eerr 5 tomo eólica

7

TEMA 1. INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA EÓLICA

ÁREA DE ENERGÍAS RENOVABLES

ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

I. INTRODUCCIÓN En este capítulo, se presentan los aspectos generales de la energía

eólica, sus principales aplicaciones y la evolución histórica de esta tecnología.

Así, en la primera parte del tema se exponen las generalidades de esta fuente renovable, incluyendo sus características fundamentales, que permiten incluir la eólica entre las denominadas “energías renovables”.

Además, se pretende dar una visión general de los orígenes de la energía eólica, para lo que se incluye una breve historia de los usos del viento como fuente de energía, cuyas primeras noticias datan de hace más de cinco mil años.

En la última parte del capítulo, se enumeran algunas de las principales aplicaciones de la energía eólica, entre las que destacan: la producción de electricidad en grandes centrales conectadas a la red (los parques eólicos), los pequeños sistemas aislados de suministro eléctrico, el bombeo de agua para el abastecimiento en zonas aisladas o para la agricultura y la desalación eólica.

II. OBJETIVOS DEL TEMA • Adquirir un conocimiento básico de las características

fundamentales de la energía eólica.

• Proporcionar una visión general del origen de la tecnología eólica como fuente de suministro de energía.

• Conocer algunas de las principales aplicaciones de la energía eólica.

8

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


III. LA ENERGÍA EÓLICA La energía eólica aprovecha la energía cinética de masas de aire en

movimiento, es decir, de la fuerza del viento. Como se verá más adelante, esa energía se emplea para impulsar barcos en su desplazamiento a través de ríos, lagos o mares, bombear agua, moler grano o, en su aplicación más desarrollada en la actualidad, producir energía eléctrica.

Para el aprovechamiento de la energía del viento, se han desarrollado numerosos ingenios mecánicos a lo largo de la historia, todos con la característica común de tener una superficie de captación (en forma de vela, pala, aspa, etc.) y un eje (que puede ser de giro, este es el caso de los molinos de viento o los aerogeneradores) sobre el que se acopla el receptor último de la energía.

La energía eólica pertenece al grupo de las llamadas energías renovables. Éstas son un conjunto de tecnologías de producción de energía que aprovechan recursos naturales inagotables. Por ejemplo: la energía solar -en sus diferentes formatos (solar fotovoltaica, térmica o termoeléctrica)-, la de la biomasa, la de las olas y las mareas, la hidroeléctrica, etc. Todas ellas aprovechan recursos como la luz solar, restos vegetales y orgánicos, cultivos como cereales u oleaginosas, la energía mecánica del mar o de cursos de agua, etc.

Las energías renovables fueron la base de la actividad del hombre en épocas remotas. Así, la leña de quemar o los saltos de agua en los molinos, son antiquísimas formas de aprovechamiento energético. Sin embargo, con la llegada del carbón y el petróleo, en las sucesivas revoluciones industriales, muchas de estas tecnologías dejaron de recibir el interés que siempre tuvieron, al menos en los países industrializados. Sin embargo, el actual contexto energético y medioambiental, con el trasfondo del posible agotamiento de los combustibles fósiles y del cambio climático, ha hecho que el mundo desarrollado vuelva su mirada a las renovables.

Y es que no cabe duda de que estas tecnologías tienen numerosas ventajas, entre las que cabría destacar:

• Son tecnologías respetuosas con el medio ambiente, que no

contribuyen a la emisión de gases de efecto invernadero, ni agresivos con la capa de ozono o con los bosques y otros espacios naturales. Tampoco generan residuos peligrosos, en

9



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

forma de restos de combustible, vertidos, o materiales radiactivos nocivos para la salud humana.

• La fuente de energía es autóctona, es decir, no son necesarios combustibles procedentes del exterior para garantizar el suministro energético de una determinada zona.

• Como se comentó anteriormente, el recurso energético es inagotable, sin limitaciones esenciales en la fuente de energía que supongan límites a su utilización en el futuro.

Estas tres características de las energías renovables en general, y

de la eólica en particular, garantizan la sostenibilidad de la fuente, es decir, la continuidad de la tecnología a largo plazo. Por el contrario, las energías no respetuosas con el medio ambiente o que dependen de combustibles con escasas reservas en la naturaleza tienen los días contados. Así ocurre con las llamadas energías convencionales, que utilizan petróleo y sus derivados o carbón y, también, con la energía nuclear. Además, estas tecnologías no cumplen el requisito de utilizar combustibles autóctonos, si no que están basadas en recursos muy concentrados en determinadas áreas geográficas. Esta característica, inevitablemente, conduce a situaciones de tensión entre países, que acaban por generar conflictos en no pocas ocasiones.

La eólica es una fuente de energía disponible en prácticamente cualquier lugar del mundo, con suficiente intensidad como para ser una fuente de suministro masivo. Además, la tecnología eólica puede ser desarrollada en cualquier lugar, puesto que no presenta dificultades técnicas extremas, que la hagan inaccesible salvo para países desarrollados o para superpotencias.

Los detractores de la energía eólica suelen aludir al impacto paisajístico y medioambiental de esta tecnología, al mayor coste de la energía producida en comparación con el de aquella suministrada por otras fuentes, como las centrales de ciclo térmico de gas o las nucleares y a la irregularidad de la generación eólica debido a la aleatoriedad del viento. Todos estos aspectos serán tratados en los diferentes capítulos.

10

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


IV. HISTORIA DE LA ENERGÍA EÓLICA

El viento es un formidable recurso natural aprovechado como fuente de energía desde hace miles de años. Así, el movimiento de masas de aire calentadas por el Sol se ha utilizado, tradicionalmente, para impulsar barcos de vela en desplazamientos en ríos y mares de todo el mundo; de hecho, los egipcios utilizaban el viento con este fin, hace casi siete mil años.

Sin embargo, no fue hasta el siglo VII antes de Cristo que aparecieron los primeros molinos de viento. Fue en Asia Menor y en China donde estos ingenios mecánicos eran utilizados para bombear agua y así poder regar grandes

extensiones de terreno, aumentando el rendimiento de la agricultura. Se trataba de rudimentarias máquinas hechas de madera y tela, con el eje de giro en posición vertical, que sobrevivieron durante largo tiempo a pesar de su reducida eficiencia.

En el siglo XIII de nuestra era aparecieron los primeros molinos de eje horizontal en Europa, que también se utilizaron para bombeo. Existen documentos alemanes de la época que constatan su existencia. También fueron utilizados en Holanda, en el siglo XV, y el propio Leonardo da Vinci da fe de su utilización en algunos grabados de sus manuscritos de aquella época. Posteriormente, su utilización para producir harina a partir de cereales, base de la alimentación de numerosas culturas desde siempre, hizo que se generalizaran.

En España, los molinos de viento tuvieron una gran aceptación a partir del siglo XVI. En particular, la utilización de la energía del viento para moler grano tuvo gran aceptación en zonas como la llanura manchega y también en el Mediterráneo, Andalucía, el País Vasco, Galicia y en Castilla. En la Mancha, todavía hoy, la visión de los molinos evoca la imagen del caballero hidalgo Don Quijote, proporcionando una bella estampa alrededor de la cual ha aparecido una actividad turística de primer orden.

Figura 1.1: La navegación a vela en barcos impulsados por el viento fue utilizada

desde la antigüedad por las diferentes culturas.

Fuente: http://centros5.pntic.mec.es/

11



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

La extensión de la energía eólica a gran escala no tuvo lugar hasta el siglo XIX, en Estados Unidos, donde se fabricaron más de seis millones de molinos para bombeo de agua. Estos molinos se utilizaron masivamente para el suministro de agua procedente de pozos durante la colonización del lejano Oeste americano.

Las primeras turbinas eólicas o aerogeneradores, son los modernos molinos de viento utilizados para producir corriente eléctrica. Las primeras turbinas eólicas parecieron a finales del siglo XIX, en Dinamarca. En efecto, el profesor Poul Lacour desarrolló en aquel país un molino capaz de generar 25 kilovatios de potencia, con un diámetro de 25 metros. Así, las bases para la energía eólica tal cual se conoce en la actualidad quedaban sentadas.

Figura 1.2: Molino de viento en la llanura castellano-

manchega. Hoy día, cuando ya no cumplen la función para la que fueron concebidos, son una importante atracción

turística. Fuente: www.madridejos.net

Figura 1.3: Molino de bombeo, utilizado masivamente en Estados Unidos durante la

colonización del lejano Oeste. Los molinos de bombeo son los

dispositivos eólicos fabricados en mayor número a lo largo de la

historia. Fuente:

ww.arrakis.nl/reports/pr-98-02-1-def(sp).pdf

Figura 1.4: Aerogeneradores europeos del siglo XIX,

antecesores de la moderna tecnología eólica.

Fuente: http://www.poullacour.dk/

12

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


A lo largo de las primeras décadas del siglo XX, la teoría aerodinámica sufre un importante desarrollo. Los diferentes estudios aerodinámicos se centran en profundizar en el conocimiento de las fuerzas que aparecen en las palas de las turbinas eólicas. Estas teorías son desarrolladas, fundamentalmente, por investigadores en el campo de la aeronáutica procedentes de Rusia, Alemania y Francia.

Entre los logros más relevantes de esta época, cabe destacar el trabajo del alemán Betz, quien demostró que el rendimiento de un aerogenerador aumenta con la velocidad de rotación y que existe un valor límite para dicho rendimiento -el denominado límite de Betz-, por debajo del 60 %.

La tecnología de los ingenios mecánicos utilizados para el aprovechamiento eólico se beneficia de los resultados de todos estos trabajos. Sirva como ejemplo que, ya en los años 20, las palas de los aerogeneradores son diseñadas utilizando los perfiles aerodinámicos desarrollados para las alas de aviones comerciales. Tras la Primera Guerra Mundial transcurre un periodo de cierto auge para la eólica. En efecto, se produce en esta época la generalización de la electricidad como fuente de energía, que coincide con la aparición de ciertas dificultades para las importaciones de petróleo como consecuencia de las tensiones políticas. Además, el avance tecnológico sigue su cauce, tanto en el desarrollo de pequeños aerogeneradores para zonas aisladas de la red eléctrica, como en el de las grandes turbinas eólicas para la producción masiva de electricidad.

Los años que siguen hasta el fin de la Segunda Guerra Mundial no fueron especialmente propicios para la energía eólica. En esta época, el éxito del petróleo como fuente emergente se impuso a las particularidades de la eólica, que presentaba la desventaja de

depender de la aleatoriedad del recurso eólico (sin viento no hay electricidad) y a la dificultad de almacenamiento de esta energía.

Figura 1.5: Pequeño aerogenerador para aplicaciones aisladas de la red

eléctrica. Fuente: JBORNAY

13



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Varias décadas después, con la primera crisis del petróleo de 1973 (provocada por el embargo de los países productores tras la guerra árabe-israelí del Yom Kippur), la energía eólica recibe un nuevo impulso, ante la necesidad de desarrollar nuevas fuentes de energía que permitieran reducir las importaciones de crudo, disminuyendo la dependencia energética de los productores de la OPEP (la Asociación de

Países Productores de Petróleo, el cártel que con su embargo desató la crisis económica mundial en aquel entonces). Fruto del esfuerzo investigador realizado en esta época, surge una nueva generación de aerogeneradores comerciales, más grandes, más eficientes y que permiten un abaratamiento significativo de la energía eléctrica producida.

Este periodo de altos precios del petróleo se extiende hasta mediados de los años 80. Fue precisamente en esa época cuando arranca la nueva industria eólica en España. Así, la primera turbina eólica con tecnología moderna que se instaló en nuestro país fue un prototipo situado en Tarifa, en 1981. Tenía una potencia de 100 kW.

Ya en 1987 comenzó el desarrollo de los parques eólicos, instalaciones conectadas a la red eléctrica con fines comerciales. Los

primeros se instalaron en Gerona y en Tenerife. La evolución de la potencia instalada fue muy lenta hasta principios de los años 90. Es entonces cuando, gracias a la introducción de medidas de apoyo en el plan energético nacional, se produce el despegue de la tecnología en el país.

