciclones tropicales, que ocasionan 28,3%de las rachas máximas, con velocidad máxima mediade 37,5 m/s (135 km/h). Finalmente, las tormentaslocales típicas del verano ocasionan 18,9% de las ra-chas máximas, con velocidad máxima media de27,8 m/s (100 km/h). Debe señalarse que el mínimovalor registrado es de 17,9 m/s (64,4 km/h), por lo quedesde 1909 se han registrado cada año, al menos unavez, rachas superiores a esa cifra.

8.4. Inundaciones costeras en Cubapor penetraciones del marLa inundación costera por penetración del mar pode-mos considerarla como un desastre natural que con-siste en un fuerte flujo de agua en determinada zonacostera y que se agrava por diversas causas, comolos obstáculos al escurrimiento natural, la deforesta-ción, la presencia de terrenos bajos y la ausencia,deficiencia u obstrucción de los drenajes de las zonasurbanas costeras.

8.4.1. Causas de las inundaciones costerasen CubaLas causas de las inundaciones costeras en Cubason fundamentalmente de origen hidrometeoro-lógico:

• Los ciclones tropicales, con los sistemas ondula-torios asociados (surgencia y oleaje), que combi-

239

nados con la marea astronómica elevan el niveldel mar de manera notable.

• Las bajas extratropicales en el Golfo de México,que producen los mismos sistemas ondulatoriosque los ciclones tropicales.

• Los frentes fríos, con las olas de viento y el marde leva.Hay que distinguir entre los distintos fenómenos

ondulatorios asociados a los sistemas meteorológicosde bajas presiones (ciclones tropicales y bajas extra-tropicales) y el efecto en los distintos tipos de costaque existen en nuestro país.

En las costas bajas, como las del Sur de las pro-vincias de La Habana, Ciego de Ávila y Camagüey,el efecto mayor sobre la elevación del nivel medio delmar lo constituye la surgencia producida por los ci-clones tropicales. Aquí la acción de las olas es menordebido a la poca profundidad y el efecto del fondosobre las olas.

Las costas de pendiente abrupta, como las de lasprovincias habaneras y Matanzas en la costa norte,son más sensibles al efecto de oleaje, ya que el aguade mar prácticamente no interactúa con el fondo mari-no hasta estar muy cerca de la costa y existe muypoca acumulación de agua por arrastre del viento.

8.4.2. ¿Qué es la surgencia?La surgencia es el fenómeno natural más dañino queacompaña a un ciclón tropical. Baste señalar que decada diez vidas que se pierden a causa de un hura-cán, nueve son debidas a la surgencia, y 90% de lasafectaciones materiales son causadas por este dañi-no fenómeno.

La surgencia es la elevación anormal y temporaldel nivel medio del mar, sobre la marea astronómica,causada por el empuje de los fuertes vientos, y enmenor medida por la caída de la presión atmosféricadebido al paso de un ciclón tropical. Consiste en unaonda gravitacional larga cuyos efectos pueden duraralgunas horas, afecta como promedio unos 200 kmde costas y es el fenómeno causante de inundaciones



costeras que más se ha estudiado en Cuba. Comoresultado de tales estudios, el Instituto de Meteorolo-gía cuenta con un modelo físico-matemático para lasimulación de la surgencia, en cualquiera de las re-giones costeras de Cuba.

El cálculo de la magnitud de la surgencia es im-portante, tanto para su pronóstico en tiempo real comocon fines del ordenamiento territorial y el manejo delas costas. Por eso es necesario el estudio estadísticode los fenómenos meteorológicos que la provocan, enparticular de los ciclones tropicales. La cantidad deciclones tropicales que se tienen registrados en laCuenca Atlántica se muestra en la tabla 8.6.

Tabla 8.6. Cantidad de ciclones tropicales en el período 1851-2005 en elocéano Atlántico NorteCategoría, Añossegún la escala Saffir-Simpson 1851-1899 1900-2005 TotalTormenta tropical 165 419 584Huracán Categoría 1 149 183 332Huracán Categoría 2 32 125 157Huracán Categoría 3 5 111 116Huracán Categoría 4 89 89Huracán Categoría 5 40 40Total 351 967 1 318

En Cuba se han realizado los estudios de peligropor surgencia para todo el archipiélago, incluyendolos cayos con desarrollo y potencial turístico. En lafigura 8.8 se puede apreciar el peligro por surgenciade los distintos sectores costeros en Cuba debido alos ciclones tropicales.

Esta escala de peligro, con cuatro niveles (bajo,moderado, alto y muy alto), se definió a partir de lascondiciones físico-geográficas de las zonas costeras,así como de la frecuencia e intensidad de los ciclonestropicales para cada sector.

Estudios de peligro por inundaciones costeras sehan realizado también relacionados con los frentesfríos y los llamados sures, que afectan las costas nor-te y sur de la región occidental de Cuba. El mapacompuesto del peligro por inundaciones costeras quetiene en cuenta las surgencias, frentes fríos y sures,se muestra en la figura 8.9.

241

8.5. Selección de los aerogeneradores paracondiciones extremasLa Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) de-fine, en su norma IEC 61400-1, cuatro clases de ae-rogeneradores, según su aptitud para resistir sin dete-rioro excesivo la acción mecánica del viento. Losaerogeneradores de la clase I son los más resistentesa la acción mecánica del viento, en tanto que los de laclase IV son los menos resistentes.

Se supone que estas clases abarquen la mayoríade las condiciones de viento a las que se someteránlos aerogeneradores en la práctica y, por tanto, sirvencomo referencia para diseñar aerogeneradores ca-paces de enfrentarlas sin sufrir fallos durante una vidaútil de no menos de veinte años. Las condiciones deviento tolerables para los aerogeneradores, según lanorma IEC 61400-1, se presentan en la tabla 8.7.

Cada clase se caracteriza en primer término pordos parámetros:

1. La velocidad de referencia, definida como la ve-locidad extrema del viento sostenida durante un

Fig. 8.8. Mapa del peligropor surgencia provocadopor los ciclones tropicales.

Fig. 8.9. Mapa del peligropor inundaciones costeras.



período de diez minutos que puede ocurrir esta-dísticamente cada cincuenta años.

2. La velocidad media anual del viento.Además, la norma IEC 61400-1 establece que

cada clase se presenta en dos categorías (A y B),según la intensidad de la turbulencia que puede so-portar el aerogenerador. Los aerogeneradores de lacategoría A pueden soportar una turbulencia mayor,en tanto que los de la categoría B pueden soportaruna turbulencia menor.

La turbulencia tolerable para cada categoría deaerogeneradores se expresa por la intensidad de laturbulencia media anual I15, definida para una veloci-dad media anual del viento igual a 15 m/s, a la alturadel buje del aerogenerador (ver Tabla 2.1).

La misma norma establece que un aerogenera-dor de la categoría A tolera una intensidad de turbu-lencia I15 de hasta 0,18, mientras que uno B tolerauna intensidad de turbulencia I15 de hasta 0,16.

Para dejar espacio a condiciones especiales de vien-to, esta norma ha previsto una quinta clase de aero-generador, la clase S, cuyos parámetros de velocidadde referencia, velocidad media e intensidad de tur-bulencia del viento se definen por el diseñador (verTabla 2.1).

8.6. Experiencia del parque eólico de Wigton,JamaicaWigton es una zona elevada a 750 m sobre el nivel delmar en la que los vientos que proceden del mar Caribeson desviados por un precipicio, con el farallón orienta-do tierra adentro. Está ubicada en la zona centro-surde la isla, cerca de la costa. La zona fue seleccionadaporque mostraba un espectro de velocidades diurnasdel viento constantes y más altas —8,3 m/s—, en com-paración con otros lugares bajo consideración. Los ae-rogeneradores instalados en Wigton son de clase I,aptos para resistir una velocidad máxima del vientode 50 m/s (180 km/h).

En septiembre de 2004 el huracán Iván azotó esteparque eólico con vientos máximos de categoría 5.

243

Para tratar de mitigar el efecto de los fuertes vientos,la empresa encargada del parque eólico tomó previa-mente las medidas de parada siguientes:

1. Seguimiento de la dirección y velocidad del viento.2. Ubicar los rotores orientados según la dirección

del viento o en posición bandera.3. Asegurar las correas de las escotillas de las cu-

biertas de la góndola.4. Rotar manualmente los aerogeneradores un cuarto

de vuelta en sentido horario con respecto a la di-rección del viento.

5. Fijar el rotor de los aerogeneradores en la posi-ción de orejas de conejo, para reducir la fuerzadel viento sobre el rotor (en esta posición una palaqueda vertical hacia abajo, y las otras dos inclina-das hacia arriba).

6. Abrir los interruptores eléctricos principales delos aerogeneradores.

7. Mantener contacto con la empresa eléctricalocal.

8. Reforzar la vigilancia del sitio.Después de transcurrido el paso del ciclón se le

aplicó al parque eólico el procedimiento de puesta enmarcha siguiente:

1. Regresar al lugar para examinar el parque y eva-luar los daños.

2. Limpiar y despejar las carreteras de acceso alparque.

3. Inspeccionar visualmente las palas, la torre y loscimientos.

4. Requerir la presencia de personal del fabricante,si los daños son graves.

5. Revisar los transformadores y la subestación.6. Examinar y reparar la línea de transmisión.7. Avisar a la empresa eléctrica local antes de ener-

gizar el parque.8. Poner en marcha los aerogeneradores, si no hay

alarmas o fallas.La inspección efectuada a los aerogeneradores

arrojó los resultados siguientes:1. Los cimientos, las torres, las palas y las cajas de

velocidad no fueron dañados.



2. Algunos de los pernos de unión de la torre resulta-ron dañados (a cada generador le fueron cambia-dos 56 tornillos del anillo exterior de la brida inter-media de la torre).

3. Fueron destruidas 17 escotillas de acceso al inte-rior del cubo de los rotores (cada cubo de rotortiene tres escotillas para el acceso a su interior).

4. Los cierres de la cubierta de la góndola estabandañados, y algunas de sus escotillas volaron du-rante el huracán.

5. Durante el paso del ciclón hubo una entrada ex-cesiva de agua a la góndola y algunos componen-tes eléctricos fueron dañados, como los rectifica-dores y bobinas de los frenos de los motores delsistema de orientación, además de un número deluminarias.

6. Se afectó el plástico de una góndola, que fue ne-cesario cambiar.En conclusión, teniendo en cuenta la fuerza del

huracán se puede decir que los daños fueron mínimosdebido a las medidas tomadas por los operadores delparque.

8.7. Experiencia del parque eólicode Shanwei, ChinaEl 2 de septiembre de 2003, el tifón Dujuan azotó elárea de Shanwei, provincia de Guangdong (Cantón),China, con vientos máximos fuerza 12, según la esca-la de Beaufort, lo que corresponde a velocidades porencima de 34 m/s (122 km/h).

El parque consta de 25 aerogeneradores, de loscuales nueve sufrieron daños en las palas, es decir,36% del total. En el sistema de control, tres aeroge-neradores sufrieron averías. También reportaron otrosdaños las góndolas y los anemómetros, entre otroscomponentes.

La causa directa de las averías fue en algunoscasos la velocidad excesiva de las ráfagas, por enci-ma de la velocidad del viento permisible por el diseñodel rotor. Sin embargo, el personal técnico de la em-presa productora de los aerogeneradores llegó a la

245

conclusión de que existían fallas estructurales y pro-blemas con el método de ensamble de los aerogene-radores y sus torres. No se reportó trabajo previo al-guno en la preparación del parque para enfrentar elazote del tifón.

El efecto del paso del tifón Dujuan por la zona delparque eólico fue desastroso. Sin embargo, las lec-ciones aprendidas en este evento condujeron al crite-rio de que la selección de los aerogeneradores paraáreas bajo influencia de tifones en terrenos relativa-mente complejos debe ejecutarse conforme a las nor-mas GB 18451.1-2001 (safety requirements of windturbine generators). Los aerogeneradores deben serde clase estándar para velocidad máxima del vientode 70 m/s (250 km/h), o incluso de clase S, cuyosparámetros los decide el diseñador.

8.8. Experiencia del parque eólico de las islasMiyako, JapónEn Japón la introducción en gran escala de aerogene-radores comenzó en el 1997. En esos momentos lamayoría de las máquinas se importaban desde Europa,pero las diferencias climáticas y topográficas entre lasdos regiones impusieron a los aerogeneradores condi-ciones de trabajo muy diferentes a las especificadaspor los fabricantes y, como resultado, se presentaronmuchos problemas operacionales. Esto llevó a la em-presa Mitsubishi a asumir el desarrollo de aerogenera-dores adecuados a las condiciones específicas del cli-ma monzónico y la topografía asiática.

El 10 de septiembre de 2003, el tifón Maemi azotólas islas Miyako, situadas entre Okinawa y Taiwán. Seregistraron ráfagas de viento de 74,1 m/s (267 km/h)en la estación meteorológica, y se estima que duranteel paso del tifón las ráfagas hayan alcanzado valoresaún más fuertes.

Las siete máquinas que conforman el parque eó-lico de las islas fueron dañadas: tres resultaron derri-badas, otras tres con el rotor dañado, y una con dañosen la góndola. En la inspección realizada después delpaso del tifón y en la investigación ulterior que llevó a



cabo la empresa Mitsubishi, se constató que todos lospostes eléctricos fueron derribados y que el suminis-tro de energía falló antes de la rotura de los aeroge-neradores. También pudieron constatar que este he-cho, unido a los cambios repentinos de dirección delas ráfagas, provocó que los aerogeneradores perdie-ran el control y fallaran.

Una de las experiencias aprendidas es la impor-tancia de la protección del aerogenerador contra lasinterrupciones eléctricas, cuestión que parece ser untema sobre el cual hay opiniones divergentes. No sereportan trabajos de preparación y adecuación de lainstalación para resistir el paso del tifón.

8.9. Resumen de las experienciasEl breve examen realizado sobre una temática tancompleja como la protección de los parques eólicosante la amenaza de los huracanes, permite enunciaralgunas conclusiones que no intentan cerrar el tema,sino brindar un pequeño aporte para la conformaciónde una normativa nacional para la protección de losparques eólicos que se instalarán en el marco de laRevolución Energética en la que está enfrascado ac-tualmente nuestro país.

1. La estrategia de Jamaica y el procedimiento adop-tado para la parada del parque ante la amenazadel huracán Iván puede ser adoptada como unaestrategia de trabajo segura. En el caso de Cuba,este procedimiento podría insertarse fácilmenteen el programa nacional de la defensa civil parala prevención de desastres.

2. El procedimiento de arrancada, una vez que cesala influencia del fenómeno meteorológico, debeconsiderar la presencia de personal técnico de laempresa constructora de los aerogeneradores, delpersonal de la propia planta y de la empresa detransmisión y distribución de la energía.

3. Las máquinas eólicas destinadas a las regionestropicales sometidas a la influencia de huracanesy tifones deben seleccionarse para velocidadesdel viento correspondientes a los huracanes de

247

máxima intensidad (categoría 5), además de te-ner en cuenta la adaptación a la temperatura yhumedad típicas del trópico.

8.10. Aerogeneradores abatiblesPara enfrentar los huracanes de otra manera, la fir-ma francesa Vergnet ha desarrollado aerogenerado-res abatibles, es decir, cuya torre se puede inclinarhasta que los álabes de la turbina casi llegan al suelo(Fig. 8.10).

Estos convertidores de energía eólica poseen unsistema de izaje y descenso electrohidráulico que per-mite en solo 45 minutos, poner sobre tierra el equipo oizarlo, en una operación que únicamente requiere dedos operarios (Fig. 8.11).

Este tipo de aerogenerador abatible está disponibleactualmente en potencias entre 5 kW y 275 kW, conuna turbina bipala. El rotor está situado a sotavento, esdecir, detrás de la torre, lo que permite abatir la máqui-na sin interferencias, ya que no emplea mecanismo deaccionamiento eléctrico para mantener el rotor expuestoal viento.

Fig. 8.10. Aerogeneradorabatible Vergnet. (Fuente:María del Carmen Delgado).


Su uso está difundido en el Caribe, que posee21,1 MW, fundamentalmente en la isla de Guadalu-pe. Ese tipo de aerogenerador también se ha instala-do en otras regiones: 3,5 MW en Oceanía y el Pacífico,10 MW en el océano Índico, 1 MW en África, 1 MW enNorteamérica, 3 MW en Europa y 0,75 MW en Asia.

Las palas son de paso variable y con velocidad derotación constante. El generador asincrónico de rotorde jaula permite trabajar a dos velocidades de rota-ción. La velocidad mínima del viento para comenzara generar es de 3,5 a 4,0 m/s (12,6 a 14,4 km/h). A los20 m/s (72 km/h), el aerogenerador se detiene, pu-diendo soportar hasta 29 m/s (104,4 km/h) de veloci-dad extrema. Los costos relativos de los componen-tes de este tipo de aerogenerador son los siguientes:

• Góndola sin palas con transformador y sistemade control: 57%.

• Palas (rotor de 2 palas): 13%.• Torre tubular con mecanismos de abatimiento y

anclas: 30%.Los diseñadores de estos aerogeneradores abati-

bles están trabajando en el proyecto de un aerogene-rador de 1 000 kW, que esperan tener listo en el 2007.


Respuesta breveComo toda actividad humana, el desarrollo de laenergía eólica necesita de la formación de recursoshumanos y de las actividades de investigación y de-sarrollo (I+D). La experiencia con las fuentes reno-vables de energía, y en particular con la energía eó-lica, ha demostrado que se necesitan centrosespecializados para la preparación de especialistasen esta actividad; y en cada país donde la energíaeólica ha alcanzado niveles de desarrollo importan-tes, varios son los centros y universidades que sededican a la formación de especialistas y lideran lasinvestigaciones. Esto se justifica aún más si se tieneen cuenta que el desarrollo y proyección de parqueseólicos es una rama de la ciencia y de la técnicamuy amplia y multidisciplinaria, muy diferente a loque sucede con otras ramas. En Cuba, el Centro deEstudio de Tecnologías Energéticas Renovables(CETER), del Instituto Superior Politécnico JoséAntonio Echeverría (CUJAE), viene impartiendoesta materia en pregrado y postgrado desde princi-

PREGUNTA9

¿Cómo se prepara el personalque proyecta y operalos parques eólicos

y cómo se organizanlas actividades

de investigación-desarrollo?


pios de los años noventa y ha sido responsabilizadocon la dirección de la formación de recursos huma-nos en este campo, además de otras universidades ensus respectivas provincias.

9.1. GeneralidadesEn los países donde la energía eólica ha tenido mayordesarrollo existen centros de capacitación de recur-sos humanos que a la vez son centros de investiga-ción. Se dice que nadie mejor que los propios investi-gadores y desarrolladores de estas tecnologías paratransmitir toda la información necesaria y la expe-riencia a los que diseñan, proyectan y operan los par-ques eólicos.

En estos centros se forman especialistas de dife-rentes niveles, para lo cual se imparten distintas mo-dalidades de enseñanza. Así, existen centros de laspropias firmas fabricantes de aerogeneradores quepreparan personal para la instalación, operación ymantenimiento, mientras que otros centros de mayornivel científico imparten cursos de entrenamiento,postgrados, maestrías y doctorados en el tema. A con-tinuación se presentan algunos ejemplos de tales cen-tros por países.

9.2. AlemaniaEl Instituto Alemán de Energía Eólica (DEWI), fun-dado en 1990, tiene el objetivo de apoyar la industriaeólica. Este Instituto se ha desarrollado en varios cam-pos, desde la investigación básica y el desarrollo demétodos de medición, hasta un sinnúmero de tareasrelacionadas con el desarrollo y proyección de par-ques eólicos. DEWI imparte seminarios y cursos depostgrado en sus propias instalaciones y en el lugardonde el usuario lo solicite.

