Ingeniería de la Energía Eólica
Facultad de Física - Universidad de Barcelona
Colección Nuevas energías, 5
Ingeniería de la Energía Eólica
Primera edición, 2012
© 2012 Miguel Villarubia López
© 2012 MARCOMBO, S.A.
Gran Via de les Corts Catalanes, 594
08007 Barcelona
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Diseño de la cubierta y maquetación: NDENU ESTUDI DISSENY GRÀFIC
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ISBN: 978-84-267-1856-3
D.L.:
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Printed in Spain
A mi hijo Javier
CAPÍTULO 1. ASPECTOS GENERALES
1.1. Introducción
1.2. Tipos de aerogeneradores eólicos
1.3. Sistemas de producción eoloeléctrica
1.4. Estado de la implantación de la energía eólica
1.5. La evolución de la energía eólica en el pasado y situación actual
CAPÍTULO 2. FÍSICA DE LA ATMÓSFERA: EL VIENTO
2.1. La atmósfera
2.2. Gradiente térmico vertical. Capas atmosféricas
2.3. La atmósfera estándar
2.4. Estabilidad de la atmósfera
2.5. Circulación atmosférica general
2.6. El viento
2.7. Variación del perfil vertical de velocidades del viento
2.8. Vientos originados por fenómenos particulares: vientos locales
2.9. Escala Beaufort
CAPÍTULO 3. MEDICIÓN Y TRATAMIENTO DE LOS DATOS EÓLICOS
3.1. Introducción
3.2. Velocidad del viento
3.3. Tratamiento estadístico del viento
3.4. Variaciones de la velocidad del viento
3.5. Medición de las magnitudes del viento
3.5.1. Medición de la velocidad del viento: el anemómetro
3.5.2. Medición de la dirección del viento: la veleta
3.5.3. Colocación de los instrumentos de medida
3.6. Clasificación de aerogeneradores según el tipo de viento
3.7. Formas de presentación de los datos de viento: velocidad y dirección
3.8. Aplicación de la estadística a cálculos eólicos
3.9. Tratamiento estadístico de los datos del viento
3.10. Distribuciones discretas y continuas de probabilidad
CAPÍTULO 4. CARACTERIZACIÓN DEL POTENCIAL ENERGÉTICO DEL VIENTO
4.1. Descripción estadística del viento: ley de Weibull
4.2. Ley de Rayleigh
4.3. Cálculo de los parámetros de Weibull
4.4. Variación de las características del viento con la altura
4.4.1. Rugosidad del terreno
4.4.2. Variación de la velocidad del viento estacionario con la altura
4.4.3. Variación de la velocidad media a largo plazo con la altura
4.4.4. Variación de los parámetros de Weibull con la altura
4.5. Influencia del relieve del terreno
4.6. Influencia de obstáculos
4.7. Estelas de los aerogeneradores
4.8. Potencia eólica disponible. Potencial eólico
4.8.1. Variación del potencial eólico con la altura respecto al suelo
4.9. Densidad de energía eólica disponible
4.10. Evaluación de recursos energéticos eólicos
4.11. Criterios generales para la selección de emplazamientos
CAPÍTULO 5. AERODINÁMICA DE LOS AEROGENERADORES
5.1. Introducción
5.2. Captación de la energía cinética del viento
5.3. Principios físicos de la aerodinámica del álabe
5.3.1. Capa límite
5.3.2. Separación o despegue de la capa límite. Formación de estelas
5.4. Fuerzas de sustentación y de arrastre
5.5. Perfil aerodinámico del álabe de un aerogenerador
5.6. Acción del viento sobre un perfil aerodinámico
5.7. Acción del flujo de aire sobre el rotor del aerogenerador
5.8. Potencia eólica extraída. Coeficientes de potencia y de par
5.9. Potencia eólica extraída máxima teórica. Límite de Betz
5.10. Flujo de potencias en un aerogenerador
CAPÍTULO 6. AEROGENERADORES DE EJE VERTICAL Y AEROBOMBAS
6.1. Tipos de aerogeneradores
6.2. Aerogeneradores de eje horizontal
6.3. Aerogeneradores de eje vertical
6.3.1. Eólica de rotor de arrastre diferencial: rotor Savonius