Figura 1.6: Aerogenerador bipala para suministro de

electricidad. Fuente: www.nrel.gov

14

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Desde entonces, y tras muchos años de intenso desarrollo, tanto en los aspectos tecnológicos como de mercado, y de la mano de legislaciones específicas para impulsar las energías renovables como herramienta para paliar el cambio climático y para garantizar la creciente demanda de energía, la energía eólica sigue su imparable penetración en los mercados de todo el mundo. En la actualidad la eólica es la más desarrollada de las energías renovables y constituye una fuente de generación eléctrica de primer nivel en muchos países del mundo. Así, a finales del año 2009 en España la energía eólica suministró el 13 % del consumo anual de energía eléctrica (como se verá en el tema 2). Y es que mucho ha cambiado la civilización desde los primeros usos del viento.

La evolución de los aerogeneradores modernos se ha manifestado, además de en otros aspectos técnicos que serán descritos en detalle en sucesivos capítulos, en el imparable aumento de su tamaño. En efecto, si hasta finales de los años 80 la mayoría de las máquinas rondaban los 100 kW, a comienzos de los 90 el tamaño medio ya superaba los 200 kW. Desde entonces, el crecimiento de las turbinas eólicas ha continuado su escalada ascendente, hasta el punto de que el tamaño medio de los equipos instalados en 2009 en España rondaba los 1800 kW. De hecho, no es raro que en la actualidad se instalen grandes aerogeneradores de más de 2 MW (2000 kW) y existen prototipos de hasta 5 MW.

Figura 1.7: Prototipo de aerogenerador instalado en Tarifa en 1981. Se trata del

primer aerogenerador instalado en España. Fuente:http://www.tarifaweb.com/aljaran

da/num33/art5.htm (Foto I.Sena).

Figura 1.8: Moderno aerogenerador conectado a la red eléctrica en un parque eólico español. A finales del año 2009, el

13 % de la electricidad consumida en el país proviene de la producción eólica.

15



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

En los últimos años, los parques eólicos han encontrado un nuevo hábitat en el mar, en las llamadas instalaciones offshore. Allí, la disponibilidad de viento es significativamente mayor que en tierra, con la ventaja adicional de que el recurso eólico suele ser más constante, con menos variaciones estacionales. Además, en los países más avanzados, la eólica terrestre empieza a notar cierta saturación en cuanto a la disponibilidad de los mejores asentamientos, mientras que el inmenso potencial marino está casi sin explotar. Por ello, se prevé que las instalaciones offshore alcancen un gran auge en los próximos años, con lo que es posible que se produzca un nuevo impulso a la energía eólica de la mano de los parques marinos.

Figura 1.9: Gigantescos aerogeneradores en el parque marino (offshore) “Beatrice”, en el Reino Unido. La energía eólica marina podría sufrir un desarrollo

similar al experimentado por la terrestre en las últimas décadas. Fuente: http://www.beatricewind.co.uk/home/

16

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


V. APLICACIONES DE LA ENERGÍA EÓLICA Se describen a continuación algunas de las aplicaciones más

comunes de la energía eólica, en particular aquellas que han alcanzado un mayor grado de desarrollo. Algunas de ellas ya han sido brevemente citadas en las secciones anteriores.

• Producción de electricidad en grandes parques eólicos

Como se detallará más adelante en este mismo tema, la producción de electricidad en grandes parques eólicos (que son agrupaciones de aerogeneradores que comparten infraestructuras -como líneas de evacuación, subestaciones de transformación, o accesos y gestión–, seguridad, mantenimiento, trámites administrativos, etc.) es, sin duda, la aplicación más desarrollada de esta tecnología. La también llamada “gran eólica” compite en precio, en calidad de la electricidad producida y muchos otros aspectos con las llamadas tecnologías convencionales. En particular, con las grandes centrales térmicas de carbón, gas natural o fuel y con las centrales nucleares e hidráulicas.

En los parques eólicos actuales, los aerogeneradores transforman la energía cinética de las masas de aire en energía eléctrica, que es vertida a las redes de suministro para su transporte y distribución a los puntos de consumo.

El proceso de generación de la corriente eléctrica es bastante sencillo de entender: el viento mueve las palas de los aerogeneradores y éstas, a su vez, mueven un generador para producir electricidad. Este mecanismo es similar al de las ruedas de una bicicleta cuando mueven una dinamo (elemento que hace las veces de generador eléctrico en este ejemplo) para alimentar el pequeño faro que permite al ciclista ver en el anochecer.

De hecho, cualquier artilugio mecánico que genere movimiento puede en última instancia usarse para, utilizando los elementos auxiliares adecuados, producir electricidad. Este principio es el utilizado también en las centrales hidroeléctricas, donde es la fuerza de un salto de agua la que produce el movimiento del generador, y

Figura 1.10: Moderno parque eólico conectado a la red eléctrica

en España.

17



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

también en las centrales térmicas convencionales e incluso en las nucleares. En el caso de las dos últimas tecnologías, el movimiento proviene del vapor a presión generado a partir del combustible (ya sea de origen fósil o uranio), que constituye la fuente de calor para todo el proceso.

Como ocurre con otras fuentes renovables, la eólica tiene la particularidad de que la electricidad se produce de manera intermitente, sólo en los momentos en que el viento sopla con suficiente fuerza. Puesto que el consumo se puede producir en cualquier momento, y dado que la energía eléctrica no se puede almacenar en grandes cantidades de manera eficiente, la energía eólica necesita de otras fuentes que garanticen el suministro en ausencia de viento.

• Producción de electricidad en instalaciones aisladas

Otra de las aplicaciones de la energía eólica que tiene bastante aceptación es la de la alimentación de sistemas aislados. Se utiliza para suministrar electricidad en viviendas no conectadas a las redes eléctricas, lo cual puede ser una solución recomendable en el caso de que estén situadas en zonas alejadas de los centros de población. También es posible utilizar aerogeneradores aislados para alimentar granjas, sistemas de telecomunicación (por ejemplo, repetidores de radio y televisión o instalaciones de telefonía), estaciones meteorológicas u otras instalaciones alejadas de la red.

Los sistemas eólicos aislados son instalaciones pequeñas, en las que el aerogenerador tiene una potencia inferior a los 100 kW. De hecho, en la gran mayoría de los casos se trata de sistemas de

menos de 10kW, suficiente para alimentar una gran variedad de aplicaciones.

Para garantizar el suministro de energía en todo momento (24 horas al día, 365 días al año), incluso en situaciones de poco viento, es necesario utilizar sistemas de almacenamiento de

Figura 1.11: Sistema de suministro de electricidad en una instalación aislada. Está

compuesto por un pequeño aerogenerador y un sistema solar fotovoltaico complementario.

Fuente: JBORNAY

18

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


electricidad. El más habitual en estas instalaciones es el de acumulación en baterías, que pueden almacenar energía eléctrica para garantizar el suministro durante días.

En estos sistemas, es bastante habitual incluir un panel solar para complementar la producción de electricidad, lo cual confiere mayor estabilidad a la instalación. Esto es posible porque las baterías pueden ser recargadas en días soleados, incluso aunque no haya viento, y viceversa.

Los sistemas aislados pueden ser rentables en muchas ocasiones, dado que el coste de extender las líneas de distribución en zonas muy alejadas puede llegar a ser muy elevado. Por ello, estas soluciones no son sólo una alternativa, si no que también pueden conllevar un ahorro de costes.

Una de las aplicaciones más relevantes de la llamada “pequeña eólica” es el abastecimiento de pequeñas poblaciones en países subdesarrollados, en lo que se denomina “electrificación rural”. Y es que se estima que en todo el mundo hay 2000 millones de personas sin acceso a la electricidad, en áreas en las que la única solución posible para el abasteci-miento energético son los sistemas aislados (dado que no existen mercados establecidos en las zonas rurales del tercer mundo, ni se cumplen en dichas zonas los criterios de rentabilidad que rigen las operaciones de las multinacionales de la energía).

En estas instalaciones, no son necesarias grandes potencias, puesto que las necesidades básicas en comunidades aisladas de países subdesar-rollados pueden ser cubiertas con muy pocos medios: instalaciones básicas de iluminación, pequeños refrigeradores, bombeo de agua en pozos y, a lo sumo, algún equipo de televisión o radio.

Figura 1.12: Sistema de suministro de electricidad en una comunidad aislada, en

Tanzania. Fuente: JBORNAY

19



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Bombeo de agua

Los sistemas de bombeo de agua también han tenido bastante aceptación históricamente, debido a su elevada eficacia y robustez. En estas instalaciones, el objetivo es extraer agua de un pozo subterráneo y almacenarla en un depósito, para su utilización en diversas aplicaciones: riego de cultivos en la agricultura, suministro de agua de consumo en viviendas o granjas aisladas, etc.

Los sistemas de bombeo pueden utilizar bombas mecánicas o eléctricas. En el primer caso, no existe una conversión de energía mecánica a eléctrica, como en los aerogeneradores convencionales, si no que es la propia energía mecánica la que se utiliza directamente para accionar la bomba. Existen diferentes configuraciones, como las bombas de pistón, de tornillo helicoidal o centrífugas.

En el caso de las bombas eléctricas, la turbina eólica se utiliza para alimentar a ésta, como en las aplicaciones de suministro de electricidad convencionales. Esta configuración tiene la ventaja de que el molino se puede situar en el mejor emplazamiento posible desde el punto de vista de la disponibilidad de viento, que no tiene que coincidir necesariamente con la ubicación del pozo, donde se encuentra la bomba. De esta manera, el funcionamiento del conjunto es más eficiente.

Una de las características más destacables del bombeo eólico es que no necesitan de medios auxiliares de almacenamiento de energía, puesto que el agua se almacena en los momentos en que hay viento, pudiéndose utilizar en cualquier momento en que se necesite.

• Centrales híbridas de bombeo, hidroeléctrico– eólicas

Existe una solución más convencional para el almacenamiento eléctrico, utilizada desde hace años, que es la de las centrales hidroeléctricas de bombeo. Estas instalaciones constan de dos embalses para el almacenamiento de agua, uno situado en una zona más elevada que el otro. El agua del embalse superior se utiliza para producir electricidad en los momentos de gran demanda, como en una presa convencional. El embalse inferior acumula el agua procedente del primero. Esta agua puede ser devuelta al embalse superior, mediante una tubería que comunica ambos depósitos, utilizando para ello una bomba eléctrica. Esto se realiza en los momentos de baja demanda energética, en los que se utiliza el exceso de electricidad para mover la bomba.

20

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Figura 1.14: Esquema de una central hidroeléctrica de bombeo, compuesta de dos embalses situados a diferente altura. El embalse inferior se utiliza para bombear

agua en las horas valle, a partir del exceso de producción eólica. Fuente: www.unesa.es

Este sistema es especialmente indicado para la generación eólica, puesto que garantiza el suministro de energía en todo momento, independientemente de la aleatoriedad del viento. Además, todo el proceso está libre de emisiones contaminantes, tanto en la parte hidroeléctrica como en la eólica.

El ejemplo más significativo de sistema híbrido eólico – hidráulico es el proyecto de la isla de El Hierro (“Hierro eólico”), que pretende garantizar con esta solución el 100 % del abastecimiento de energía de la pequeña isla del archipiélago canario. Se prevé que el proyecto inició su construcción en el año 2008 y, de hacerse realidad, convertiría El Hierro en la primera isla del mundo alimentada al 100 % con electricidad renovable.

• Otras formas de almacenamiento de la energía eólica

Además del almacenamiento de hidrógeno (cuyos fundamentos quedan fuera del alcance de este texto), existen otras formas de almacenamiento de la energía del viento investigadas en la actualidad. Entre éstas, cabe destacar la utilización de volantes de inercia, en los que el almacenamiento se produce en forma de energía mecánica.

21



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Los volantes de inercia (o flywheels) son mecanismos giratorios en los que el principal componente es un cilindro de gran masa que puede girar a velocidades altísimas (superiores a 20000 revoluciones por minuto, R.P.M). El volante es movido por un motor eléctrico, que lo hace rotar accionado por la electricidad suministrada por un aerogenerador.