9.3. EspañaEn España, el Centro de Investigaciones Energéti-cas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) es

251

el centro de referencia para la formación de recursoshumanos en energía eólica. Posee un Área de For-mación en Energías Renovables, en el Instituto de Es-tudios de la Energía, para cumplir este encargo social.Entre sus objetivos se encuentran los siguientes:

• Promover y ejecutar actividades de investiga-ción y desarrollo, de acuerdo con las directricesdel Ministerio de Educación y Ciencia, en mate-rias energéticas, medioambientales y tecnológi-cas, incluyendo el enfoque sociotécnico asociado,así como en campos específicos de investigaciónbásica.

• Ser centro de referencia en los ámbitos de sucompetencia y cooperar con las comunidades au-tónomas.

• Colaborar con otros centros nacionales de inves-tigación y desarrollo, universidades y empresas.

• Integrar las actividades en el marco de la UniónEuropea y cooperar con organismos interguber-namentales y centros de investigación y desarro-llo de otros países, con especial atención a los deIberoamérica y del Mediterráneo.

• Fomentar las actividades derivadas de su investi-gación y desarrollo en los campos de la difusióncientífico-técnica, la educación y la transferenciade tecnología.

• Llevar a cabo la prestación de servicios técnicosen las áreas de su competencia.

• Asesorar a las administraciones e institucionespúblicas y privadas, y representar a España enlos foros internacionales sobre energía eólica.El CIEMAT, adscrito al Ministerio de Educación

y Ciencia, es un organismo público de investigaciónde excelencia en materia de energía y medio ambien-te, así como en múltiples tecnologías de vanguardia yen diversas áreas de investigación básica.

Desde su creación en 1951, el CIEMAT lleva acabo proyectos de investigación y desarrollo tecnoló-gicos, y sirve de referencia para representar técnica-mente a España en los foros internacionales y paraasesorar a las administraciones públicas en materiasde su competencia.

PREGUNTA 9. ¿CÓMO SE PREPARA EL PERSONAL...?


9.4. DinamarcaEl Ministerio de Energía y Medio Ambiente regula laactividad por medio del Consorcio Danés para lasInvestigaciones de la Industria Eólica y la AcademiaDanesa de la Energía Eólica, en cuya integración sedestacan el laboratorio Estatal Risoe, el Nordic Fo-lkecenter y varios centros universitarios.

El Laboratorio Estatal Riso, fundado en 1958, esuno de los más reconocidos internacionalmente en laenergía eólica, además de constituir el principal entecertificar y consultor de Dinamarca y Europa, y to-dos los productores de turbinas e inversionistas enparques eólicos deben obtener su autorización al mar-gen de que contraten cualquier otro servicio legal pro-fesional. Este instituto atiende un amplio rango de in-vestigaciones básicas y aplicadas. Especial énfasisse pone en la energía eólica con una estación de prue-bas de aerogeneradores. Posee un departamento demeteorología, climatología, efectos topográficos y oro-gráficos, elaboración de mapas eólicos, ingeniería eó-lica, cargas dinámicas, fatiga y evaluación de aeroge-neradores, entre otros. Por su relevancia fue escogidopara acoger el llamado Centro Risoe-PNUMA (URC)para la Energía, el Clima y el Desarrollo Sostenible,dependencia del Programa de las Naciones Unidaspara el Medio Ambiente (PNUMA).

El Nordic Folkecenter, fundado en 1983, es unaorganización independiente y sin ánimo de lucro, de-dicada a la investigación, formación de personal ypromoción del uso de las energías renovables, quegoza de prestigio internacional en la capacitación derecursos humanos. Se especializa en energía eólica ycuenta con un campo demostrativo donde se expo-nen diferentes tecnologías. Además, posee instalacio-nes relacionadas con la energía solar, la biomasa, eltratamiento y reciclaje de residuales. Ha dado apoyoa profesores, investigadores y estudiantes de todoslos continentes, especialmente de los países en desa-rrollo, Cuba incluida, y promueve las transferenciastecnológicas del primer al tercer mundo. Trabaja encuatro direcciones principales de desarrollo e imple-mentación de sistemas de energía renovable, consul-

253

toría a productores y consumidores, diseminación deinformación sobre energías renovables y la demos-tración de ejemplos prácticos de integración de va-rias soluciones energéticas.

Como parte integral del sistema, están, además,las Universidad de Aalborg y la DTU, que ofrecencursos de desarrollo y construcción de turbinas eóli-cas, sistemas eléctricos y electrónicos para aeroge-neradores, aerodinámica, dinámica estructural, elas-ticidad, así como maestrías y doctorados en energíaeólica, entre otros.

Finalmente, la compañía Vestas, mayor fabrican-te de aerogeneradores del mundo, tiene dentro de susinstalaciones en Randers un centro de capacitacióntécnica por el que anualmente pasan cientos de ope-rarios de sus sistemas en toda Dinamarca, Europa yel mundo. Además, en su sitio Web tiene desplegadauna sección de enseñanza a distancia.

9.5. IndiaEn la India, el Centro de Tecnología de la EnergíaEólica es un centro de investigación para el Asia y lospaíses del Sur. Es una organización de reciente for-mación, con personas de alta calificación en el temay con una gran experiencia profesional en el campo dela tecnología de la energía eólica. Ofrece anualmenteun curso de entrenamiento internacional denominado«Tecnología de las turbinas eólicas y sus aplicaciones».Es un instituto perteneciente al Ministerio de EnergíaNo Convencional y constituye el centro de referenciade la India en el tema eólico.

9.6. BrasilEl Centro Brasileño de Energía Eólica fue fundadoen 1996 con el apoyo del Ministerio de Ciencia yTecnología, el Ministerio de Medio Ambiente, la Se-cretaría de Ciencia, Tecnología y Medio Ambientede Pernambuco y el Banco del Noreste de Brasil.Lo dirige el Grupo de Energía Eólica de la Univer-sidad Federal de Pernambuco (UFPE) y se reco-



noce como el centro de referencia de la energíaeólica de Brasil.

Sus objetivos son la investigación, el desarrollo yla docencia de postgrado relacionada con la energíaeólica; ofrece cursos y entrenamientos a técnicos,ingenieros y másteres en energía eólica y doctoradosque se han desarrollado con universidades de otrospaíses, como Inglaterra, Dinamarca, España, Portu-gal y Estados Unidos.

Las principales áreas de investigación, desarrolloy capacitación son:

• Caracterización del viento: Recolección y análi-sis de datos del viento, elaboración de mapas eó-licos, modelación atmosférica usando el modelode mesoescala MM5 y el WAsP.

• Aerogeneradores: Diseño de aerogeneradores,determinación de las cargas principales en las con-diciones de Brasil, aerodinámica de rotores de tur-binas eólicas, aeroelasticidad, análisis experimen-tal de turbinas eólicas trabajando en condicionesreales, determinación de curvas de potencia, opti-mización de turbinas para las condiciones de vientode la región noreste de Brasil.

• Parques eólicos: Microlocalización y configura-ción de parques eólicos, simulación de la produc-ción de potencia.

• Pequeñas turbinas eólicas: Turbinas eólicas parael riego y la electrificación rural, para carga debaterías y para aplicaciones especiales, como des-alinización y telecomunicaciones, sistemas de con-trol de turbinas eólicas, normas para las pruebasde turbinas eólicas.

• Sistemas híbridos: Diseño de sistemas híbridoseólico-fotovoltaicos y Diesel-eólicos, baterías, mo-delación de sistemas híbridos, sistemas de controly estrategias de control, ensayos experimentalesy análisis.

• Calidad de la energía: Estrategias de conexión ala red, modelación eléctrica de turbinas eólicas yparques eólicos, integración de parques eólicos enel sistema hidroeléctrico de Brasil, análisis y en-sayos experimentales y monitoreo.

255

9.7. CubaEn Cuba, durante los años noventa se crearon varioscentros relacionados con la formación de recursoshumanos, fundamentalmente en las universidades,como el Centro de Estudio de Tecnologías Energéti-cas Renovables (CETER) en el Instituto SuperiorPolitécnico José Antonio Echeverría (Fig. 9.1), el Cen-tro de Estudio de Tecnología Azucarera (CETA) enla Universidad Central Marta Abreu de Las Villas, elCentro de Estudio de Energía y Medio Ambiente(CEEMA) en la Universidad de Cienfuegos, el Cen-tro de Estudio de Eficiencia Energética (CEEFE) en


Fig. 9.1. Centro Universita-rio José Antonio Echeverría(CUJAE), en La Habana.

Fig. 9.2. Algunos de los estu-diantes y profesores de la pri-mera graduación del Diplo-mado de Energía Eólica parala Producción de Electricidad,desarrollado entre febrero ynoviembre de 2006 en elCentro de Estudio de Tecno-logías Energéticas Renova-bles (CETER), de la CUJAE.

la Universidad de Oriente, entre otros. De ellos, elque mantuvo abierta la línea de la energía eólica des-de su creación, en 1992, fue el CETER, y como talimpartió sus primeros cursos en el tema en los princi-pios de los años noventa (Fig. 9.2).

El CETER es un centro de estudio universitarioque se propone, mediante la formación integral y con-tinua de profesionales, la universalización, la actividadcientífico técnica y la extensión universitaria, contri-buir de forma significativa al desarrollo sostenible delpaís en el campo de la energía, con un trabajo dirigidotanto al mejoramiento de la eficiencia energética de lasinstalaciones ya existentes, como las que se proyectenpara el sector industrial o de servicios, así como el de-sarrollo de las fuentes renovables de energía y su di-versificación en el sector energético cubano, ya seapara la energización rural como para los objetivos co-nectados a la red eléctrica nacional, que con ideas in-novadoras, alta calidad de los productos y servicios alcliente posee reconocimiento nacional e internacional.

El CETER ha sido definido como el Centro rectoren la formación de recursos humanos en el tema de laenergía eólica y, como tal, cuenta con la participaciónde profesores e investigadores de las facultades deMecánica, Eléctrica y Civil. Se creó el Grupo de Ener-gía Eólica de la CUJAE con especialistas de estas tresfacultades, que ya imparten cursos y diplomados a in-genieros y futuros operadores de parques eólicos dediferentes provincias del país, y participan en el GrupoNacional para el Impulso de la Energía Eólica que diri-ge el Consejo de Estado, y en el Grupo Eólico del Mi-nisterio de la Industria Básica (MINBAS) (Fig. 9.2).

9.8. Otros paísesEn otros países, como China, Rusia y Egipto, existencentros dedicados a la formación de recursos huma-nos en energía eólica, como el Asian Wind Energy Tra-ining Centre en Beijing, China; el Kola Science CentreApatiti en Rusia, y el African Wind Energy Technolo-gy Centre en el Mansoura University de Egipto.


Respuesta breveComo toda actividad humana, el empleo de las fuentesrenovables de energía, y en particular la energía eólica,trae consigo impactos en el medio ambiente. Algunos deestos impactos tienen carácter beneficioso o positivo, yotros son dañinos o negativos. Los primeros debemosutilizarlos para nuestro desarrollo, y los segundos debenevitarse con medidas que corrijan o disminuyan sustan-cialmente sus efectos. Es evidente que la energía eólicaresulta compatible con la conservación del medio am-biente y el desarrollo sostenible. Los aspectos positivospueden observarse en el ahorro de combustible y la re-ducción de emisiones contaminantes. El ruido, el impac-to visual, la interferencia en las comunicaciones y losdaños a la avifauna, entre otros, son impactos negativosque deben tenerse en cuenta.

10.1. IntroducciónPara reducir el impacto sobre el medio ambiente, lainstalación de los parques eólicos está estrictamente

PREGUNTA10

¿Qué impacto tienenlos parques eólicos

sobre el medio ambiente?


regulada en muchos países. Tales regulaciones abar-can aspectos como la propiedad de la tierra, la ubi-cación con respecto a vías de transporte y aeropuer-tos, las líneas de transmisión eléctrica, los edificioshabitados, como escuelas o viviendas, y la cercaníaa sitios de especial importancia social, económica oambiental.

Una vez que se concilian las características delparque con tales restricciones puede planificarse suubicación definitiva. Los objetivos que se deben lo-grar son en general múltiples, y procuran maximizarla producción de energía y minimizar los costos deinfraestructura, operación y mantenimiento, y el im-pacto socio-ambiental.

10.2. EmisionesUna ventaja muy importante de los parques eólicoscon respecto a las centrales eléctricas térmicas con-vencionales, es la emisión prácticamente nula (si ex-ceptuamos las emisiones derivadas de su construc-ción, mantenimiento y desmantelamiento, según lastécnicas de valoración del ciclo de vida), de gases deefecto invernadero, como dióxido de carbono, dióxidode azufre y óxidos de nitrógeno. Estos gases son res-ponsables, según muchos científicos, de los cambiosclimáticos ocurridos y en marcha alrededor del globoterráqueo.

Además, la energía eólica es muy limpia, pues noemite residuos líquidos o sólidos que polucionan mu-chas ciudades y locaciones alimentadas por plantaseléctricas que consumen combustibles fósiles.

Los aerogeneradores modernos también presen-tan bajas emisiones nocivas durante su manufactura,instalación, mantenimiento y reciclado. Por tanto, elefecto positivo es a ciclo completo, y no sólo durantela operación.

10.3. Aceptación por la comunidadDespués de la instalación de un parque eólico, activi-dades económicas como la agricultura y la ganadería

259

coexisten con mínima interferencia. La intrusión vi-sual del paisaje es el cuestionamiento más frecuenteque se hace contra los aerogeneradores y el principalfactor que condiciona la aceptación pública de la ener-gía eólica. También pueden ocurrir efectos ópticosmolestos al cruzarse las palas con los rayos del solnaciente y poniente, en parques eólicos próximos alugares habitados.

Este es un problema que debe tenerse en cuentaen cualquier proyecto eólico en fase de desarrollo,pues constituye un impacto ambiental difícil de cuan-tificar y necesita ser investigado con mayor profundi-dad si se le compara con otros impactos negativos.La experiencia ha demostrado que es importante laconsulta con la comunidad y la aceptación previa delproyecto del parque, especialmente en las áreas ru-rales donde la belleza del paisaje se valora altamente.

Por tanto, los promotores de un proyecto eólicodeben contemplar con suma atención la integraciónde los aerogeneradores al entorno natural, y contra-tar para ello a los especialistas más calificados paragarantizar soluciones óptimas (Fig. 10.1).

Fig. 10.1. Encuentro con es-tudiantes y pobladores deCabo Cruz durante el acto deinaguración del aerogenera-dor Tornado T7.10. (Fuente:Conrado Moreno).

En zonas de desarrollo turístico los parques eóli-cos aún no son aceptados satisfactoriamente y exis-ten opiniones diversas, pues presentan impactos ne-gativos, como el impacto visual, las consecuencias

PREGUNTA 10. ¿QUÉ IMPACTO TIENE LOS PARQUES EÓLICOS...?


sobre la flora y la fauna y el uso de la tierra en el casode zonas turísticas en cayos. Este es un problemaaún no resuelto.

10.4. RuidoEl ruido es un sonido molesto o indeseado y tiene va-rios orígenes:

• El ruido mecánico provocado por el roce y el impac-to de las piezas móviles en el tren de fuerza, quedepende de la rugosidad de las superficies de traba-jo de los cojinetes y engranajes, así como de las ve-locidades de rodamiento y deslizamiento entre laspiezas. Este tipo de ruido se combate hasta ciertopunto mejorando el acabado superficial de las su-perficies de trabajo de esas piezas por métodosmecánicos y electroquímicos. También influyenen el ruido mecánico los procesos vibratorios enel tren de fuerza, que aumentan las fuerzas ac-tuantes por encima de las útiles y provocan unruido mayor.

• El ruido magnético producido por los generadores,sobre todo por aquellos que están conectados a lalínea mediante convertidores de frecuencia. Esteruido puede reducirse disminuyendo la frecuenciade conmutación de las válvulas electrónicas de losconvertidores de frecuencia, pero ello afecta otrosparámetros operacionales importantes.

• El ruido aerodinámico producido principalmente porel movimiento de las palas, que depende en gene-ral de la forma y material de las palas, la existenciade turbulencias y la propia velocidad del viento. Suorigen se ubica principalmente en las puntas y laspartes posteriores de las palas, y aumenta con laquinta potencia de la velocidad de rotación. Poreste motivo se limita la velocidad de la punta de laspalas a 65 m/s en los aerogeneradores instaladosen tierra, y en los parques fuera de costa se admi-ten mayores velocidades, de hasta 80 m/s.En la tabla 10.1 se exponen algunos niveles de

ruido típicos de equipos y locaciones diversas, com-parados con el de un parque eólico distante.

261

Tabla 10.1. Niveles de ruido típicos comparados con el de un parque eólicodistanteEquipo o locación Nivel de ruido, dB (A)Umbral de la audición, inaudible 0Ruido nocturno en el campo 20-40Dormitorio silencioso 35Parque eólico, a 350 m de distancia 35-45Automóvil moviéndose a 65 km/h, a 100 m de distancia 55Oficina bulliciosa en plena actividad 60Camión moviéndose a 50 km/h, a 100 m de distancia 65Perforadora neumática, a 7 m de distancia 95Avión a reacción, a 250 m de distancia 105Umbral del dolor, daños al oído 140

En estos momentos no existe una norma internacio-nal sobre el nivel de ruido admisible. En la mayoría delos países, sin embargo, las regulaciones de ruido defi-nen los límites máximos admisibles al que las personaspueden ser expuestas. Estos límites dependen del país yson diferentes de día y de noche. En Dinamarca, porejemplo, en las zonas residenciales el nivel admisible esde 40 dB(A), en Alemania, 55 dB(A) de día y 40 dB(A)de noche, y en Holanda, de día 45 dB(A) y 35 dB(A) denoche. En la tabla 10.2 se exponen con mayor detallelos niveles de ruido tolerados en Alemania.

Tabla 10.2. Niveles de ruido tolerables según las leyes alemanasSitio Límite diurno, dB (A) Límite nocturno, dB (A)Hospital 45 35Área residencial exclusiva 50 35Área residencial y laboral 55 40Poblados en áreas mixtas 60 45Áreas de oficina 65 50Áreas industriales 70 70

De lo anterior se puede concluir que la distan-cia a la cual es posible instalar un parque eólico deuna comunidad urbana es dependiente de las nor-mas establecidas en dicho país. Igualmente se es-tablecen regulaciones para zonas rurales, comer-ciales y mixtas.

El nivel de ruido en la inmediata proximidad de unaerogenerador, a la altura del buje, resulta bien inten-so, como se puede apreciar en la tabla 10.3, corres-pondiente a un aerogenerador real de 900 kW conaccionamiento directo.



Tabla 10.3. Niveles de ruido en las inmediaciones de un aerogenerador, a laaltura del buje (50 m)Velocidad del viento a 10 m de altura, m/s Nivel de ruido, dB(A)5 95,66 98,17 99,48 100,79 101,410 101,8

Existe una disminución del nivel de ruido con la dis-tancia. En el caso de un aerogenerador único se consi-dera una disminución de 6 dB(A) cada vez que se du-plica la distancia a la fuente. Así, si a 500 m el nivelsonoro de un aerogenerador es 36 dB(A), a 1 000 mserá 30 dB(A). Si se trata de un parque eólico, la ate-nuación es aproximadamente de 3 dB(A) cuando seduplica la distancia.

10.5. Uso del sueloEl uso del suelo es otro aspecto medioambiental quese debe tener en cuenta antes de instalar un parqueeólico. La geometría de los parques eólicos y el espa-ciamiento entre aerogeneradores está en función deltipo y tamaño de los aerogeneradores, de las caracte-rísticas del viento y de la orografía del terreno.

Como se vio anteriormente, en un parque eólicolas turbinas eólicas se ubican con una separación deunos 3-5 diámetros del rotor en la dirección perpendi-cular del viento predominante y entre 5-9 diámetrosen la dirección del viento dominante.

Fig. 10.2. La mayor parte delterreno que ocupan los par-ques eólicos pueden ser apro-vechados para la ganadería,la agricultura o la recreación.(Fuente: ACCIONA Energía).

263

De aquí se llega a la conclusión que se necesitanentre 50 y 150 m2/kW instalados, es decir, que pue-den instalarse de 6 a 20 MW/km2. El valor adoptadocon mayor frecuencia es de 125 m2/kW, o lo que es lomismo, 8 MW/km2.

