Tren de Fuerza con multiplicador (página 3)

Esta firma comercializa una turbina la cual tiene incluida tecnología de punta para disminuir la emisión de ruido al ambiente. Este modelo de máquina es comercializada a gran escala, las cuales tienen las siguientes características técnicas.

Características Técnicas

MWT – S300 MWT – S600 MWT – S2000

Rotor Eje horizontal con control de paso variable, velocidad variable, conexión directa (sin, multiplicador)

Potencia nominal 300 kW 600kW 2000 kW

Diámetro rotor 30m 45 m 75 m

Altura del buje 30 m 37 m 60 m

Velocidad derogación 16 – 46 rpm 10 – 34 rpm 8 – 24 rpm.

Veloc. Nominal del viento 14.5 m/s 13.0 m/s 13.0 m/s

Veloc. de arranque 2.5 m/s

Veloc. parada 25 m/s

Control de potencia Control de paso, AC/DC/AC

Tipo generador Sincrónico de imán permanente.

Control direcc. Viento Control de posición.

Fuente: Catálogo de MWT.

• ScanWind Group SA.

Grupo ingeniero líder en el diseño de turbinas eólicas en el rango de 3 MW y más, diseña además para las condiciones extremas del clima Nórdico, en tierra y mar adentro. La primera demostración de una unidad de ScanWind finalizo en marzo del 2003 en Noruega, este equipo era una turbina de 3 MW equipada con un generador sin multiplicador vendido por SIEMENS.

Fuente: Página Web: ScanWind Group SA.

• Vestas.

Firma reconocida en construcción de aerogeneradores, especialmente en máquinas de gran producción de megawatts. Con la nueva V – 100 2.75 &3.0 MW Vestas esta enfocada en la elevada eficiencia que proporciona en turbinas onshore, para lugares de vientos de velocidad media y baja. La V – 100 representa una versión avanzada de la V90 – 3.0 MW. Las diferencias con la V – 90 incluyen un rotor de palas más largas y otra relación de transmisión para optimizar la potencia de salida en áreas de baja velocidad del viento.

• Rotor

Diámetro 100m

Área de barrido 7.850 m2

Revoluciones nominales 13.4 rpm

Intervalo de operaciones 7.2 – 15.3 rpm

Número de palas 3

Regulación Control de paso y de posición

Freno de aire Puesta en bandera de pala por tres cilindros individuales.

• Torre

Altura del buje 80 m, 100 m

• Datos operacionales IEC IIA: 2.75 MW IEC IIIA: 3.0 MW

Velocidad de arranque 4 m/s 4 m/s

Velocidad nominal 15 m/s 16 m/s

Velocidad de parada 25 m/s 25 m/s

• Generador IEC IIA: 2.75 MW IEC IIIA: 3.0 MW

Tipo Asincrónico con convertidor

Potencia nominal de salida 2.75 MW 3.0 MW

Datos operacionales 60 Hz 60 Hz

1000 V 1000 V

• Multiplicador Dos etapas planetarias y una helicoidal
• Control Todas las funciones de la turbina controladas por un microprocesador con la opción de control remoto. Regulación de potencia de salida y optimización vía control de velocidad variable y OptiTip regulación de paso.

Para curva de potencia ver Catálogo de firma Vestas

Vestas V80 – 2.0 MW

Es una máquina de tres palas, para instalar mar afuera con regulación por control de paso de las palas y de posición.

• Rotor 80 m

Área de barrido 5027 m2

Velocidad de rotación 18.1 rpm

Velocidad de rotación, intervalo

de operación 9.0 – 20.7 rpm

Sentido de rotación Manecillas del reloj.

Orientación Frente al viento

Inclinación 6º

Conicidad de la pala 2º

Número de palas 3

Freno aerodinámico Completa puesta en bandera de la pala.

• Pala

Material Fibra de vidrio reforzado con epoxy

Conexión de la pala Pernos de acero

Perfil NACA63. XXX + FFA – W3

Largo 39 m

Ancho de la pala/anchote punta (3.52/0.48)m

Rotación 13º/0º

Peso Aprox. 6500 kg cada una.

• Rodamiento de la pala Rodamiento de bolas 4 – puntos.
• Buje

Tipo Función

Material EN – GJS – 400 – 18U – LT

• Árbol principal

Tipo Árbol hueco forjado

Material 42CrMo4/ EN 10.083

• Sistema de control de posición

Tipo Sistema de rodamiento plano

Material Aro forjad y tratado térmicamente.

Velocidad de giro < 0.5º/ sec.

• Reductor de control de paso

Tipo Reductor planetario. Freno eléctrico del motor

Motor 2.2 kW, 6 polos, asincrónico

• Torre

Las torres mencionadas son las torres estándar de Vestas. Las torres offshore pueden ser diseñadas específicamente para el proyecto.

Tipo Tubular cónica

Material S 235JO/JR

Tratamiento superficial Pintada

Clase anticorrosión ext. C5 – M (ISO 12944 – 2)

Clase anticorrosión int. C4 (ISO 129944 – 2)

Diámetro superior 2.3 m

Diámetro inferior 4.0 m

• Multiplicador

Tipo Etapa planetaria y 2 helicoidales

Relación de transmisión 50Hz: 1:92.6

60Hz: 1:111.1

Enfriamiento Con bomba de aceite refrigerante

Calentador de aceite 2kW

Constructor Vestas tiene muchos suministradores de multiplicadores. Todas estas cumplen con las especificaciones de Vestas.

• Acoplamiento

Árbol principal

Tipo: Cónico, disco hidráulico de apriete.

Generador – multiplicador

Tipo: Árbol compuesto.

• Generador (50/60)Hz

Potencia nominal 2.0MW

Tipo Asincrónico con rotor enrollado

Voltaje 690 VAC

Frecuencia 50 Hz / 60Hz

No de polos 4

Clase de protección IP 54

Velocidad nominal 1680 / 2016 rpm

Rango de factor de potencia 0.98 cap – 0.96ind (opcional)

Para curva de potencia ver Catálogo de firma Vestas

Fuente: Catálogo de Vestas. Revisar pág. Web.

• Ecotécnia

La máquina Ecotécnia 750 es apta para el emplazamiento en lugares con una media anual de viento de 8.5 m/s y una velocidad de ráfaga extrema con una frecuencia de repetición de 50 años de 59.5 m/s. Intensidad de turbulencia del 20 %.