De esta manera, la energía eléctrica se almacena en forma de energía mecánica de rotación en el volante.

Cuando la demanda de energía en la red aumenta, la velocidad de giro del volante se utiliza para mover un generador eléctrico, que inyecta corriente eléctrica en la red, contribuyendo al suministro justo cuando es necesario.

Existen sistemas de almacenamiento basados en volantes de inercia de hasta 20 MW de potencia. Tienen algunas ventajas frente a otros sistemas de almacenamiento, como las baterías. Así, son equipos menos voluminosos, que no requieren apenas manteni-miento, y son muy robustos y duraderos (los fabricantes aseguran que pueden funcionar más de 20 años sin síntomas de degra-dación).

Otras dos soluciones innovadoras que han sido propuestas recientemente son las del almacenamiento de energía eólica en forma de frío, en refrigeradores, y la compresión de aire en grutas.

En el primer caso, la idea consiste en sincronizar la producción de frío a gran escala (en cámaras frigoríficas de industrias o en frigoríficos en hogares) con los momentos de baja demanda energética, en las horas valle (durante las noches). De esta manera, el exceso de producción eólica iría en última instancia a parar a la alimentación de todos estos equipos. Durante el día, cuando la demanda de electricidad aumenta, se desconectarían los refrigeradores, disminuyendo el consumo.

Figura 1.15: Sistema de almacenamiento de energía eléctrica en volantes de inercia

desarrollado por la compañía Beacon Power. Fuente: www.beaconpower.com

22

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Se estima que, de esta manera, se podrían ahorrar cantidades ingentes de electricidad. Por ejemplo, reduciendo la temperatura de todos los grandes refrigeradores en países industrializados en solo 1ºC durante la noche, y permitiendo que la temperatura suba también un grado apagando las cámaras durante el día. El efecto de la red eléctrica haría que todas las cámaras frigoríficas funcionaran como grandes baterías.

En los sistemas de almacenamiento por aire comprimido, se utiliza la electricidad eólica producida en las horas de bajo consumo para comprimir aire, almacenándolo en depósitos subterráneos (como en domos salinos profundos), a centenares de metros bajo tierra y a presiones de hasta 70 bares. En las horas punta, cuando la demanda de electricidad es alta, se libera el aire comprimido del domo de manera controlada, dejándolo circular a través de una turbina, que a su vez mueve un generador y produce electricidad.

Un proyecto basado en esta idea, que es una adaptación de métodos ya utilizados para almacenar gas natural, ha sido propuesto recientemente por una compañía norteamericana denominada ISEP (siglas de Iowa Stored Energy Park). ISEP propone almacenar el exceso de producción eólica de los estados de Iowa, Minnesota y Dakota en acuíferos, que alojarían el aire comprimido. Dicho aire, inyectado a gran presión a través de un tubo a una profundidad de 1000 m, desplazaría parte del agua del acuífero. La compañía norteamericana, que pretende comenzar la construcción del sistema en 2009 y comercializarlo en 2011, estima que la capacidad de los acuíferos considerados en el proyecto podrían disponer de hasta 270 MW en potencia suplementaria almacenada.

Figura 1.16: Sistema de almacenamiento de energía eléctrica en forma de aire

comprimido inyectado a alta presión en

acuíferos. Proyectado por la compañía

norteamericana ISEP. Fuente:

www.isepa.com

23



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Desalación mediante aerogeneradores marinos

La energía eólica puede utilizarse en la desalación del agua del mar para el suministro de agua potable en zonas áridas, afectadas por sequías en periodos prolongados; en particular, en zonas del mediterráneo en España, en Levante y en Andalucía, principalmente. Esta solución puede cobrar una relevancia extraordinaria en las próximas décadas, dado que todas las previsiones apuntan a que una de las consecuencias del cambio climático será la de acentuar este tipo de sequías, al aparecer con mayor frecuencia e intensidad.

La desalación mediante energía eólica puede realizarse en plataformas instaladas en el mar, a una distancia de la costa de hasta 5 kilómetros. Se trata de enormes estructuras asentadas sobre flotadores anclados al fondo marino, en aguas de no más de 80 metros de profundidad. Sobre la plataforma se asienta un gran aerogenerador, que puede funcionar en dos modos diferentes: produciendo electricidad, como en un parque eólico convencional, o desalando agua, mediante un proceso exclusivamente mecánico denominado ósmosis inversa, sin una conversión previa a energía eléctrica. El producto de ambos procesos es evacuado a tierra, la electricidad mediante cables submarinos, y a través de tuberías submarinas en el caso del agua desalada.

En efecto, la energía mecánica del viento capturada por las aspas del aerogenerador puede aplicarse directamente para bombear agua del mar a alta presión contra una membrana de ósmosis inversa, que retiene las sales del agua marina en una de sus caras, dejando pasar el agua dulce hacia la otra. Al evitar la transformación en electricidad, el rendimiento de todo el proceso es más elevado, dado que la conversión del movimiento de rotación del aero a movimiento del agua bombeada es mucho más alta, lo que se traduce en que la rentabilidad de la planta es mayor.

Además, la desalación eólica tiene la ventaja de que permite aprovechar mejor el recurso energético esencialmente aleatorio, como es el viento. El doble funcionamiento de las plataformas permite desalar agua

Figura 1.17: Plataforma desaladora desarrollada por la compañía española

MTORRES. Fuente: MTORRES.

24

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


cuando menos necesaria es la energía eléctrica en la red y producir electricidad en las puntas de demanda, en las horas centrales del día.

El proyecto más emblemático sobre desalación eólica es el ideado por la compañía española Mtorres. Dicho proyecto contemplaba la utilización de grandes aerogeneradores, con diámetro de rotor de 40 metros y altura de torre de 60 m, en plataformas de 40 m de diámetro. Los aerogeneradores, que han sido diseñados especialmente para soportar los temporales de mar abierto, tendrían una potencia de 2,5 MW y, con el viento disponible en el mar, podrían funcionar unas 2.500 horas al año.

Se estima que la capacidad de desalación de estas plataformas sería de unos dos hectómetros cúbicos anuales, con los que sería posible abastecer a una población de unos 30.000 habitantes durante un año.

Según MTorres, el coste del agua desalada en sus plataformas puede ser entre un 30 y un 40 % menor que el de los sistemas más avanzados de ósmosis inversa.

Figura 1.18: Esquema de la plataforma de desalación eólica de MTORRES. Fuente: MTORRES.

Además, las plataformas flotantes pueden ser situadas en zonas de aguas especialmente favorables para la desalación, por su baja turbidez, con la ventaja de que la vida media de las membranas y el rendimiento de las plantas aumenta. La elección del enclave también

25



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

puede tener en cuenta el régimen habitual de movimiento de las aguas de la zona (denominado “biodinamismo”), para favorecer la dispersión natural de la sal obtenida (las salmueras), con lo que se minimizaría el impacto ambiental.

Un proyecto de especial interés en el proceso de almacenamiento y gestión de la energía eólica es su aplicación en vehículos eléctricos. Existe en España un programa de investigación y desarrollo llamado REVE (Regulación Eólica con Vehículos Eléctricos). El objetivo de este proyecto es aprovechar los excesos de producción eólica durante periodos de bajo consumo para almacenar este excedente de energía eléctrica en las baterías de coches eléctricos. Durante los primeros meses del año 2010 el Gobierno Español en colaboración con compañías privadas estableció los parámetros iniciales para el desarrollo de este proyecto.

• Otras aplicaciones

Además de las aplicaciones mencionadas en los apartados anteriores, existen otras, comentadas a continuación. Se trata de aplicaciones muy marginales, con mucha menor aceptación que las ya citadas.

Por ejemplo, existen sistemas que permiten obtener energía en forma de calor (energía térmica) a partir de la energía mecánica del viento. Esto es posible a través del calentamiento de agua provocado por el rozamiento mecánico de un artilugio accionado directamente por el propio molino. También se puede obtener calor mediante la compresión de un fluido refrigerante en lo que se denomina “bomba de calor”, mecanismo similar al utilizado en aplicaciones de frío industrial y refrigeración.

Estas aplicaciones térmicas de la eólica pueden ser interesantes en granjas, en explotaciones agrícolas y ganaderas, por ejemplo para el secado o la refrigeración del producto de las cosechas, o para la refrigeración del propio ganado. Y también en factorías aisladas de la red eléctrica, para el acondicionamiento y refrigeración de almacenes, el calentamiento de agua, etc.

26

ENRGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


VI. RESUMEN El aprovechamiento de la energía cinética de masas de aire en

movimiento, es decir, de la fuerza del viento, es casi tan antiguo como la propia civilización. Así, la energía eólica se ha aprovechado desde hace milenios, para impulsar barcos en la navegación, o para bombear agua o moler grano. En su aplicación más desarrollada en la actualidad, la producción de energía eléctrica en instalaciones conectadas a la red, la eólica se ha convertido en una fuente de suministro masivo en muchos países del mundo.

En España, los molinos de viento se han utilizado durante siglos para moler grano y producir harina, en particular en amplias zonas de las dos Castillas, el Mediterráneo, Andalucía, etc. A finales del año 2009, la energía eólica destaca por ser la fuente renovable más desarrollada en el país, hasta el punto de que los grandes parques eólicos suministran el 13 % del total de la energía eléctrica consumida en España.

La energía eólica, como tecnología renovable que es, utiliza un recurso natural inagotable, el viento. Además, es una tecnología limpia, que no genera gases contaminantes, ni residuos peligrosos.

La energía eólica es una fuente de energía autóctona, disponible en prácticamente cualquier lugar del planeta con suficiente intensidad como para garantizar una parte importante de las necesidades energéticas.

Algunas de las principales aplicaciones de la energía eólica son las ya citadas grandes centrales conectadas a la red (los parques eólicos), los pequeños sistemas aislados de suministro eléctrico, el bombeo de agua para el abastecimiento en zonas aisladas o para la agricultura y la desalación eólica.

Aunque en la actualidad sólo las pequeñas instalaciones aisladas utilizan almacenamiento de energía, existen soluciones para garantizar el suministro en los momentos en que no hay viento. Así, en pequeños sistemas es posible utilizar baterías para almacenar la electricidad. En sistemas medianos y grandes, los volantes de inercia o las instalaciones hidroeléctricas de bombeo son una interesante solución ya utilizada a día de hoy. A medio y largo plazo, además del empleo de hidrógeno, otras alternativas, como el almacenamiento en forma de frío a gran escala, en batería de vehículos eléctricos o de aire comprimido en grandes depósitos subterráneos, podrían convertirse en realidad.

33

TEMA 2. RECURSO EÓLICO


ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

I. INTRODUCCIÓN En este capítulo se introducen las ideas fundamentales sobre el

viento, el recurso natural que hace posible el aprovechamiento energético de la tecnología eólica. Conocer en profundidad su naturaleza es un inmejorable punto de partida para poder entender los aspectos más específicos de la tecnología eólica detallados en los siguientes capítulos.

En la primera parte del capítulo se exponen los fundamentos físicos que originan el movimiento de masas de aire en nuestro planeta, en lo que se como conoce la circulación general de la atmósfera. Estos conceptos permiten explicar con cierta precisión el comportamiento del viento a gran escala, lo que se denomina el viento geostrófico.

En los siguientes apartados, se describen las variaciones locales del viento, que influyen en la circulación a gran escala para dar lugar al recurso eólico que observamos en la superficie terrestre, el que se puede aprovechar en los parques eólicos. También se detallarán Aspectos como la influencia de la altura en la velocidad del viento, la variación temporal de éste, o el origen de las brisas de montaña y de la costa

A continuación, se exponen algunas de las características del recurso eólico en nuestro país. En particular, se muestran las zonas con mayor potencial de aprovechamiento, que lógicamente coinciden con aquellas con más potencia instalada en parques eólicos en el país.

Se presentan también en este tema los fundamentos de la caracterización del viento: los equipos de medida utilizados, las herramientas de procesado de la información medida (como la rosa de los vientos o el diagrama de distribución de velocidades, etc.).