6.3.2. Eólica de rotor de variación cíclica de incidencia: rotor Darrieus
6.4. Comparación entre aerogeneradores de eje horizontal y de eje vertical
6.5. Aerogenerador multipala de eje horizontal. Aeromotor de bombeo
CAPÍTULO 7. AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTAL PARA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA
7.1. Introducción
7.2. Aerogeneradores de eje horizontal
7.2.1. Rotor
7.2.2. Góndola o chasis
7.2.3. Caja variadora de velocidad (gear box)
7.3. Generación eléctrica en un aerogenerador
7.4. Etapas de generación eléctrica en un aerogenerador
7.5. Consideraciones sobre los aerogeneradores de eje horizontal (HAWT)
7.6. Regulación y control de potencia y de velocidad
7.7. Configuraciones de aerogeneradores
7.8. Sistemas de orientación del rotor
7.9. Otros equipos y sistemas
7.10. Torres de sustentación
CAPÍTULO 8. LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN LOS AEROGENERADORES
8.1. Introducción
8.2. Generadores eléctricos en aerogeneradores
8.3. Interconexión del aerogenerador con la red
8.4. Conexión y desconexión con la red
8.5. Problemas en la interconexión del aerogenerador con la red eléctrica
8.6. Comportamiento del aerogenerador frente a huecos de tensión
8.7. Procedimiento de operación ante huecos de tensión
8.8. Organización del sistema eléctrico
8.9. Integración de la energía eólica en el sistema eléctrico
CAPÍTULO 9. CONFIGURACIÓN DE SISTEMAS EÓLICOS. PARQUES EÓLICOS
9.1. Configuraciones de un sistema eólico
9.2. Parques eólicos
9.2.1. Instalaciones eléctricas de baja tensión en cada aerogenerador
9.2.2. Centro de transformación de baja (BT) a media tensión (MT)
9.2.3. Red de media tensión (MT)
9.2.4. Subestación transformadora MT/AT y enlace con la red de AT
9.3. Disposición de los aerogeneradores en un parque eólico
9.4. Parques eólicos marinos (offshore)
9.5. Selección de emplazamientos para parques eólicos
CAPÍTULO 10. CÁLCULOS ENERGÉTICOS EN AEROGENERADORES
10.1. Consideraciones sobre la potencia de un aerogenerador
10.2. Curva de potencia – velocidad de un aerogenerador
10.3. Relación entre la potencia nominal y el diámetro del rotor
10.4. Cálculo del coeficiente de potencia a partir de la curva de potencia del aerogenerador
10.5. Coeficientes de par (Cm) y de potencia (Cp) en los HAWT rápidos
10.6. Cálculo de la energía producida por un aerogenerador
10.7. Coeficiente de potencia y rendimiento anual medios
10.8. Correcciones de la energía
10.9. Parámetros de funcionamiento de un aerogenerador
10.10. Cálculo del diámetro del aerogenerador
CAPÍTULO 11. ASPECTOS ECONÓMICOS Y MEDIOAMBIENTALES
11.1. Introducción
11.2. Análisis de viabilidad técnica y económica de un proyecto eólico
11.3. Costes de un parque eólico
11.3.1. Costes de inversión
11.3.2. Costes variables
11.4. Vida útil de los aerogeneradores
11.5. Repotenciación o repowering
11.6. Coste unitario de producción
11.7. Consideraciones sobre los cálculos económicos
11.8. Cálculo del coste unitario de la producción de energía
11.9. Análisis de rentabilidad. Parámetros
11.10. Análisis económico de sistemas eólicos autónomos
11.11. Aspectos medioambientales
REFERENCIAS
ANEXO 1. UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN
ANEXO 2. FUNCIÓN GAMMA Г (x)
La energía es un factor indispensable para el desarrollo y el progreso de una sociedad. En cualquier escenario que se considere, el aumento del producto interior bruto siempre ha ido ligado a un aumento del consumo de energía. Actualmente son varios los retos en este campo a los que nos enfrentamos.