• Condiciones de diseño

Clase aerogenerador según IEC-1400 II

Velocidad media anual de viento para la

que es apta

8,5 m/s

Velocidad máx. (media 10’) 42,5 m/s

Velocidad de ráfaga extrema 59,5 m/s

Velocidad de conexión 3 a 4 m/s

Velocidad de parada 25 m/s

Velocidad de parada instantánea 34 m/s

Intensidad turbulencia 20 % permanentemente

• Datos Generales

Denominación ECOTECNIA 750

Orientación del rotor Barlovento

Sistema de control de potencia Pérdida aerodinámica con mejora mediante dispositivos adicionales

Altura del buje 45 m

Diámetro del rotor 48,38 m

Superficie barrida por el rotor 1838 m2

Potencia nominal 750 kW

Velocidad nominal del rotor 24,0 rpm. / 16 rpm.

Potencia máxima (promedio 1 hora) 850 kW

Potencia máxima (promedio 10 min) 862 kW

Potencia máxima instantánea 975 kW

Temperatura ambiente de operación De -20 a 50 ºC

Diámetro inferior de la torre 3 m

Diámetro superior de la torre 1,6 m

Color estándar RAL 7035

• Freno aerodinámico

Tipo Giro de la punta de la pala

Activación Hidráulica

• Soporte de cargas

Material del buje GGG 40.3. Fundición esferoidal

Tipo de cojinetes principales Rodillos cónicos, alojados en el interior del buje

Material del eje de transmisión F-1252 (UNE 36-012-75)

Longitud del eje 4.690 m

Materiales de la plataforma de la góndola GGG 40.3 y St44

• Sistema de transmisión

Sistema de acoplamiento buje-eje Anillo de contracción y acoplamiento elástico (solo torsión)

Sistema del acoplamiento eje-multiplicador Anillo de contracción

Tipo de multiplicador Ejes paralelos, gemelos (eje de salida doble)

Relación de multiplicación 63,14

Refrigeración del multiplicador Radiador de aceite con aire forzado

Fabricante del multiplicador Pujol Muntalá o Drive Norte

Sistema de acoplamiento

multiplicador-generador Anillo de contracción y acoplamiento elástico

Temperatura de funcionamiento

del multiplicador 75 a 40 ºC de temperatura ambiente

• Freno mecánico

Tipo De seguridad, independiente del suministro de red.

Freno de baja velocidad

Tipo Disco

Posición Directamente sobre el buje, sin cargas

añadidas a acoplamientos, ni multiplicador

Número de zapatas 5 de doble pistón

Freno de alta velocidad

Tipo Disco

Posición Eje de alta velocidad (uno)

Número de zapatas 1

• Generador

Tipo 2 generadores de inducción trifásicos 1 PP8 357-4ZZ90-Z

Construcción IMB3

Potencia nominal 2 x 375 kW/105 kW

Velocidad de giro 1518 rpm/1014 rpm

Tensión nominal 690 + 5% – 10% V

Frecuencia 50 5 % Hz

Grado de protección IP55

Tipo de refrigeración Eléctrica, independiente

Factor de potencia 0.90 (corregido a 0,98)

Conexión Y

Clase de aislamiento F

Rendimiento (VDE) 95,8 %

• Protección contra rayos.

Sistema de protección integrado frente a descargas atmosféricas; con protección en la góndola mediante perfiles metálicos y receptor en la parte superior de la carcasa y censores, así como en las palas; protección contra descargas en la torre, y protección contra descargas indirectas a través de la red

Para curva de potencia ver Catálogo de firma ECOTECNIA

Fuente: Características del aerogenerador ECOTECNIA 750 2 velocidades. Enero 2002

• Grupo ENERPAL Energía solar y eólica

Grupo Enerpal es una empresa de ingeniería que realiza proyectos e instalaciones de energías renovables así como la comercialización de productos, ofreciendo al usuario final la gestión y asesoramiento integral del proyecto alcanzando desde la dirección de obra hasta la tramitación de todos los permisos y subvenciones necesarias para conseguir nuestro objetivo final que es la satisfacción del cliente. Esta empresa esta certificada con las normas de control de la calidad ISO – 9000 e ISO – 14000 de Enerpal S.L

Este Grupo además de ofrecer servicios de Energía solar fotovoltaica, Solar térmica entre otros también realiza en relación a la energía eólica lo siguiente:

• Localización de terrenos
• Estudios de vientos
• Estudio de impacto ambiental
• Proyecto de ejecución
• Asesoría en la financiación

Fuente: Presentación Comercial en Internet. Grupo ENERPAL.

• General Electric.

Esta firma de elevada experiencia en equipos eléctricos y todo lo que concierne el uso de energía eléctrica pone en el mercado una máquina de 1.5 MW de velocidad variable con regulación de potencia por control activo de paso y de posición, un generador asincrónico. El generador y el multiplicador están sustentados por materiales elastómeros para minimizar las emisiones de ruido. Esta máquina esta probada mundialmente en tierra y fuera de costa. A través del uso de electrónica de punta, la turbina de 1.5 MW con control de velocidad variable es más eficiente y confiable. Estas características permiten que el sistema de control de la turbina ajuste los niveles de rotación del rotor para un empuje óptimo a cada velocidad del viento permitiendo a la turbina continuar operando a su máximo nivel de eficiencia aerodinámica. Por lo contrario las turbinas de velocidad fija solo logran su eficiencia máxima a una sola velocidad.

Características Técnicas

1.5 s 1.5 se 1.5sl 1.5 sle

La turbina de 3.6s MW de velocidad variable están instaladas en España desde Septiembre del 2002, en parques eólicos en tierra al sudeste de Madrid, en la Costa de Irlanda hay 6 máquinas instaladas de 3.6 MW como plataforma demostrativa, las cuales fueron diseñadas expresamente para ser instaladas en el mar.

• Datos operativos.

Capacidad nominal 3600 kW

Velocidad de arranque 3.5 m/s

Velocidad de parada 27 m/s

Velocidad nominal 14 m/s

• Rotor

No de palas 3

Diámetro del rotor 104 m

Área de barrido 8 495 m2

Velocidad de rotación 8.5 – 15.3 rpm

• Torre

Altura del buje Depende del sitio

• Control de potencia Control activo de paso de pala.
• Datos de diseño

IEC 61400 – 1 ed2: Clase IB

• Multiplicador Sistema de tres etapas planetarias de diente recto
• Generador Asincrónico doblemente alimentado
• Convertidor Pulsos – con convertidor de frecuencia modulada IGBT.

Sistema de frenado Control de paso electromecánico para cada pala (prueba de fallos)

Freno de emergencia hidráulico.

• Torre Híbrido hecho con concreto pretensado y segmentos tubulares de acero, torre tubular de acero

Fuente WWW. Gewindenergy.com

• Mitsubishi

MHI desarrolla turbinas de velocidad variable para reducir las fluctuaciones de potencia y el ruido.

• Generador Sincrónico de imán permanente
• Velocidad del rotor Variable
• Configuración del sistema.