En la última parte del tema, se han incluido algunas ideas sobre la predicción del viento, que son las técnicas utilizadas para estimar la disponibilidad de energía en parques eólicos con cierta antelación. Como se verá en este apartado, la predicción eólica es fundamental para mejorar la gestión de los parques eólicos, aumentar la penetración de esta tecnología y reducir los costes del sistema eléctrico.

34

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


II. OBJETIVOS DEL TEMA • Describir las características generales del viento como recurso

natural en cuanto a su capacidad de aprovechamiento energético, incluyendo los aspectos locales y temporales de esta fuente de energía.

• Caracterizar la disponibilidad de recursos eólicos en España.

• Conocer los equipos de medida del recurso eólico y las técnicas de procesado de los datos medidos.

• Introducir las ideas fundamentales sobre la predicción del viento y la influencia de esta disciplina en la tecnología eólica y en el sistema eléctrico en general.

III. CIRCULACIÓN GENERAL DE LA ATMÓSFERA

La figura 1 muestra un diagrama algo más completo sobre los movimientos preferentes de masas de aire en nuestro planeta. En él, se pueden ver tres zonas claramente diferenciadas para cada hemisferio, cada una de ellas con una dirección preferente para el viento. Son las llamadas “Celda de Hadley”, “Celda Polar” y “Celda de Ferrel”. A continuación se describe brevemente cada una de estas zonas.

• Celda de Hadley

Es la zona que va entre el ecuador y los 30º de latitud, en cada hemisferio. En dicha zona, el comportamiento es el descrito anteriormente en el modelo más sencillo de circulación. El viento dominante proviene del noreste (a estos vientos se les denomina

“alisios del noreste”), y es consecuencia del movimiento en altura del aire caliente que va del Ecuador hacia los polos. Estas masas de aire

Figura 1: Diagrama de la circulación general de la atmósfera, en el que se muestran las tres zonas de vientos

preferentes en cada hemisferio: alisios del noreste en latitudes bajas, vientos del oeste en medias y vientos polares

en latitudes elevadas. Fuente: http://www.newmediastudio.org

35



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

se enfrían al tomar altura y acaban por descender en latitudes más elevadas. Por ello, vuelven en superficie hacia el Ecuador (ésta es la corriente principal percibida en la celda), absorbidas por las bajas presiones provocadas por el aire caliente ascendente.

La componente este del viento en la Celda de Hadley está provocada por la influencia de la rotación terrestre, en particular de la fuerza de Coriolis, que desvía el viento hacia su derecha (en el sentido del avance del viento) en el hemisferio norte y hacia su izquierda en el hemisferio sur. La influencia de este efecto es mucho mayor en latitudes elevadas.

• Celda polar

Cerca de los polos, el comportamiento también responde al esperado según el modelo sencillo: el aire frío (más pesado) se desplaza en superficie hacia el Ecuador, sustituyendo a las masas de aire caliente que avanzan en altura hacia los polos. La rotación de la Tierra le confiere una componente este en ambos hemisferios, como en la celda de Hadley.

Esta celda se extiende desde los polos hasta los 60º de latitud en ambos hemisferios y en ella los vientos dominantes se denominan “vientos polares del este”.

• Celda de Ferrel

Ocupa las latitudes entre los 30 y los 60º, en cada hemisferio. En esta zona, los vientos dominantes provienen del suroeste en el hemisferio norte y del noroeste en el sur (son los llamados “ponientes”). Están causados por el movimiento del aire en superficie hacia la zona de bajas presiones dejada por el aire que asciende hacia los polos desde los 60º de latitud. La componente oeste se debe a la acción de la fuerza de Coriolis, que desvía al viento hacia su derecha.

Además de las tres zonas citadas, existen otras dos áreas atmosféricas, que están caracterizadas por el escaso viento. Se trata de la Zona de Convergencia Intertropical, cerca del Ecuador, y de la zona cercana a la latitud 30º, en ambos hemisferios. En la primera tienen lugar las denominadas “Calmas Ecuatoriales”, mientras que en la segunda se producen las “Calmas de Ross”.

36

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


La circulación general de la atmósfera plasmada en los párrafos

anteriores se ve profundamente modificada por la presencia de las masas continentales (figura 2). Las diferentes porciones de tierra tienen en general características térmicas muy diferentes, determinadas por las condiciones particulares de la orografía: altura, composición del suelo, presencia de grandes masas de agua, etc. Por ello, en distancias relativamente grandes, no es raro observar comportamientos del viento alejados de lo esperado de acuerdo con el modelo presentado anteriormente.

IV. COMPORTAMIENTO LOCAL DEL VIENTO La circulación general de la atmósfera descrita en el apartado

anterior da lugar a lo que se conoce como los “vientos geostróficos”. Estos vientos no están apenas influenciados por el rozamiento con la superficie terrestre o por la presencia de obstáculos. En general, se considera que el viento geostrófico se percibe por encima de los 1.000 m de altitud; por ello, sólo es posible medirlo utilizando sondas atmosféricas a bordo de globos.

Sin embargo, en el caso de la energía eólica, los dispositivos de aprovechamiento del viento (los aerogeneradores) están situados muy cerca del suelo, con el rotor a una altura de, a lo sumo, 120 m. En esta zona, el viento sufre la acción del rozamiento, por lo que se ve frenado. Además, en función de las características de la orografía, la influencia de los obstáculos (como cerros, hondonadas, etc.) puede ser considerable. También puede modificar de manera significativa la

Figura 2: La presencia de las masas continentales tiene una notable influencia en la circulación general de la atmósfera. Cada zona geográfica puede tener

características muy diferentes, en cuanto a su masa térmica, perfil de rugosidad, etc. Fuente: René Garreaud, www.dgf.uchile.cl/~rgarreau

37



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

velocidad y la dirección del viento la presencia de edificios en zonas urbanas.

• Brisas de montaña y brisas marinas

Otros fenómenos característicos con una influencia notable en el viento a nivel local son las brisas de montaña y las brisas marinas.

En el primer caso, se trata del movimiento de masas de aire que aparecen en las cercanías de grandes montañas (figura 3). Son consecuencia del calentamiento desigual de las laderas en función de la altura. Las brisas de montaña fluyen desde las cumbres hacia los valles durante las noches y desde las partes bajas hacia las altas durante el día.

En efecto, por las noches, el aire de lo alto de la montaña se enfría antes, por la menor inercia térmica de las cumbres con respecto a la parte baja. El aire fresco baja por la ladera hacia los valles, dando lugar a la brisa nocturna.

Por el contrario, durante el día, es el aire cálido de los valles el que asciende por la ladera hacia lo alto de la montaña, empujado por el viento fresco que cae hacia la zona de los valles.

Con respecto a las brisas marinas, en este caso el fenómeno se debe al calentamiento diferencial que se produce en el mar y en la tierra, debido al comportamiento térmico diferente de ambos medios.

Durante el día, la brisa sopla desde el mar hacia la orilla, debido al mayor calentamiento del medio terrestre con respecto al agua de mar (hay que recordar que el calor específico del agua es muy elevado, lo que significa que una masa del líquido tiene mucha inercia térmica, es decir, responde muy lentamente ante variaciones de temperatura ambiente). Por ello, el aire cálido de la orilla asciende y es sustituido por el aire fresco procedente del mar.

Por la noche, la tierra se enfría antes que el mar, dada su menor inercia térmica, por lo que el flujo de las

Figura 3: Brisas de ladera en las montañas,

consecuencia del calentamiento desigual en función de la altura.

Fuente: www.windpower.org

38

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


brisas se invierte, es el aire cálido en contacto con el agua el desplazado por el fresco procedente de la orilla. Así, la brisa nocturna tiene dirección de la costa hacia el mar.

• Variación del viento con la altura

Como se comentó anteriormente, por debajo del nivel del viento geostrófico, la influencia del rozamiento con el suelo en la velocidad se hace patente. Por ello, dicha velocidad no se mantiene constante, a medida que nos vamos acercando al suelo, el viento es frenado por efecto del rozamiento con el mismo.

La variación del viento con la altura se puede calcular de manera aproximada mediante diversos métodos analíticos. En este sentido, es habitual utilizar una aproximación exponencial para estimar el aumento de la velocidad con la altura, de acuerdo con la fórmula:

( )( )

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

oyy

yVyV

0

Donde V es la velocidad del viento a la altura y, e y0 una altura de referencia a la que la velocidad es conocida, V0. α es el llamado “coeficiente de rugosidad”, exponente que depende fuertemente de la orografía. Sus valores varían típicamente entre 0,1 y 0,4, siendo mayor cuanto más compleja es la orografía (tabla 1).

Así, en terrenos poco accidentados, α adquiere valores alrededor de 0,1, lo que en términos de la velocidad del viento significa que la variación con la altura es muy reducida. En zonas muy escarpadas, o con muchos obstáculos (por ejemplo en ciudades), α puede alcanzar valores cercanos a 0,4 (es decir, la velocidad del viento varía mucho con la altura).

Terreno llano con hielo o hierba 0,1 - 0,12

Terreno llano (mar) 0,14

Terreno poco accidentado 0,13 - 0,16

Zonas rústicas 0,2

Terreno accidentado, bosques 0,2 - 0,26

Terreno muy accidentado y ciudades 0,25 - 0,4

Tabla 1: Variación del coeficiente de rugosidad, α, con las características del terreno. α adquiere valores que oscilan típicamente entre 0,1 y 0,4.

39



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

La figura 7 muestra la variación de la velocidad del viento con la altura para un coeficiente de rugosidad de 0,2. La curva reproduce la ley exponencial anteriormente descrita.

Como se comentará con posterioridad, cuando se realiza una campaña de medidas de viento en un determinado emplazamiento, lo ideal sería realizar la medida de velocidad a la altura a la que se van a colocar las turbinas eólicas, pero esto no es siempre posible. Sin embargo, sí es posible medir a una altura normalizada y extrapolar a la altura de la turbina utilizando la aproximación exponencial.

La variación del viento con la altura tiene una gran influencia en el funcionamiento de un sistema eólico, dado que la producción de energía es mayor a mayor altura. Por ello, desde un punto de vista meramente energético, los aerogeneradores han ser de tan grandes como sea posible. Sin embargo, los aerogeneradores grandes son más caros y también lo es la propia instalación y el transporte. Por lo tanto, el coste final de toda la instalación también será mayor. En consecuencia, en el diseño de una instalación eólica es fundamental optimizar el sistema, encontrando el mejor compromiso entre elevada producción y bajos costes.

• Variaciones temporales del viento

El viento sufre también variaciones temporales importantes, que dan lugar a una de sus características fundamentales ya comentadas: su gran aleatoriedad. Estas variaciones pueden producirse en intervalos más o menos largos de tiempo (variaciones diarias, mensuales, estacionales, anuales), o también pueden ocurrir en forma de variaciones bruscas. Este es el caso de las turbulencias, que son oscilaciones del viento alrededor de los valores medios, que tienen un carácter impredecible y desordenado.

Figura 7: Variación de la velocidad con la altura, según la

ley exponencial, para un coeficiente de rugosidad de 0.2.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Velocidad (m/s)

Alt

ura

(m

)

40

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Con respecto a las variaciones a largo plazo, cabe destacar las debidas a la estacionalidad. Y es que el recurso eólico disponible oscila a lo largo del año, con la sucesión de las estaciones. En general, los periodos de tiempo estable, como el verano, son menos propicios para la generación eólica. Por el contrario, los meses de invierno suelen ser más ventosos. Esto se puede ver para el caso de España en la figura 8, que muestra la generación eólica del país en los diferentes meses del año 2009.

Figura 8: Producción eólica en España en año 2009. Se puede observar la menor

generación en los meses de verano, que en general están caracterizados por tiempo más estable.

Fuente: Asociación Empresarial Eólica y Red Eléctrica de España

41



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

En el caso de las turbulencias, aunque su influencia en la producción de energía a largo plazo no es importante, sí pueden tener cierta relevancia en otros aspectos, como en la seguridad o en la durabilidad de los sistemas eólicos. Por ejemplo, los cambios bruscos de viento pueden provocar fuertes cargas sobre los aerogeneradores, que provocan fatiga mecánica en los materiales, poniendo a prueba su resistencia estructural. Además, pueden dar lugar a problemas en los sistemas de control y orientación y oscilaciones momentáneas en la potencia eléctrica producida.