En primer lugar, se debe garantizar la seguridad del abastecimiento, el aumento del nivel de autoproducción para lograr mayor independencia energética y un incremento de la diversificación de fuentes energéticas, para conseguir una menor dependencia de los combustibles fósiles y en particular del petróleo.
En segundo lugar, es necesaria la utilización de tecnologías que permitan, a través del ahorro y eficiencia energética y del uso de energías no emisoras de gases de efecto invernadero, la reducción de sus emisiones para el cumplimiento de los compromisos adquiridos en este campo.
No hay que olvidar que estos objetivos deben alcanzarse mediante cambios tecnológicos que no impliquen unos costes económicos de la energía que puedan poner en riesgo la viabilidad de este tipo de tecnologías energéticas. En consecuencia, las nuevas tecnologías energéticas tienen que guiarse por los principios de la economía de costes y de la competitividad técnica y económica respecto a las energías convencionales, además de los puramente energéticos y medioambientales.
En este escenario, la Unión Europea ha propuesto como objetivo para 2020, la reducción de un 20% de las emisiones de CO2, cubrir el 20% de la demanda de energía con energías renovables y el aumento del 20% del ahorro y mejora de eficiencia energética. Estas condiciones implican que aproximadamente un tercio de la electricidad deba obtenerse por vía de las renovables, es decir, que sea una electricidad “verde”.
Para conseguir este objetivo, será necesario disponer de un “mix” energético de producción eléctrica, en el que es previsible pensar que la participación de las distintas fuentes sea aproximadamente un tercio de combustibles fósiles (carbón y gas natural), un tercio de nuclear y un tercio de renovables (electricidad “verde”).
En el caso de la electricidad “verde”, las dos fuentes de energía primaria más importantes son la hidráulica y la eólica. La primera, conocida y utilizada desde hace más de un siglo, y la segunda, mucho más moderna, aunque ya ha alcanzado un nivel de madurez tecnológico y económico que la hace viable técnica y económicamente, con unos costes de producción atractivos en el mercado energético. El nivel de participación de otras renovables en la generación de electricidad “verde” a gran escala es muy probable que tenga un papel minoritario a corto y medio plazo.
La energía eólica en la última década ha realizado importantes progresos tanto en el aspecto técnico como económico. Se han mejorado significativamente aspectos tales como: la gestión y mantenimiento de parques eólicos, la integración de la energía eléctrica en la red, la versatilidad y adaptación del diseño de aerogeneradores a las características específicas de los emplazamientos, la regulación y control de los mismos, la predicción de producción a corto plazo y la economía de escala con aerogeneradores de mayor potencia con una mejora en los costes unitarios de inversión y de producción eléctrica. Así mismo, se ha iniciado el desarrollo de la energía eólica marina (offshore) con la implantación de parques que ya han acreditado su viabilidad técnica y económica.
La importancia alcanzada por la energía eólica se pone de manifiesto a través del hecho que en la actualidad está presente en la mayoría de países de economía desarrollada o emergente. A principios de 2009, la capacidad mundial instalada era de unos 120 GW, de los cuales aproximadamente 65 GW correspondían a la Unión Europea y 25 GW a EE.UU. Esta potencia nominal eólica instalada a escala mundial equivale a una tercera parte de la capacidad mundial instalada de energía nuclear.
En este libro se exponen y desarrollan los distintos aspectos que un técnico energético debe conocer y aplicar para la concepción, desarrollo, implantación y gestión de un sistema de aprovechamiento de energía eólica, fundamentalmente para su conversión en electricidad.
Después de un primer capítulo donde se exponen los aspectos generales de la energía eólica, en los capítulos segundo y tercero se describen, respectivamente, la física del viento, y la medición y el tratamiento de los datos eólicos, para posteriormente dedicar el capítulo cuarto a la caracterización del potencial energético del viento.
El capítulo quinto está dedicado a la aerodinámica de los aerogeneradores, el sexto a los aerogeneradores de eje vertical y aerobombas, y el séptimo a los aerogeneradores de eje horizontal para producción eléctrica.