Gráfica 6 Fluctuación de potencia Fig. # 6 Configuración del sistema

• Nai Kun

Esta firma se dedica a la producción de turbinas eólicas de velocidad variable, con una elevada tecnología en la fabricación de palas usando fibra de vidrio y madera – epoxy. Los generadores son de imán permanente y no hay presencia de multiplicador.

Fuente. Presentación comercial en Internet de Nai Kun.

• NORDEX.

Nordex es una firma reconocida en la producción de aerogeneradores con multiplicador. Ya producen máquinas en la clase de los megawatts que pueden funcionar en lugares de velocidades bajas y altas de los vientos.

Nordex N50/800 kW

• Rotor

No de palas 3

Velocidad de roto 15.3/23.75 rpm

Diámetro 50 m

Área de barrido 1964 m2

Regulación de potencia Perdida aerodinámica

Velocidad de salida 3 – 4 m/s

Velocidad de parada 25 m/s

Potencia nominal a 14 m/s

Velocidad de supervivencia 65 m/s

Freno Puntas pivótables

Peso 16000 kg

• Palas

Largo 23.3 m

Material GRP

Peso 3000 kg

• Multiplicador

Tipo Combinado, 3 etapas.

Relación de transmisión 1: 63.7

Peso 4500 kg

Cantidad de aceite 75 lts.

Cambio de aceite Chequeo anual, cambio cuando lo requiera

Rodamiento del árbol principal Rodamiento de rodillo cilíndrico.

• Generador

Potencia 200/800 kW

Voltaje 690 V

Tipo Asincrónico 6/4 polos, enfriamiento por líquido.

Velocidad 1000/1500 rpm

Clase de protección IP 54

Peso 3400 kg.

• Sistema control de posición

Rodamiento De bolas

Freno Disco

Sistema de transmisión 2 motores asincrónicos con freno incluido.

Velocidad 0.6 º/s.

• Frenos

Diseño Dos sistemas independientes, prueba de fallos, diversa frecuencia de freno

Aerodinámico Punta de palas pivótables

Mecánico Freno de disco hidráulico

• Torre

Tipo Tubular cónica de acero, con recubrimiento epoxyco.

Altura del buje Acero tubular 46m, Certificada o a pedido

Acero tubular 50m, Certificada GL 1

Acero tubular 70m, Certificada DIBt 3;

IEC 2a.

Altura del buje

Fuente. Catálogo de la firma Nordex.

Tabla 7. Precio de algunos Aerogeneradores puestos en el mercado 2006 (Fuente: Directorio Internacional de Energía Eólica 2006)

Tabla 8. Mercado de Aerogeneradores 2006 (Fuente: Directorio Internacional de Energía Eólica 2006)

Tabla 9. Aerogeneradores probados y medidos en Alemania en 2006 (Fuente: Directorio Internacional de Energía Eólica 2006)

Fuente: Ver Revista Wind Turbine Market 2005/2006

1. La mayoría de de las tecnologías de aerogeneradores se refieren a las de eje horizontal o "HAWTs" (que corresponde a las siglas Horizontal Axis Wind Turbines), dado que todos los aerogeneradores comerciales conectados a redes son de eje horizontal.

   En los grandes aerogeneradores las torres suelen ser de acero, de celosía o de hormigón (este tipo con menos uso en grandes aerogeneradores). La mayoría de las turbinas entregadas son torres tubulares de acero troncocónicas, fabricadas en secciones de 20 – 30 metros con bridas en cada uno de los extremos y son unidas con pernos "in situ".

   Las primeras torres que se construyeron fueron de hormigón armado, pero se dejaron de usar por la complejidad a la hora de construirlas. Las especificaciones técnicas de los aerogeneradores actuales de 1.0 y 2.5 MW requisen palas de 40 m y torres de 60 y 70m, sin embargo las nuevas generaciones de 4.5 y 5.0 MW instaladas en parques eólicos con longitudes de rotor de 60m, se esta tomando en consideración el uso de torres de hormigón pretensadas que son mas rígidas y mas fuertes que las especificadas actualmente.

   Actualmente se están instalando distintos tipos de torres en dependencia del lugar, la velocidad de los vientos, tipo de máquina a montar y por otro lado el factor económico. Por ejemplo en aerogeneradores pequeños se pueden usar torres de celosía hechos con perfiles de acero y además con vientos (tensores) para aumentar la resistencia a las altas velocidades de vientos (los aerogeneradores abatibles usan esta tecnología) por lo cual se gastara mucho menos material que haciéndola de acero, pero esto es solo en este caso pues grandes aerogeneradores de elevadas potencias de salida no usarían una torres de este tipo dado la falta de rigidez y resistencia.

   Para la construcción de torres de acero es necesario una máquina enrolladora la cual para logra la forma cónica de las torres los rodillos deben tener una presión diferente en los extremos y de esta forma se curve adecuadamente. Las torres son cortadas en subsecciones pequeñas que son cortadas y laminadas con la forma correcta y posteriormente unidas por soldadura. Para conseguir una sección conforma de cono la lamina tiene que tener los lados mas largos curvados y los cortos no tiene que ser paralelos.

   Las torres de aerogeneradores se construyen en secciones de 20 a 30 m siendo la limitante el medio de transporte para su movimiento si tren o carretera. Las secciones de la torres están soldadas con arco sumergido, cada sección está soldada con un cordón longitudinal, además de un cordón circular que la une a las siguientes secciones. Esto se hace colocando la sección de torre sobre un banco de rodillos que gira lentamente mientras que un operador suelda por el exterior y otro suelda el correspondiente grupo de secciones desde el interior. Los cordones de soldadura son inspeccionados con dispositivos de ultrasonido y rayos – X, y los cordones importantes son verificados al 100%.

   Las torres suelen estar unidas con pernos a las cimentaciones de hormigón donde reposan, sin embargo hay otros métodos como el caso en que es fundida la parte inferior en el hormigón armado por lo que la parte superior de la torre debe ser soldada en el lugar de emplazamiento. Otra forma consiste en poner los pernos de anclaje de la torre cuando se funde la cimentación por lo que solamente hay que transportar la parte inferior, montarla y atornillarla.

   

   Fig. # 7 Montaje de una turbina eólica

   Para su montaje se utilizan grúas de 400 Ton o más para poder elevar las secciones a la altura necesaria. Las secciones de un aerogenerador son atornilladas utilizando bridas de acero laminado en caliente soldadas a los extremos de cada sección de la torres. Estas bridas son de acero calmado

   En la fijación por pernos es de gran importancia que la tolerancia de error sea mínima tal y como se muestra en la figura, además influye también en la resistencia de las torres el torque aplicado a los pernos lo cual se hace con instrumentos hidráulicos de presición.