V. CLASIFICACIÓN DEL VIENTO Existen diferentes criterios a la hora de clasificar el viento en

cuanto a su velocidad. La más tradicional es la denominada escala Beaufort, que fue introducida por el almirante inglés del mismo nombre a principios del siglo XIX. Aunque en origen se utilizó fundamentalmente en la navegación marítima, posteriormente su uso se extendió a otros ámbitos como la meteorología.

En dicha escala, mostrada en la tabla 2, se establecen 17 categorías, también denominados “grados”, ordenadas de menor a mayor velocidad del viento. En la tabla, se muestran los intervalos de velocidad mínimo y máximo para cada categoría, en unidades de m/s, km/h y nudos (un nudo es una milla náutica por hora). La equivalencia entre las diferentes unidades se muestra en la tabla 3.

Para cada grado, es habitual añadir una descripción de los efectos que el viento podría tener tanto en tierra como en el mar. En la tabla 2 se ha incluido el efecto típico en tierra. Así, por ejemplo, un viento grado 5 se podría reconocer observando los árboles pequeños, ya que para esta velocidad éstos empiezan a moverse; mientras un viento fuerza 10 se puede reconocer porque puede llegar a arrancar árboles y a causar daños en los edificios.

42

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Grado Nombre v(m/s) v(km/h) v(nudos) Efecto en tierra

0 Calma 0 0,2 0 1 0 0,4 Calma

1 Ventolina 0,3 1,5 1 5 1 3 El humo sigue el viento, la veleta no

2 Suave 1,6 3,3 6 12 3 6 La veleta se orienta

3 Leve 3,4 5,4 12 19 7 10 Las hojas se mueven

4 Moderado 5,6 7,9 20 28 11 15 Las ramas más finas se mueven

5 Regular 8 10,7 29 39 16 21 Empiezan a moverse árboles pequeños

6 Fuerte 10,8 13,8 39 50 21 27 Se mueven las ramas grandes

7 Muy fuerte 13,9 17,1 50 62 27 33 Se mueven los árboles más grandes

8 Temporal 17,2 20,7 62 75 33 40 Se rompen las ramas de los árboles

9 Temporal fuerte 20,8 24,4 75 88 40 47 Se levantan los tejados

10 Temporal muy fuerte

24,5 28,4 88 102 48 55 Arranca árboles, daños en edificios

11 Tempestad 28,5 32,6 103 117 55 63 Daños graves a los edificios y destrozos

12 Huracán 32,7 36,9 118 133 64 72 Daños muy graves

13 37 41,4 133 149 72 80 Daños muy graves

14 41,5 46,1 149 166 81 90 Daños muy graves

15 46,2 50,9 166 183 90 99 Daños gravísimos

16 51 56 184 202 99 109 Daños gravísimos

17 Ciclón 56,1 61,2 202 220 109 119 Daños gravísimos

Tabla 2: Escala Beaufort de intensidades de viento, utilizada tradicionalmente para

clasificar los vientos en función de su velocidad

43



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Existe otra escala que se utiliza con mayor frecuencia que la Beaufort en el campo de la energía eólica. Dicha escala, que se presenta en la tabla 3.4, clasifica los vientos en siete clases, en orden creciente en cuanto a su velocidad. En la tabla se han incluido las velocidades mínima y máxima, en m/s, a tres alturas diferentes, 10, 50 y 80 m. La variación de la altura que se ha supuesto en esta clasificación es exponencial, según la ley presentada anteriormente en este mismo tema, y con un coeficiente de rugosidad de un séptimo (α=1/7).

v (m/s)

Clase 10 m 50 m 80 m

1 0 4,4 0 5,6 0 5,9

2 4,4 5,1 5,6 6,4 5,9 6,9

3 5,1 5,6 6,4 7,0 6,9 7,5

4 5,6 6 7,0 7,5 7,5 8,1

5 6 6,4 7,5 8,0 8,1 8,6

6 6,4 7 8,0 8,8 8,6 9,4

7 >7 >8,8 >9,4

VI. EL RECURSO EÓLICO EN NUESTRO PLANETA

En los últimos años se han desarrollado estudios muy exhaustivos sobre la disponibilidad de recurso eólico en nuestro planeta. Entre éstos, destaca el de Archer y Jacobson, de 2005, en el que se cuantifica el potencial eólico a nivel global. Los investigadores de la Universidad de Stanford concluyen que sería posible obtener hasta 72 TW de potencia en parques eólicos, cantidad equivalente a 35 veces el consumo mundial de electricidad.

Una de las principales aportaciones de Archer y Jacobson es su atlas del viento, en el que determinan la velocidad del viento en las diferentes áreas geográficas de la Tierra, mediante medidas a

Nudo m/s km/h

Nudo 1 0,514 1,852

m/s 1,946 1 3,600

km/h 0,540 0,278 1

Tabla 3: Equivalencia entre diferentes unidades utilizadas habitualmente para

medir el viento.

Tabla 4: Clasificación del viento en clases, de acuerdo con su

velocidad media (en m/s) a tres alturas diferentes, 10, 50 y

80 m. La variación de la velocidad con la altura supone una

aproximación exponencial, con

coeficiente de rugosidad igual a un

séptimo (α=1/7)

44

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


diferentes alturas. En base a los resultados del trabajo, se puede decir que la mayor disponibilidad de viento se da en América del Norte, que tiene el mayor número de estaciones de medida con vientos clase 3 o superior (según los propios autores, para que la producción eólica sea rentable, son necesarias velocidades superiores a 6,9 m/s a 80 m de altura, es decir, clase 3 o superior). En particular, en la zona de los grandes lagos, y a lo largo de las costas Este y Oeste del país.

La Antártida tiene también un potencial inmenso (aunque difícilmente aprovechable, dado que el continente helado tiene un elevado grado de protección por sus especiales características, que lo protege frente a la gran mayoría de las actividades humanas), siendo el área con el mayor porcentaje de estaciones aprovechables para la producción eólica, un 60%.

Por lo que respecta a nuestro continente, Europa, éste figura a continuación en la lista de lugares con mayor potencial eólico. En particular, el norte del continente, con Escandinavia y el Reino Unido a la cabeza, siendo las costas del Mar del Norte un lugar privilegiado (véase figura 9).

Otras zonas con gran potencial son el extremo sur de Suramérica y la isla de Tasmania, en Australia.

Con respecto a la disponibilidad de viento en los mares y océanos de nuestro planeta, Archer y Jacobson concluyen que la media global de velocidad a 10 m de altura en estas áreas es de 6,64 m/s (lo que se corresponde con la clase 6), frente a los 3,28 m/s (clase 1) de media sobre las

Figura 9: Distribución del potencial del viento en Europa. Las zonas más oscuras, en el norte del

continente (en la Península de Escandinavia, las Islas

Británicas y el Mar del Norte), se corresponden con aquellas con mayor velocidad

del viento en promedio. Fuente: Risoe National

Laboratory – Vector Graphics

45



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

grandes masas de tierra. Es decir, en promedio, los valores medidos sobre el mar son dos veces mayores que en tierra, lo que justifica las grandes expectativas creadas alrededor de la eólica offshore de cara a los próximos años. Las medidas a 80 m confirman el enorme potencial del viento en el mar, ya que a esa altura la media de velocidad es de 8,6 m/s, frente a 4,54 m/s medidos tierra adentro.

VII. EL VIENTO EN ESPAÑA España no está situada en las zonas de mayor potencial eólico del

continente europeo, mostradas en la sección anterior, que se hallan en las Islas Británicas y la Península Escandinava. Aún así, los recursos eólicos son muy importantes, como también lo es el aprovechamiento que se hace de ellos, que permite que España esté situada en el cuarto lugar del mundo en el ranking de potencia eólica instalada.

La latitud de nuestro país (entre 36 y 43º norte, con la parte central de la península ibérica a unos 40º) hace que se encuentre en la zona de la Celda de Ferrel, donde predominan los vientos del oeste. Sin embargo, la complejidad orográfica de la península modifica sustancialmente el esquema general de la circulación, como es de esperar en un país tan montañoso (hay que recordar que España es el segundo país más montañoso de Europa, sólo superado por Suiza).

Las principales causas de tipo orográfico que producen modificaciones en la circulación general en España son los encauzamientos y el llamado “efecto esquina”. En el primer caso, se trata de caminos preferentes para la circulación del viento provocados por la presencia de barreras laterales, que marcan la senda a seguir por las corrientes de aire. Son frecuentes los encauzamientos del viento entre cadenas montañosas, en depresiones existentes en cauces de grandes ríos y también en los estrechos, brazos de mar que dividen grandes masas de tierra.

Con respecto al efecto esquina, se trata de la concentración del viento en franjas de terreno que forman salientes en el mar, en áreas literalmente “asomadas” a grandes masas de agua. Por ejemplo, se observa en pequeñas penínsulas y en cabos.

46

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


En la Península Ibérica, algunas de las zonas con mayor potencial eólico vienen definidas precisamente por estas características orográficas. Así, los encauzamientos existentes en el valle del Ebro y en el estrecho de Gibraltar y el efecto esquina que se produce en el noroeste de España, en Galicia, y en el sur de Portugal, en el cabo de San Vicente, configuran las áreas preferenciales para el aprovechamiento eólico (véase figura 10). En estas zonas están algunas de las provincias con mayor potencia instalada: Zaragoza y Navarra (con 1753 y 968 MW en potencia instalada, respectivamente) en la depresión del Ebro, y Lugo y La Coruña (con 977 y 877 MW en el año 2008, respectivamente) en la esquina noroccidental.

Sin embargo, la provincia española con más potencia instalada a inicios de 2009 era Albacete, con 1879 MW. En este caso, es su ubicación en la llanura manchega, a 600 metros de altura sobre el nivel del mar, la que determina la elevada disponibilidad de recurso eólico.

Una zona singular del país, debido a su alejada situación geográfica con respecto a la península, es la de las Islas Canarias. En efecto, este archipiélago está ubicado entre los 26 y los 29º de latitud norte, y por lo tanto se encuadra en la zona de vientos alisios del nordeste.

Debido a esta situación y también a causa de su particular orografía, se puede decir que el potencial eólico de las Islas Canarias es alto, de los mayores de toda España. Fundamentalmente, en la isla de Gran Canaria, la que más potencia ha instalado en parques eólicos hasta la fecha (74MW). En Tenerife también existen elevados recursos, que han permitido que, hasta la fecha, existan parques eólicos que suman una potencia total de 32 MW. Además, existen importantes planes de desarrollo de nuevas instalaciones en todo el archipiélago, que podrían elevar la penetración de la eólica en las Islas hasta el 30 % del total a finales de 2010.

Figura 10: Distribución del potencial del viento en España. Las zonas más

oscuras, en el noroeste del país (en Galicia), el Valle del

Ebro y en la zona este de Castilla La Mancha (en la provincia de Albacete) se

corresponden con aquellas con mayor velocidad del viento en

promedio. Fuente: Risoe National

47



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Para terminar en lo que respecta al recurso eólico del país, sólo mencionar que la presencia del viento en las zonas privilegiadas, como el valle del Ebro, La Mancha, el Estrecho o el Cantábrico, ha influenciado de manera significativa a las diferentes culturas presentes en estas áreas. Hasta el punto de que existen denominaciones de los diferentes vientos en estas zonas (y también en otras de la geografía española), utilizados tradicionalmente con cierta profusión (véase figura 11). Así, en el Ebro se habla del Cierzo, en el cantábrico de Galerna y en el Estrecho de Levante, que son algunos de los nombres más característicos de entre los utilizados para los vientos del país.

VIII. MEDIDA DEL RECURSO EÓLICO

Como se verá posteriormente, la potencia que puede suministrar un aerogenerador depende fuertemente de la velocidad del viento. Esta característica se manifiesta en que pequeñas variaciones en la intensidad del viento provocan importantes cambios en la potencia generada por los aerogeneradores. Por ello, una medida precisa de la

Figura 11: Denominaciones para los diferentes vientos en España, utilizados de manera tradicional.