Los capítulos octavo y noveno se centran fundamentalmente en la producción eléctrica, las diferentes tecnologías y los distintos aspectos de su gestión e integración en la red. El primero de ellos se dedica a la generación eléctrica en aerogeneradores y el segundo, a la configuración de sistemas eólicos y en especial a parques eólicos.
El capítulo décimo se destina a la exposición y desarrollo de la metodología para la realización de los cálculos energéticos en aerogeneradores y el decimoprimero a los cálculos económicos y aspectos medioambientales de la energía eólica.
Finalmente, expresamos nuestro deseo que este texto constituya una ayuda para todas aquellas personas, estudiantes o profesionales del sector de la energía, que deseen introducirse en el campo de las aplicaciones de la energía eólica, en especial en el de la producción eléctrica.
Barcelona, diciembre de 2010
1.1. Introducción
Actualmente, la energía eólica ha demostrado su viabilidad técnica y económica, siendo una tecnología madura. Varias razones hacen de la eólica una de las energías renovables con gran desarrollo en los últimos años. Entre ellas cabe citar:
Población mundial a finales de la década del 2000: 6.670 millones
Nota: 1 tep = tonelada equivalente de petróleo
Tabla 1.1. Consumo anual per cápita de energía primaria (tep/persona y año).
Las principales ventajas de la energía eólica son las siguientes:
Los principales problemas asociados a la energía eólica son:
Su impacto ambiental es muy reducido y solo a escala muy local:
1.2. Tipos de aerogeneradores eólicos
Su clasificación puede obedecer a distintos criterios:
a) Según la disposición del eje de giro:
b) Según el número de palas:
c) Según la velocidad del rotor de la turbina eólica:
d) Según su control y regulación:
e) Según el generador eléctrico:
f) Según su emplazamiento:
g) Según el tipo de viento:
h) Respecto a su interconexión con la red eléctrica:
i) Según su potencia nominal:
Un parámetro empleado para diferenciar los distintos tipos de turbinas eólicas, es la relación entre la velocidad lineal del extremo de la pala y la velocidad nominal del viento. Esta relación se conoce como velocidad específica de la turbina (tip speed ratio) y se designa por λ (lambda).
La velocidad nominal del viento es aquella para la cual la turbina alcanza su potencia nominal. Generalmente está comprendida entre 11 y 15 m/s (40 – 54 km/h).
Para valores de λ inferiores o del orden de la unidad, la máquina presenta un par de arranque grande y tiene muchas palas. Corresponde a turbinas destinadas al bombeo de agua y que a veces se denominan máquinas lentas. En cambio, para valores elevados de λ, la turbina tiene menos palas (bipala o tripala), presenta un par de arranque menor y la velocidad del extremo de la pala es mayor. En grandes aerogeneradores λ se sitúa en el intervalo de 5 a 8, la velocidad de giro alrededor de 10 a 20 rpm y la velocidad lineal en el extremo de la pala entre 60 y 90 m/s.
1.3. Sistemas de producción eoloeléctrica
Se distinguen dos sistemas básicos de producción eoloeléctrica:
a) Sistema aislado (en isla)
Usa pequeños aerogeneradores (< 100 kW) y sirve para atender la demanda de energía eléctrica de núcleos aislados. Al no estar interconectado con la red eléctrica, se debe prever un sistema auxiliar de almacenamiento (baterías eléctricas) para los períodos de calma o baja intensidad de viento. En muchas ocasiones, el sistema se apoya con fuentes de producción eléctrica auxiliar (grupos electrógenos o sistemas fotovoltaicos) formando un sistema denominado “híbrido”.
El generador eléctrico acostumbra a ser síncrono de imanes permanentes y está accionado directamente por la turbina eólica sin caja multiplicadora de velocidad (gear box) entre el eje del rotor de la turbina y el generador eléctrico o bien asíncrono con rotor en jaula dotado de una batería de condensadores para suministro de energía reactiva al generador. La electricidad producida en forma de corriente alterna de frecuencia variable se rectifica y almacena en baterías para posteriormente ser convertida de nuevo de corriente continua a alterna a frecuencia constante (50 o 60 Hz) mediante un ondulador o inversor. Finalmente, un transformador eleva la tensión a la requerida por el servicio (230/400 V).
