Este video en time-lapse muestra el montaje de tres turbinas de energía eólica en dos días de la primera fase del proyecto ubicado en Lower Snake River, en el Condado de Garfield, Washington.

Desde el suelo hasta la punta de un aspa existen más de 130 metros de altura y un peso de 340 toneladas. Las grúas son capaces de levantar las turbinas a 120 metros en el aire.

Cuando se haya completado el proyecto en unos meses, el parque eólico contará con 149 turbinas capaces de generar 343 megavatios de electricidad, suficiente para atender a 100.000 hogares.

Vía | Youtube

Segunda parte del post sobre la potencia de los aerogeneradores, aunque no cerramos aquí el tema (nos queda hablar de diseño y rendimiento, como algunos de vosotros ya habéis anticipado en los comentarios). En el post de hoy, aplicaremos la fórmula P = κ·ρ·r²·v³ y compararemos con la situación real.

Para ello, analizaremos el gráfico que ilustra esta entrada. En el eje horizontal tenemos la velocidad del aire medida en metros por segundo (para convertir a kilómetros por hora hay que multiplicar por 3,6). El vertical es la potencia medida en kilowatios. Tenemos cuatro curvas: la de color magenta representa la potencia disponible, es decir, la que está “contenida en el aire”, la que obtendríamos si pudiéramos convertir el 100% en electricidad.

El sentido común nos dice que habrá pérdidas. De hecho, existe un máximo teórico, representado en la curva amarilla: no es posible capturar más de 16/27 (59%) de la energía cinética del viento. Este resultado se conoce como Ley de Betz, y protagonizará un post próximamente en Genciencia. La pérdida se debe a que los aerogeneradores ralentizan el aire que los barre, la ley de Betz cuantifica el efecto de esta ralentización.

Pero como os podéis imaginar, las máquinas reales difícilmente pueden alcanzar los máximos teóricos de rendimiento. En la curva azul representamos un valor realista: 80% sobre el máximo teórico establecido por Betz, lo que nos daría un factor κ = 0,75 según la fórmula que vimos en el anterior post.

Y finalmente tenemos la curva de potencia real de un modelo comercial, representada en morado. Y el comportamiento es muy diferente a lo que esperaríamos. Empieza por debajo de la curva ‘realista’, aunque luego se pone a la par. Sin embargo en un momento dado comienza de nuevo a bajar, y cuando la potencia llega a un megawatio, se estanca aunque la velocidad siga aumentando.

Esto es lógico, es imposible diseñar un aparato capaz de desarrollar potencia infinita, y debido a la dependencia cúbica, en cuanto la velocidad va aumentando las curvas teóricas crecen de forma desbocada (como veis, se salen del gráfico). Por eso los aerogeneradores tienen una potencia máxima denominada potencia nominal (en este caso, un megawatio). Se llama velocidad nominal a aquella a partir de la cual la potencia obtenida se estabiliza (en este caso, 11,5 metros por segundo).

Esto tiene una consecuencia muy interesante, y es que no nos interesa instalar molinos eólicos en un lugar donde haya ráfagas muy fuertes de viento, basta con que la velocidad sea superior a la nominal. Lo verdaderamente interesante es que el viento sople de forma constante durante todo el año. Normalmente, en una localización muy buena, un aerogenerador no llega a funcionar a la potencia nominal ni la mitad del tiempo.

Pero hay algo mucho más sorprendente: a partir de cierta velocidad, ¡la potencia obtenida pasa a ser cero! esta es la llamada velocidad de corte, y es la velocidad máxima a la que el aerogenerador puede trabajar sin suponer un riesgo para su propia estructura (en nuestro caso, 23 metros por segundo). Los aerogeneradores tienen mecanismos de control para detenerse a ciertas velocidades. El siguiente vídeo muestra lo que pasa cuando el mecanismo de control falla y el molino se desboca:

Nos queda otro fenómeno por explicar: ¿por qué la curva real está tan por debajo de la teórica a bajas velocidades? Se debe a que los aerogeneradores tienen una velocidad inicial mínima, necesaria para el arranque (en este ejemplo, 2,5 metros por segundo). Por debajo, las aspas ni siquiera se mueven (¡no es fácil poner en marcha semejante estructura!). Sin embargo los modelos teóricos consideran que el molino se mueve por muy ligero que sea el viento.

Para los más curiosos, los datos proceden del modelo D62 de la compañía alemana DeWind, un bicho que barre una circunferencia de 62 metros de diámetro y que pesa 65 toneladas… sin contar la torre de soporte.

Más información | Fabricantes de aerogeneradores y características de sus modelos (alcion.es)
En Genciencia | ¿Cuánta potencia desarolla un aerogenerador? (I)

La energía eólica está en pleno crecimiento y se consolida como una alternativa para la obtención de electricidad de una forma respetuosa con el medio ambiente. Los aerogeneradores, que adornan cada vez más paisajes, son los molinos que transforman la energía del viento en electricidad.