Fuente: http://www.renovart.com/

48

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


velocidad del viento es fundamental para estimar el potencial eólico de un determinado lugar.

Por esto, antes de emprender un proyecto de instalación de un parque eólico, se hace imprescindible realizar una campaña de medidas del recurso disponible en la zona. Dicha campaña ha de durar al menos 1 año y se debe realizar en el propio emplazamiento.

Además, es importante desarrollar también una campaña de medidas a largo plazo, durante por lo menos 15 años. Esta campaña puede utilizar datos de una estación de referencia cercana, por ejemplo del Instituto Nacional de Meteorología. Su objetivo es descartar que la campaña de medidas realizada en el propio parque no sea representativa del viento en la zona, dada la enorme variabilidad ya comentada para el recurso eólico.

• Medida de la velocidad del viento: anemómetro y veleta

La dirección del viento se puede medir con un dispositivo ampliamente conocido denominado veleta. El componente fundamental de una veleta es un elemento móvil que puede girar libremente alrededor de un eje. Sometido a la acción del viento, el elemento se orienta en la dirección de éste (véase figura 12).

Es posible registrar los datos medidos en un determinado intervalo de tiempo para la dirección del viento, lo que se realiza mediante un transductor. Este elemento se encarga de transformar la información de la posición de la veleta en una señal eléctrica, que puede registrarse de una manera sencilla.

Un tipo de transductor relativamente sencillo estaría compuesto por un potenciómetro (que no es otra cosa que una resistencia eléctrica cuyo valor nominal se puede variar al girar un vástago integrado en el cuerpo del dispositivo) unido de manera solidaria al eje de la veleta. Si el potenciómetro es alimentado con un valor determinado de tensión, la salida de éste variará en función del valor de resistencia del potenciómetro, valor que está directamente ligado con la posición de la veleta.

Figura 12: Imagen de una veleta, el dispositivo que permite determinar la dirección del viento en un determinado momento. Fuente: www.windpower.org

49



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Para medir la velocidad del viento en un determinado emplazamiento, se utiliza un dispositivo denominado anemómetro. Está compuesto de varios elementos capaces de interceptar el viento, y que pueden girar alrededor de un eje, de manera que la velocidad de giro del dispositivo es proporcional a la intensidad del viento. Uno de los tipos de anemómetros más

comunes es el de cazoleta, que se muestra en la figura 13.

Al igual que en el caso de la veleta, con el fin de registrar los datos medidos de la velocidad del viento, se transforma dicha información en una señal eléctrica. Esto se puede realizar utilizando un generador eléctrico acoplado directamente al eje de giro del anemómetro.

El generador suministra una corriente alterna cuya amplitud y frecuencia son proporcionales a la velocidad de giro de su rotor, que

a su vez es proporcional a la velocidad del viento.

Los datos de las medidas de velocidad y dirección del viento se deben registrar durante largos periodos de tiempo, al menos durante la campaña de medidas. Por ello, es necesario habilitar un sistema de almacenamiento de dichos datos. Esto se puede realizar utilizando sistemas del tipo “datalogger”, que se sitúan en la base de la torre meteorológica, donde se ubican también los equipos de medida: veleta, anemómetro, etc. (véase figura 14).

Las torres meteorológicas suelen incorporar otros dispositivos de medida, con el fin de almacenar la mayor cantidad de información

Figura 13: Anemómetro de cazoleta, dispositivo que permite

medir la velocidad del viento.

Figura 14: Imagen de una torre meteorológica, en lo alto de la cual

se ubican los dispositivos de medida: anemómetro, veleta,

termómetro, etc. Fuente: http://www2.uah.es/gifa/fotorre5.

htm

50

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


posible sobre el comportamiento de la atmósfera en la zona. Así, es muy común registrar también parámetros como la humedad ambiental, la presión atmosférica o la intensidad de la radiación solar. Como se verá en apartados posteriores, estos datos sirven como entrada para los modelos de predicción del viento, con los que es posible estimar con antelación la energía generada por un determinado parque eólico.

La ubicación de la torre meteorológica en el emplazamiento en estudio es fundamental. En particular, la elección de la altura de medida debe realizarse de manera cuidadosa, dada la importante variación de la velocidad del viento con este parámetro. A ser posible, la torre debe estar a una altura próxima a la del rotor de los aerogeneradores a instalar. Si esto no fuera posible, debería elegirse una altura no menor de dos tercios del valor real, aunque, si no hubiera más remedio, siempre es posible utilizar un valor de referencia (típicamente de 10 m) y posteriormente estimar la velocidad a la altura deseada mediante extrapolación. Esto último permite también comparar de una manera homogénea el viento medido en diferentes localizaciones.

• Ejemplo 3.1

Se pretende estimar el recurso eólico en un determinado emplazamiento, con la idea de construir un parque eólico. Los aerogeneradores que probablemente se utilizarían en el parque tienen el rotor a 60 m de altura.

En la campaña de medidas, no es posible ubicar la torre meteorológica a dicha altura. Por ello, se decide ubicarla a una altura de dos tercios.

La orografía en la zona es muy accidentada, por tratarse de terreno montañoso. Si la velocidad medida en la torre meteorológica es de 7 m/s, ¿Cuál es la velocidad teórica del viento a la altura del rotor de los hipotéticos aerogeneradores?

Solución

Dado que la orografía es muy accidentada, el coeficiente de rugosidad alcanzará valores entre 0,25 y 0,4, según la tabla 3.1. La altura de la torre, y0, será de 2/3 la del rotor, que es 60 m, es decir, y0= 40 m.

Aplicando la ley de variación exponencial:

51



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

( )( )

25,0min

4060

4060

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

VV

=> ( ) smV /75,74060·760

25,0

min =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

( )( )

40,0max

4060

4060

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

VV

=> ( ) smV /23,84060·760

40,0

max =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

Es decir, de acuerdo con la aproximación exponencial, el viento a la

altura del rotor alcanzará velocidades de entre 7,75 m/s y 8,23 m/s. Si se conociera con precisión el coeficiente de rugosidad de la zona, se podría determinar con mayor exactitud la velocidad.

• Caracterización del viento mediante la observación de su

influencia en su entorno

En ocasiones, es posible obtener mucha información de las características del viento en una determinada zona observando la influencia de éste en el entorno. Especialmente, en áreas con vientos intensos y persistentes, donde sus efectos pueden modificar significativamente las características de la orografía y del manto vegetal existente.

Por ejemplo, en lugares con fuertes vientos, es posible que éstos provoquen cambios permanentes en las plantas. Este efecto es especialmente interesante en árboles, en los que pueden llegar a aparecer deformaciones en el tronco, ramas u hojas, que es posible correlacionar con la velocidad del viento. Así, los árboles presentarán cierta inclinación en la dirección predominante, que será tanto más acusada cuanto más intenso sea el recurso eólico en la zona.

El viento también puede cambiar significativamente la forma del terreno. Por ejemplo, en desiertos y otras zonas arenosas, la forma de las dunas y su orientación pueden ser indicativos de las características del viento (figura 15).

• Procesado de la información del viento

Los datos obtenidos durante la campaña de medidas han de ser procesados para poder extraer toda la información de ellos. Dichos

Figura 15: Efecto de los

vientos persistentes

sobre la orografía en zonas arenosas. Fuente:

http://www.ecol-son.unam.mx

52

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


datos son la base para estimar la producción eléctrica del hipotético parque eólico y, a partir de ellos, su viabilidad y, en su caso, su potencial de rentabilidad.

Una herramienta muy valiosa para presentar la información medida es la llamada “rosa de los vientos”. Se trata de una representación gráfica de los datos de la velocidad del viento en cada dirección del espacio. Es habitual mostrar, por un lado, la velocidad media y, por otro, la probabilidad de que el viento sople en cada dirección en el emplazamiento en cuestión. En este último caso, se representa el porcentaje de tiempo (o frecuencia) en el que el viento sopla en cada dirección.

Las figuras 16 y 17 muestran las dos representaciones, de frecuencia y de velocidad, en un diagrama de 8 rumbos (se incluyen los datos de 8 direcciones diferentes). En ellas, se puede ver como la dirección más probable en ese emplazamiento es la noreste, ya que en dicha dirección el viento sopla el 35 % del tiempo. La dirección de máxima velocidad media, 12,2 m/s, coincide con la que se da más frecuentemente, la noreste. En ambos casos, se incluyen los datos utilizados para la elaboración de la figura, en forma

de tabla.

Dirección Frecuencia

N 0,20

NE 0,35

E 0,10

SE 0,10

S 0,10

SW 0,07

W 0,05

NW 0,03

Velocidad (m/s) N 5,9 NE 12,2 E 3,9 SE 3,7 S 4,0

SW 6,3 W 2,0

NW 1,0

Figura 17: Rosa de los vientos de velocidades, de 8 rumbos, en

representación gráfica y tabular.

Figura 16: Rosa de los vientos de frecuencias, de 8 rumbos, en representación gráfica y tabular.

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35N

NE

E

SE

S

SW

W

NW

0

2

4

6

8

10

12

14N

NE

E

SE

S

SW

W

NW

53



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Otra representación muy habitual de los datos obtenidos durante la campaña de medidas es la de distribución de velocidades del viento en el emplazamiento, también conocida como distribución Weibull. En ella, se representa en un gráfico de barras el número de horas al año (o porcentaje de horas anuales) para cada velocidad (figura 3.18). Como se mostrará en el siguiente capítulo, esta gráfica permite estimar la energía suministrada por un determinado aerogenerador a partir de las características del mismo, que el fabricante suministra.

Para obtener las frecuencias o tiempos para esta gráfica, se utiliza el polinomio de Weibull:

La P será el porcentaje o frecuencia en la que el viento soplará a una determinada velocidad de estudio (v). El parámetro de escala c (m/s) da una idea de la altura de la gráfica; mientras que el parámetro de forma k (adimensional) indica el desplazamiento de la curva a la izquierda (múltiples días con velocidades bajas), o a la derecha (días de vientos altos).

Como en el caso de la rosa de los vientos, se incluyen también todos los datos en forma tabular (tabla 5). Y es que las representaciones tabulares son muy útiles porque permiten recuperar los datos numéricos para hacer tratamientos estadísticos diferentes, en función de las necesidades.

Velocidad (m/s)

Horas

1 515 2 871 3 1137 4 1248,2 5 1215,1 6 1074,2 7 873,4 8 658 9 461,6 10 302,6 11 185,7 12 107 13 57,9 14 29,4 15 14,1 16 6,4 17 2,7 18 1,1

Total 8760

Tabla 5: Distribución de velocidades de un determinado

emplazamiento, en forma tabular. Para cada velocidad, se muestra el número de horas de funcionamiento

al año.

54

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Velocidad del viento (m/s)

Hora

s

En la figura 18 se observa como la velocidad más probable en este emplazamiento es de 4 m/s, ya que el viento sopla unas 1250 horas de media al año a esa velocidad. La siguiente velocidad más probable es de 5 m/s, a la que el viento sopla algo más de 1200 horas al año.

IX. PREDICCIÓN DEL VIENTO

Como se comentó anteriormente, el viento es una fuente de energía con un comportamiento esencialmente aleatorio. En este sentido, se puede decir que la aleatoriedad del viento es mucho mayor que la de otras energías renovables, como la solar. Así, las variaciones de recurso eólico en dos lugares relativamente cercanos (que pueden tener una disponibilidad de luz solar semejante) pueden ser muy importantes, debido a la presencia de obstáculos, a la diferente orientación, a las características del terreno, etc.

Desde el punto de vista de la producción eléctrica, la aleatoriedad del viento se manifiesta en que no es posible elegir el momento en que un parque eólico inyecta electricidad a la red, ni tampoco aumentar o disminuir la potencia generada. La producción eólica tiene lugar cuando existe viento y la energía generada depende de la intensidad del viento en ese momento.

Estas características del recurso eólico tienen una influencia considerable en los sistemas eléctricos, especialmente en aquellos

Figura 18: Gráfico de barras con la distribución de velocidades de un

determinado emplazamiento. Para cada velocidad, se muestra el número de

horas de funcionamiento al año.