   

   . Fig. # 8 Nivel de precisión en el montaje de secciones de torre.

2. Montaje y fabricación de torres
3. Tren de Fuerza.

El tren de fuerza de un aerogenerador esta compuesto por tres sistemas de accionamiento los cuales son:

• Accionamiento de paso
• Accionamiento direccional
• Accionamiento principal.

En este caso solo nos referiremos al multiplicador. El cual cumple la función de convertidor de par y momento torsor para que al generador lleguen las revoluciones necesarias para poder trabajar a su potencia nominal. Además ayuda a disminuir las dimensiones de la turbina, pues conectar un generador directo al eje principal daría como resultado instalar un generador demasiado grande y costoso afectando la eficiencia de la turbina eólica. Inclusive permite la reducción del tamaño de la góndola y las dimensiones de los equipos auxiliares y determina la capacidad de carga de la grúa para el montaje y el mantenimiento.

El multiplicador requiere una cuidadosa consideración del espectro de cargas para asegurar que el multiplicador tenga una adecuada capacidad de carga, además de tener restricciones de tamaño y peso.

Los multiplicadores deben ser diseñados para maximizar la eficiencia mientras se minimizan los niveles de ruido. Dado el elevado numero de turbinas eólicas y la limitada accesibilidad de mantenimiento, la confiabilidad y posibilidad de mantenimiento son consideraciones importantes. Las condiciones ambientales de operación requieren multiplicadores que sean resistentes a extremas temperaturas, contaminación y corrosión. Para información en el diseño de multiplicadores ver [2], [3], [4], [5], [6], [7] y AGMA 901 – A92.

En sus inicios los multiplicadores era de tres ejes paralelos y 3 etapas los cuales brindaban buenas prestaciones pero no son lo eficientes que pueden ser los actuales, los cuales son de 2 a tres etapas que incluyen de 1 – 2 etapas planetarias (los cuales son los menos, ejemplo: Turbina 48/750 Golwind de montaje chino).

Fig. # 9 Multiplicador planetario de 1 etapa planetaria y 2 helicoidales

1. Árbol principal
2. Árbol secundario
3. Árbol rápido

4, 5, 6 y 7 Engranajes.

1. Compacticidad del Accionamiento Principal

Existen tres tipos de distribución del accionamiento principal:

• Modular: Todos los componentes separados
• Integrado: La mayoría de los componentes están integrados al multiplicador.
• Parcialmente integrado.

Modular: El sistema modular consiste en un ensamble eje del rotor, multiplicador, generador y posiblemente, sistema de posición. Los cuales esta montaos separadamente a un chasis común. Al contrario del sistema integrado, el modular transfiere las cargas de apoyo del rotor a la torre a través de los rodamientos que están separados del multiplicador. Con este sistema de montaje las partes componentes del tren de fuerza pueden ser desmontados con facilidad para reparaciones.

Integrado: En un sistema integrado la carcaza del multiplicador contiene el soporte para el apoyo del rodamiento principal del rotor y de interfase para otros componentes como el generador, disco de frenad y reductores de posición. Dado que el eje del rotor esta integrado con el multiplicador la carcasa del multiplicador también esta sometido a las cargas del rotor por lo que su carcaza debe se diseñada con cuidado para que las cargas se trasmita hacia la torre sin causar cargas o estrés elevado al cuerpo del dispositivo. Este sistema es un impedimento para el mantenimiento pues se debe desmontar todo el sistema para reparar un solo componente de este.

Ruedas dentadas para Turbinas Eólicas. Consideraciones de cálculo

Existen tres tipos de engranajes usados comúnmente en los multiplicadores de turbinas eólicas: diente recto, helicoidal simple y doble helicoidal. En dependencia de la aplicación el comprador puede especificar el tipo de rueda dentada.

La geometría de los dientes influye en la capacidad de soportar cargas y el nivel de emisión de sonidos del multiplicador. Cuando esta apropiadamente diseñado y construido, las ruedas dentadas trabajan suave y silenciosamente, y tienen una adecuada capacidad de carga para transmitir la potencia requerida para el periodo de vida diseñado.

Ver ANSI/AGMA 1012 – F90 y la figura siguiente para la nomenclatura de la rueda.

Fig. # 10 Nomenclatura del perfil de un diente

Para una máxima resistencia a las microporosidades, los piñones deben tener al menos un valor de dureza de 2 HRC más que las ruedas. Esto es especialmente importante para los piñones del sol. Ver AGMA 925 – A03 para más información.

Los modos de fallos cubiertos por las normas existentes (ISO 6396) solo tienen en cuenta la ruptura por pitting y torcimiento por cargas de fatiga. En consecuencia modos típicos de fallos en los engranajes de las turbinas eólicas no están normalizado tales como:

• Micropitting.
• Pitting en el dedendum/addendum o al final de los dientes.
• Desgaste
• Arrastre

Estos modos de fallos pueden ocurrir en su forma genérica, pero más frecuentemente ocurren combinados. Sin embargo, estos datos están sustentados en la norma ISO 6336:1996 y ISO/CD 6336 – 6: 2003. El desgaste en su forma moderada puede no ser peligroso, pero en su forma mas severa llamada arrastre puede conducir a un daño mayor. Para el arrastre solo está disponible la norma ISO Technical Report tipo 2

(Ver: ISO/TR 13989-1:2000 Cálculo de capacidad de carga al arrastre de ruedas cilíndricas, oblicuas e hipoideas -Parte 1: Método de la temperatura).

Cálculo de durabilidad de la superficie (pitting): El factor SH de dos ruedas cilíndricas en contacto de ser calculado de acuerdo a la ISO 6336 – 2 método B o A. Debe usarse la regla de Miner´s de acuerdo a la norma ISO/CD 6336 – 6. El factor SH2 debe al menos 1.45 según la regla de Miner´s.

Factor de Tamaño Zx: Las ecuaciones siguientes debe ser aplicadas para la determinación de este factor (Zx) para el endurecimiento (DIN 3990 – 2: 1987 método B) ver tabla en la Pág. Siguiente.

Tabla 10. Factor de tamaño Zx en función del modulo del engranaje

Si el fabricante del engranaje puede documentar que la profundidad de endurecimiento elegida es apropiada para todas las condiciones de operaciones, pueden ser usados valores mayores de Zx = 1.

Factor de durabilidad ZNT: ZNT debe ser seleccionado de la tabla No 2 en la norma ISO 6336 – 2, y debe ser fijada a 0.85 a 1010 ciclos desconsiderando el material y las condiciones.