Con estas consideraciones, 10 000 MW de par-ques eólicos requieren 1 250 km2 con máquinas de600 kW, de los cuales solo 5% son físicamente ocu-pados por los aerogeneradores, instalaciones auxilia-res e infraestructuras de acceso, y el resto queda li-bre para el uso en la agricultura, la ganadería o larecreación (Fig. 10.2).

Fig. 10.3. La construcciónde parques eólicos costaafuera permite solucionar elinconveniente de la dispo-nibilidad de suelo en algu-nas regiones y reduce sus-tancialmente el impacto delruido. (Fuente: Siemens).

En el caso del turismo, fundamentalmente en ca-yos o pequeñas islas, la construcción de parques eóli-cos se ve afectada por la limitación de suelos librespara el uso y por el impacto visual. Este es un ele-mento que se necesita estudiar antes de proyectarparques eólicos en cayos y zonas turísticas, pues puedecondicionar la viabilidad de un parque eólico.

En países con alta densidad de población, comolos de la costa norte de Europa, éste es un factor quefavorece la construcción de parques eólicos costaafuera, pues no ocupan tierra e introducen muy pocoruido en las zonas habitadas, no importa cuán poten-tes sean sus unidades (Fig. 10.3).

10.6. Interferencia electromagnéticaLa interferencia electromagnética de los parques eó-licos es un aspecto que debe ser estudiado en cada


caso, para evitar afectar instalaciones de radar deaeropuertos cercanos, o introducir señales sensiblesen los receptores de radio y televisión, sobre todo enlos aerogeneradores dotados de convertidores de fre-cuencia. No todos los países han estudiado, en rela-ción con los parques eólicos, la aplicabilidad de lasnormas de compatibilidad electromagnética desarro-lladas para la industria en general.

10.7. Efecto sobre las aves y pecesEn el caso de las aves, las muertes que se han registra-do por impacto con aerogeneradores son mucho me-nores en número que las originadas por choques convehículos, edificios o líneas de transmisión eléctrica.

Se estima que 99% de los daños a la vida de lasaves se deben a otras actividades humanas que pro-vocan la desaparición de su hábitat, y en ello el efectode los aerogeneradores es mínimo en comparacióncon otras actividades económicas.

No obstante, en todo parque eólico es muy impor-tante estudiar su ubicación con respecto a las rutasde las aves migratorias para evitar que ocasionendaños masivos. Estudios realizados indican que lospeces y otras formas de vida marina hacen criaderosalrededor de las cimentaciones de los parques costafuera, por lo que en este aspecto el efecto de estosparques, aparentemente, resulta positivo.


ANEXOS

GeneralidadesComo todas las aplicaciones de las fuentes renova-bles de energía para la producción de electricidad, losproyectos de energía eólica traen beneficios tanto detipo ambiental como económico y social, y a veces nosabemos cómo calcularlos.

Se pretende con esta guía, mediante ejemplos, quelos lectores puedan de forma sencilla estimar los be-neficios que resultan de la instalación de un parqueeólico para la producción de electricidad conectado ala red eléctrica. Este método puede emplearse paraevaluar cualquier otra fuente renovable de energía.

La cantidad de potencia que entrega un aeroge-nerador depende de la velocidad del viento y su va-riabilidad. El término factor de capacidad se usa paradescribir la entrega real de energía de la instalacióny se expresa como el porcentaje del tiempo que éstaoperaría en su potencia nominal. Una instalación deenergía eólica debe trabajar con factores de capaci-dad mayores de 25% para poder considerarla, enprincipio, económicamente factible. Un valor entre

¿Cómo calcularlos beneficios

que aportan los proyectosde energía eólica?

ANEXO1


25 y 35% es considerado satisfactorio. Por ejemplo,una instalación eólica de 10 MW con un factor decapacidad de 30% produce en un año una cantidadde energía equivalente a la que generaría trabajando2 628 horas a su potencia nominal y permaneciendoparado durante las restantes 6 750 horas del año, oque produjera constantemente durante todo el año unapotencia de solo 3 MW.

Generalmente, se emplean métodos de simulaciónbasados en modelos matemáticos para pronosticar laenergía que se espera genere una instalación eólicadurante un período determinado. A partir de tales pro-nósticos, los proyectistas pueden entonces estimar losbeneficios. Cuando esa información no está disponi-ble, el factor de capacidad resulta una herramientamuy valiosa para realizar esta estimación.

Según datos brindados por la Organización Lati-noamericana de la Energía (OLADE), por cada me-gawatt-hora (MWh) generado por fuentes renovablesde energía, se evita la emisión de aproximadamente0,75 toneladas de dióxido de carbono (CO2), que ema-naría de la quema de petróleo en una planta termo-eléctrica.

Según la ONE, el consumo promedio de electrici-dad en una vivienda cubana durante el año 2003 fuede 140 kWh por mes, o lo que es lo mismo, 1,68 MWhen el año.

Electricidad generada por añoCapacidad de generación (MW) × 8 760 horas por

año × Factor de capacidad = Energía generada en elaño (MWh).

Ejemplo: Se proyecta un parque eólico de 10 MWcon un factor de capacidad de 30%. Esto implica 10 ×× 8 760 × 0,30 = 26 280 MWh de electricidad gene-rada en el año. Es decir, se estima que el parque eó-lico de 10 MW generará cerca de 26 280 MWh deelectricidad por año.

Gases de efecto invernadero evitadosEn Cuba, alrededor de 90% de la generación de elec-

tricidad en los últimos años se realizó a partir de com-

269

bustibles fósiles, lo cual tiene un efecto determinanteen las emisiones de este sector. Los principales con-taminantes provenientes de la generación de elec-tricidad en el país son el dióxido de carbono (CO2), eldióxido de azufre (SO2) y los óxidos de nitrógeno(NOX). Las emisiones de CO2 representan más de90% del total de gases de efecto invernadero prove-nientes de la generación de electricidad. Nuestro paíspresenta una de las más altas tasas de emisión deCO2 en la región, 0,75 t/MWh, por la mayoritaria uti-lización de combustibles fósiles para la producción deelectricidad (Fuente: OLADE).

Una fórmula para calcular los beneficios medio-ambientales que conlleva un proyecto eólico es la si-guiente: Electricidad estimada (MWh) × 0,75 = Ga-ses de efecto invernadero evitados. Es decir: 26 280 ×× 0,75 = 19 710 t de CO2.

Por lo tanto, la instalación de energía eólica que seproyecta puede evitar la emisión a la atmósfera de casiveinte mil toneladas de dióxido de carbono por año.

Viviendas alimentadas con electricidadSe puede calcular el número de casas promedio a

las que el proyecto eólico les pudiera suministrar elec-tricidad anualmente, por la siguiente fórmula:

Electricidad estimada (MWh) / 1,68 = Númerode viviendas.

Para los datos del anterior ejemplo: 26 280 / 1,68 == 15 643 casas.

El parque eólico que se proyecta de 10 MW po-dría suministrar energía a cerca de quince mil vivien-das promedio en Cuba, al año.

Porcentaje del consumo de electricidaden CubaDurante el 2003, en el archipiélago cubano se

consumieron 12 305 GWh de energía eléctrica (Fuente:ONE, 2003).

Electricidad estimada (MWh) / 12 305 000 × 100 == Proporción del consumo (%).

En el ejemplo anterior, la proporción del consu-mo de electricidad de la instalación eólica en Cuba

ANEXO 1. ¿CÓMO CALCULAR LOS BENEFICIOS...?


puede calcularse como sigue: 26 280 / 12 305 000 ×× 100 = 0,21%.

ÁrbolesUn árbol modelo puede absorber 0,67 t de CO2

(Fuente: Greenfleet).Gases de efecto invernadero desplazados (tone-

ladas de CO2) / 0,67 = Número de árboles.19 000 / 0,67 = 28 358 árboles.O sea, que para absorber diecinueve mil tonela-

das de CO2 por año se necesitan 28 000 árboles. Ellodemuestra la necesidad de disminuir la emisión deCO2, sobre todo en el actual escenario mundial en elque cada vez se talan más árboles, en lugar de au-mentar la superficie boscosa de la Tierra. Dicho deotro modo, si se talan 28 000 árboles, las casi veintemil toneladas de CO2 se irían a la atmósfera, lo querepercutiría en la aceleración de los daños produci-dos por el efecto invernadero y el calentamiento glo-bal de la atmósfera.

AutomóvilesUn automóvil con un motor de petróleo produce

aproximadamente 4,33 t de emisiones de CO2 por año(Fuente: Greenfleet).

Emisiones de gases de efecto invernadero evitadas(toneladas de CO2) / 4,33 = Número de automóviles.

Usando el ejemplo anterior: 19 000 / 4,33 = 4 388autos.

Un parque eólico de 10 MW puede evitar el envíoa la atmósfera de diecinueve mil toneladas de CO2por año, que es el equivalente a sacar de circulaciónaproximadamente cuatro mil autos en un año.

Ahorro de combustibleDurante el 2005, el consumo específico de com-

bustible en la producción de electricidad en las ter-moeléctricas cubanas fue de 280 g/kWh. Si a estevalor se le suma el consumo de electricidad de la pro-pia termoeléctrica, más las pérdidas por transmisióny distribución, el total es aproximadamente 350 g/kWh(Fuente: PAEC). Recordemos que entre las pérdidas

271

que se evitan y minimizan con la instalación de par-ques eólicos están las ocurridas en la transmisión ydistribución por el acercamiento de la planta eólica alas líneas eléctricas, al distribuidor y al consumidor.Además, en el proceso de conversión de la potenciaeólica en potencia eléctrica, el consumo propio de laplanta es mínimo.

Ahorro de combustible (t) = Electricidad estimada(MWh) × 1 000 × 350 / 1 000 000 (t/kWh). Se multipli-ca por 1 000 para convertir MW en kW y se divide por1 000 000 para convertir gramos en toneladas.

Usando el ejemplo anterior: Ahorro de combusti-ble (t) = 26 280 × 1 000 × 350 / 1 000 000 = 9 198 t == 67 632 barriles de petróleo.

Por lo tanto, la planta eólica que se proyecta, de10 MW, ahorraría unas 9 000 toneladas de combusti-ble cada año.

ANEXO 1. ¿CÓMO CALCULAR LOS BENEFICIOS...?

Bases y resultadosCristina L. Archer y Mark Z. Jacobson, dos investi-gadores del Departamento de Ingeniería Civil y Am-biental de la Universidad de Stanford, en California,completaron a finales del 2004 un estudio sobre elpotencial eólico mundial. Este estudio fue publicadoen un informe de 46 páginas en mayo de 2005, titula-do Evaluación del potencial eólico global, y en unaversión ligeramente ampliada en el mes de diciembredel propio año.

Calcularon las velocidades de los vientos a 80 mde altura, la altura de buje típica de las turbinas eóli-cas modernas de 1,5 MW, dotadas generalmente conrotores de 77 m de diámetro. Puesto que a 80 m dealtura se dispone de escasas mediciones, se extrapo-laron a 80 m por el método de los mínimos cuadradoslos resultados de las mediciones de la velocidad me-dia diaria a 10 m de altura, obtenidos de 7 753 esta-ciones meteorológicas de todo el mundo.

Además, se incluyeron en el análisis los datos re-cibidos de 446 estaciones de sondeo alrededor del glo-

Hay viento para cubrir siete veceslas necesidades actualesde energía eléctricade la humanidad

ANEXO2

bo, 414 de las cuales aportaron mediciones del vientoa alturas entre 60 y 100 m. Los datos obtenidos por lared de 23 torres anemométricas instaladas en los al-rededores del Centro Espacial Kennedy, de la Flori-da, se utilizaron para validar los resultados de las ex-trapolaciones.

Globalmente, para 13% de las estaciones se cal-cularon velocidades medias anuales de los vientos nomenores que 6,9 m/s a 80 m de altura. Esto se co-rresponde con la clase 3, según la escala del Nacio-nal Renewable Energy Laboratory (NREL) de losEstados Unidos, y puede considerarse, por tanto, apro-piada para la generación de energía eólica a bajo cos-to. Los investigadores consideran que este estimadoes conservador.

De todos los continentes, Norteamérica pre-sentó el mayor número de estaciones con vientode clase 3 o mejor, con 453. Se encontraron áreascon gran potencial en el Norte de Europa, a lolargo del Mar del Norte, el extremo sur de Sura-mérica, la isla de Tasmania en Australia, la regiónde los Grandes Lagos y las costas noreste y no-roeste de Norteamérica.

La velocidad media anual global a 10 m de alturasobre el mar resultó ser de 6,64 m/s (clase 6) y sobrela tierra de 3,28 m/s (clase 1). Los valores calculadosa 80 m resultaron ser de 8,60 m/s (clase 6) sobre elmar, y de 4,54 m/s (clase 1) sobre la tierra.

Suponiendo que las estadísticas generadas a partirde todas las estaciones analizadas en el trabajo, condatos del 2000, sean representativas de la distribu-ción global de los vientos, la potencia media eléctri-ca anual de los aerogeneradores instalables en lossitios terrestres con velocidad media anual del vien-to no menor que 6,9 m/s a 80 m de altura, se estimóen 72 TW. Si se pudiera obtener 20% de dicha po-tencia, ello bastaría para satisfacer 100% de la de-manda mundial actual de todos los tipos de energíay unas siete veces el consumo mundial actual deelectricidad.

Aunque la capacidad instalada de generación deelectricidad a partir del viento ha aumentado global-

ANEXO 2. HAY VIENTO PARA CUBRIR SIETE VECES... 273


mente a una tasa de 34% anual durante el último quin-quenio, aún el aporte que hace la energía eólica a lageneración de energía eléctrica es muy bajo. Segúnel informe de la Agencia Internacional de la Energíadel 2004, la energía eólica aportó solo 0,54% de laelectricidad generada en el mundo. Es preciso, pues,incrementar el aprovechamiento del potencial eólicomundial.

Según los autores, para alcanzar este potencialvarias barreras prácticas deben ser superadas. Laintermitencia del viento se percibe como la primerade ellas. La segunda es la dificultad para encontrarsitios con buen viento, sobre todo en los países subde-sarrollados.

La interconexión de los parques eólicos median-te la red eléctrica, que permite conformar una ge-neración eólica distribuida, es considerada por losautores como una forma simple y efectiva de re-ducir las variaciones del suministro de electricidadeólica debidas a la intermitencia del viento, y en-frentar así la primera barrera para la realizacióndel potencial eólico.

Según más parques eólicos se conecten a la red,la correlación espacial y temporal de la velocidad delviento entre los parques disminuye y con ella la pro-babilidad de que todos los sitios experimenten el mis-mo régimen del viento al mismo tiempo. En conse-cuencia, el conjunto de parques se comporta cada vezmás como un parque único sometido a un viento develocidad constante y que por tanto genera una po-tencia más estable, que requiere una capacidad derespaldo menor.

Según los autores, para un arreglo de siete parqueseólicos conectados a la red el nivel de fiabilidad supera99%. La frecuencia de distribución de la velocidad delviento cambia de una distribución de Rayleigh para unparque único, a una distribución de Gauss, la llamadadistribución normal, cuando hay diecinueve parquesconectados. Aunque tales valores mejoran menos quelinealmente según el número de parques conectadosse incrementa, no se produce un efecto de satura-ción. Es decir, los beneficios de la conexión a la red

275

continúan incrementándose con el número de parquesconectados.

Pero el grueso del informe de C. L. Archer y L.J. Jacobson se concentra en la segunda barrera, lalocalización de regiones con buenos vientos.

Tablas y mapasEs importante destacar que los resultados obtenidostienen un sesgo hacia las latitudes medias, porqueallí se concentra la mayor parte de las estacionesanemométricas del mundo. Se obtuvo un mapa eóli-co global a 80 m de altura para el 2000. Los autoresconsideran que se trata del primer mapa eólico glo-bal para dicha altura publicado hasta la fecha. Lacobertura del mapa es excelente para los EstadosUnidos, el Sur de Canadá y Europa Central. Es bue-na la cobertura para el Este de China, el Oeste deRusia y las costas de Australia. África y la Antárti-ca son los continentes peor representados, sobre todoen el interior.

En la tabla A2.1 se clasifican las estaciones ane-mométricas utilizadas en el estudio realizado por losautores. Se observa que solo 12,7% de las estacionesreportaron vientos de clase 3 o superiores.

Tabla A2.1. Clasificación de las estaciones anemométricas según la clase de viento a 80 y 10 m de alturaEstaciones de sondeo Estaciones de superficie Todas las estacionesV80 V10 V80 V10 V80 V10

Clase Conteo % Conteo % Conteo % Conteo % Conteo % Conteo %1 337 75,6 410 75,4 5 885 75,9 6 144 79,0 6 222 75,9 6 554 78,82 64 14,3 54 9,9 875 11,3 689 8,9 939 11,5 743 8,93 16 3,6 31 5,7 321 4,1 295 3,8 337 4,1 326 3,94 13 2,9 14 2,6 220 2,8 149 1,9 233 2,8 163 2,05 6 1,3 10 1,8 126 1,6 120 1,5 132 1,6 130 1,66 7 1,6 6 1,1 124 1,6 124 1,6 131 1,6 130 1,67 3 0,7 19 3,5 202 2,6 256 3,3 205 2,5 275 3,3Total 446 100,0 544 100,0 7 753 100,0 7 777 100,0 8 199 100,0 8 321 100,0Clase > 3 45 10,1 80 14,7 993 12,8 944 12,1 1038 12,7 1 024 12,3

En la figura A2.1 se muestra el mapa eólico mun-dial obtenido por los autores, que refleja los vientos a80 m de altura, según los datos aportados por las es-taciones de sondeo en el 2000, cuyas mediciones serealizaron a alturas entre 60 y 100 m.

ANEXO 2. HAY VIENTO PARA CUBRIR SIETE VECES...


En la figura A2.2 se muestra el mapa eólico mun-dial, obtenido por los autores, que refleja los vientos a10 m de altura, según los datos aportados por las pro-pias estaciones de sondeo en el 2000.

En la figura A2.3 se muestra el mapa eólico deEuropa, obtenido por los autores, que refleja los vien-tos a 80 m de altura según los datos aportados portodas las estaciones anemométricas en el 2000.

Fig. A2.1. Mapa eólico mun-dial a 80 m de altura conlas velocidades mediasanuales para el 2000, co-rrespondientes a las esta-ciones de sondeo.

Fig. A2.3. Mapa eólico deEuropa a 80 m de altura,en el 2000.

Fig. A2.2. Mapa eólico mun-dial a 10 m de altura conlas velocidades mediasanuales para el 2000, me-didas en las estaciones desondeo.

277ANEXO 2. HAY VIENTO PARA CUBRIR SIETE VECES...

Fig. A2.4. Mapa eólico deAustralia y Nueva Zelanda a80 m de altura, en el 2000.

Fig. A2.5. Mapa eólico deNorteamérica a 80 m de al-tura, en el 2000.

Fig. A2.6. Mapa eólico deSuramérica a 80 m de altu-ra, en el 2000.

En la figura A2.4 se muestra el mapa eólico deAustralia y Nueva Zelanda, obtenido por los autores,que refleja los vientos a 80 m de altura según los da-tos aportados por todas las estaciones anemométri-cas en el 2000.

En la figura A2.5 se muestra el mapa eólico deNorteamérica, obtenido por los autores, que reflejalos vientos a 80 m de altura según los datos aportadospor todas las estaciones anemométricas en el 2000.

En la figura A2.6 se muestra el mapa eólico deSuramérica, obtenido por los autores, que refleja losvientos a 80 m de altura según los datos aportadospor todas las estaciones anemométricas en el 2000.

En la figura A2.7 se muestra el mapa eólico deÁfrica, obtenido por los autores, que refleja los vien-tos a 80 m de altura, según los datos aportados portodas las estaciones anemométricas en el 2000.

Fig. A2.7. Mapa eólico deÁfrica a 80 m de altura, enel 2000.