El viento, como todos sabemos, es aire en movimiento. Y al haber movimiento, hay energía cinética. La energía cinética depende de la masa y la velocidad, de forma 0,5·m·v². La velocidad del aire es fácil de evaluar, pero debemos determinar cuál es la masa de aire que atraviesa el aerogenerador. Para ello, calcularemos su volumen y lo multiplicaremos por la densidad.

Considerando que las aspas del molino giran y forman un círculo, la masa de aire que cruza el aerogenerador tendrá forma de cilindro. ¿Cuál es la energía cinética contenida en dicho cilindro? Para calcularlo, supongamos un periodo de tiempo arbitrario t, durante el cual asumimos que la velocidad v permanece constante.

La base de nuestro cilindro imaginario será el área del molino, que como bien sabemos es π·r², siendo r la longitud de las aspas el radio de la circunferencia (que es igual a la longitud de las aspas más el radio del rotor). Por su parte, la altura del cilindro será la distancia recorrida por el aire en el tiempo t, que evidentemente será v·t.

Y como el volumen del cilindro es base × altura, tenemos que V = π·r²·v·t (no confundir la V de ‘volumen’ con la v de ‘velocidad’). Por otro lado, la masa de aire que cruza el aerogenerador es igual al volumen × densidad del aire. Llamaremos ρ a la densidad (su valor es aproximadamente 1,29 kg/m³, pero depende de muchos factores, por ejemplo la altitud sobre el mar).

Ya vamos obteniendo resultados: la energía cinética del aire que barre el aerogenerador es 0,5·m·v² = 0,5·(V·ρ)·v² = 0,5·(π·r²·v·t·ρ)·v² = 0,5·π·ρ·r²·v³·t. ¡La energía depende cúbicamente de la velocidad del aire! es decir, que pequeños aumentos de velocidad del aire pueden suponer grandes incrementos de la electricidad obtenida.

Ahora hay que tener en cuenta que la transformación de energía cinética en eléctrica no es perfecta. Los sistemas reales nunca son ideales, tienen pérdidas e imperfecciones, y por tanto hay que considerar un factor de rendimiento al que llamaremos η y que siempre será, por definición, menor que 1 (típicamente suele valer alrededor de 0,5, es decir que el rendimiento suele estar en torno al 50%).

Tenemos en nuestra ecuación un factor incómodo, que es el tiempo t. La energía obtenida, obviamente, depende del tiempo que permanezcamos midiendo. Por eso, la potencia es una magnitud mucho más adecuada, ya que no depende del tiempo. La potencia es igual a la energía dividida por el tiempo. Teniendo en cuenta los resultados obtenidos:

P = (η·0,5·π·ρ·r²·v³·t) / t = η·0,5·π·ρ·r²·v³.

Por hacer la ecuación algo más ‘vistosa’ podemos agrupar κ = η·0,5·π. El factor κ será siempre constante para cada aerogenerador, dependiente de las características técnicas del mismo. Tendrá un valor típico en torno a 0,8. Por tanto, ya hemos llegado al final del camino. La potencia eléctrica obtenida por un aerogenerador es:

P = κ·ρ·r²·v³

Esto ha sido la teoría, en el siguiente post analizaremos las implicaciones prácticas de estos resultados.

Actualización: Hemos corregido un pequeño detalle sobre el radio r, se trata del radio de la circunferencia barrida, y por tanto no es la longitud de las aspas, sino un poquito más (ya que hay que sumar el radio del rotor). Para evitar este tipo de ambiguedades, a verces se usa el diámetro D y la fórmula queda P = κ´·ρ·D²·v³, donde κ´= η·0,5·π.

En Genciencia | Aerogeneradores

La implantación de los aerogeneradores en el mar representa en la actualidad uno de los mayores retos para la continuación del desarrollo de la industria eólica europea, tal y como ha indicado la Asociación Eólica Europea (European Wind Energy Association, EWEA), al término de la Conferencia Eólica Europea organizada por esta misma asociación durante este mes de mayo. Los líderes europeos de la energía eólica marina son Dinamarca, que ya opera aproximadamente 400 MW marinos, seguida por el Reino Unido con casi 300 MW y Holanda con casi 140 MW. Además se prevé que una segunda ola de países europeos se unirán a la industria marina en los próximos tres años, con proyectos actualmente en promoción en Alemania, Suecia y Francia.

EWEA espera que en España, uno de los líderes en tierra, una nueva regulación simplifique la tramitación administrativa para contribuir al despegue de la actividad marina, principalmente en Galicia y Andalucía, al tiempo que señala que nuestro país tiene 31 proyectos pendientes de autorización. No obstante, la Xunta de Galicia ha declarado recientemente su intención de no admitir parques eólicos marinos en sus costas, intención que desde el Ministerio de Industria se promete respetar.