Factor de distribución de carga en las caras KHβ: Refleja las distribuciones de cargas a través de la sección transversal. La distribución esta influenciada por los niveles de cargas, rigidez de los engranajes, desviaciones en la línea del flanco debido a desviaciones de los fabricantes así como deflexiones y deformaciones de las ruedas, ejes, rodamientos y carcasas. Además las distribuciones de cargas son influenciadas por deformaciones térmicas como se describe en la sección 7.1 de la ISO 6336 – 1.

Factor de distribución de carga combinada KHα y KHβ: El factor de distribución de carga sobre la sección transversal KHβ tendra usualmente una mayor influencia que el factor de distribución sobre el perfil del largo KHα. Típicamente las dos influencias son analizadas por separado aunque software pueden analizar estos factores combinados (KHβα) de una vez. Sin embargo sí se analizan por separado entonces KHβα puede ser determinado por:

. (4)

Ecuación # 4 Cálculo del factor KHβα

Factor de carga distribuida Kγ: Según las etapas planetarias las fuerzas de las ruedas planetas pueden ser diferentes debido a las tolerancias de los fabricantes, especialmente el portaplanetas. Aquí Kγ expresa la fuerza máxima de los dientes de la rueda planeta en relación a una distribución uniforme de carga. En este caso Kγ puede ser escasamente analizado estadísticamente pero es típicamente calculado como el factor combinado de cargas dinámicas . Para los LS con etapas planetarias con 3 planetas y ensamblaje fijo de los brazos, el valor =1.05 es recomendado.

Cálculo de los esfuerzos de torcedura del diente:

Factor YNT: YNT debe ser seleccionado de la tabla 1 en ISO 6336 – 3, y debe ser fijada a 0.85 a 1010 ciclos desconsiderando el material y las condiciones.

Factor de carga distribuida Kγ: Se calcula igual que el anterior.

Factor de distribución de carga KFα y KFβ: El factor de distribución de carga KFα y KFβ debe ser derivado de KHα y KHβ usando las ecuaciones pertinentes de la norma ISO 6336 – 1 para el respectivo nivel de carga en consideración con el acápite del factor de distribución de carga en las caras KHβ expuesto anteriormente.

Factor de diseño YD para torcedura inversa: Son apropiados valores de stress de acuerdo a la norma ISO 6336 – 5 para dientes cargados de forma unidireccional repetidamente, y deben ser reducidos cuando ocurren inversiones a máxima carga. En el caso mas severo (Ej. Donde ocurre una inversión a máxima carga cada ciclo de una rueda loca o planeta.) el valor de σFE y σFlim deben ser reducidos por un factor igual a 0.7.

Cálculo de la capacidad de carga de arrastre: La resistencia al arrastre debe ser calculada de acuerdo a la clasificación DNV (DIN 51354-2:1990 Prüfung von Schmierstoffen; FZG-Zahnrad-Verspannungs-Prüfmaschine; Prüfverfahren A/8,3/90 für schmieröle) usando el criterio de la temperatura. El coeficiente mínimo de seguridad SS = 1.3. El nivel de carga usado para los cálculos es la carga máxima operacional esperada dentro del periodo de vida con todos los factores K determinados en los respectivos niveles de carga.

Micro pitting: Es un modo de fallo pertinente e todos los multiplicadores de turbinas eólicas, pero no existen procedimientos de cálculos aceptables generalmente. El suministrador de multiplicadores debe sin embargo documentar que ha dado una atención razonable a los factores principales que influyen e el micropitting tales como:

• Acabad inicial de la superficie (rugosidad de la superficie)
• Rugosidades persistentes en las superficies
• Dureza relativa de la superficie
• Presión de contacto en las extremidades del área de contacto, especialmente en el dedendum.
• Metalurgia, especialmente austerita retenida.

Resistencia y calidad de las ruedas.: Todos los materiales usados, los tratamientos térmicos usados, y las respectivas mediciones de calidad a lo largo del proceso de fabricación debe al menos cumplir con el nivel – MQ de acuerdo con la ISO 6336 – 5.

Cálculo del eje: El cálculo de resistencia del eje puede documentarse usando DIN 743 (DIN 743:2000 Tragfäihigkeitsberechnung von wellen und achsen, teil 1: Einführung, Grundlagen, Teil 2: Formzahlen und kerbwirkungszahlen, Teil 3: Werkstof-Festigkeitswerte). Las propiedades del material deben seleccionarse para un 50% de la probabilidad de supervivencia con un intervalo de seguridad del 95%. El factor de seguridad mínimo debe ser de acuerdo con IEC 61400 – 1 sección 6.7.2.2 para producción y sección 6.7.3.2 para mediciones de fatiga que deben ser tomadas para incluir la influencia tecnológica del efecto de tamaño, rugosidad superficial, relación de estrés y factores de cambio de sección.

Conexión árbol – eje: La conexión entre el eje y el buje pueden ser diseñados como una conexión principal o ensamblaje por contracción o una combinación de ambos. De preferencia la de contracción. (Ver DIN 7190:2001).

Para analizar los lubricantes y las regulaciones que tiene la selección, montaje y puesta en funcionamiento de los lubricantes y dispositivos relacionados con este se puede revisar la norma AGMA (AWEA), "Recomendaciones para cumplir con los requerimientos en los Criterios Técnicos para el Esquema Danés de turbinas eólicas". De las características de cálculo de los engranajes también se pueden encontrar los mismos análisis con actualizaciones en la norma ANSI – AGMA – AWEA 6006 – A03.

2. CapÍtulo 3. Potencial Eólico. Perspectivas en años venideros.

Hoy la energía eólica está en la vanguardia de las tecnologías de la energía limpia, y Europa es el líder mundial con varias compañías que dominan el mercado. No obstante a pesar de estos avances, todavía existen dudas a cerca de su fiabilidad. La Revista Wind Energy – The Facts suministra una visión global de los logros esenciales acerca de la energía eólica hoy día, así como tecnología, costos, precios, medio ambiente, empleo e industria, R&D y desarrollo del mercado.

La energía eólica es relativamente joven pero con una rápida expansión industrial. En la década pasada (1990 – 2000), la capacidad global instalada aumento desde 2500 MW en 1992 a más de 40 000 MW al final del 2003 con un crecimiento anual cerca del 30 %. Han sido instalados en Europa casi tres cuartos de esta capacidad. Los niveles de penetración en el sector eléctrico han alcanzado un 20 % en Dinamarca y sobre un 5% en ambas alemanias y España. El estado norteño alemán de Schlewig – Holstein tiene 1.800 MW de capacidad eólica instalada, suficiente para cubrir un 30 % de la demanda eléctrica de la región, mientras en Navarra, España, el 50% del consumo energético esta cubierto por la potencia eólica. Si continua desarrollándose el positivo apoyo político, EWEA ha proyectado que la energía eólica podrá lograr instalar una capacidad de 75 000 MW en la UE para el 2010 representando un 5,5% de suministro energético global. Para el 2020 estas cifras se espera aumenten más de un 12 %, consumo equivalente de 195 millones de hogares.