El Sistema Internacional de unidadesEl Sistema Internacional (SI) de unidades, resultadodel trabajo mancomunado de científicos de diferentespaíses a lo largo de muchos años, ha sido reconocidocomo aquel hacia el cual toda la ciencia y la técnicadel mundo deben ir evolucionando. Este sistema es elresultado de la evolución del antiguo Sistema MétricoDecimal, que se transformó posteriormente en el lla-mado sistema MKS (metro-kilogramo-segundo). Delsistema MKS se formaron varios sistemas de unida-des, de los cuales el propuesto por el ingeniero italia-no Giorgi fue tomado como la base fundamental parala integración que llevó al SI.

Sin ser perfecto, el Sistema Internacional supera engeneral a todos los demás sistemas de unidades de medi-da existentes. Su aplicación en la práctica cotidiana haavanzado de forma desigual en diferentes países, por ejem-plo, más rápido en Europa y Japón, y más lentamente enlos Estados Unidos. En Cuba, el SI es norma nacionaldesde hace años. Las unidades de medida fundamentalesdel Sistema Internacional se aportan en la tabla A3.1.

Unidades de medidade la energíay la potencia

ANEXO3


Tabla A3.1. Unidades básicas del Sistema Internacional de unidadesMagnitud Unidad de medida

Denominación SímboloLongitud metro mMasa kilogramo kgTiempo segundo sCorriente eléctrica ampere ATemperatura kelvin KIntensidad luminosa candela cdCantidad de sustancia mol mol

Todas las demás unidades de medida del SistemaInternacional se derivan de las siete unidades funda-mentales expuestas en la tabla A3.1.

Unidades del Sistema Internacional:el jouleEn el Sistema Internacional (SI) de unidades todoslos tipos de energía utilizados en la práctica de la cien-cia y la técnica, con excepción de algunas áreas es-peciales como la Física Nuclear, se miden en una uni-dad llamada joule, cuyo símbolo es J.

Es decir, se miden por igual en joule tanto la ener-gía mecánica como la eléctrica y la térmica. A conti-nuación se exponen algunos ejemplos de la vida coti-diana para contribuir a formar una idea intuitiva de loque es el joule.

1. Cuando una persona levanta del suelo un objetode 1 kg y lo coloca sobre una mesa, cuyo tableroestá situado a 0,75 m sobre el suelo, la persona leha entregado al objeto una energía mecánica iguala 7,36 J.

2. Para que un ciclista de 80 kg alcance una veloci-dad de 3 m/s (10,8 km/h) sobre una vía horizontal,su cuerpo debe recibir una energía mecánica de360 J.

3. Un ventilador doméstico que toma del circuito eléc-trico de 110 V una corriente de 2 A, consumecada minuto una cantidad de energía eléctrica iguala 1 320 J.

4. Para calentar un litro de agua, desde 30 hasta 50 ºC,es necesario suministrarle una cantidad de ener-gía térmica igual a 8 370 J.

281

Unidades del Sistema Internacional: el wattEn el Sistema Internacional de unidades todos los ti-pos de potencia utilizados en la práctica de la cienciay la técnica, con excepción de algunas áreas especia-les como la Física Nuclear, se miden en una unidadllamada watt, cuyo símbolo es W.

Es decir, se miden por igual en watt tanto la po-tencia mecánica como la eléctrica y la térmica. Acontinuación también se brindan algunos ejemplos dela vida cotidiana, para contribuir a formar una ideaintuitiva de lo que es el watt.

1. Cuando una persona levanta del suelo un objetode 1 kg y lo coloca sobre una mesa, cuyo tableroestá situado a 0,75 m sobre el suelo, en un tiempode 2 s, la persona le ha entregado al objeto unapotencia mecánica media igual a 3,68 W.

2. Para que un ciclista de 80 kg alcance una veloci-dad de 3 m/s (10,8 km/h) sobre una vía horizontal,en un tiempo de 5 s, su cuerpo debe desarrollaruna potencia mecánica media igual a 72 W.

3. Un ventilador doméstico que toma del circuito eléc-trico de 110 V una corriente de 2 A, consume unapotencia eléctrica igual a 220 W.

4. Para calentar un litro de agua desde 30 hasta 50 ºC,en un tiempo de 10 s, es necesario suministrarleuna potencia térmica media igual a 837 W.

Múltiplos y submúltiplos de las unidades SIUn sistema universal de unidades de medida, como loes el Sistema Internacional, es aplicable a todos losámbitos de la teoría y la práctica. Ello constituye unreto, pues las magnitudes con que se trabaja difierenmucho de un área de actividad a otra. En el pasado,esto contribuyó a la creación de diversas unidades demedida en los distintos ámbitos de la actividad cientí-fica y tecnológica.

Por ejemplo, el watt puede ser cómodo para ex-presar la potencia de una lámpara doméstica, peroresulta muy pequeño para representar las potenciasdel motor de un ómnibus, y aún más pequeño paraoperar con la potencia de un gran generador eólico.

ANEXO 3. UNIDADES DE MEDIDA DE LA ENERGÍA Y LA POTENCIA


En los cálculos científico-técnicos lo mejor esutilizar las unidades básicas, pues el empleo de múl-tiplos y submúltiplos tiende a provocar confusionesa la hora de obtener tanto los valores como las uni-dades de medida del resultado final, a partir de losvalores y las unidades de medida en que se expre-san los datos.

Pero a la hora de expresar los datos o los resulta-dos en las tablas de entrada o salida de un informecientífico-técnico, y más aún en la práctica cotidiana,es conveniente el empleo de los múltiplos o submúlti-plos, pues permiten utilizar números más cómodos paraleer y recordar. Los múltiplos y submúltiplos de lasunidades del Sistema Internacional se forman ante-poniéndole a cualquier unidad básica alguno de losprefijos expuestos en la tabla A3.2.

Así, por ejemplo, es más fácil decir o escribir24 MJ (24 megajoule), en vez de decir o escribir24 000 000 J.

Análogamente, es más cómodo hablar o escribir30 GW que decir o escribir treinta mil millones dewatt, o 30 000 000 000 W.

Tabla A3.2. Prefijos para formar los múltiplos y submúltiplos de las unidades SIPrefijo Símbolo Factor Nombre común

Z 1021 = 1 000 000 000 000 000 000 000 Millar de trillonesexa E 1018 = 1 000 000 000 000 000 000 Trillónpeta P 1015 = 1 000 000 000 000 000 Millar de billonestera T 1012 = 1 000 000 000 000 Billóngiga G 109 = 1 000 000 000 Millar de millonesmega M 106 = 1 000 000 Millónkilo k 103 = 1 000 Millarhecto h 102 = 100 Centenadeca da 101 = 10 Decenadeci d 10–1 = 0,1 Décimacenti c 10–2 = 0,01 Centésimamili m 10–3 = 0,001 Milésimamicro ì 10–6 = 0,000 001 Millonésimanano n 10–9 = 0,000 000 001 Mil millonésimapico p 10–12 = 0,000 000 000 001 Billonésimafemto f 10–15 = 0,000 000 000 000 001 Mil billonésimaatto a 10–18 = 0,000 000 000 000 000 001 Trillonésima

Notas: Los nombres comunes se expresan según la tradición española. En el caso del millar de millones, enla actualidad se está usando el término millardo.

283

Se recomienda utilizar preferentemente los múlti-plos y submúltiplos que son potencias de 10 múltiplosde 3. Por tanto, debe evitarse el empleo de los prefi-jos deca, hecto, deci y centi. En muchas calculadorasse pueden expresar los resultados en pantalla en fun-ción de potencias de 10 que son múltiplos de 3, sim-plemente oprimiendo la tecla del modo de presenta-ción ingeniero (ENG).

Por otro lado, hay un pequeño conjunto de unida-des de medida cuyo uso es permitido por el SI, junto alas unidades propiamente parte del Sistema. En la ta-bla A3.3 se expresan algunas de esas unidades, sussímbolos y sus equivalencias SI.

Tabla A3.3. Algunas unidades cuyo uso es permitido junto a las unidades SIMagnitud Denominación Símbolo Equivalencia SITiempo Minuto min 60 s

Hora h 3 600 sDía d 86 400 sAño a 31 536 000 s

Masa Tonelada t 1 000 kgTemperatura Grado Celsius ºC K – 273

Unidades tradicionalesPese a las facilidades de expresión que presenta elSistema Internacional de unidades, aún en la teoría yla práctica científico-técnica, y más aún en la prácti-ca cotidiana, se utilizan muchas unidades tradiciona-les en que se mezclan unidades del SI con las de otrossistemas, como el sistema cegesimal (CGS), y hastadel Sistema Imperial Inglés.

En no pocas ocasiones, las escalas en que estángraduados los instrumentos de medición condicionanel empleo de ciertas unidades de medida, durante untiempo muy prolongado, como ocurre con los metroscontadores de la energía eléctrica, que están gradua-dos en kWh desde hace muchos años.

En la tabla A3.4 se expresan algunas de las uni-dades de medida tradicionales de la energía y susequivalencias al SI, y viceversa. Análogamente, en latabla A3.5 se dan algunas de las unidades de medidatradicionales de la potencia y sus equivalencias al SI,y viceversa.

ANEXO 3. UNIDADES DE MEDIDA DE LA ENERGÍA Y LA POTENCIA

Tabla A3.4. Unidades de medida tradicionales de la energía y sus equivalencias SIkWh BTU kcal J

kWh 1 3 412,14 859,845 3 600 000BTU 0,000 293 071 1 0,251 996 1 055,06kcal 0,001 16 3,968 32 1 4 186,8J 0,000 000 277 778 0,000 947 817 0,000 238 846 1

Tabla A3.5. Unidades de medida tradicionales de la potencia y sus equivalencias SIhp BTU/h kcal/h Tonelada W

de refrigeraciónhp 1 2 544,43 641,186 0,212 036 745,700BTU/h 0,000 393 01 1 0,251 996 0,000 083 33 0,293 071kcal/h 0,001 559 61 3,968 32 1 0,182 318 1,163Toneladade refrigeración 4,716 17 12 000 5,484 91 1 3 516,85W 0,001 341 02 3,412 14 0,859 845 0,000 284 34 1


s (m/s): Velocidad media del viento a una altura de10 m.

�(m/s): Desviación típica o estándar de la velocidaddel viento.

(m2/s): Viscosidad cinemática del fluido.: Coeficiente de rugosidad superficial en el sitio de

emplazamiento.A ($/a): Ahorro que reporta la generación de energía

en el sistema eólico.a (…º): Ángulo de ataque del viento sobre la pala.A (m2): Área barrida por el rotor.A: (m2): Área barrida por las palas del rotor de la tur-

bina eólica.AB (m2): Área total barrida por los rotores de los ae-

rogeneradores del parque.AP (m2): Área de terreno ocupada por el parque.AT (m2): Área del territorio de la región que posee

vientos con velocidades no inferiores a 6,2 m/s.B (grados Beaufort): Fuerza del viento.c (m): Factor de escala en el sitio de emplazamiento a

la altura h.

Nomenclatura,definiciones

y datos principales

ANEXO4


c (m/s): Factor de escala.c0 (m): Factor de escala en la estación de referencia

a la altura h0.CA: Coeficiente de aprovechamiento de la superficie.CAT: Coeficiente de aprovechamiento del territorio.Ccomb ($/t): Costo del combustible.CD: Coeficiente de disponibilidad de los aerogenera-

dores utilizados.Cg (g/kWh): Consumo específico de combustible.CI ($): Costo de la inversión.cos : Factor de potencia.CP: Coeficiente de potencia de la turbina, que es de

hecho su eficiencia aerodinámica.d (m): Diámetro del rotor.d: (m): Diámetro interior del tubo.d: Coeficiente de disponibilidad del parque eólico, adi-

mensional.E (J): Energía cinética del viento que ha pasado a

través de una ventana.e: Eficiencia aerodinámica del parque eólico, adimen-

sional.EA (kWh/a): Producción anual de energía de un ae-

rogenerador.EA: Eficiencia aerodinámica del parque eólico.EC (J/kg): Energía cinética específica.EP (kWh/a): Energía eléctrica que puede entregar un

parque eólico formado por un número N de aero-generadores de producción unitaria conocida.

f (…º): Ángulo de flujo del viento sobre la pala.f (Hz): Frecuencia de la tensión alterna.FA (N): Fuerza axial que empuja la turbina a lo largo

de su eje de giro.FC: Factor de capacidad de los aerogeneradores.FR (N): Fuerza de resistencia al avance, paralela a la

velocidad del viento vr relativa al perfil.FS (N): Fuerza sustentadora, perpendicular a la velo-

cidad del viento vr respecto a la pala.FT (N): Fuerza transversal que tiende a hacer rotar la

turbina.h (m): Altura del buje del aerogenerador.h0 (m): Altura del anemómetro con respecto al suelo

en la estación de referencia.

287

i (…º): Ángulo de inclinación de la pala.I (A): Corriente de la línea trifásica a la cual está

conectada la máquina.i: Relación de transmisión.I15: Intensidad de la turbulencia media anual, referida a

una velocidad media anual del viento igual a 15 m/s,a la altura del buje del aerogenerador.

iTm: Relación de transmisión de un tren tándem detres etapas, utilizado como multiplicador.

IV: Intensidad de la turbulencia, definida como la rela-ción entre la desviación típica (estándar) de la ve-locidad del viento y la velocidad media temporaldel viento en ese período.

k (m): Factor de forma en el sitio de emplazamiento ala altura h.

k0 (m): Factor de forma en la estación de referencia,a la altura h0.

L1 y L2 (m): Ancho y profundidad del parque eólico.m (kg): Masa de viento que entra por una ventana

abierta, con un área de abertura A perpendicularal viento, durante un intervalo de tiempo t.

m: Factor de espaciamiento entre filas de aerogenera-dores.

n (Hz): Frecuencia de rotación del generador.n: Factor de espaciamiento entre aerogeneradores.N/AP: Número de aerogeneradores por unidad de área

del parque eólico.N: Número de aerogeneradores.N1 y N2: Número de columnas y filas del parque eólico.nG (Hz o min–1): Frecuencia de rotación del genera-

dor eléctrico.nS (Hz): Frecuencia de rotación sincrónica del gene-

rador.nT (Hz o min–1): Frecuencia de rotación de la turbina

eólica.P (W): Potencia eléctrica activa.P (W): Potencia del viento que pasa por una ventana

abierta.P (W): Potencia mecánica entregada al buje de la

turbina.p(v): Probabilidad estadística, adimensional, de que

ocurra la velocidad v.

ANEXO 4. NOMENCLATURA, DEFINICIONES Y DATOS PRINCIPALES


p: Número de pares de polos del generador.P’ (W): Potencia que pasa por cada metro cuadrado

de abertura de una ventana perpendicular al vien-to, es decir, la densidad de la potencia del viento.

P0 (W): Potencia eólica.P1 (W): Potencia mecánica rotativa.P2 (W): Potencia mecánica entregada a la salida del

tren de fuerza.P3 (W): Potencia eléctrica neta entregada por el ae-

rogenerador.PAE (kWh/a): Producción anual de energía.PEA (GWh/a): Producción anual de energía eólica de

una región o país.PEEA (MW): Potencial eoloenergético aprovechable

de una región o país.PEEB (MW): Potencial eoloenergético bruto.PEET (MW): Potencial eoloenergético técnico de una

región o país.PP (kW): Potencia nominal que se ha de instalar en el

parque.PU (MW): Potencia unitaria.Q (W o VA): Potencia reactiva.Re: Número de Reynolds.S (VA): Potencia eléctrica aparente.s: Deslizamiento relativo del rotor.t (s): Tiempo.TA (h/a): Tiempo anual de trabajo continuo.TRI (a): Tiempo de recuperación de la inversión.U (V): Tensión de la línea trifásica a la cual está co-

nectada la máquina.v (m/s): Velocidad absoluta del viento que sopla sobre

la turbina.V (m/s): Velocidad media del viento, en el mismo

período de tiempo y a la misma altura. Tambiéndefine la velocidad media del fluido dentro deltubo.

v(t) (m/s): Velocidad instantánea.v (m/s): Velocidad instantánea del viento en la direc-

ción longitudinal.V (m/s): Velocidad media del fluido dentro del tubo.v0. (m/s): Velocidad del viento en la estación de refe-

rencia, a la altura h0.

289

vr (m/s): Velocidad del viento relativa al perfil.vS (m/s): Velocidad estándar del viento, a una altura

de 10 m.vZ (m/s): Velocidad del viento a una altura z.z (m): Altura respecto al suelo.zc: Número de dientes de la corona.zp: Número de dientes del piñón.zr: Número de dientes de la rueda.zS: Número de dientes del sol.

A: Eficiencia energética del aerogenerador.GC: Eficiencia energética conjunta del generador y

el convertidor.TF: Eficiencia energética de la transmisión de fuerza

del aerogenerador. (kg/m3): Densidad del aire, aproximadamente igual

a 1,225 kg/m3, al nivel del mar.

ANEXO 4. NOMENCLATURA, DEFINICIONES Y DATOS PRINCIPALES

Academia de Ciencias de Cuba.Centro de Estudios de Construccióny Arquitectura Tropical. Cuba.Centro de Estudio de EficienciaEnergética. Cuba.Centro de Estudio de Energía y MedioAmbiente. Cuba.Centro de Estudiode Tecnología Azucarera. Cuba.Centro de Estudio de TecnologíasEnergéticas Renovables. Cuba.Sistema cegesimal.Comisión Nacional de Energía. Cuba.Centro de Investigacionesde Construcción de Maquinaria. Cuba.Centro de Investigacionesde Ecosistemas Costeros. Cuba.Centro de Investigaciones Energéticas,Medioambientales y Tecnológicas. España.Centro de Investigacionesde Energía Solar. Cuba.

ACC.CECAT.

CEEFE.

CEEMA.

CETA.

CETER.

CGS.CNE.

CICMA.

CIEC.

CIEMAT.

CIES.

Abreviaturas,siglasy acrónimos

ANEXO5

Centro de Investigacionesy Pruebas Electroenergéticas. Cuba.Centro Integrado de TecnologíaApropiada. Cuba.Ministerio de Ciencia, Tecnologíay Medio Ambiente. Cuba.Dióxido de carbono.Centro de Gestión de la Informacióny Desarrollo de la Energía. CubaSociedad Cubana para la Promociónde las Fuentes Renovables de Energíay el Respeto Ambiental.Instituto Superior PolitécnicoJosé Antonio Echeverría. Cuba.Instituto Alemán de Energía Eólica.Doubly Fed Induction Generador(generador de inducción doblementealimentado).Compañía de Electricidad de Francia.Empresa Mecánica de Bayamo. Cuba.Frente de Energías Renovables. Cuba.Grupos electrógenos.Centro de Gerencia de Programasy Proyectos Priorizados. Cuba.Investigación y desarrollo.Instituto para la Diversificacióny Ahorro de la Energía. España.Comisión Electrotécnica Internacional.Insulated Gate Bipolar Transistor(transistor bipolar de compuerta aislada).Instituto de InvestigacionesEléctricas. México.Instituto Nacional de RecursosHidráulicos. Cuba.Empresa de Ingenieríapara la Electricidad. Cuba.Instituto de Meteorología. Cuba.InterTropical Convergence Zone.Ministerio de la Construcción. Cuba.Ministerio de la Industria Básica. Cuba.Ministerio de la Industria Pesquera. Cuba.Sistema MKS (metro-kilogramo-segundo).

CIPEL.

CITA.

CITMA.

CO2.CUBA-

ENERGÍA.CUBA-

SOLAR.

CUJAE.

DEWI.DFIG.

EDF.EMBA.

FER.GE.

GEPROP.

I+D.IDAE.

IEC.IGBT.

IIE.

INRH.

INEL.

INSMET.ITCZ.

MICONS.MINBAS.

MIPMKS.