En general, los microgeneradores para la producción individual de energía eléctrica, tienen potencias entre 1 y 5 kW, con diámetros entre 2 y 5 m. Debido a la economía de escala, el coste unitario de la potencia instalada es mucho mayor para un minigenerador que para un parque eólico, del orden de unas cinco a diez veces.
También se utilizan sistemas aislados con pequeñas turbinas multipala para producir energía mecánica directa para el bombeo de agua de pozos. Las eólicas multipalas (“windmill”) presentan una curva característica par – velocidad adecuada para el accionamiento directo de bombas hidráulicas para la extracción de agua de pozos.
b) Parque eólico
Un parque eólico actúa como una central eléctrica. En general formado por aerogeneradores de gran capacidad nominal, entre 600 kW a 3.000 kW, en un número que varía entre 10 y 100, resultando parques entre 10 y 100 MW. Se distinguen dos tipos de parques: terrestres (onshore) y marinos (offshore).
Los aerogeneradores son de eje horizontal y principalmente tripala a barlovento, con sistema de orientación activa y torre tubular. Domina la regulación activa por paso variable (pitch) frente a la de paso fijo por pérdida aerodinámica (stall).
En los últimos años ha aumentado el uso de rotores de velocidad variable, frente a los de velocidad fija o semivariable, así como el uso de generadores asíncronos con rotor doblemente alimentado e incluso generadores síncronos multipolos frente a los generadores asíncronos de rotor en jaula.
Debido a la plataforma marina y a la interconexión eléctrica con la costa, un parque offshore tiene un coste unitario de inversión del orden de dos veces mayor que un onshore. En cambio, su producción es mejor, por ser el viento más regular. Se espera un gran desarrollo de este tipo de parques marinos en un futuro próximo.
1.4. Estado de la implantación de la energía eólica
En la actualidad, la mayoría de aerogeneradores instalados en parques eólicos son máquinas de gran tamaño cuyas características generales se resumen en la tabla 1.2.
Tabla 1.2. Características generales de grandes aerogeneradores.
La capacidad nominal mundial acumulada en 2008 alcanzó 120,8 GW, de la cual, los diez países indicados en la tabla 1.3, poseían el 86% del total.
Tabla 1.3. Capacidad nominal instalada acumulada por países (MW) en 2008
La energía eólica ha experimentado un gran crecimiento. La figura 1.1 muestra esa evolución desde 1993 (2.9 GW) hasta 2008 (120.8 GW).
Figura 1.1. Potencia eólica mundial instalada acumulada, en MW.
Para un conjunto de veinte países miembros de la IEA Wind, con una potencia total instalada acumulada en 2007 de 74,8 GW, los datos más significativos se muestran en la tabla 1.4
Capacidad total acumulada (MW) |
74.844 |
Capacidad offshore (MW) |
1.125 |
Nº de aerogeneradores (aprox) |
55.000 |
Potencia media de nuevas turbinas (kW) |
1.773 |
Energía eléctrica producida (TWh) |
155 |
Horas equivalentes anuales a plena carga |
2.070 |
Factor de carga (%) |
24 |
Tabla 1.4. Datos eoloeléctricos para un conjunto de veinte países de la IEA Wind (2007). |
|
En España la evolución de la capacidad eólica instalada se muestra en la figura 1.2.
Figura 1.2. Evolución de la capacidad eólica instalada en España.
La capacidad nominal unitaria de las turbinas eólicas ha ido creciendo progresivamente. En 1995, la potencia media por turbina era de 350 kW y en 2007 la capacidad unitaria aumentó hasta 1.770 kW en promedio. La figura 1.3, muestra la evolución de la capacidad media unitaria de las turbinas instaladas.