Recurso Eólico

Al considerar la instalación de un parque eólico, la característica más sencilla e importante es la velocidad del viento. Con el doble de la velocidad promedio del viento, la energía de este aumenta por un factor de 8, incluso pequeños cambios en la velocidad del viento pueden producir grandes cambios en la ejecución económica del parque. De forma ilustrativa si la velocidad promedio de un sitio dado aumenta de 6 m/s a 10 m/s la cantidad de energía producida por la granja eólica aumentara sobe un 130%. Evaluaciones iniciales del recurso eólico disponible en un sitio dado involucra el estudio de datos de estaciones meteorológicas cercanas y especialistas en programas computacionales los cuales son capaces de modelar el recurso eólico. A pesar de que los detalles varían de país a país, estos mapas muestran la velocidad del viento promedio esperada en una región dada. Si el sitio es prometedor son llevadas a cabo más mediciones detalladas a través de la erección de mástiles anemométricos sosteniendo un número de dispositivos – anemómetros – instalados a distintas alturas en el mástil para medir la velocidad y dirección del viento. Evaluaciones del recurso son refinadas progresivamente por el análisis de condiciones como: geografía local, economía, y uso alternativo de la tierra, para alcanzar un recurso práctico.

El recurso explotable tierra dentro para la UE – 25 es estimado conservativamente en 600 TWh y el recurso eólico off shore sobre los 3000 TWh; esto excede por mucho el límite máximo de consumo de electricidad de la UE – 15. El Atlas de Vientos Europeo producido por el Laboratorio Nacional de Investigaciones Danes, Forskningscenter Riso, da una buena visión del potencial de la UE. Y la versión off shore esta también disponible. También hay considerable potencial en nuevos estados miembros y en Rusia.

Explotando el Recurso Eólico

Una vez que el recurso eólico esta establecido, el reto ingenieril es absorber toda la energía y convertirla en electricidad. En contraste con los molinos de viento comunes en el siglo 19, una moderna turbina de viento es diseñada para generar con alta calidad, frecuencia eléctrica de red, y operar continuamente, sola y con bajo mantenimiento por más de 20 años o 120 000 horas de operación.

El rotor de las turbinas modernas consisten generalmente en 3 palas, y su velocidad y potencia están controladas por perdida aerodinámica (stall) o de cambio de paso (pitch). El rotor puede estar acoplado a su generador a través de una caja de engranajes (multiplicador) y tren de fuerza, o directamente al generador en un arreglo conocido como "gearless" (sin engranajes). Las turbinas capaces de operar a velocidad variable se han convertido excesivamente comunes, y sus características mejoran la compatibilidad con la red eléctrica.

Gráfico 7. Crecimiento de las dimensiones de los aerogeneradores comerciales

Las turbinas comerciales empezaron en los principios de los ´80, y en los últimos 20 años la potencia de las turbinas ha aumentado por un factor de 100. En el mismo periodo el costo de la generación por energía eólica declino por un 80%. Desde principios de 1980 las turbinas han evolucionado desde unidades de 20 – 60 kW con rotores de 20 m, hasta portar generadores de 5000 kW con rotores de 100 m (ver Fig. 7). Algunos prototipos diseñados para turbinas mar afuera tiene generadores y rotores más largos.

El dramático incremento en tamaño y el método "saber – como", unido con la economía de un rápido crecimiento de volúmenes de producción ha reducido los costos de la producción energética al punto donde algunos grandes logros en parques en tierra firme se están aproximando a precios competitivos con la alternativa más barata: plantas de energía de ciclo combinado con gas. El ruido mecánico ha sido prácticamente eliminado y el ruido aerodinámico enormemente reducido. Las turbinas eólicas son altamente confiables con disponibilidad operativa cerca del 98 %: ellas son capaces de operar durante el 98% de las horas del año siendo la tecnología de generación de mayor disponibilidad. Un mercado creciente para la generación fuera de costa es el principal camino para el desarrollo de grandes turbinas. Los parques eólicos operan en las afueras de las costas de Dinamarca, Suecia, Irlanda, Los Países Bajos y el Reino Unido. Aunque todavía hay muchos retos, incluyendo costos para la conexión a redes y la cimentación, hay grandes ventajas en el sentido de la velocidad de viento, baja turbulencia (ejemplo: larga duración de la turbina) y reducidas restricciones a encontrar fuera de costa, y un recurso para suministrar toda la electricidad de Europa.

Transmisión y Distribución de la Electricidad Eólica.

Un elemento estratégico clave en la penetración exitosa de la energía eólica es su eficiente integración en la red europea de distribución y transmisión. Consideraciones técnicas, económicas y regulatorias deben nacer cuando nos acercamos a esta área. Los tres principales problemas son conexión a la red de transmisión, operatividad y actualización de la red, y planes para nuevas capacidades de generación.

El rápido aumento en la penetración de la producción de energía del viento en las redes crea un número de problemas.

• La potencia de salida del parque eólico fluctúa en cierto grado de acuerdo al clima.
• Los parques están situados a menudo al final de la línea de distribución. La mayoría de las redes europeas han sido diseñadas para la generación a gran escala de electricidad a partir de un pequeño número de grandes plantas, enviando energía hacia la periferia, no en la dirección contraria.
• Las características técnicas de la generación eólica a las de las plantas convencionales, alrededor de las cuales ha evolucionado el sistema existente.

Los requisitos para los operadores de redes para manejar la creciente proporción de semejante distribución de la generación, viene no solo de la energía eólica. Consideraciones medioambientales y la liberación del mercado energético ha aumentado el interés en la generación en pequeña escala; es necesario un cambio en la posición de las utilidades, y la operación de redes para acomodar este desarrollo. Problemas ocasionales requieren una comprensión basada en variabilidad y predicción. La variabilidad de la potencia de salida de una turbina es pequeña, medida en la escala de pocos minutos, para granjas de gran extensión es pequeña en un periodo de horas. Elevados niveles de datos permiten a los operadores de redes determinar el nivel de la reserva a mantener. Las técnicas de predicción están aun en el presente en un estado de desarrollo primario.

Estatus de la Industria Eólica.

La industria ha cambiado significativamente en los últimos 5 años. Cinco años atrás un parque eólico de 20 MW seria considerado grande, hoy el parque más grande es de 278.2 MW y una financiación para un parque en España cubre 1200 MW. La creciente escala de los proyectos eólicos han traído nuevos jugadores al mercado, incluyendo conglomerados industriales como General Electric y Shell así como compañías de energía convencionales como Siemens y ABB.