291ANEXO 5. ABREVIATURAS, SIGLAS Y ACRÓNIMOS

Laboratorio Nacional de EnergíaRenovable. Estados Unidos.Organización Básica EléctricaIntegral. Cuba.Organización Latinoamericanade Energía.Oficina Nacional de Estadísticas.Punto de acople común.Programa de Ahorrode Electricidad en Cuba.Parque eólico.Permanent Magnet SynchonousGenerators (generadores sincrónicoscon rotor de imanes permanentes).Supervisory Control and DataAcquisition (sistema de controlsupervisorio y adquisición de datos).Sistema ElectroenergéticoNacional. Cuba.Sistema Internacional de unidades.Ministerio de la IndustriaSideromecánica y la Electrónica. Cuba.Sound Detection and Ranking(detección y seguimiento sónicos).Tasa interna de retorno.Tiempo de recuperaciónde la inversión.Universidad Federal de Pernambuco.Brasil.Unión Eléctrica. Cuba.Valor actual neto.Software para estimar el potencialeólico, desarrollado por el LaboratorioNacional Risoe, de Dinamarca.World Meteorological Organization.Zona intertropical de convergencia.

NREL.

OBEI.

OLADE.

ONE. PAC.

PAEC.

PE.PMSG.

SCADA.

SEN.

SI.SIME.

SODAR.

TIR.TRI.

UFPE.

UNE.VAN.

WAsP.

WMO.ZITC.


AERODINÁMICA (aerodynamics). Rama de la Mecánicade Fluidos que se ocupa del movimiento del airey de otros fluidos gaseosos, y de las fuerzasque actúan sobre los cuerpos que se muevenen dichos fluidos. Algunos ejemplos del ámbitode la aerodinámica son el movimiento de unavión a través del aire, las fuerzas que el vien-to ejerce sobre una estructura o el funciona-miento de una turbina eólica.

AEROGENERADOR (wind generator). Aeroturbina en quela energía mecánica producida se transforma enenergía eléctrica.

AEROGENERADOR CON MULTIPLICADOR (wind generatorwith gearbox). Aerogenerador de eje horizon-tal que emplea una caja multiplicadora paraacoplar las vueltas del rotor con las del gene-rador eléctrico.

AEROGENERADOR SIN MULTIPLICADOR (gearless wind ge-nerator). Aerogenerador de eje horizontal queemplea un generador de baja velocidad, lo quepermite la conexión directa del rotor con el ge-

Glosarioeólico

ANEXO6


nerador sin necesidad de emplear caja multi-plicadora.

AEROTURBINA (wind turbine). Máquina para la obten-ción de energía mecánica a partir de la energíadel viento.

AEROTURBINA DE EJE HORIZONTAL (horizontal axis windturbine). Máquina eólica en la que el eje depotencia es aproximadamente horizontal.

AEROTURBINA DE EJE VERTICAL (vertical axis wind turbine).Máquina eólica cuyo eje de potencia es vertical.

ALTURA DEL BUJE (hub height). Altura desde el sueloal centro del rotor.

ANEMÓMETRO (anemometer). Instrumento que se em-plea para medir la velocidad del viento.

ANEMÓMETRO DE COPAS (cup anemometer). Instrumentode eje vertical que funciona bajo el principio dela fuerza de resistencia y es empleado para me-dir la velocidad del viento. Se compone de trescopas montadas sobre brazos radiales y es elmás ampliamente usado para las medicionesdel viento.

ÁNGULO DE ATAQUE (angle of attack). Ángulo que for-ma el vector velocidad del viento incidente so-bre un perfil con la cuerda del perfil.

ÁNGULO DE PASO (pitch angle). Ángulo que forma lacuerda de la sección transversal de punta depala con el plano del rotor (constante en lasturbinas eólicas de paso fijo y variable en lasturbinas de paso variable).

ÁREA DE BARRIDA (swept area). Área de la proyecciónsobre un plano perpendicular al vector veloci-dad de viento del círculo descrito por la puntade la pala durante el giro.

ARRASTRE (drag). Resistencia de un cuerpo al movi-miento a través de un fluido debido a la fric-ción entre la superficie del cuerpo y el fluido.

BORDE DE ATAQUE (leading edge). Puntos de las sec-ciones transversales de las palas más adelan-tados respecto a la corriente incidente.

BORDE DE SALIDA (trailing edge). Puntos de las sec-ciones transversales de las palas más atrasa-dos respecto a la corriente incidente.

295

BUJE (hub). Elemento de la turbina eólica al que van fija-das las palas y que conecta con el tren de fuerza.

CAJA MULTIPLICADORA. V. MULTIPLICADOR.CALMA (calm). Período sin viento.CAPA LÍMITE (boundary layer). La región entre el flui-

do que está en movimiento y una superficie don-de la velocidad del fluido es nula en contactocon la superficie y varía cuando se aleja de éste.

CAPOTA (cover). Cubierta de la góndola para la pro-tección de los equipos que en ella se encuen-tran frente a los efectos atmosféricos.

COEFICIENTE DE POTENCIA (power coefficient). Poten-cia del aerogenerador adimensionalizada conla energía del viento que atraviesa el rotor delaerogenerador en la unidad de tiempo.

COEFICIENTE DE RUGOSIDAD SUPERFICIAL. V. EXPONENTE

DE CORTADURA.COMPORTAMIENTO (performance). Conjunto de carac-

terísticas funcionales del aerogenerador en fun-ción de las características ambientales y pará-metros de operación del aerogenerador. Essinónimo de actuación.

CONVERTIDOR (converter). Equipo eléctrico que con-diciona la potencia eléctrica producida por elgenerador eléctrico para que ésta pueda llegara la red en condiciones adecuadas. Transfor-ma la tensión y la frecuencia de la corrientealterna.

CORONA DE ORIENTACIÓN (orientation crown). Coronadentada fijada a la parte superior de la torresobre la que se asienta la góndola y que dirigeel giro de la misma siguiendo la dirección delviento.

CORTADURA DEL VIENTO (wind shear). Variación verti-cal de la velocidad del viento o perfil verticaldel viento.

CUERDA (chord). Distancia medida en la sección trans-versal de la pala, entre el borde de ataque y elborde de salida.

CURVA DE POTENCIA (power curve). Potencia suminis-trada por la turbina eólica en función de la ve-locidad del viento.

ANEXO 6. GLOSARIO EÓLICO


DENSIDAD DE POTENCIA (power density). Medida de lafortaleza del recurso eólico en watt por metrocuadrado (W/m2). La cantidad de potencia porunidad de área de la corriente de aire.

DENSIDAD DEL AIRE (air density). Masa del aire referi-da a su volumen. La densidad del aire a niveldel mar es de 1,225 kg/m3, es decir, la densidaddel aire disminuye con el incremento de la altu-ra y la temperatura.

DIÁMETRO DEL ROTOR (rotor diameter). En las turbinas deeje horizontal el diámetro del círculo barrido por elrotor perpendicular al eje de rotación del rotor.

DIRECCIÓN PREDOMINANTE (prevailing wind direction).Dirección del viento que se registra con mayorfrecuencia.

DISPONIBILIDAD (availability). Parte del tiempo en unperíodo determinado que una máquina ha esta-do disponible para funcionar.

DISTRIBUCIÓN DE RAYLEIGH (Rayleigh distribution).Función de distribución de Weibull para el casoparticular de k = 2.

DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL (Weibull probability distri-bution). Función de probabilidad usada paradescribir la distribución de velocidad del vientoa lo largo de un período (generalmente un año):p(v) = (k / c) · (v / c)k–1 · exp(–(v / c)k).

EFICIENCIA (efficiency). Cociente de la potencia desalida entre la potencia de entrada.

EJE DE ALTA VELOCIDAD (high speed shaft). Eje de ro-tación del tren de fuerza que gira a una veloci-dad de rotación apropiada para su acoplamien-to al generador eléctrico.

EJE DE BAJA VELOCIDAD (low speed shaft). Eje de rota-ción del tren de fuerza que gira a la velocidad derotación del rotor al cual está rígidamente unido.

EJE DEL ROTOR (rotor axis). Eje alrededor del cual girala turbina eólica. En las turbinas convenciona-les el eje del rotor es casi horizontal, y en lasturbinas Darrieus es vertical.

ENERGÍA ANUAL ESPECÍFICA (annual specific energy).Energía anual producida por un aerogeneradorpor metro cuadrado de área barrida.

297

ENERGÍA EÓLICA (wind energy). Energía cinética delviento que puede transformarse y utilizarse enotras formas de energía aprovechables, comola eléctrica (aerogeneración) y la mecánica (na-vegación a vela, bombeo de agua, molienda degranos).

ENVERGADURA DE LA PALA (blade span). Longitud totalde la pala.

ESCALA BEAUFORT (Beaufort scale). Escala arbitrariade la fuerza del viento creada por el oficial de lamarina inglesa Sir Francis Beaufort (1774-1857).

ESTELA (wake). Zona situada a sotavento de la turbi-na eólica cuyo campo fluido se encuentra per-turbado por la presencia de ésta.

ESTRUCTURA SOPORTE (support structure). Parte de laturbina eólica compuesta por la torre y la ci-mentación.

EXPERIMENTO DE REYNOLDS (Reynolds experiment).Experimento realizado en 1883 por el inglésOsborne Reynolds donde se mostró la diferen-cia entre el flujo laminar y el flujo turbulento, yse visualizaron ambos. A partir de este experi-mento se estableció el número de Reynolds.

EXPONENTE DE CORTADURA (wind shear exponent). Ex-ponente de la ley de variación vertical de lavelocidad del viento. Conocido también comocoeficiente de rugosidad superficial.

FACTOR DE CAPACIDAD (capacity factor). Parte del tiem-po total que un aerogenerador tendría que haberestado funcionando a la potencia nominal paraproducir la misma cantidad de energía en el pe-ríodo considerado; es decir, la relación entre laenergía generada durante un año o una etapadefinida y la energía que se generaría en igualperíodo si el aerogenrador o el parque eólico fun-cionara a su potencia nominal.

FATIGA (fatigue). Mecanismo de fallo de los materia-les que aparece como consecuencia durante laaplicación de cargas cíclicas.

FRENO (brake). Dispositivo capaz de reducir la velo-cidad de rotación de la turbina eólica o pararlacompletamente.



FRENO AERODINÁMICO (aerodynamic brake). Disposi-tivo de frenado cuyo principio de actuación esfundamentalmente aerodinámico.

FRENO MECÁNICO (mechanical brake). Dispositivo defrenado mediante procedimientos mecánicos derozamiento entre superficies.

GENERADOR ASINCRÓNICO (asynchronous generator).Generador eléctrico que produce corriente al-terna (CA) con una frecuencia que no está sin-cronizada con la frecuencia de rotación de surotor. A estos generadores se les conoce tam-bién como generadores de inducción. Los ge-neradores de inducción son los más usados enla mayoría de las turbinas eólicas y pueden serde velocidad constante o variable.

GENERADOR SINCRÓNICO (synchronous generator).Generador eléctrico que produce una corrien-te alterna que está sincronizada con la frecuen-cia de rotación del rotor. En las turbinas eóli-cas se emplean generadores sincrónicos develocidad variable con un convertidor de fre-cuencia entre el generador y la red.

GÓNDOLA (nacelle). Conjunto de la plataforma, losequipos situados sobre ella y la capota.

HURACÁN (hurricane). Ciclón tropical con intensidadde los vientos máximos sostenidos (media deun minuto) mayor de 32,8 m/s (118 km/h).

INCLINACIÓN DEL ROTOR (tilting). Ángulo de inclinacióndel eje del rotor respecto a la horizontal.

INTENSIDAD DE LA TURBULENCIA (turbulence intensi-ty). Relación entre la desviación estándar dela velocidad del viento con la velocidad me-dia tomadas sobre un mismo período especi-ficado.

LAMBDA (tip speed ratio). Letra griega por la que co-múnmente se conoce a la relación entre la ve-locidad de la punta de la pala debida a la rota-ción y la velocidad del viento.

LEY DE CORTE DE VIENTO (wind shear law). Expresiónmatemática de la variación de la velocidad delviento con la altura. La expresión más usadaes la ley exponencial: v = v0 (h / h0)

á.

299

LÍMITE DE BETZ (Betz limit). Máximo valor del coefi-ciente de potencia físicamente alcanzable porel rotor de una turbina eólica (CP max = 0,593).

LONGITUD DE RUGOSIDAD (roughness length). Altura ex-trapolada a la cual la velocidad del viento seanula en su perfil vertical.

MAPA EÓLICO (wind map). Mapa donde aparecen dis-tintos datos de tipo eólico, tales como velocida-des medias del viento, direcciones predominan-tes, densidades de potencia, etcétera.

MULTIPLICADOR (gearbox). Elemento que acondicionala velocidad de giro del rotor del aerogeneradora la velocidad de giro del generador eléctrico.Se conoce también como caja multiplicadora.

NARIZ (nose). Cubierta del buje para protección fren-te a los agentes atmosféricos que tiene formaaerodinámica para suavizar el choque del vientosobre el buje.

NIVEL DE PENETRACIÓN (penetration level). La canti-dad relativa de la capacidad de generación deun parque eólico en un sistema convencionalde suministro de electricidad. Es el cociente dela electricidad generada por el viento divididapor la generación total del sistema.

NÚMERO DE REYNOLDS (Reynolds number). Relaciónentre las fuerzas de inercia y las fuerzas de vis-cosidad que aparecen sobre un cuerpo debido almovimiento de un fluido alrededor de él.

PALA (blade). Elemento del rotor de forma aerodiná-mica que produce las fuerzas necesarias paramover el rotor y producir potencia.

PARQUE EÓLICO (wind farm). Agrupación de aeroge-neradores para el aprovechamiento de la ener-gía eólica a gran escala.

PARQUE EÓLICO COSTA AFUERA (offshore wind farm).Parque eólico instalado alejado de la línea decosta. Se conocen también como parques ma-rítimos o fuera de costa.

PARQUE EÓLICO MARÍTIMO. V. PARQUE EÓLICO COSTA AFUERA.PARQUE EÓLICO OFFSHORE. V. PARQUE EÓLICO COSTA AFUERA.PARQUE EÓLICO TERRESTRE (onshore wind farm). Par-

que eólico instalado en tierra firme.



PÉRDIDA AERODINÁMICA (aerodynamic stall). Disminu-ción brusca de la fuerza de sustentación y au-mento de la fuerza de resistencia aerodinámi-ca provocado por la separación de la capa límitefluida que aparece sobre la parte superior deun cuerpo aerodinámico cuando se sobrepasael ángulo de ataque de sustentación máxima.

PERFIL VERTICAL DEL VIENTO (wind profile). Variaciónde la velocidad del viento con al altura sobre elsuelo.

POSICIÓN DE BANDERA (feathered blade). Posición deseguridad de las palas del rotor perpendicularal plano del mismo de tal manera que no seproduce par motor ni giro del rotor.

POTENCIA EÓLICA DISPONIBLE (available wind power).La capacidad del viento de producir trabajoen la unidad de tiempo.

POTENCIA MEDIA (mean power). Potencia a la que unaerogenerador tendría que haber estado fun-cionando de manera constante para producirla misma energía en el período considerado.

POTENCIA NOMINAL (rated power). Potencia eléctricaespecificada por el fabricante en la placa quecaracteriza a la turbina eólica.

POTENCIA REACTIVA (reactive power). Parte de la po-tencia aparente de la corriente alterna que nopuede ser aprovechada para producir potenciamecánica.

PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA (annual energy output).Energía producida por el aerogenerador en unaño de trabajo en kWh/a.

PUNTA DE LA PALA (blade tip). Parte de la pala másalejada del buje.

RÁFAGA (gust). Variación brusca de la velocidad delviento que se caracteriza por su duración, am-plitud y forma.

RAÍZ DE LA PALA (blade root). Parte de la pala máscercana al buje.

REGISTRADOR DE DATOS (data logger). Instrumento queregistra y colecta los datos del viento electró-nicamente. Se emplean más frecuentementepara recolectar datos en sitios remotos.

301

RELACIÓN DE MULTIPLICACIÓN (gear ratio). Cociente delas frecuencias de rotación de los árboles rápidoy lento del multiplicador de una turbina eólica.

ROSA DE VIENTOS (wind rose). Distribución de la velo-cidad del viento en un diagrama polar.

ROTOR (rotor). Sistema de captación de la energía ci-nética del viento, que se compone de las palasy el buje.

ROTOR A BARLOVENTO (upwind rotor). Se dice que el ro-tor está a barlovento respecto a la torre si el vien-to pasa primero por el rotor y luego por la torre.

ROTOR A SOTAVENTO (downwind rotor). Se dice queel rotor está a sotavento respecto a la torre si elviento pasa primero por la torre y luego porel rotor.

ROTOR DARRIEUS (Darrieus rotor). Turbina eólica deeje vertical desarrollada por el inventor fran-cés G. J. M. Darrieus en 1929.

ROTOR SAVONIUS (Savonius rotor). Turbina eólica ba-sada en la fuerza de arrastre, la que produceun alto torque de arranque, desarrollada por elinventor finlandés Sigurd Savonius. Se le co-noce como rotor S debido a su forma en vistasuperior.

RUGOSIDAD (roughness). Falta de lisura de la superfi-cie terrestre debida a la topografía, vegetacióny el medio ambiente construido. La rugosidadperturba el flujo del viento dentro de la capalímite.

RUIDO (noise). Sonidos audibles y no audibles inde-seables.

SISTEMA DE CAMBIO DE PASO (pitch system). Acciona-miento que permite variar el ángulo de paso delas palas.

SISTEMA DE CONTROL (control system). Subsistema querecibe la información sobre la condición de laturbina eólica y/o las condiciones medioambien-tales y ajusta la turbina eólica en consecuenciapara a esta dentro de sus límites operacionales.

SISTEMA DE ORIENTACIÓN (yawing system). Subsistemaque posiciona el eje del rotor de una turbinaeólica de eje horizontal en la dirección del vien-



to. Se conoce también como accionamiento deorientación.

SISTEMA DE ORIENTACIÓN ACTIVO (active yaw system).Sistema de orientación de una turbina de ejehorizontal que usa un servomecanismo eléctri-co o hidráulico para orientar el rotor de frenteal viento en respuesta a la señal de la veleta dedirección del viento.

SISTEMA DE ORIENTACIÓN PASIVO (passive yaw system).Sistema de orientación de una turbina de ejehorizontal que emplea las fuerzas aerodinámi-cas naturales del viento para orientar la góndolay el rotor con respecto al viento. La forma máscomún es usando veleta de orientación como enlos molinos de viento para el bombeo de agua.

SISTEMAS HÍBRIDOS (hybrid systems). Una combina-ción de tecnologías energéticas que pueden serrenovables (como eólica o solar fotovoltaica) oconvencionales (grupo electrógeno) empleadapara suministrar potencia en sitios alejados dela red eléctrica.

SOMBRA DE LA TORRE (tower shadow). Distorsión delcampo fluido que produce la torre en la zonapróxima a ella.

SURGENCIA (surgency). Fenómeno natural consistenteen la elevación anormal y temporal del nivelmedio del mar, causada por el empuje de losvientos fuertes, y en menor medida por la caí-da de la presión atmosférica.

SUSTENTACIÓN (lift). Fuerza aerodinámica que actúahacia arriba en las alas de los aviones y que enel caso de la turbina eólica empuja al rotor paraque este gire. Se conoce también como fuerzade empuje.

TERRENO COMPLEJO (complex terrain). Terreno que pre-senta variaciones topográficas notables y obs-táculos que pueden causar distorsión del flujode aire.

TORRE (tower). Estructura que soporta la góndola y elrotor de la turbina eólica. La torre debe sercapaz de resistir los vientos extremos y no en-trar en resonancia.

303

TORSIÓN (twist). Ángulo geométrico que forma la cuer-da de una determinada sección transversal dela pala con la cuerda de la sección situada enla punta de la pala.

TREN DE FUERZA (drive train). Conjunto de elementosque transmiten y condicionan el par motor pro-ducido por el rotor al generador eléctrico.

TURBINA EÓLICA. V. AEROTURBINA.TURBULENCIA (turbulence). Variación temporal y es-

pacial de la velocidad del viento.VELOCIDAD DE ARRANQUE (cut-in wind speed). Veloci-

dad del viento mínima a la cual la turbina pro-duce energía.

VELOCIDAD DE CORTE (cut-out wind speed). Velocidad delviento máxima de funcionamiento de la turbina.