55



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

con una gran potencia instalada en parques eólicos (este es el caso de países como Dinamarca, España o Alemania). Dado que la electricidad no puede almacenarse a gran escala, la producción de todas las fuentes de suministro (las centrales) debe igualar en cada momento a la demanda, evitando así cortes de suministro o excesos de producción (que se perderían).

Esto se consigue utilizando centrales de reserva, que se mantienen funcionando a poca potencia, la mínima indispensable para poder empezar a producir de manera inmediata, reaccionando ante posibles incrementos de la demanda o ante una caída en la producción (provocada, por ejemplo, por la menor producción de los parques eólicos debido a la disminución en la intensidad del viento).

La aleatoriedad en la producción eólica ha sido la causa de que en algunos países se haya limitado la autorización para conectar nuevos parques a las redes eléctricas, frenando así el desarrollo de esta tecnología. Hay que recordar que, en países como España, la venta de la energía producida por fuentes renovables está garantizada por ley, por lo que una vez conectado un parque, el operador de la red está obligado a dar salida a la electricidad generada (siempre dentro de los límites marcados por la legislación en cuanto a seguridad y calidad de la red).

Figura 19: Imagen de la curva de demanda de electricidad que Red Eléctrica de España proporciona en tiempo real a través de su página web. La imagen

también muestra la previsión de demanda que la compañía realiza por adelantado. Fuente: www.ree.es

56

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Una manera de minimizar estos inconvenientes de la energía eólica es estimar por adelantado la disponibilidad de viento e informar a los gestores de la red de la producción prevista. Así, el gestor puede cuantificar con mayor precisión las necesidades en centrales de reserva, minimizando la potencia extra perdida (y, por lo tanto, el gasto de combustible, en el caso de las centrales térmicas o nucleares) en espera de fluctuaciones en la demanda y reduciendo los costes totales del sistema.

En España, el gestor de la red es la compañía Red Eléctrica de España (REE), que es la encargada de garantizar en todo momento que la generación eléctrica se igual i a la demanda. REE informa en tiempo real de la demanda de energía a través de su página web (véase figura 19) en la que también es posible ver la estimación que la propia compañía realiza por adelantado sobre la potencia eléctrica necesaria a lo largo de cada día.

La necesidad de predecir la disponibilidad de viento es tanto mayor cuanto mayor es la potencia eólica integrada en una determinada red eléctrica. En sistemas como el español, en el que la eólica suministra una parte importante del consumo total, son necesarias predicciones fiables con un horizonte temporal de más de un día, con el fin de permitir que las centrales con tiempos de arranque lento estén disponibles cuando sean requeridas.

Por ello, el marco legal español en materia de energía contempla esta problemática. En particular, el Real Decreto 436 de 2004 (véase tema 6), que establece el régimen jurídico y económico de la producción de electricidad en régimen especial, en el que se incluyen las energías renovables.

El RD 436/2004 (reformado mediante el Real Decreto 661 y luego por el RD 6/2009, como se comentará más adelante) obliga a los parques eólicos de más de 10 MW de potencia a estimar su producción con 30 horas de antelación, informando al gestor del sistema de dicha previsión. Las instalaciones que no cumplan la previsión de producción, dentro de un margen de error del 20 %, son penalizadas económicamente en la venta de la electricidad, percibiendo menos ingresos que aquellas que cumplan la estimación realizada.

La predicción del recurso eólico disponible en una determinada zona parte de las previsiones meteorológicas publicadas por diversos organismos, como es el caso de la Agencia Estatal de Meteorología en España. Datos como la velocidad y dirección del viento, la temperatura, la presión atmosférica, la humedad relativa, etc. que están ampliamente disponibles, son procesados mediante sofisticados

57



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

modelos físicos y estadísticos. Puesto que el viento tiene importantes variaciones locales, causadas por la orografía particular de la zona, es necesario añadir al modelo los datos climáticos históricos del parque en cuestión. Con los resultados de la predicción del viento (véase figura 20), es posible evaluar la producción eléctrica de un parque eólico, a partir de los datos de las instalaciones del propio parque (en particular, de las características de los aerogeneradores).

Figura 20: Previsión de viento suministrada por la Agencia Nacional de Meteorología a partir de sus modelos climáticos y estadísticos.

Fuente: hwww.aemet.es

De esta manera, el funcionamiento de la energía eólica se acerca al

de las centrales convencionales dado que es posible adelantar con cierta precisión la producción futura.

En este sentido, los mejores resultados de los modelos se obtienen para horizontes temporales de entre una y cinco horas, si bien las predicciones son bastante fiables con una antelación de entre 24 y 48 horas.

58

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Figura 21: Imagen de la velocidad del viento, suministrada en tiempo real por

diversos organismos. Fuente: http://www.wunderground.com/

La previsión del viento no es una disciplina nueva, ha sido aplicada

anteriormente en diversos campos, como en la aviación, en la navegación marítima, en el sector turístico o en el ámbito del deporte. En los últimos años, debido a la espectacular penetración de la eólica, los modelos de predicción han sido depurados, alcanzando grados de exactitud desconocidos hasta entonces.

Y es que la predicción eólica requiere unos niveles de precisión mucho mayores que en el resto de campos anteriormente citados. Como se verá con posterioridad, la energía suministrada por un aerogenerador es proporcional al cubo de la velocidad del viento, por lo que pequeños errores en la estimación de este parámetro producen errores significativos en el cálculo de la electricidad generada.

Además de las ventajas ya citadas de la predicción eólica (ahorro de costes del sistema, aumento de la penetración de la eólica, al facilitar la gestión del suministro y la seguridad de este), los propietarios de parques eólicos encuentran otra importante ventaja que compensa con creces la complejidad añadida por los propios sistemas de predicción. Esta otra ventaja es la posibilidad de realizar el mantenimiento de los aerogeneradores y del resto de sistemas eléctricos de los parques justo en momentos de baja intensidad del viento, que pueden ser conocidos con suficiente antelación. De esta

59



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

manera, se reducen significativamente las pérdidas energéticas (y también económicas) en estos intervalos de mantenimiento.

X. RESUMEN

En este capítulo, se han mostrado los fundamentos físicos del viento como recurso natural aprovechable para obtener energía.

En este sentido, la circulación general de la atmósfera permite explicar con cierta precisión el comportamiento del viento a gran escala, lo que se denomina el viento geostrófico. La influencia del calentamiento desigual de la Tierra debido a la diferente insolación en diferentes latitudes y la fuerza de Coriolis (cuyo origen está en el movimiento de rotación del planeta) determinan las grandes zonas de viento a gran escala, en las que predominan los vientos polares del este (cerca de los polos), los vientos del oeste (en latitudes medias) y los alisios (a bajas latitudes).

Las variaciones locales del viento modifican los efectos de la circulación a gran escala para dar lugar al recurso eólico que observamos en la superficie terrestre, que es el que se puede aprovechar en los parques eólicos. Entre estas variaciones locales, cabe destacar por su notable influencia el rozamiento con la superficie terrestre o la influencia de factores orográficos, como la presencia de cadenas montañosas o de grandes masas de agua (origen de las brisas de montaña y de la costa).

Las áreas geográficas del planeta con mayor potencial eólico están situadas en Norteamérica, en el norte del continente Europeo, en el sur de Iberoamérica y en Australia. Así ha sido constatado en los mapas de recurso eólico realizados hasta la fecha.

En España, a pesar de que no está ubicada en las áreas con mayores recursos, existe un importante potencial para el aprovechamiento eólico. Especialmente, en el noroeste de la península (en Galicia), en el valle del Ebro, en la comarca de La Mancha y en las islas Canarias.

A la hora de evaluar la viabilidad de un parque eólico, se hace necesario estimar por adelantado la disponibilidad de recurso eólico en el emplazamiento en estudio. Esto se realiza mediante una campaña de medidas. La campaña se ha de realizar durante al menos un año y en ella se han de registrar los datos medidos de velocidad y dirección del viento, presión atmosférica, temperatura, humedad y otros parámetros meteorológicos.

60

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Una vez recopilados los datos de la campaña, es necesario procesarlos, para lo que existen herramientas muy útiles como la rosa de los vientos de frecuencias y de velocidades y la distribución de velocidades a lo largo del año. Además, los métodos de extrapolación permiten determinar con cierta precisión la variación del viento con la altura.

La predicción del viento es una disciplina que permite estimar la disponibilidad de energía en parques eólicos con cierta antelación. La predicción eólica es fundamental para mejorar la gestión de los parques eólicos, aumentar la penetración de esta tecnología y reducir los costes del sistema eléctrico.

67

TEMA 3. FUNDAMENTOS DE AEROGENERADORES


ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

I. INTRODUCCIÓN

En este capítulo, se presentan los aspectos más generales sobre la tecnología de aerogeneradores. Los conceptos introducidos son la base del funcionamiento de los sistemas eólicos y permiten entender los contenidos más avanzados descritos en los siguientes capítulos.

En la primera parte, se introducen los tipos de máquinas disponibles en el mercado, en base a la disposición de su eje con respecto a la dirección del viento (aerogeneradores de eje vertical u horizontal). En este apartado, se hace especial énfasis en las turbinas Darrieus y Savonius, pertenecientes a la primera categoría.

A continuación, se describe la estructura de un aerogenerador de eje horizontal, los más utilizados en la actualidad. Elementos como la torre, el rotor, la góndola, la multiplicadora, el sistema de orientación, el freno mecánico, el generador y el transformador se describen someramente. Algunos de estos elementos se describirán con mayor detalle en capítulos sucesivos.

Se hace particular énfasis en la estructura de los aerogeneradores de última generación, las modernas máquinas que pueden suministrar potencias de varios megavatios. Estos gigantes descansan en torres que superan los 70 metros de altura y disponen de rotores de más de 80 metros de diámetro.

La segunda parte del capítulo se dedica a analizar los aspectos básicos sobre la captación de energía en las turbinas eólicas. Así, se presentan algunas nociones sobre la estimación de la energía contenida en el viento y de la fracción de dicha energía que es capaz de capturar en la práctica un aerogenerador. Son presentados Conceptos como el coeficiente de potencia, el límite de Betz, la variación de la producción eólica con la velocidad de giro de las máquinas, la curva de rendimiento, el factor de carga, etc.

II. OBJETIVOS DEL TEMA

• Conocer las diferentes configuraciones de aerogeneradores comerciales que existen actualmente.

• Describir la estructura de un generador tipo de última generación.

• Presentar el funcionamiento básico de los diferentes elementos que conforman un aerogenerador y del propio funcionamiento

68

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


de la máquina como un complejo sistema cuyo fin último es la producción de energía.

• Describir los fundamentos de la captación de energía mecánica de las turbinas eólicas, su límite de eficiencia y la producción esperada de un sistema eólico a lo largo de un año.

III. CLASIFICACIÓN DE AEROGENERADORES

Es habitual clasificar los aerogeneradores en función de su disposición a la hora de interceptar el viento. En particular, según la posición del eje de rotación del dispositivo. En este sentido, existen aerogeneradores comerciales con el eje en posición horizontal y con el eje en posición vertical. A continuación, se describen ambas configuraciones.

• Aerogeneradores de eje horizontal

En los aerogeneradores de eje horizontal, el rotor gira en un plano perpendicular a la dirección del viento, con el eje de giro paralelo al suelo. La gran mayoría de los aerogeneradores modernos utilizan esta configuración, en particular, las grandes máquinas de los parques eólicos son de eje horizontal.

Estas máquinas tienen la ventaja de que se pueden ubicar a gran altura, sin más que aumentando la longitud de la torre. Esto permite capturar el viento a mayor velocidad. Además, la superficie interceptada por el rotor es mayor para la misma longitud de pala que en un aerogenerador de eje vertical.

Otra de las ventajas de esta configuración es precisamente la mayor capacidad de girar a elevadas velocidades, lo cual es bastante ventajoso para el diseño del sistema de multiplicación, como se verá posteriormente.