El progreso mundial de la energía eólica en años recientes ha sido impresionante, con Europa liderando el mercado mundial. Al final del 2003 aproximadamente 40 000 MW de turbinas eólicas estaban operando en 50 países en todo el mundo. Un nuevo mercado esta emergiendo mar afuera. Se han instalado cerca de 500 MW de capacidad eólica mar afuera en Holanda, Dinamarca, Suecia, Irlanda y el Reino Unido. De acuerdo con The Douglas Westwood World Offshore Wind Database, esta fijado para construcción más de 9000 MW en el norte europeo para el 2006. Algunas de las mayores instalaciones están planeadas para las afueras del Báltico y la costa norte de Alemania y el Reino Unido (UK).

Grafica 8. EU-15 y Acumulado Global de Capacidad Eólica Instalada, 1990 – 2003

Nueve de los diez mayores productores de turbinas eólicas están en Europa y compañías europeas suministraron el 90 % de la capacidad vendida en el mundo en el 2002.

El desarrollo de la energía eólica en Europa a sido sostenido por incentivos del mercado apoyado por metas puestas para promover la producción de electricidad de fuentes limpias, y para desarrollar la tecnología para asegurar en el futuro una alternativa de energía limpia a gran escala para combatir los cambios climáticos producto de la emisión de gases. Otros mercados por ejemplo en la India, está guiado por una escasez de energía, lo que da un empuje competitivo a esta tecnología en su mercado.

Grafica 9. Mayores 10 compañías suministradoras de turbinas escala MW en 2002

Metas para la Energía Eólica.

EWEA pronostica que si es positiva la política de apoyo a la energía eólica 75 000 MW pueden ser instalados en UE – 15 para el final de la década, de los cuales 10 000 MW serán instalados mar afuera. También para el 2010 la ultima proyección de la Comisión Europea sugiere que en Europa la energía eólica puede alcanzar un total de 69 900 MW. EWEA pronostica que serán alcanzados un total de 180 000 MW para el 2020, de los cuales 70 000 MW pueden ser en el mar.

En 1997, EWEA adopto como objetivo en el Libro Blanco de la Comisión Europea respecto a energías renovables instalar 40 000 MW para el 2010. Tres años después, EWEA corrigió sus metas para 60 000 MW para el mismo año (incluyendo 5 000 MW en las costas) y 150 000 MW para el 2020 (incluyendo 50 000 MW en el mar). Estas previsiones fueron corregidas en el 2003. En cada ocasión los objetivos trazados por EWEA han sido conservativos, y fueron dejados atrás por altos crecimientos en la realidad.

Grafica 10. Objetivos de la UE – 15 para Energía Eólica

En términos de consumo energético europeo, las proyecciones de EWEA ven una contribución del 5.5 % de la energía para el 2010 y 12.1 en el 2020. Esto es equivalente a las necesidades de electricidad de más de 195 millones de personas. Se calcula que para el periodo 2001 – 2010 la energía eólica puede aportar el 50 % del crecimiento neto de la capacidad generadora europea y solo el 70% en el periodo 2011 – 2020.

Previsiones de mercado para el periodo 2007 – 2012

Las valoraciones de mercado con un horizonte de cinco años es considerado como una previsión más exacta. Detrás de esto la capacidad de predicción es muy reducida porque el factor de definición es difícil de prever con exactitud.

• Dentro del escenario convencional, el promedio anual de crecimiento de capacidad cumulativa es 20.6 % en el periodo 2003 – 07 para alcanzar 80 050 MW instalados mundialmente, y de un 15 % en el periodo 2008 – 12 para alcanzar 160 900 MW.
• En el escenario avanzado el promedio anual de crecimiento cumulativo es 27% en el periodo 2003 – 07 para alcanzar 106 000 MW instalados mundialmente, y un 24% en el periodo 2008 – 12 para alcanzar 311 000 MW

Tabla 11. Resumen de los Mercados Convencional y Avanzado (Acumulado Instalado MW)

Los mercados dominantes continuaran siendo Alemania y España, aunque emergerán mercados importantes en Francia, el Reino Unido, Los Países Bajos, Italia y Suecia. Las previsiones de mercado indican que un ligero declive en el mercado europeo de tierra firme, pero sí un incremento en países que no han jugado un mayor papel en la actualidad. Existirá un periodo de tiempo antes de que el mercado off shore se imponga reemplazando el de tierra adentro. Hay un crecimiento significativo en los Estados Unidos. Nuevos mercados están empezando en Australia, Japón, Canadá y América del Sur.

Otros países que están considerando invertir seriamente incluyen Canadá, Brasil, Túnez, China, Egipto, Marruecos, Filipinas, Turquía y Viet Nam. Es necesario destacar que el mercado eólico esta influenciado por las decisiones politicas. Estas restricciones reducen el mercado potencial global en el 2012 en un 50%.

Desarrollo e Investigaciones.

La Unión Europea consolida programas de desarrollo e investigaciones así como esos dentro del quinto programa Framework, que han dado un gran impulso a la industria eólica en los últimos 15 años. Los resultados de estos programas incluyen el desarrollo de una gama a gran escala de mega – turbinas (MW), el primer Mapa Eólico de Europa, y apoyo para proyectos demostrativos como el primer parque eólico fuera de costa.

Los grandes avances hechos en la tecnología eólica tienen como base enormes esfuerzos por parte de instituciones privadas y la industria. Investigaciones posteriores en la industria eólica son esenciales para que la energía eólica alcance una posición en la cual se tan competitiva como la mas barata de las alternativas. Un objetivo principal del futuro es alcanzar los niveles de penetración eólica descritos en el Libro Blanco de la Unión Europea. Para lograr esto la industria necesita:

• Continuar reduciendo los costos
• Posibilitar un incremento en la penetración de la energía eólica
• Minimizar el impacto ambiental y social.

Este acápite requiere para la energía eólica un aumento en las políticas de apoyo, viendo en el 2020 una capacidad instalada mayor de 1200 GW generando 3000 TWh de electricidad. Esto habría de ahorrar una emisión de aproximadamente 11 000 millones de toneladas de CO2.

Fuente: Todo lo antes mencionado en este capitulo se puede encontrar en la Revista The Fact de la EWEA

Reseña de los eventos, publicaciones y artículos especializados en la industria eólica.

• Ing. Marco A. Borja Díaz; Instituto de Investigaciones Eléctricas; "Prospectiva de la Tecnología de Generación Eoloeléctrica", Julio 2005.
• La Turbina Eólica: Componentes y Operatividad (Versión de Acrobat en edición especial del Bonus – Info 1998)
• Especial Energía Eólica. Anexo 2. Fabricantes de Aerogeneradores y características de sus máquinas.