VELOCIDAD DE REFERENCIA (reference wind speed). Ve-locidad de viento extrema usada para defi-nir la clase de la turbina eólica en la norma delos aerogeneradores.

VELOCIDAD DE SUPERVIVENCIA (survival wind speed).Velocidad del viento extrema para la cual laturbina o sus elementos están diseñados (ac-tualmente en desuso).

VELOCIDAD DE VIENTO EXTREMA (extreme wind speed).Velocidad del viento promediada en t segundosque se espera se produzca en un especificadoperiodo de T años (período de recurrencia).

VELOCIDAD MÁXIMA DEL VIENTO (maximum wind speed).Valor máximo de la velocidad del viento en undeterminado intervalo de tiempo.

VELOCIDAD MEDIA DEL VIENTO (mean wind speed). Me-dia estadística de la velocidad del viento regis-trada a lo largo de un determinado intervalo detiempo que se especifica (normalmente diezminutos o una hora).

VELOCIDAD MEDIA ANUAL DEL VIENTO (annual averagewind speed). Valor medio de las velocidadesde viento medias obtenidas a los largo de un año.

VELOCIDAD NOMINAL DEL VIENTO (nominal wind speed).Velocidad del viento mínima a la cual la turbinaeólica produce la potencia nominal.


1888. ESTADOS UNIDOS. Uno de los fundadores de laindustria eléctrica norteamericana, Charles F.Brush (1849-1929), construyó quizá la primeraturbina eólica con funcionamiento automáticopara la generación de electricidad. La máqui-na, célebre por su sistema de control eléctricototalmente automatizado y con una potencia de12 kW, tenía un rotor de 17 m, con 144 palasconstruidas con madera de cedro, suministra-ba energía a un banco de baterías y funcionódurante veinte años. Brush inventó una dína-mo de corriente continua y un eficiente méto-do para la fabricación de baterías de plomo-ácido.

1892. DINAMARCA. En 1890 el Gobierno danés encar-gó al profesor Poul La Cour el desarrollo de unprograma eólico. En 1892 construyó en la pe-queña ciudad de Askov el primer prototipo deaerogenerador con un rotor de cuatro palas de22,8 m de diámetro, capaz de desarrollar unapotencia de 5 kW con viento de 15 m/s, y fue

Breve cronologíadel desarrollode los aerogeneradores(hasta el 2000)

ANEXO7

305

situado en la base de una torre metálica de 24 mde altura. Después se construyeron más de cienaerogeneradores de este tipo en el rango de 20a 35 kW, que llegaron a generar 3 MW en 1918y cubrían 3% del consumo de energía eléctricaen Dinamarca en ese momento. La Cour (1846-1908) fue el pionero de los modernos sistemaseólicos de generación de potencia eléctrica agran escala. Las máquinas no estaban conec-tadas a una red eléctrica, por lo que resultabanecesario almacenar la energía generada. Lasolución adoptada, y una de las característicasmás notables de este sistema, fue que la energíaeléctrica se usaba para producir hidrógeno, em-pleado posteriormente como gas de lámparasde iluminación doméstica y escolar. La Courtuvo formación como meteorólogo, realizó in-vestigaciones sobre aerodinámica, construyó supropio túnel de viento para realizar experimen-tos, impartió cursos para electricistas eólicosen el Instituto Folk de Askov en Dinamarca,publicó la primera revista de electricidad eóli-ca del mundo y fundó en 1905 la Society ofWind Electricians, que al año siguiente llegó atener más de 350 miembros.

1920. DINAMARCA. Instalación de aerogeneradores de30-75 kW, por Lykkegaard Ltd.

1927. FRANCIA. Invención de la turbina Darrieus deeje vertical.

1930. DINAMARCA. Instalación de un aerogeneradorde 60-70 kW por la compañía danesa de inge-niería FL Smidth, con una caja multiplicadorade engranajes con tratamiento térmico. Durantela Segunda Guerra Mundial esta compañíaconstruyó varias máquinas bi y tripalas.

1931. BALAKLAVA, CRIMEA, RUSIA. Se instaló una má-quina con rotor de tres palas de 30 m de diá-metro y 100 kW, con viento de 11 m/s. Se paróen 1943.

1940. LES ORCADES, GRAN BRETAÑA. E. Golding y A.Stoddard construyeron un aerogenerador conrotor de tres palas de 12,5 m de diámetro y

ANEXO 7. BREVE CRONOLOGÍA DEL DESARROLLO DE LOS AEROGENERADORES


100 kW. Tuvo un funcionamiento defectuoso yfue desmontado.

1941. GRANDPA’S KNOB, VERMONT, ESTADOS UNIDOS.P. C. Putnam instaló la primera máquina conpotencia superior a 1 000 kW, con rotor bipa-la de 53 m de diámetro y 1 250 kW, a 15,3 m/s.Constituyó una gran experiencia para el pos-terior desarrollo de la energía eólica en losEstados Unidos. Desafortunadamente, la tur-bina fue muy grande para un primer prototipoy para el nivel de desarrollo de la ingenieríaeólica de la época. La regulación se realizabavariando la conicidad de las palas. Quizá estefue el motivo por el que una pala sufriera unaavería debido a una falla estructural; o sea,las vibraciones producidas por el cambio deconicidad continuo provocaron el fallo de unapala en 1945 por fatiga del material, y el pro-yecto fue abandonado.

1950. ST. ALBANS, GRAN BRETAÑA. Enfield y Andreuinstalaron un aerogenerador con rotor bipala,con palas huecas, de 24 m de diámetro y turbi-na alojada en el interior de la torre de soporte.La máquina era ayudada por la aspiración deaire desde la base de la torre, creada por laexpulsión de aire por las puntas de las palas.Generaba 100 kW a 13,5 m/s. Su rendimientofue muy débil con relación a las máquinas clá-sicas y se desmontó.

1955. DINAMARCA. El ingeniero danés Johannes Juul,uno de los alumnos del profesor La Cour, dise-ñó y construyó la turbina Gedser, con rotor tri-pala de 24 m de diámetro y 200 kW. Fue laprimera turbina eólica moderna fiable. Juul in-ventó los frenos aerodinámicos de emergenciaen punta de pala, que se activan por la fuerzacentrífuga en caso de sobrevelocidad. Básica-mente continúa utilizándose el mismo sistemade regulación por pérdida aerodinámica en lasturbinas modernas. Sus innovaciones principa-les radicaban en el empleo del control de po-tencia por pérdida aerodinámica y un genera-

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dor asincrónico en vez del convencional sin-crónico de aquella época. Un generador asin-crónico es más fácil de conectar a la red que elsincrónico, y la pérdida aerodinámica es tam-bién más simple para el control de la potencia.Estos dos conceptos constituyeron la base deldesarrollo de los aerogeneradores de los añosochenta en Dinamarca, que marcaron la pautade la presencia de este país en la producciónmundial de aerogeneradores. La máquina, quedurante muchos años fue la más grande delmundo, funcionó durante once años sin mante-nimiento y fue reacondicionada en 1975 a peti-ción de la NASA. Después de utilizarse du-rante varios años para mediciones de prueba,se desmanteló, y la góndola y el rotor de la tur-bina se expusieron en el Museo de Electrici-dad de Bjerringbro, en Dinamarca.

1958. FRANCIA. La Compañía de Electricidad de Fran-cia desarrolló varias experiencias con un ae-rogenerador en Saint-Remy-des-Landes-Neyrpic,con rotor de tres palas de 21,2 m de diámetro y132 kW, a 12,5 m/s; un segundo aerogenerador,también en Saint-Remy-des-Landes-Neyrpic,con rotor de tres palas de 35 m de diámetro y1 000 kW, a 17 m/s (ambos desmontados en1966); y una tercera máquina en Nogent-le-Rois, con rotor de tres palas de 30 m de diáme-tro y 800 kW, a 17 m/s. Esta última tuvo un altorendimiento para el momento: 70% del límitede Betz (59,3%).

1959. REPÚBLICA FEDERAL ALEMANA. El Profesor UlrichHutter instaló un aerogenerador con rotor bi-pala de 34 m de diámetro y 100 kW, a 8 m/s.Hutter fue uno de los pioneros de la energíaeólica en los años cincuenta. Su trabajo fue di-rigido a la aplicación de los principios de la ae-rodinámica moderna en el diseño de las turbi-nas eólicas. Muchos de los conceptos que éladaptó a las turbinas eólicas aún están en uso.

1975. ESTADOS UNIDOS. Se inició un programa de de-sarrollo cuyo primer resultado fue la instala-

ANEXO 7. BREVE CRONOLOGÍA DEL DESARROLLO DE LOS AEROGENERADORES

ción del aerogenerador MOD-0 con rotor bi-pala de 37,5 m de diámetro y 100 kW, a 8 m/s.

1978. ESTADOS UNIDOS. Se instalaron cinco aerogene-radores en diversos lugares de los EstadosUnidos con rotor bipala de 38 m de diámetro y200 kW, con viento entre 8,3 y 17,5 m/s.

1978. ESCUELA DE TVIND, ULTBOR, DINAMARCA. Se insta-ló un aerogenerador con rotor de tres palas de54 m de diámetro y 2 MW, con viento de 15 m/s(velocidad variable). Se empleó principalmen-te para calefacción.

1978-1985. Ocurrió el desarrollo y la comercializa-ción a gran escala de los aerogeneradores enDinamarca, con potencias entre 55 y 100 kW.

1979. FRANCIA. Se instaló el aerogenerador Aerowatt,financiado por la Compañía de Electricidad deFrancia, con rotor bipala de 18 m de diámetroy 100 kW, a 15 m/s. Se conectó a la red autó-noma de la isla de Ouessant.

1979. DINAMARCA. Se construyeron dos aerogenera-dores de 630 kW, NIBE A y B, uno con regula-ción por cambio del ángulo de paso y el otro deregulación por pérdida aerodinámica, con rotortripala de 40 m de diámetro y 630 kW, a 13 m/s.

1979. BOONE, CAROLINA DEL NORTE, ESTADOS UNIDOS. Seinstaló el aerogenerador MOD-1 General Elec-tric de 61 m de diámetro y 2 MW, a 11,4 m/s.

1980-1981. Se inicia la construcción de aerogenera-dores de 55 kW, los cuales significaron un im-pulso para la industria y la tecnología de lasmodernas turbinas eólicas.

1986-1991. Aparecieron las turbinas de 150 a 300 kW.1987. ESTADOS UNIDOS. Último aerogenerador del pro-

grama gubernamental norteamericano de laépoca: MOD-5B, de la empresa aeroespacialBoeing, de 100 m de diámetro y 3,2 MW. Seinstaló en Oahu, Hawai, en agosto de 1987.

1991. DINAMARCA. Se construyó un parque eólico off-shore entre 1,5 y 3 km al norte de la costa de laisla de Lolland, cerca del pueblo de Vindeby, enla costa del mar Báltico. El parque está constitui-do por once aerogeneradores Bonus de 450 kW,


con regulación por pérdida aerodinámica. Laproducción de electricidad supera en 20% alos emplazamientos en tierra equiparables.

1993. Aparecieron los aerogeneradores de 500 kWen Dinamarca y Alemania. En este último paísse desarrolló el aerogenerador Enercon, sin cajamultiplicadora. A partir de esos años comenzóun desarrollo creciente de la potencia y del diá-metro de las turbinas eólicas.

1995. DINAMARCA. La compañía de servicio públicoMidtkraft construyó el parque eólico marino deTunø Knob, a 3 km mar adentro de la isla deTunø y a 6 km de tierra firme de la costa de lapenínsula de Jutlandia, en la costa danesa delmar de Kattegat. El parque está constituido pordiez aerogeneradores Vestas de 500 kW conregulación por cambio del ángulo de paso.

1995. Instalación de la turbina eólica NEG Miconde 1 500 kW. El modelo original tenía un rotor de60 m de diámetro y dos generadores de 750 kWfuncionando en paralelo.

1996. Instalación de la turbina eólica Vestas 1500 kW.El modelo original tenía un rotor de 63 m dediámetro y un generador de 1 500 kW.

1998. Instalación de la turbina eólica Bonus de 2 MW,con un rotor de 72 m de diámetro.

1999. Instalación de la turbina eólica NEG Micon de2 MW, con un rotor de 72 m de diámetro.

2000. Instalación de la turbina eólica Nordex de 2,5 MW,con un rotor de 80 m de diámetro.

ANEXO 7. BREVE CRONOLOGÍA DEL DESARROLLO DE LOS AEROGENERADORES 309

1962. Creación de la Academia de Ciencias de Cuba(ACC).

1965. SEPTIEMBRE 2. Creación del Instituto de Meteo-rología (INSMET).

1972. Publicación del libro Geografía eólica de Orien-te, de Fernando Boytel Jambú.

1973. Creación y puesta en funcionamiento del Siste-ma Electroenergético Nacional (SEN).

1975. Creación del Grupo de Energía Solar de la Aca-demia de Ciencias de Cuba.

1976. Aprobación del Programa Principal Estatal«Investigaciones sobre el aprovechamiento dela energía solar en Cuba», bajo la dirección de laAcademia de Ciencias de Cuba.

1979. Creación del Grupo Técnico Asesor de Energía.1981. Ingreso de Cuba en el Programa de Energía

Solar del Consejo de Ayuda Mutua Económica(CAME).

1983. Creación de la Comisión Nacional de Energía (CNE).1984. MAYO 11. Creación del Centro de Investigaciones

de Energía Solar (CIES), en Santiago de Cuba.

Breve cronologíade la energía eólicaen Cuba después de 1959

ANEXO8

1987. Celebración del Primer Fórum de Piezas de Re-puesto y Tecnologías de Avanzada, que despuésse denominó Fórum de Ciencia y Técnica.

1990. El Instituto de Meteorología realiza el proyecto«Evaluación del potencial eólico de Cuba».

1991. Comenzó un proceso de prospección eólica encinco sitios de Cuba (Santa Cruz del Norte,Loma Colorada, cayo Sabinal, Tumbadero yPunta de Maisí), que se prolongó hasta 1993.Este proyecto obtuvo Premio Destacado en elVIII Fórum de Ciencia y Técnica en 1994.

1992. DICIEMBRE 10. Creación del Centro de Estudio deTecnologías Energéticas Renovables (CETER),en el Instituto Superior Politécnico José AntonioEcheverría (CUJAE).

1993. MARZO 25-26. Celebración del I Taller Nacionalde Energía Eólica en el Centro de Investigacio-nes de Energía Solar (CIES), en Santiago de Cuba.

1993. MAYO 20. El Comité Ejecutivo del Consejo deMinistros aprueba el Programa de Desarrollode las Fuentes Nacionales de Energía.

1993. JUNIO. La Asamblea Nacional del Poder Popu-lar, en el Primer Período Ordinario de Sesionesde la Cuarta Legislatura, analizó el Programade Desarrollo de las Fuentes Nacionales deEnergía y convocó a todas las institucionesdel país y a la población a participar en superfeccionamiento progresivo y su materiali-zación.

1994. El sitio seleccionado en la primera etapa de pros-pección en cayo Sabinal fue el conocido comoplaya Los Pinos, a 18 km al Norte-noroeste dela ciudad de Nuevitas. El emplazamiento se si-tuó a 30 m del litoral y en una cota aproximadade 2 m sobre el nivel medio del mar. El Ane-modata fue el equipo instalado, desarrollado porel Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE)de México, de donde facilitaron cinco equiposen calidad de préstamo.

1994. JUNIO. Celebración del Primer Taller Interna-cional de Energías Renovables Solar’94, en elPalacio de Convenciones de La Habana.

311ANEXO 8. BREVE CRONOLOGÍA DE LA ENERGÍA EÓLICA EN CUBA DESPUÉS DE 1959


1994. NOVIEMBRE. Creación de la Sociedad Cubana parala Promoción de las Fuentes Renovables de Ener-gía y el Respeto Ambiental (CUBASOLAR).

1994. NOVIEMBRE. Instalación de una estación ane-mométrica en Punta Maternillos, a 100 m alsureste del faro Cristóbal Colón y a 30 m de lalínea costera, sobre un mástil de 20 m de altu-ra, con un data logger de fabricación alema-na al que se conectaron dos anemómetros (enlos niveles de 10 y 20 m) y una veleta (a 20 m).El intervalo de captación de datos de los cen-sores fue de un minuto, los promedios y regis-tros en memoria se efectuaron cada 30 minu-tos y los ciclos de descarga de la memoria delequipo fueron programados para un máximode 93 días. Los datos registrados por el equipopara cada nivel de medición fueron: velocidadmedia, desviación estándar, velocidad máximay rumbo (este último en el nivel de 20 m, dondese instaló la veleta). El procesamiento de losdatos fuente se realizó utilizando un softwarecomercial para Windows. Esta segunda etapade la prospección eólica en cayo Sabinal co-menzó en noviembre de 1994 y concluyó enoctubre de 1996.

1994. Creación de la División Comercial EcoSol, deCOPEXTEL S.A.

1995. Creación del Centro Integrado de TecnologíaApropiada (CITA), del Instituto Nacional deRecursos Hidráulicos (INRH), en Camagüey.

1996. JUNIO 3-7. Celebración del Taller InternacionalCUBASOLAR’96 en las provincias de San-tiago de Cuba y Guantánamo.

1996. SEPTIEMBRE. Instalación de un sistema híbridoeólico-fotovoltaico en el puesto de guardafron-teras de Boca de Jauco en Maisí, Guantána-mo, constituido por un aerogenerador tipoAirMarine con una potencia de 0,40 kW y pa-neles solares fotovoltaicos con una potencia de0,24 kW. La generación estimada del aeroge-nerador era de 2,11 kWh/día; y la de los pane-les, de 1,20 kWh/día, que representan en total

313

3,31 kWh/día, es decir, 1 148,44 kWh/a. El aero-generador se averió en el 2001 y dejó de funcio-nar. Instalación ejecutada por EcoSol Solar.

1997. MARZO 14. Celebración del Evento Provincialde Generalización de Molinos de Viento en laFábrica de Bombas de Agua Alejandro Ariasen Camagüey.

1997. ABRIL 3-4. Celebración del II Taller Nacional deEnergía Eólica en el Centro Integrado de Tecno-logía Apropiada (CITA), del Instituto Nacional deRecursos Hidráulicos (INRH), en Camagüey.

1998. ABRIL 13-17. Celebración del Taller Internacio-nal CUBASOLAR’98 en las provincias de San-tiago de Cuba y Guantánamo.

1998. JULIO 17. Celebración del Taller Nacional deMolinos de Viento Tradicionales en la Fábricade Implementos Agrícolas 26 de Julio, en Ba-yamo, Granma.

1999. MARZO. Puesta en marcha del aerogeneradorTornado T7-10 en Cabo Cruz, provincia deGranma, con una potencia nominal de 10 kW,por lo que constituye la primera máquina eóli-ca construida en Cuba con más de 1 kW depotencia y conectada al Sistema Electroener-gético Nacional (SEN).

1999. MARZO 2-5. Celebración de la I ConferenciaInternacional de Energía Renovable, Ahorro deEnergía y Educación Energética (CIER 1999),en La Habana.

1999. ABRIL 14. Instalación de un aerogenerador de2,8 kW de potencia, con un rotor de cuatro pa-las de 4 m de diámetro y un mástil de 10 m dealtura. La máquina se construyó en la Univer-sidad Técnica de Berlín y se instaló en el Cen-tro Integrado de Tecnología Apropiada (CITA),en Camagüey.

1999. ABRIL 16. Se realiza la primera conexión a lared eléctrica de los aerogeneradores del par-que eólico demostrativo de Turiguanó, en Cie-go de Ávila.