Se espera en el futuro próximo el aumento de instalación de turbinas de 3 a 5 MW. Actualmente se considera una capacidad de 5 a 6 MW como el límite superior técnicamente viable.
Figura 1.3. Potencia media (kW) de turbinas instaladas en países miembros de la IEA Wind en el período 1995-2007.
1.5. La evolución de la energía eólica en el pasado y situación actual
a) Evolución en el pasado próximo
La energía eólica se ha utilizado desde tiempos pasados como energía mecánica para molinos y bombeo de agua. La figura 1.4 muestra el típico molino holandés (a) y el aerogenerador multipala americano (windmill) utilizado para bombeo de agua (b).
Figura 1.4. Molino holandés (a) y generador multipala (windmill) para bombeo de agua.
A partir de 1980 progresa la tecnología eólica. En su inicio, las turbinas tenían potencias de 20 a 50 kW, eran pesadas, ruidosas, con baja disponibilidad, difícil regulación y con un gran coste unitario de inversión, alrededor de 3.000€/kW instalado.
Un cuarto de siglo más tarde, la potencia se sitúa entre 1,5 y 3 MW por aerogenerador, son mucho más ligeros, más disponibles, presentan un buen control de la regulación y su coste unitario de inversión se sitúa entre 900 a 1.300€/kW instalado, según el tipo y tamaño de la máquina y de las características del parque eólico. En la figura 1.5 se muestra un parque eólico con turbinas de gran potencia.
En el desarrollo de la energía eólica se distinguen las siguientes etapas:
Se espera en un futuro próximo la comercialización de turbinas eólicas de 4 a 6 MW y un gran desarrollo en el sector marino (offshore). También se espera mayor presencia de alternadores síncronos de imanes permanentes accionados por turbinas de velocidad variable sin caja multiplicadora y conectados a la red a través de convertidores de frecuencia. Actualmente se considera la potencia nominal de 5 a 6 MW como el límite máximo técnicamente viable para un aerogenerador.
Figura 1.5. Vista parcial de un parque eólico moderno.
b) Principio de funcionamiento de la turbina eólica
De forma similar a los molinos de viento, las antiguas turbinas funcionaban según el principio de la resistencia o fuerza de arrastre que ofrecían las palas a la acción del viento. Este diseño no aerodinámico, conducía a rendimientos de conversión de energía cinética del viento en energía mecánica en el eje de la máquina muy pequeños, alcanzándose tan solo valores del orden de un 12%.
Las turbinas modernas funcionan bajo el principio de la fuerza de sustentación que se desarrolla en la pala, debida a su diseño aerodinámico, de forma similar al de una ala de avión. El rendimiento máximo de conversión viene dado por el límite de Betz (59,3 %), es decir solo se puede extraer al viento como máximo el 59,3% de su energía. Actualmente, debido al avance en el diseño aerodinámico y estructural de las palas, se alcanzan valores muy elevados, del orden del 50%, próximos al límite de Betz.
También ha mejorado el rendimiento global de conversión de energía mecánica captada por el rotor de la turbina a energía eléctrica y que incluye básicamente las pérdidas mecánicas de rozamiento por transmisiones, y las pérdidas del generador eléctrico. El valor máximo de este rendimiento se sitúa en el entorno del 95%, por lo que aproximadamente un gran aerogenerador en condiciones óptimas de rendimiento máximo puede llegar a convertir en energía eléctrica aproximadamente el 45% de la energía cinética del viento que incide sobre el rotor de la turbina eólica.
c) Control de la rotación de la turbina eólica
La velocidad de giro de la turbina eólica se controla para evitar que un viento muy intenso pueda sobrecargar el generador produciéndole daños, para optimizar el rendimiento de la máquina y para controlar la tensión y frecuencia generada.
En la década de 1980, el sistema dominante fue el denominado “modelo danés”, basado en el control por pérdida aerodinámica (stall) con pala de paso fijo. El típico generador de esa época tenía una potencia nominal no mayor de unos 300 kW, rotor tripala con palas de paso fijo girando a velocidad constante y provisto de un generador asíncrono de jaula de ardilla. La velocidad de giro de la turbina eólica se regulaba por la frecuencia de la red, a través del propio generador eléctrico de inducción.