Como fabricantes de grandes aerogeneradores implantados en España, tanto nacionales como extranjeros figuran:

1. Aerogeneradores Canarios, S.A. – ACSA.
2. Bazán-Bonus (Empresa Nacional Bazán).
3. Desarrollos Eólicos, S.A. – DESA.
4. Dewind Iberia, S.A.
5. Ecotècnia MCC.
6. Enron Wind Ibérica, S.L.
7. Gamesa Eólica, S.A.
8. Made, Tecnologías Renovables, S.A.
9. Neg Micon Ibérica SAU.
10. Nordex Ibérica (Borsigenergy) S.A.

Es hecha una breve referencia a Enerlim, S.L. por su desarrollo de un prototipo de aerogenerador de nuevo concepto, fabricado en principio por Necesa.

• 3era Conferencia Australiana de Energía, Adelaide, febrero 2004. Cuales son los límites aceptables para la penetración eólica en los sistemas eléctricos.
• Conferencia Internacional de Engranajes. Septiembre del 14 al 16 del 2005, Munich Alemania http://www.vdi.de/gears2005.
• Tao Sun, Z Chen, Frede Blaabjerg; Nordic Conferencia de Energía Eólica, 1 – 2 marzo 2004. Análisis transitorio de las turbinas eólicas conectadas a la red con DFIG después de una falla externa de Corto Circuito.
• 4to Taller Nórdico en Energía y Electrónica Industrial, 14 – 16 Junio 2004. Representada por compañías líderes en la energía eólica NTNU, EFD, Vestas, Scan Wind entre otros.
• Wind Energy – The Facts. Un análisis de la energía eólica en la Unión Europea. Revista que representa el 98% de las compañías que tiene el mercado de la energía e informa sobre las actividades de la energía eólica en al menos 40 países.
• Armando Bilbao, IDOM, Ingeniería, Arquitectura y Consultaría Diseño Estructural de un Aerogenerador. Normas de control para certificar los aerogeneradores que se construyen e instalan.
• Varios Autores, Comparación de topologías de generadores para turbinas sin multiplicador.
• DEWI Magazín # 18, Feb. 2001. Sistema de posicionamiento suave para turbinas eólicas.
• Bosch Rexroth AG. Mobile Hydraulics 07/02 (Catálogo).
• • www. boschrexroth. de
• Bosch Rexroth AG. Mobile GFB para ajuste de control de paso y de posición 09/04 (Catálogo). www. boschrexroth. de
• Bosch Rexroth. Innovadores multiplicadores para turbinas eólicas.
• Riso National Laboratory, Varios Autores: Standards for measurements and testing of wind turbine power quality.
• Varios autores: European Wind Turbine Certification EWTC. Guide lines for design evaluation of wind turbines.
• Varios autores: Wind Turbine Generator Systems. Part 1. 1998: Safety requirements. Normas a seguir para la instalación de sistemas de generador en una turbina eólica.
• Varios autores:Wind Energy – 1995, SED-Vol.16, ASME, pp. 91-97. The Spectral Content of the torque loads on a turbine gear tooth.
• Wind Turbine Induction Generator (Phasor Type): Accionamiento de un generador de inducción de jaula de ardilla instalado en una turbina de paso variable.
• Wind Turbine Doubly – Fed Induction Generator (Phasor Type): Accionamiento de un generador de velocidad variable doblemente alimentado por una turbina eólica.
• • American Wind Energy Association, Facts about Wind Energy and Noise.
  • REPP (Renewable Energy Policy Project), Technical Report Sept.2004, Wind Turbine Development: Location of Manufacturing Activity.
  • Iowa State University. Gear Transmissions Lab.
  • Catálogo: OMNI GEAR. Planetary Gear Drives. www. OmniGear.com
  • Revista NewsLetter Sep. 2005. www.lmglasbifer.com.Actualizaciones sobre nuevos diseños de palas y protecciones contra rayos.

1. Dado el perfil general que ha tenido esta tesina, buscando cumplir los objetivos planteados al inicio, considero que ha logrado dar una visión de las posibilidades que tiene la utilización de la fuerza motriz del viento en la producción de energía eléctrica o potencia mecánica en dependencia del tipo y fin de la máquina que se instale. Así como del camino que debemos seguir tomando en consideración los datos expuestos como país que se inicia en el empleo de una tecnología tan antigua como el hombre y tan moderna como los avances que hoy día expone.

   Según las expectativas que tiene Cuba de crear la Oficina de diseño de la Turbina Eólica Cubana es factible que además de lo expuesto en esta tesina se revisen muchos catálogos de fabricantes y de tecnología además de documentación relacionada con avances científico técnicos en esta esfera para la construcción de los elementos principales de estas máquinas. De las máquinas expuestas considero que las turbinas que cuyo tren de fuerza carecen de multiplicador son altamente eficientes al punto de tener una velocidad de arranque bastante baja y se pueden conectar directamente a la red eléctrica, pero por las características técnicas, de construcción, transportación y ensamblaje de los generadores nos es más factible el montaje de las máquinas estilo Danés con multiplicador, los cuales estamos analizando la posibilidad de construirlas en Cuba.

   Por otra parte el potencial eólico mundial sobre todo en Europa para la primera y segunda decena de este siglo va aumento favorecido esto por las políticas gubernamentales de algunos países y la crisis energética que sufren otros. Sin embargo países del tercer mundo como la India, México, Puerto Rico, Cuba entre otros muestran unos un elevado avance en el uso de esta tecnología, otros un pequeño pero fuerte inicio.

2. Conclusiones:

3. Recomendaciones:

1. Profundizar en las características de diseño de los diferentes partes
2. componentes en especial de los multiplicadores.
3. Continuar con la investigación de la tecnología de maquinado en Cuba para la fabricación de un multiplicador cubano.

Biografía del autor

Mi nombre es Ing. Raidel Izquierdo Paredes. Soy ingeniero mecánico graduado en el año 2004 en la Universidad de la Ciudad de Pinar del Río Hermanos Saíz Montes de Oca en Cuba.

Tengo 27 años y actualmente trabajo como Ing. Energético en la CIA de Calderas ALASTOR.

• He realizado postgrados de Energía Eólica en el CETER (Centro de Estudios de Energía Renovable) en la CUJAE.
• Cursos de Sistemas de gestión de la Calidad basado en la norma ISO 9000 del 2000
• Cursos de Combustión para Generadores de Vapor.
• Postgrados de Mantenimiento Industrial.

La Tesina que deseo publicar fue confeccionada en diciembre del 2006 en la ciudad de Pinar del Río

La bibliografía del trabajo esta en el cuerpo del documento a publicar.

Tutor: Dr. J. Llamos

Dr. J. Escanaverino

CUJAE 2006

Autor:

Ing. Raidel Izquierdo Paredes