1999. JUNIO 5. Inauguración oficial del parque eólicodemostrativo de Turiguanó, primero de su tipo

ANEXO 8. BREVE CRONOLOGÍA DE LA ENERGÍA EÓLICA EN CUBA DESPUÉS DE 1959


en Cuba, con dos aerogeneradores españolesEcotècnia 28-225, con una potencia de 225 kWcada uno, es decir, 0,45 MW en total y una ge-neración eléctrica prevista de 1 000 MWh/año,con conexión al Sistema Electroenergético Na-cional (SEN) a través de S.E. 400/13 200 V. Losaerogeneradores son de eje horizontal, con trespalas danesas (de paso fijo con generadoresde vórtex) de 28 m de diámetro (616 m2 deárea barrida por el rotor), una velocidad de ro-tación de 30/41 rpm y el eje a 32,3 m de alturasobre el terreno, con una torre tubular cónicade acero de 30 m de altura. La velocidad dearranque es de 4 m/s (14 km/h); y la de para-da, de 25 m/s (90 km/h). La velocidad nominales de 14 m/s (50 km/h); y la máxima, de 65 m/s(234 km/h). Poseen dos generadores asíncro-nos de 440 V, 60 Hz en cascada, con carcasacomún; el principal es de 1 200 rpm, 225 kW;el auxiliar, de 900 rpm, 70 kW. El factor decapacidad previsto es de 25%. El ruido a 100 mdebe ser menor de 50 dBA, con aislamientoacústico en carcasa y torre. Ambas máquinasfuncionan con control automático mediante unmicroprocesador y mando a distancia vía mó-dem, y tienen frenos aerodinámicos y una orien-tación activa con servomotor y freno, ademásde otros frenos a disco en el eje rápido. El par-que forma parte del Programa de Energía Eó-lica de CUBASOLAR, en apoyo al Programade Investigación-Desarrollo de Energías Sos-tenibles, del CITMA, y al Programa de Desa-rrollo de las Fuentes Nacionales de Energía.Durante los cuatro años de ejecución del pro-yecto se contó con el respaldo del GobiernoProvincial y las autoridades del municipio Mo-rón, del MINBAS, la UNE (que aportó el fi-nanciamiento nacional requerido) y la OBEI dela provincia de Ciego de Ávila, como inversio-nista y operador del proyecto. En la instalaciónse contó con la asesoría técnica de la coopera-tiva catalana Ecotècnia SCCL, EcoSol e INEL,

315

que asumieron junto a CUBASOLAR la geren-cia del proyecto. El sitio se seleccionó despuésde dos años de estudio del viento local, como par-te del proyecto de prospección eólica ejecutadopor INEL y CUBASOLAR. El Parque se conci-bió con el objetivo de aportar 1 000 MWh/año alSEN (40% del consumo anual de la isla de Turi-guanó), ahorrar 430 toneladas de combustible yevitar la emisión de 215 toneladas anuales de con-taminantes a la atmósfera.

1999. NOVIEMBRE 9-12. Celebración del III TallerNacional de Energía Eólica en el Centro Inte-grado de Tecnología Apropiada (CITA), delInstituto Nacional de Recursos Hidráulicos(INRH), en Camagüey.

1999. Instalación de un aerogenerador Caribe-2 de460 W de potencia, diseñado y construido en elCentro de Investigaciones de Energía Solar(CIES), en Boca de Jauco, comunidad ruralsituada en la costa sur del municipio Maisí, a20 km de playita de Cajobabo y 120 km deGuantánamo. El sistema eólico posee un ban-co de baterías de 450 Ah, un inversor de co-rriente directa a alterna, un televisor, ocho lám-paras fluorescentes y una radiograbadora, y sebenefician con el servicio eléctrico 142 vivien-das, con 571 habitantes, y un círculo social.

1999. Instalación de un sistema híbrido eólico-fotovol-taico en el barrio Punta Caleta, a pocos kilóme-tros de playita de Cajobabo y a 125 km de Guan-tánamo. El sistema cuenta con varios panelesfotovoltaicos, un aerogenerador Caribe-2 —di-señado y construido en el Centro de Investiga-ciones de Energía Solar (CIES)—, un banco debaterías de 450 Ah, un televisor, quince lámparasfluorescentes, un inversor de corriente directa aalterna, un regulador de voltaje y un refrigerador.

2000. ABRIL 23-29. Celebración del Taller Internacio-nal CUBASOLAR’2000 en la Ciudad EscolarCamilo Cienfuegos, Bartolomé Masó, Granma.

2000. Instalación de sistemas híbridos eólico-fotovol-taicos en tres escuelas primarias en Maisí, Guan-



tánamo, constituidos por un aerogenerador, tipoAirMarine con una potencia de 0,40 kW, y pa-neles solares fotovoltaicos con una potencia de0,17 kW. La generación estimada del aeroge-nerador era de 2,11 kWh/día; y de los pane-les, de 0,85 kWh/día, que representan en total2,96 kWh/día, es decir, 1 027,07 kWh/a. Insta-lación ejecutada por EcoSol Solar.

2001. ENERO. Instalación de un sistema híbrido eólico-Diesel en ENPFF, en cayo Romano, Esmeral-da, Camagüey, constituido por un aerogenera-dor tipo WP175 con una potencia de 3,0 kW yuna planta Diesel con una potencia de 10,0 kW.La generación estimada del aerogenerador erade 17,28 kWh/día, es decir, 5 991,84 kWh/a. Ins-talación ejecutada por EcoSol Solar. Se desacti-vó en el 2003 por avería en los imanes perma-nentes del aerogenerador.

2001. Creación del Centro de Gestión de la Informacióny Desarrollo de la Energía (CUBAENERGÍA),del Ministerio de Ciencia, Tecnología y MedioAmbiente (CITMA).

2001. Instalación de un sistema híbrido eólico-foto-voltaico en la Escuela Secundaria Básica Agus-tín Gómez en Santo Domingo, Villa Clara, cons-tituido por un aerogenerador tipo AirMarine conuna potencia de 0,40 kW y paneles solares fo-tovoltaicos con una potencia de 0,10 kW. Lageneración estimada del aerogenerador era de1,54 kWh/día; y de los paneles, de 0,50 kWh/día,que representan en total 2,04 kWh/día, es decir,705,98 kWh/a. Instalación ejecutada por Eco-Sol Solar. Se reportó una avería en abril de 2005.

2001. SEPTIEMBRE 11-15. Celebración de la II Conferen-cia Internacional de Energía Renovable, Ahorrode Energía y Educación Energética (CIER 2001),en La Habana, Pinar del Río y Matanzas.

2002. ENERO. Instalación de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico en ENPFF en cayo Cruz, Esmeral-da, Camagüey, constituido por un aerogenera-dor tipo AirMarine con una potencia de 0,40 kWy paneles solares fotovoltaicos con una poten-

317

cia de 0,17 kW. La generación estimada del ae-rogenerador era de 2,11 kWh/día; y de los pane-les, de 0,85 kWh/día, que representan en total2,96 kWh/día, es decir, 1 027,07 kWh/a. Instala-ción ejecutada por EcoSol Solar.

2002. ENERO. Instalación de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico en ENPFF en cayo Guajaba, Es-meralda, Camagüey, constituido por un aerogene-rador tipo AirMarine con una potencia de0,40 kW y paneles solares fotovoltaicos con unapotencia de 0,17 kW. La generación estimadadel aerogenerador era de 2,11 kWh/día; y de lospaneles, de 0,85 kWh/día, que representan entotal 2,96 kWh/día, es decir, 1 027,07 kWh/a. Sereporta que la demanda supera la capacidadde generación. Instalación ejecutada por Eco-Sol Solar.

2002. ENERO. Instalación de un sistema híbrido eóli-co-fotovoltaico en ENPFF en cayo Sabinal,Nuevitas, Camagüey, constituido por dos aero-generadores tipo AirMarine con una potenciade 0,80 kW y paneles solares fotovoltaicos conuna potencia de 0,17 kW. La generación estima-da de los aerogeneradores era de 4,22 kWh/día;y de los paneles, de 1,65 kWh/día, que re-presentan en total 5,87 kWh/día, es decir,2 036,81 kWh/a. Se reporta que la demanda su-pera la capacidad de generación. Instalaciónejecutada por EcoSol Solar.

2002. ENERO. Instalación de un aerogenerador tipoAirMarine con una potencia de 0,40 kW, enuna unidad de guardabosques en Pinar del Río.La generación estimada era de 1,54 kWh/día,es decir, 532,61 kWh/a. Instalación ejecutadapor EcoSol Solar.

2002. FEBRERO. Instalación de un sistema híbrido eó-lico-fotovoltaico en Áreas Protegidas La Sali-na en la Ciénaga de Zapata, Matanzas, consti-tuido por un aerogenerador tipo AirMarine conuna potencia de 0,40 kW y paneles solares fo-tovoltaicos con una potencia de 0,80 kW. Lageneración estimada del aerogenerador era de



2,11 kWh/día; y de los paneles, de 4,0 kWh/día,que representan en total 6,11 kWh/día, es de-cir, 2 119,34 kWh/a. El sistema funciona satis-factoriamente en ambiente agresivo. Instala-ción ejecutada por EcoSol Solar.

2002. ABRIL 1-6. Celebración del Taller InternacionalCUBASOLAR’2002 en la provincia de Pinardel Río.

2002. OCTUBRE 14. Creación del Frente de EnergíasRenovables (FER), por indicaciones de la Se-cretaría Ejecutiva del Consejo de Ministros, conlos objetivos siguientes: Dotar al país de un ins-trumento estatal especializado que propicie, pro-mueva y proponga al Gobierno la política que sedebe seguir en cuanto al uso de las fuentes re-novables; priorizar, fortalecer y elevar a planossuperiores la utilización de las fuentes renova-bles de energía para su aprovechamiento racio-nal y útil, de una manera sostenible; y favore-cer y potenciar la cohesión e integración de lasdiversas instituciones y ministerios con mayorvínculo e incidencia en esta estratégica actividad.

2002. OCTUBRE 22. Instalación de un sistema híbridoeólico-fotovoltaico en un centro de acopio delMinisterio de la Industria Pesquera (MIP) enLa Manteca, Isla de la Juventud, constituido pordos aerogeneradores tipo AirMarine con una po-tencia de 0,80 kW y paneles solares fotovoltai-cos con una potencia de 0,24 kW. La genera-ción estimada de los aerogeneradores era de3,84 kWh/día; y de los paneles, de 1,20 kWh/día,que representan en total 5,08 kWh/día, es decir,1 747,62 kWh/a. Se reporta que la demanda su-pera la capacidad de generación. Instalación eje-cutada por EcoSol Solar.

2002. OCTUBRE 23. Instalación de un sistema híbridoeólico-fotovoltaico en un centro de acopio delMinisterio de la Industria Pesquera (MIP) enAguardiente, Isla de la Juventud, constituido pordos aerogeneradores tipo AirMarine con unapotencia de 0,80 kW y paneles solares fotovol-taicos con una potencia de 0,24 kW. La gene-

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ración estimada de los aerogeneradores era de3,84 kWh/día; y de los paneles, de 1,20 kWh/día,que representan en total 5,08 kWh/día, es decir,1 747,62 kWh/a. Se reporta que la demandasupera la capacidad de generación. Instalaciónejecutada por EcoSol Solar.

2002. OCTUBRE 24. Instalación de un sistema híbridoeólico-fotovoltaico en un centro de acopio delMinisterio de la Industria Pesquera (MIP) en Pun-ta del Este, Isla de la Juventud, constituido pordos aerogeneradores tipo AirMarine con unapotencia de 0,80 kW y paneles solares fotovol-taicos con una potencia de 0,24 kW. La gene-ración estimada de los aerogeneradores era de3,84 kWh/día; y de los paneles, de 1,20 kWh/día,que representan en total 5,08 kWh/día, es de-cir, 1 747,62 kWh/a. Se reporta que la demandasupera la capacidad de generación. Instalaciónejecutada por EcoSol Solar.

2003. MARZO. Instalación de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico en el Consejo Popular de Viento Fríoen San Antonio del Sur, Guantánamo, constituidopor un aerogenerador tipo Inclin 3000 con unapotencia de 3,0 kW y paneles solares fotovoltai-cos con una potencia de 2,0 kW. La generacióndel aerogenerador era de 12,96 kWh/día; y de lospaneles, de 10,0 kWh/día, que representan entotal 22,96 kWh/día, es decir, 7 961,38 kWh/a.Instalación ejecutada por EcoSol Solar. El siste-ma se desactivó después de confirmarse que elviento es insuficiente, y se sustituyó por siste-mas fotovoltaicos independientes.

2003. MARZO. Instalación de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico-Diesel en la estación repetidora deRadioCuba en La Cana, Imías, Guantánammo,constituido por un aerogenerador tipo Inclin 6000con una potencia de 6,0 kW, paneles solares fo-tovoltaicos con una potencia de 16,0 kW y unaplanta Diesel. La generación estimada del aero-generador y los paneles era de 120,32 kWh/día,es decir, 41 720,96 kWh/a. Instalación ejecuta-da por EcoSol Solar. En febrero de 2005 la ins-



talación sufrió daños severos por un rayo. Ra-dioCuba prevé la desactivación de esta esta-ción repetidora por dificultades de accesibili-dad, por lo que se propuso desmontar el sistemae instalarlo en otra localidad.

2003. OCTUBRE 28-31. Celebración de la III Conferen-cia Internacional de Energía Renovable, Ahorrode Energía y Educación Energética (CIER 2003),en La Habana, Pinar del Río y Matanzas.

2004. ABRIL 12-16. Celebración del Taller Internacio-nal CUBASOLAR’2004 en la provincia deGuantánamo.

2004. JUNIO 22. Creación del Centro de Formación deEnergía Eólica (Aumatex), en el Centro de In-vestigaciones de Ecosistemas Costeros (CIEC),en cayo Coco, Ciego de Ávila.

2004. DICIEMBRE. Instalación de un sistema híbridoeólico-fotovoltaico-Diesel en el puesto de guar-dafronteras de Bahía de Cádiz, Corralillo, VillaClara, constituido por un aerogenerador tipoInclin 1500 con una potencia de 1,5 kW, pane-les solares fotovoltaicos con una potencia de2,40 kW y una planta Diesel. La generaciónestimada del aerogenerador y los paneles erade 20,64 kWh/día, es decir, 7 156,92 kWh/a.Instalación ejecutada por EcoSol Solar.

2004. Realización del proyecto «Mapa del potencialeólico de Cuba. Aplicación de un modelo demicroescala (WAsP)» por el Instituto de Me-teorología (INSMET), el Centro de Gerencia deProgramas y Proyectos Priorizados (GEPROP),el Centro de Estudio de Tecnologías Energéti-cas Renovables (CETER) y el Centro Nacionalde Áreas Protegidas.

2005. MAYO 25-28. Celebración de la IV ConferenciaInternacional de Energía Renovable, Ahorro deEnergía y Educación Energética (CIER 2005),en Varadero, Matanzas.

2005. JULIO 22. Visita de una delegación cubana alparque eólico de Wigton, Jamaica.

2005. JULIO 31. Visita a España de una delegación deespecialistas cubanos en energía eólica.

321

2005. AGOSTO. Visita de una delegación cubana a Ale-mania y Dinamarca para conocer las experien-cias de ambos países en relación con la ener-gía eólica.

2005. SEPTIEMBRE. Constitución del Grupo de Trabajopara el Impulso de la Energía Eólica, creadopor el Consejo de Estado de la República deCuba, bajo la conducción del Equipo de Coor-dinación y apoyo del Comandante en Jefe.

2005. OCTUBRE 17-20. Visita de una delegación cuba-na a Guadalupe y Martinica para conocer lasexperiencias de esos dos países en el desarro-llo de la energía eólica.

2005. NOVIEMBRE 2-6. Participación de una delega-ción cubana oficial en la Conferencia Mundialde Energía Eólica, celebrada en Australia.

2005. NOVIEMBRE 11-22. Visita de una delegación cu-bana a China para dearrollar proyectos de co-laboración sobre energía eólica.

2005. DICIEMBRE. Instalación de un aerogenerador tipoInclin 3000 de 3,0 kW, en la Estación Ecológi-ca de cayo Sabinal, Nuevitas, Camagüey. Lageneración estimada del aerogenerador era de18,72 kWh/día, es decir, 6 491,16 kWh/a. Ins-talación ejecutada por EcoSol Solar.

2005. DICIEMBRE. La Asamblea Nacional del PoderPopular aprueba declarar el 2006 como Añode la Revolución Energética en Cuba.

2006. ENERO 17. Discurso del Comandante en JefeFidel Castro en Pinar del Río, en el que se re-fiere a los planes de desarrollo de la energíaeólica en Cuba.

2006. ENERO. Instalación de un aerogenerador tipo In-clin 1500 de 1,50 kW, en el puesto de guarda-fronteras del cabo de San Antonio, Guane, Pi-nar del Río. La generación estimada delaerogenerador era de 5,40 kWh/día, es decir,1 872,45 kWh/a. Instalación ejecutada por Eco-Sol Solar.

2006. FEBRERO 6. Se inicia el Diplomado de EnergíaEólica para la Producción de Electricidad, con-vocado por el Centro de Estudio de Tecnolo-


gías Energéticas Renovables (CETER), de laCUJAE, en La Habana.

2006. ABRIL 17-21. Celebración del Taller Internacio-nal CUBASOLAR’2006 en las provincias deVilla Clara y Cienfuegos.

2006. MAYO 1RO. Nueva alusión del compañero FidelCastro a la energía eólica en su discurso por lacelebración del Día Internacional de los Tra-bajadores, en la Plaza de la Revolución, en LaHabana.

2006. JULIO 26. El Comandante en Jefe Fidel Castronuevamente se refiere al desarrollo de la ener-gía eólica en Cuba, en el discurso pronunciadoen Granma con motivo del aniversario 53 delasalto al cuartel Moncada.

2006. NOVIEMBRE 6-8. Participación de una delega-ción cubana oficial en la Conferencia Mundialde Energía Eólica, celebrada en la India.

2006. NOVIEMBRE 23-24. Defensa de las tesinas delDiplomado de Energía Eólica para la Produc-ción de Electricidad.

2007. ENERO 16-17. Celebración de la Sesión Espe-cial de Energía Renovable, en el Centro deConvenciones de Cojímar, en la Escuela de Tra-bajadores Sociales, como parte del XV Fórumde Ciencia y Técnica.

2007. ENERO. Elaboración de la primera versión delmapa eólico de Cuba, el mapa de evidenciasecológicas y el mapa de riesgos naturales.

2007. ENERO. Visita a España de especialistas del Des-pacho Eléctrico del Ministerio de la IndustriaBásica de Cuba.

2007. FEBRERO 24. Inauguración por el compañeroCarlos Lage Dávila del parque eólico experi-mental Los Canarreos, en la Isla de la Juven-tud, con seis aerogeneradores abatibles de lafirma francesa Vergnet y una capacidad insta-lada total de 1,65 MW.


ASOCIACIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA EÓLICA (WWEA).Wind Energy Internacional 2005/2006. 2005.

————. Wind Energy-Technology & Planning.2006.

CÁDIZ DELEITO, J. C. Y J. RAMOS CABRERO. La energíaeólica. Tecnología e historia. Hermann Blume.

————. Molinos de viento, historia de las má-quinas eólicas. Editorial ENDESA-Tabapress,S.A., 1992.

CENTRO DE INVESTIGACIONES ENERGÉTICAS, MEDIO-AMBIENTALES Y TECNOLÓGICAS. Principios deconversión de la energía eólica. Madrid: Ed.CIEMAT, 1999.

EGGLESTON, DAVID Y STODDARD FORREST. Wind Tur-bine Engineering Design. New York: Ed. VanNostrand, 1987.

European Wind Energy Standards, Project Results,Practical Information and Programmes. Comi-sión Europea, Report EUR 16898.

GASCH, R. Y J. TWELE. Wind Power Plants Funda-mentals, Design, Construction and Operation.

Bibliografíaconsultada

ANEXO9

London: Ed. James & James (Science Publis-her) Ltd., 2002.

GIPE, PAUL. Wind Energy Basics. Chelsea GreenPublishing, 1999.

————. Wind Energy Comes of Age. New York:John Wiley & Sons New York Ltd., 1995.

————. Wind Power for Home and Business.Chelsea Green Publishing, 1993.

————. Wind Power. London: Ed. James & Ja-mes (Science Publisher) Ltd., 2004.