Christian Kjaer, consejero delegado de EWEA, asegura que necesitamos que se produzca un fuerte crecimiento de la eólica marina si queremos cumplir el objetivo de la EU de conseguir que el 20% de nuestra energía proceda de fuentes renovables en 2020.

Algunos obstáculos que frenan la eólica marina son las dificultades a la hora de asegurar un punto de conexión a la red y los diferentes criterios aplicados respecto a las inversiones necesarias para estas conexiones. En el Reino Unido y Dinamarca, los operadores del sistema eléctrico asumen los costes de conexión, mientras que en Holanda son los promotores los que la sufragan, incrementando considerablemente el peso financiero y frenando el desarrollo eólico marino.

EWEA espera que la Plataforma Tecnológica para la Energía Eólica Europea recientemente creada por la Comisión Europea y liderada por la propia EWEA, contribuirá a coordinar la I+D y definir de manera más clara las necesidades de investigación.

Vía | Energías renovables En Genciencia | La importancia de la energía eólica marina Más información | EWEA

Una empresa estadounidense está desarrollando un proyecto para almacenar la energía eólica excedente mediante aire compromido dentro de cavernas. El promotor del proyecto, Iowa Stored Energy Park (ISEP), cree que éste podría estar operativo a partir de 2011.

El proyecto desarrollado por ISEP parte de los excesos puntuales de la producción eólica ocasionados por la gran implantación de aerogeneradores en los estados de Iowa, Minnesota y Dakota. La solución ofrecida por ISEP se centra en los acuíferos de la localidad de Des Moines. Estas cavernas se encuentran a unos 1.000 metros de profundidad.

Los excesos de producción no gestionables de los parques eólicos se dirigirán hacía unos grandes compresores de aire. Mediante un tubo, se comprimirá el aire a una gran presión a fin de desplazar el agua que llene las cavernas. El aire comprimido almacenado se utilizaría, mediante válvulas de precisión, durante momentos de baja producción eólica, como la fuerza motriz para una turbina. El sistema representa una adaptación de métodos ya utilizados para el almacenamiento de gas natural.

Según ISEP, el complejo de cavernas podría llegar a producir hasta casi 270 MW de energía eléctrica. La empresa ya ha llegado a un acuerdo de arrendamiento para llevar a cabo este proyecto, presupuestado en unos 200 millones de dólares. El promotor prevé iniciar la construcción en 2009 y ponerlo en funcionamiento en 2011. Esta energía almacenada se puede vender al mercado durante los picos de demanda, cuando el kilowatio-hora tiene más valor, indica ISEP.

Vía | Energías renovables En Genciencia | Medidas inteligentes contra el cambio climático Más información | ISEPA

Según afirmó Félix Avia, máximo responsable de investigación sobre Plantas Eólicas Marinas del Centro Nacional de Energías Renovables (CENER), durante una conferencia celebrada recientemente en Madrid, la instalación de parques eólicos en el mar permitirá incrementar la potencia eólica instalada, evitando, en parte, los obstáculos de los parques eólicos de tierra. Así mismo, puntualizó que el desarrollo marino es vital si la Unión Europea quiere alcanzar su objetivo de llegar a suministrar el 20% de sus necesidades energéticas con fuentes renovables. Este objetivo se ratificó como de obligado cumplimiento en la última Cumbre Europea de jefes de estado.

Según Avia ya existen regiones en las que se ha alcanzado el techo de capacidad eólica instalable por razones ambientales y de uso del suelo. Por tanto, el desarrollo de parques eólicos marinos en países con costas vírgenes, como es el caso de España, representa uno de los retos más importantes de los próximos años.

Avia también señaló que es innegable que el mar ofrece un mayor potencial de recurso eólico ya que dos terceras partes del planeta son agua. Además, en el mar hay más viento y este es más laminar y menos turbulento que en tierra al no encontrar obstáculos. Estas condiciones permiten que la producción eólica sea más predecible, comparado con la de los parques terrestres, lo que facilita la gestión de la oferta y demanda por parte de los operadores de las redes eléctricas. Además, en el mar, el impacto medioambiental es menor lo que permite abaratar el coste de las máquinas al no requerir condicionamientos tan estrictos.

De los 74.000 MW eólicos instalados en todo el mundo apenas 700 MW corresponden a plantas marinas, todas ellas en el norte de Europa, sobre todo en Dinamarca y Reino Unido. En Londres, se acaba de aprobar un parque eólico marino, el London Array, de 1.000 MW en el estuario del Támesis para facilitar el transporte de la energía de los molinos hasta las viviendas o la industria colindante. Avia ha predecido que las instalaciones marítimas van a comenzar a desarrollarse también en países con litorales costeros profundos, como es el caso de España, si bien no se espera un despegue definitivo de las mismas hasta 2010. Los proyectos existentes en España se reparten entre Cádiz, Huelva, Castellón, Delta del Ebro y Galicia.

Vía | Energías renovables Más información | CENER