Posteriormente, se introdujo el sistema de pérdida aerodinámica activa (active stall) para lograr una mejora en el rendimiento, consistente en permitir a las palas un pequeño ángulo de giro alrededor de su eje longitudinal, iniciando la técnica de paso variable (pitch). Este giro podía ser de toda la pala o bien solo de sus extremos que de esta forma actuaban como frenos aerodinámicos. Progresivamente el control de pala de paso variable (pitch) se ha ido implantando frente al de pérdida aerodinámica de paso fijo (stall).
La evolución del cambio de turbinas eólicas de velocidad de giro constante a variable se inició con el aerogenerador capaz de operar con dos velocidades a fin de aprovechar mejor las velocidades variables del viento y mantener constante la frecuencia de la tensión generada (50 Hz en Europa, 60 Hz en América).
En la década del 2000, se ha producido un significativo aumento de las turbinas a velocidad de giro variable, que tienen mejor comportamiento que las de velocidad constante frente a las variaciones de la velocidad del viento, suavizando el par y las cargas, disminuyendo el ruido aerodinámico debido a turbulencias y mejorando el rendimiento energético. Los dos sistemas de generación eléctrica más utilizados en este tipo de turbinas eólicas a velocidad variable son: el generador asíncrono con rotor doblemente alimentado y el generador síncrono multipolo con acoplamiento directo al rotor de la turbina (sin caja multiplicadora) y con conversión de la tensión alterna de frecuencia variable generada a la salida del alternador a tensión alterna a frecuencia constante, a través de sistemas de electrónica de potencia. Este último modelo de aerogenerador permite la supresión de la caja multiplicadora de velocidad (gear box) entre el eje de la turbina eólica y el del alternador eléctrico.
d) Materiales
Las palas del rotor son las partes más sensibles a la fatiga causada por las cargas dinámicas. Inicialmente se construyeron de madera, aluminio (poco resistente a la fatiga) y de acero (muy pesado), para pasar posteriormente al uso de plásticos.
En los plásticos, inicialmente se usó el poliéster para ser desplazado en las turbinas modernas por resinas epóxicas sobre fibra de vidrio. Su fabricación encarece el coste del generador. Las palas del rotor pueden llegar a alcanzar el 20% del coste total del aerogenerador. Actualmente, se considera también la fibra de carbono como un posible material a utilizar, aunque el precio es su principal factor limitante.
e) Parámetros de funcionamiento
La mayoría de turbinas arrancan a partir de velocidades del viento alrededor de 3 a 4 m/s y alcanzan su potencia nominal entre 12 y 15 m/s. La potencia eólica es proporcional al cuadrado del diámetro del rotor eólico y al cubo de la velocidad del viento, de ahí el interés de rotores de mayor diámetro y de elevar los aerogeneradores ya que la velocidad del viento crece con la altura respecto al suelo.
La potencia específica (potencia nominal por unidad de área barrida por el rotor eólico) se sitúa alrededor de 0,4 a 0,5 kW/m2. La producción específica anual de energía eléctrica (energía anual por unidad de área barrida por el rotor) está comprendida en el intervalo de 800 a 1.500 kWh/m2.
El factor de carga, definido como la relación entre la energía eléctrica producida durante un año y la que produciría el aerogenerador si hubiese estado trabajando a potencia nominal durante ese mismo período de tiempo, se sitúa en la mayoría de los casos en el intervalo del 20 al 30% (entre 1.750 y 2.650 horas anuales equivalentes a plena carga), pudiéndose alcanzar excepcionalmente valores del orden del 40 al 50%.
La disponibilidad, definida como el porcentaje de tiempo que el generador está disponible durante un año para producir energía, excluyendo las paradas programadas por revisión y mantenimiento preventivo, alcanza valores próximos al 98%, lo que da una idea de la elevada fiabilidad y mantenibilidad alcanzada en esta tecnología.