INSTITUTO PARA LA DIVERSIFICACIÓN Y AHORRO DE LA ENER-GÍA (IDAE). Manuales de energías renovables:Energía eólica. Edición Especial Cinco Días, 1996.

LE GOURRIERES, DESIRÉ. Energía eólica. Teoría, con-cepción y cálculo práctico de instalaciones.Barcelona: Ed. Exrolles, 1985.

LYSEN, E. Introduction to Wind Energy. CWD Pu-blications, 1983.

MAXWELL, J. F.; J. G. MCGOWAN Y A. L. ROGERS. WindEnergy Explained: Theory, Design and Appli-cation. New York: Ed. John Wiley & Sons NewYork Ltd., 2003.

ORGANIZACIÓN LATINOAMERICANA DE ENERGÍA (OLADE).Manual de energía eólica. Quito: s.a.

PINILLA, ÁLVARO. Manual de aplicación de la ener-gía eólica. Colombia: Instituto de Ciencias Nu-cleares y Energías Alternativas de los Andes(INEA), 1996.

RODRÍGUEZ AMENEDO, J. L.; J. C. BURGOS DÍAZ Y S.AMALTE GÓMEZ. Sistemas eólicos de producciónde electricidad. Madrid: Ed. Rueda S.L., 2003.

TROEN, IB Y ERIC LUNDT PETERSEN. European WindAtlas. Riso Nacional Laboratory, publicado por laComunidad Europea, 1989.

VILLARRUBIA, MIGUEL. Energía eólica. Barcelona:Ediciones Ceac, 2004.

WORLD METEOROLOGICAL ORGANIZATION (WMO). Me-teorological Aspects of the Utilization of WindEnergy Source. Ginebra: 1981.


Sitios Websobre energía eólica

ANEXO10

Actualmente existen muchos sitios Web relacionadoscon la energía eólica, de los que se aporta una listamínima a modo de orientación. Para comenzar el estu-dio individual del tema, quizá el más recomendado es elsitio auspiciado por la Asociación Danesa de TurbinasEólicas (www.windpower.dk o www.windpower.org),por su profusa información referida a medianos y gran-des aerogeneradores.

Asociacioneshttp://www.argentinaeolica.org.ar: ASOCIACIÓN ARGEN-

TINA DE ENERGÍA EÓLICA.http://www.atmedia.net: AUSTRIAN WIND ENERGY AS-

SOCIATION.http://www.auswea.com.au AUSTRALIAN WIND ENERGY

ASSOCIATION.http://www.bwea.com: BRITISH WIND ENERGY ASSOCIATION.http://www.canwea.ca: CANADIAN WIND ENERGY ASSOCIATION.http://www.cwea.org.cn: CHINA WIND ENERGY ASSOCIATION.http://www.dkvind.dk: DANISH WIND TURBINES OWNERS

ASSOCIATION.


http://www.ewea.org: EUROPEAN WIND ENERGY ASSOCIATION.http://www.fee.asso.fr: FRENCH WIND ENERGY ASSOCIATION.http://www.icon.co.za/-sawea: SOUTH WIND ENERGY ASSO-

CIATION.http://www.inwind.com: INDIAN WIND ENERGY ASSOCIATION.http://www.iwea.com: IRISH WIND ENERGY ASSOCIATION.http://www.suisse-eole.ch: SUISSE EOLE.http://www.vdma.org: VDMA POWER SYSTEMS, GERMAN

ENGINEERING FEDERATION.http://www.vindkraftforeningen.fi: FINNISH WIND ENER-

GY ASSOCIATION.http://www.wind-energie.de: GERMAN WIND ENERGY AS-

SOCIATION.http://www.wind-fgw.de: GERMAN WIND TURBINES MA-

NUFACTURERS ASSOCIATION.http://www.windpower.dk: DANISH WIND TURBINES MA-

NUFACTURERS ASSOCIATION.http://www.wwea.org: AMERICAN WIND ENERGY ASSOCIATION.http://www.wwindea.org: WORLD WIND ENERGY ASSOCIATION.

Centros de investigación y superación,universidades, laboratorios y campos de pruebahttp://www.aau.kk: UNIVERSIDAD DE AALBORG.http://www.awts.pe.ca: ATLANTIC WIND TEST SITE.http://www.ciemat.es: DEPARTAMENTO DE ENERGÍAS RE-

NOVABLES (CIEMAT).http://www.cujae.edu.cu/centros/ceter: CENTRO DE ES-

TUDIO DE TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS RENOVABLES.http://www.cwet.tn.nic.in: CENTRE FOR WIND ENERGY TECH-

NOLOGY (C-WET).http://www.dewi.de: DEUTSCHES WINDENERGIE INSTITUT.http://www.dtu.dk: UNIVERSIDAD TÉCNICA DE DINAMARCA.http://www.ecn.nl/wind: ENERGIE CENTRUM NEDERLANDS (ECN).http://www.eole.org: UNIVERSITY OF QUEBEC.http://www.eolica.com.br: CENTRO BRASILEIRO DE ENER-

GÍA EÓLICA.http://www.folkecenter.dk: FOLKECENTER FOR RENEWA-

BLE ENERGY.http://www.ilr.tu-berlin.de/wka/engwindkraft.html:

TECHNICAL UNIVERSITY OF BERLIN.http://www.iset.uni-kassel.de: INSTITUT FOR SOLARE

ENERGIEVERSORGUNGSTECHNIK (ISET).

327

http://www.mans.eun.eg/english: AFRICAN WIND ENER-GY TRAI-NING CENTRE, EGYPT.

http://www.ncepu.edu.cn: NORTH CHINA ELECTRIC POWER

UNIVERSITY.http://www.nel.uk: NATIONAL ENGINEERING LABORATORY.http://www.nrel-gov/wind: NATIONAL RENEWABLE ENER-

GY LABORATORY (NREL).http://www.risoe-staget.risoe.dk: RISOE NATIONAL LA-

BORATORY.http://www.sandia.gov/wind: SANDIA NATIONAL LABORATORY.http://www.sl.on.ca: ST. LAWRENCE COLLEGE, CANADÁ.http://uneprisoe.org: CENTRO RISOE-PNUMA.http://www.windenergy.org: ALTERNATIVE ENERGY INSTITUT.http://www.windtest.de: WINDTEST KAISER-WILHELM-KOOG.

Consultantes internacionaleshttp://www.btm.dk: BTM CONSULT.http://www.designsolution.ks.de: DESIGN SOLUTION.http://www.dynamix.de: DYNAMIK.http://www.energys.info: ENERSYS GMBH.http://www.garradhassan.com: GARRAD HASSAN.http://www.idaswind.com: IDASWIND GMHB.http://www.juwi.de: JUWI GMHB.http://www.lahmeyer.de: LAHMEYER INTERNATIONAL GMBH.

Fabricantes de grandes aerogeneradoreshttp://www.dewind.de: DEWIND.http://www.ecotecnia.com: ECOTECNIA.http://www.enercon.de: ENERCON GMBH.http://www.furlaender.de: FUHRLANDER GMBH.http://www.gamesa.es: GAMESA EÓLICA S.A.http://www.gewindenergy.com: GE WIND.http://www.goldwind.cn: GOLDWIND.http://www.mhi.co.jp: MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES.http://www.nordex.de: NORDEX.http://www.repower.de: REPOWER SYSTEMS.http://www.suzlon.com: SUZLON.http://www.vestas.dk: VESTAS DWT.

Fabricantes de pequeños aerogeneradoreshttp://www.aerocraft.de: AEROCRAFT.http://www.ampair.com: AMPAIR.

ANEXO 10. SITIOS WEB SOBRE ENERGÍA EÓLICA

http://www.bergey.com: BERGEY WINDPOWER CO. INC.http://www.bornay.com: BORNAY AEROGENERADORES.http://www.cataventoskenya.com.br: CATAVENTOS KENYA.http://www.fortiswindenergy.com: FORTIS.http://www.inventusgmhb.de: INVENTUS.http://www.marlec.co.uk: MARLEC ENGINEERING COMPANY.http://www.phoenixwp.com: PHOENIX WINDPOWER.http://www.vergnet.fr: VERGNET S.A.

Fabricantes de palashttp://www.abeking.com: ABEKING & RASMUSSEN ROTEC.http://www.lm.dk: LM GLASFIBER A/S.http://www.olsenwings.dk: OLSEN WINGS.

Fabricantes de torreshttp://www.davi.com: DAVI WIND TOWERS SYSTEM.http://www.seeba-online.de: SEEBA ENERGIESYSTEME GMBH.

Data loggers, sistemas de adquisición de datoshttp://www.ammonit.de: AMMONIT.http://www.nrgsystems.com: NRG INC.http://www.secondwind.com: SECOND WIND.http://www.windspeed.co.uk: VECTOR INSTRUMENTS.

Softwarehttp://www.brower.com: WIND MAP.http://www.emd.dk: WINDPRO

http://www.garradhassan.com: WINDFARMER.http://www.resoft.co.uk: WINDFARM.http://www.retscreen.gc.ca: RETSCREEN.

Publicacioneshttp://www.ata.org: AU RENEW.http://www.dewi.de: DEWI MAGAZIN.http://www.energias-renovables.net: ENERGÍAS RENOVABLES.http://www.energy.org: HOME ENERGY MAGAZINE.http://www.homepower.org: HOME POWER MAGAZINE.http://www.jxj.com: RENEWABLE ENERGY WORLD.http://www.multi-science.co.uk/windeng.htm: JOURNAL

OF WIND ENGINEERING.http://www.windpower-monthly.com: WINDPOWER MONTHLY.http://www.wwea.org/directions.htm: WINDIRECTIONS.


BÉRRIZ PÉREZ, LUIS. «Las energías renovables enCuba», en Energía y tú (22): 16-22, abr.-jun., 2003.ISSN 1028-9925.

Bomba manual 53. Taíno. Manual de operación,mantenimiento y listado de piezas. Camagüey:CICMA, dic., 1981. 11 pp.

Bomba manual. Marca Taíno. Modelo No. 53. Ins-trucciones de instalación. Camagüey: Empresaproductora de bombas de agua, partes, piezas eimplementos agrícolas, 1986. 16 pp.

Bomba manual. Marca Taíno. Modelo No. 55. Ins-trucciones de instalación. Camagüey: Empresaproductora de bombas de agua, partes, piezas eimplementos agrícolas, 1987. 16 pp.

BOYTEL JAMBÚ, FERNANDO. Geografía eólica de Orien-te. La Habana: Ediciones de Ciencia y Técnica,Instituto Cubano del Libro, 1972. 256 pp.

CASANOVA TRETO, PEDRO. «Análisis estructural. Car-gas aerodinámicas en el rotor de un aerogenera-dor», en Eco Solar (11): ene.-mar., 2005. ISSN1028-6004.

Bibliografía cubanasobre energía eólica

ANEXO11


CASTILLO SALGADO, FRANCISCO. «La energía eólica leda la mano a la naturaleza». /Noticias/, en Ener-gía y tú (15): 47, jul.-sep., 2001. ISSN 1028-9925.

COLECTIVO DE AUTORES. Hacia una cultura energéti-ca. Tabloide de Universidad para Todos. La Ha-bana: Ed. Academia, 2004. 32 pp.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA. Algunas fuentes al-ternativas de energía, aprovechables en Cuba(Anexo al Informe del Grupo de Combustible, parala Reunión de Estudio de mayo de 1991). La Ha-bana: may. 7, 1991. 24 pp.

————. Programa de Desarrollo de las Fuen-tes Nacionales de Energía. La Habana: jun.,1993. 80 pp.

«IV Taller Nacional de Energía Eólica». /Convocato-rias/, en Energía y tú (20): 49, oct.-dic., 2002;(21): 65, ene.-mar., 2003; (22): 49, abr.-jun., 2003,y (23): 50, jul.-sep., 2003. ISSN 1028-9925.

El camino hacia la era solar. Material didáctico sobrelas razones y posibilidades para el aprovechamientode la energía renovable. La Habana: Ed. Científico-Técnica, 1998. ISBN 959-05-0170-2. 88 pp.

El potencial eólico en Cuba. La Habana: jul. 25,2005. 9 pp.

Energoproyecto. Programa eólico. Plan de trabajogeneral para el período abril-septiembre de 1993.La Habana: 1993. 7 pp.

ENRIQUE MILIÁN, JULIO. «La fuerza de Eolo», en Energíay tú (1): 27-29, ene.-mar., 1998. ISSN 1028-9925.

————. «Ocho preguntas y respuestas sobre tur-binas eólicas», en Energía y tú (2): 18-20, abr.-jun., 1998. ISSN 1028-9925.

Evento Provincial de Generalización de Molinosde Viento. Camagüey: Fábrica de Bombas deAgua Alejandro Arias y Centro Integrado de Tec-nología Apropiada, mar., 1997. 3 pp.

FIFFE, REYNALDO P.; CONRADO MORENO FIGUEREDO Y

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331

FONSECA CASTRO, MARINO Y CONRADO MORENO FIGUE-REDO. «Primer aerogenerador instalado en Cuba»,en Boletín Alerta Informativa. Serie Energía (8):1, abr.-jun., 1999. ISSN 1560-2885.

FONTE HERNÁNDEZ, ARAMÍS; ROGER E. RIVERO VEGA YROGER R. RIVERO JASPE. «Escenarios de cambioclimático para la energía solar y eólica durante elsiglo XXI», en Eco Solar (2): oct.-dic., 2002. ISSN1028-6004.

GARCÍA CONCEPCIÓN, OMAR. «¿Hay que temerle a loshuracanes?», en Energía y tú (0): 8-13, oct.-dic.,1997. ISSN 1028-9925.

GONZÁLEZ ALONSO, EDGARDO F. «Nuevas fuentes deenergía», en Juventud técnica (193): 10-15, nov.,1983.

GONZÁLEZ JORDÁN, ROBERTO. Ahorro de energía en Cuba.La Habana: Ed. Científico-Técnica, 1986. 234 pp.

GONZÁLEZ ROYO, MIGUEL. «Tercer Taller Nacional deEnergía Eólica». /Noticias/, en Energía y tú (8):44, oct.-dic., 1999. ISSN 1028-9925.

GUILLÉN SOLÍS, OMAR. «Herramientas de análisis parasimulación de sistemas híbridos», en Eco Solar(7): ene.-mar., 2004. ISSN 1028-6004.

HENRÍQUEZ PÉREZ, BRUNO. «Las escalas de energía»,en Energía y tú (0): 36-37, oct.-dic., 1997. ISSN1028-9925.

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Instalaciones eólicas e híbridas ejecutadas porEcoSol Solar. La Habana: ene. 14, 2006. 3 pp.

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LEIVA VIAMONTE, GUILLERMO Y JULIO ENRIQUE MILIÁN.«El viento también puede ayudar», en Energía ytú (1): 22-25, ene.-mar., 1998. ISSN 1028-9925.

ANEXO 11. BIBLIOGRAFÍA CUBANA SOBRE ENERGÍA EÓLICA


Memorias. Primer Taller Nacional de Energía Eó-lica. Santiago de Cuba: Academia de Ciencias deCuba, Centro de Investigaciones de Energía So-lar, 1993. 15 pp.

MENÉNDEZ GONZÁLEZ, MERCEDES. «Diseño de sistemashíbridos eólico-fotovoltaicos para la generaciónde electricidad en instalaciones autosustentables depequeña capacidad en Cuba». Tesis para optarpor el grado científico de Doctor en Ciencias Téc-nicas. Tutor: Dr. Antonio Sarmiento Sera. La Ha-bana: Centro de Estudio de Tecnologías Energéti-cas Renovables, Instituto Superior Politécnico JoséAntonio Echeverría, 2001. 125 pp.

Molino de viento MV-2/9. Taíno. Manual de montaje,explotación y mantenimiento. Camagüey: s.a. 40 pp.

Molino de viento MV-3/9. Taíno. Manual de mon-taje, explotación y mantenimiento. Camagüey:s.a. 16 pp.

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MON CHIONG, SARA. «Minigenerador eólico», en Ener-gía y tú (0): 42, oct.-dic., 1997. ISSN 1028-9925.

MONTESINOS LARROSA, ALEJANDRO. «La bomba desoga», en Energía y tú (19): 4-14, jul.-sep., 2002.ISSN 1028-9925.

————. «Nuevas aspas se mueven», en Tecnolo-gía apropiada 3 (1): 21-23, abr., 1999. ISSN 959-7102.

MONTESINOS LARROSA, ALEJANDRO Y LEOPOLDO GALLAR-DO QUIÑONES. Tecnologías apropiadas para elabasto de agua. Especificaciones Técnicas.Camagüey: Centro Integrado de Tecnología Apro-piada, 1998. 32 pp.

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333

————. Energía eólica. Selección de artículos.La Habana: Ed. CUBASOLAR, 2006. 44 pp. ISBN959-7113-32-5.

————. «Estudio dinámico del comportamiento deun rotor Magnus-Darius». Tesis para la opción deltítulo científico de Máster en Ciencias Técnicas. LaHabana: Facultad de Energética, Instituto SuperiorPolitécnico José Antonio Echeverría, 1977. 165 pp.

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MORENO FIGUEREDO, CONRADO; LEANDRO MATOS VELUN-ZA Y GUILLERMO LEIVA VIAMONTE. «Estado actual ydesarrollo de la energía eólica en Cuba», en EcoSolar (2): oct.-dic., 2002. ISSN 1028-6004.

MORENO FIGUEREDO, CONRADO; ROLANDO SOLTURA MORA-LES, GUILLERMO LEIVA VIAMONTE, RAÚL NOVO MESE-GUÉ, JOSÉ CARLOS DÍAZ VIDAL Y SARA MON CHIONG.Prospección y evaluación preliminar del poten-cial eólico en cinco sitios de Cuba con fines degeneración eolo-eléctrica. La Habana: Centro deEstudio de Tecnologías Energéticas Renovables,VIII Fórum de Ciencia y Técnica, 1994. 23 pp.

MORENO FIGUEREDO, CONRADO Y TÚPAC J. CANOSA

DÍAZ. Fundamentos para el diseño y selec-ción de aerobombas. Camagüey: EdicionesCITA, 1999. 70 pp.

MORENO FIGUEREDO, CONRADO; TÚPAC J. CANOSA DÍAZ,GABRIEL BARRIENTOS LEÓN Y MARINO FONSECA CAS-TRO. El aerogenerador T7-10kW. Camagüey: IIITaller Nacional de Energía Eólica, nov., 1999. 6 pp.

NOVO MESEGUÉ, RAÚL. «El viento en Cuba», en Ener-gía y tú (32): 4-11, oct.-dic., 2005. ISSN 1028-9925.

————. «Viento, vegetación y potencial eólico»,en Energía y tú (29): 8-13, ene.-mar., 2005. ISSN1028-9925.

ANEXO 11. BIBLIOGRAFÍA CUBANA SOBRE ENERGÍA EÓLICA


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Programa eólico. La Habana: 1991. 18 pp.«Programa sobre molinos de viento y bombeo alter-

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«Recomiendan propagar experiencia avileña en ener-gía eólica». /Noticias/, en Energía y tú (28): 50,oct.-dic., 2004. ISSN 1028-9925.

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SAURA GONZÁLEZ, GUILLERMO; JULIO C. GARCÍA MÁR-QUEZ, ROBERTO OROPESA RODRÍGUEZ Y RICARDO OSÉS

335ANEXO 11. BIBLIOGRAFÍA CUBANA SOBRE ENERGÍA EÓLICA

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SAURA GONZÁLEZ, GUILLERMO; RICARDO OSÉS RODRÍGUEZ,ROGELIO DÍAZ DE VILLEGAS, JULIO C. GARCÍA MÁR-QUEZ Y ROBERTO OROPESA RODRÍGUEZ. «Tiempo deobservación para la prospección eólica de un puntode interés», en Eco Solar (1): jul.-sep., 2002. ISSN1028-6004.

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Esta edición de Diez preguntas yrespuestas sobre energía eólicaconsta de 2 000 ejemplares y se ter-minó de imprimir en junio de 2007.

«Año 49 de la Revolución».

Impresoen la Imprenta Federico Engels.

diez preguntas y respuestas sobre energia eolica

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