La vida útil de los aerogeneradores se estima en unos 20 años, lo que equivale a unas 100.000 horas de funcionamiento, exceptuando el mantenimiento preventivo, las tareas de revisión y las paradas programadas.
f) Parques eólicos
A finales de la década del 2000, el aerogenerador “tipo” que integra un parque eólico, presenta las siguientes características: capacidad nominal de 1,5 a 3 MW, diámetro del rotor de 70 a 90 m, velocidad de rotación en el entorno de 10 a 15 rpm, altura de la torre de 60 a 100 m, velocidad del viento de arranque de 3 a 4 m/s, velocidad del viento nominal de 12 a 15 m/s y velocidad del viento de parada de 25 a 30 m/s.
Este aerogenerador “tipo” está caracterizado por un rotor eólico a velocidad variable, con regulación aerodinámica por variación del ángulo de paso pitch, y provisto de un generador eléctrico asíncrono con rotor bobinado doblemente alimentado o un generador síncrono multipolo. Presenta una elevada disponibilidad, superior al 98% y una eficiencia aerodinámica que puede alcanzar el 85% del límite de Betz (59,3%), lo que se traduce en un rendimiento máximo de conversión de energía cinética del viento en energía mecánica en las palas del rotor del orden del 45%. El aerogenerador presenta un buen comportamiento frente a los huecos de tensión, una adecuada gestión de la potencia activa y reactiva así como del control de tensión y frecuencia.
El tamaño medio del parque eólico “tipo” es de unos 50 MW, con un número de aerogeneradores en el entorno de 30 a 40. Para favorecer los factores de economía de escala se tiende a parques de gran capacidad nominal instalada.
g) Parámetros económicos
A finales de la década del 2000, para parques eólicos terrestres (onshore), el coste unitario de la potencia instalada se sitúa entre 1.000 y 1.600€/kW del cual el aerogenerador representa de 900 a 1.300€/kW. La estructura de costes, aproximadamente es: 70% aerogenerador, 11% obra civil, 12% equipamiento e interconexión eléctrica y 7% varios. Los costes de operación y mantenimiento (O&M) se estiman de un 2 a un 3,5% anual de la inversión, lo que los sitúa en un intervalo entre 10 y 20€/MWh eléctrico producido.
El coste unitario de inversión en parques marinos (offshore) es mayor debido esencialmente a los costes de infraestructura, transporte e interconexión eléctrica. Se sitúa en el intervalo de 2.000 a 3.000€/kW.
h) Mejoras introducidas
Entre las mejoras alcanzadas en los últimos años en la tecnología eólica cabe señalar:
Entre las tecnologías eólicas de los generadores eléctricos en máquinas eólicas, desarrolladas los últimos años cabe citar como más significativas:
a) La de accionamiento directo entre el rotor eólico y el generador síncrono (máquina sin caja multiplicadora) conocida como tecnología Direct Drive. La excitación se realiza mediante imanes permanentes. Se la conoce comercialmente también como tecnología Enercon. Como ventajas más relevantes presenta la supresión de la multiplicadora (gear box), la reducción de esfuerzos mecánicos, menor mantenimiento y aumento de la disponibilidad. En contrapartida la baja velocidad de giro del alternador hace que el par sea más elevado y los componentes del mismo más voluminosos y pesados, aumentando su coste.
b) Generador síncrono con excitación externa y con Full Power Converter. La excitación se realiza a través de los devanados del rotor. Presenta una respuesta correcta a los requisitos de la red y frente a huecos de tensión, así como una buena capacidad de generación de reactiva. Puede trabajar en condiciones inestables de red sin desconectar. Como contrapartida presenta un generador más pesado con un mayor cose de inversión, pérdidas en el Full Power Converter y un aumento en el equipamiento electrónico del sistema.
c) Generador asíncrono o de inducción con rotor doblemente alimentado. Presenta un mejor comportamiento frente a la demanda de reactiva que el rotor simple de jaula de ardilla, una mejor regulación y una mejor respuesta frente a huecos de tensión y otras incidencias de la red. En contrapartida requiere una mayor complejidad en su sistema de regulación y control, y es de mayor coste.