Estos aerogeneradores también tienen mayor rendimiento (transforman mayor cantidad de energía mecánica del viento en electricidad).

69



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Aerogeneradores de eje vertical

En los aerogeneradores de eje vertical, el eje de giro está situado perpendicular al suelo (y, por lo tanto, también perpendicular a la dirección del viento a interceptar). Estos aerogeneradores no tienen gran aceptación en la actualidad.

Estas máquinas son más sencillas que las de eje horizontal, debido a que no necesitan sistema de orientación. Y es que, por la propia simetría del rotor, siempre están en disposición de interceptar el viento; por ello, pueden prescindir de mecanismos de seguimiento del viento, necesarios en los aerogeneradores de eje horizontal

Otra ventaja de los rotores con eje vertical es que se instalan cerca del suelo, lo que permite que las labores mantenimiento sean más sencillas.

Existen fundamentalmente dos configuraciones comerciales dentro de esta categoría: los aerogeneradores Darrieus y las máquinas Savonius.

Las máquinas Darrieus fueron inventadas en 1931 por el francés del mismo nombre y desde entonces ha sido comercializada en

diferentes tamaños. Suele estar formada por dos o tres palas, diseñadas con una característica forma de C (véase figura 1). Las palas están unidas en sus dos extremos, formando una estructura fácilmente identificable.

Los aerogeneradores Darrieus tienen el inconveniente de que no pueden empezar a girar desde parado (es decir, no arrancan automáticamente bajo la acción del viento). Para ello, necesitan de una ayuda inicial, que puede conseguirse mediante un motor accionado por la corriente de la red eléctrica (de hecho, el propio generador del aerogenerador puede realizar esta función, operando de manera inversa a la de producción de electricidad).

La velocidad de giro de las máquinas Darrieus es mayor que la de las Savonius. Aún así, no alcanzan los niveles de los aerogeneradores de eje

Figura 1: Aerogenerador Darrieus de dos palas. Se observa con claridad el eje

situado en posición vertical, lo que permite eliminar el sistema

de orientación. Fuente: http://www.bellera.org

70

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


horizontal. Lo mismo ocurre con el rendimiento, que es mayor en las máquinas de eje horizontal.

Los aerogeneradores Savonius fueron inventados por un científico finlandés de idéntico apellido, en el año 1920. Están formados por dos semicilindros de igual diámetro enfrentados, con su eje paralelo al eje vertical de giro (véase figura 2).

Con respecto a las máquinas Darrieus, tienen la ventaja de no necesitar dispositivos adicionales de arranque (el propio viento los hace girar desde parado). Por el contrario, su velocidad de giro es menor, y también lo es el rendimiento de conversión.

Tanto los aerogeneradores Darrieus como los Savonius tienen la ventaja de que, al estar el eje de giro en posición vertical y el rotor cercano al suelo, algunos de los sistemas más importantes, como el generador eléctrico y el multiplicador, pueden situarse en el suelo. Por ello, no es necesario subir a la parte alta de la máquina en las tareas de mantenimiento.

Por el contrario, ambas configuraciones tienen la desventaja de que la parte inferior del rotor está situada cerca del suelo, donde la velocidad del viento disminuye considerablemente, por lo que la captación de energía en esta zona es menor.

Algunos aeros en posición vertical pueden necesitar de cables tensores para sujetar la estructura, lo que también es una desventaja con respecto a los aerogeneradores horizontales montados sobre torre (véase figura 4.2).

Figura 2: Aerogenerador Savonius sujetado por cables.

Fuente: www.solener.com

71



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

IV. ESTRUCTURA DE UN AEROGENERADOR En los siguientes párrafos se describirán de manera general los

diferentes elementos que componen un aerogenerador, el componente básico de cualquier instalación eólica. A lo largo del capítulo se hará también alguna referencia a otros dispositivos de captación del viento, como las aerobombas utilizadas para almacenar agua.

La descripción realizada se corresponde con aerogeneradores de eje horizontal que, como ya se comentó con anterioridad, es la opción utilizada en la gran mayoría de las aplicaciones. Éstos se componen por una gran torre, un rotor con varias palas, una góndola (véase figura 3), elementos mecánicos y eléctricos (multiplicadora, sistema de orientación, sistemas de control, sistemas de frenado de

emergencia, generador, transformador, circuitos de acondicionamiento de potencia, etc.) y otros sistemas auxiliares. Como se comentó anterior-mente, el objetivo fundamental de todos estos componentes es el de transformar la energía cinética del viento en energía eléctrica.

A continuación se describen algunos de estos elementos de manera general. Para los sistemas eléctricos, de control y de regulación se realizará una descripción más detallada en sucesivos capítulos.

• Torre

La torre es el principal elemento de sujeción del aerogenerador. Sirve de base para la góndola y para el rotor, que se sitúan en la parte más alta. Da estabilidad a todo el sistema, sujeto a importantes cargas de viento. Por ello, y también debido al enorme peso que han de soportar (en grandes aerogeneradores, el rotor y la góndola pesan cientos de toneladas), la resistencia de la torre debe ser altísima.

El tamaño de las torres ha de ser suficiente como para que el rotor esté situado a una altura adecuada, de manera que la captación del

Figura 3: Foto de un

aerogenerador, en el que se han señalado la cimentación (1), la torre

(2), la góndola (3), el rotor

formado por 3 palas (4), el buje (5) y el

transformador (6).

Fuente: www.world-

wind-energy.info/

72

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


viento sea eficaz. De hecho, como ya se justificó en apartados anteriores, la intensidad del viento aumenta con la altura. En el caso de los aerogeneradores de última generación, con potencias de 2 o más megavatios, la longitud de la torre puede superar los 100 m, lo que equivale a la altura de un edificio de más de 30 plantas.

El material más empleado para la fabricación de las torres de aerogeneradores es el acero. Con acero se construyen los dos tipos más habituales de torres, las tubulares y las de celosía. También existen algunos aerogeneradores con torres de hormigón o incluso de aluminio, con mucha menos aceptación que las anteriormente citadas.

Las torres tubulares son las utilizadas en los modernos aerogeneradores de gran potencia, para su integración en grandes parques eólicos. De hecho, este elemento es el responsable de entre el 15 y el 20 % del coste del aerogenerador, por lo que tiene un enorme impacto en la viabilidad de un parque eólico.

Las torres tubulares están compuestas de secciones de acero en forma de cono, con diámetro decreciente en la dirección ascendente. Esta geometría las hace más resistentes y además permite minimizar el gasto en material.

Cada una de las secciones mide varias decenas de metros (entre 20 y 30 típicamente). Se unen mediante grandes pernos hasta alcanzar la altura deseada. Esta operación se realiza en el propio parque eólico, durante la instalación de los aerogeneradores.

La separación de la torre en secciones facilita el transporte desde las instalaciones del fabricante hasta el parque, ya que, de otro modo, sería prácticamente imposible llevar las torres completas (de hasta 100 m de altura) por las vías de circulación y los propios accesos a los parques, que en muchas ocasiones son pistas forestales en lugares de orografía complicada.

Aún así, el transporte de las secciones (y también de las palas) se lleva a cabo con grandes precauciones, en gigantescos vehículos especiales, para evitar la posibilidad de accidentes o la existencia de zonas en las que toda la comitiva pueda quedar atrapada por la estrechez del camino (puentes, viaductos, etc.).

73



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Las torres tubulares suelen servir para alojar en su interior algunos de los elementos auxiliares de los aerogeneradores, como el sistema de control o el transformador (dichos sistemas serán descritos

posteriormente). Además, son la vía de acceso para los operarios que han de acceder a la góndola, en labores de mantenimiento. En este sentido, las torres tubulares son más

seguras que las de celosía, puesto que el acceso se realiza por el interior de la torre, mediante una escalera o, en el caso de los grandes aerogeneradores, en un ascensor.

Con respecto a las torres de celosía, se trata de estructuras formadas por secciones de acero soldadas o atornilladas, en forma de enrejado, con la altura y forma adecuada al aerogenerador particular. Estas torres son muy conocidas, puesto que se utilizan también para sustentar las líneas de alta tensión.

La principal ventaja de las torres de celosía es que son más baratas que las tubulares, para la misma resistencia. Esto es debido a que se fabrican con mucha menos cantidad de materia prima: el acero. Su principal desventaja es el mayor impacto visual y es que la presencia de estas enormes estructuras es bastante impopular. Precisamente ésta es la causa de que apenas se utilicen torres de celosía en los grandes aerogeneradores multi-megavatio de los modernos parques eólicos.

Figura 4: Sección de una torre de aerogenerador en un transporte especial.

74

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Existe otra posibilidad a la hora de construir las torres, que se utiliza en ocasiones en aerogeneradores de pequeño tamaño. Se trata de las torres de mástil, que son sujetadas por cables (o vientos) de acero, que dan la necesaria estabilidad al aerogenerador e impiden que este pueda moverse en exceso en situaciones de mucho viento.

Aunque esta configuración es muy ligera y barata, tiene la desventaja de que la presencia de los cables dificulta el acceso a los alrededores del aerogenerador, especialmente si ha de hacerse en algún tipo de vehículo. Esto no es inhabitual en granjas agrícolas, donde las torres de mástil no son muy apropiadas. Otra desventaja de esta opción es la menor seguridad, puesto que la rotura de uno de los cables (ya sea por un accidente fortuito o por un acto malintencionado) puede provocar la caída del aerogenerador.

• La cimentación de un aerogenerador

La cimentación de un aerogenerador es la encargada de fijar al suelo toda la estructura, soportando el peso de la torre y del resto de los elementos.

En el caso de grandes máquinas, los cimientos son estructuras enormes, que requieren de una obra civil muy considerable (de hecho, la obra civil de un parque eólico es la responsable de casi el 10 % del coste total del proyecto, como se verá más adelante). La figura 4.7 muestra una foto de la cimentación de un aerogenerador de gran tamaño.

Figura 5: Imagen de una aerogenerador bipala instalado sobre

torre de celosía. Fuente:

http://platea.pntic.mec.es/~jdelucas/centraleolica.htm

75



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Los cimientos de los aerogeneradores están hechos de una base de hormigón armado que se fija al piso enterrándola. En ocasiones, se añaden pilares a la propia base para mejorar la sujeción, sobre todo en el caso de terrenos poco consistentes.

• La góndola

La góndola es el elemento que actúa como lugar de alojamiento de los sistemas eléctricos y mecánicos citados anteriormente, protegiéndolos de la intemperie (de la entrada de lluvia, polvo, etc.) y de la entrada de aves u otros animales. Está situada en lo alto de la torre, a decenas de metros del suelo. Adosada a ella, se encuentran el buje y el rotor. En lo alto de la góndola se suelen ubicar elementos de medida del viento, como anemómetro, veleta, etc.

Con el objeto de permitir que la góndola pueda girar, situando el rotor perpendicular al viento, se utilizan rodamientos que la conectan a la torre. Para realizar el giro, se utilizan motores eléctricos, que proporcionan la fuerza suficiente para este propósito.

La figura 8 muestra la góndola de un aero-generador modelo VE 3,0 de Vestas, un gigante de 3 MW de potencia. Se muestran, entre otros elementos, el sistema de frenado de emergencia, el buje y las palas, el generador, la multiplicadora y el sistema de orientación. En el

Figura 6: Pequeño aerogenerador del fabricante JBornay, con torre de mástil

tensada por cables.

Figura 7: Cimentación de un gran aerogenerador Fuente: http://www.world-wind-energy.info/

76

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


caso de este modelo de gran tamaño, la góndola pesa 70 toneladas, y está situada a una altura de 80 o 105 m, dependiendo del número de secciones utilizadas para la torre.

Figura 8: Góndola de un aerogenerador del fabricante Vestas, modelo VE 3,0 MW.

Fuente: www.vestas.com

77



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• El rotor

El rotor es el actor principal a la hora de interceptar el viento, captando la energía de su movimiento. Transforma esta energía en energía mecánica, que es aplicada al llamado “eje lento” de la máquina (esta denominación será justificada en posteriores secciones).

El rotor está formado por varias palas unidas a una gran pieza central denominada buje. El buje conecta el rotor al eje de giro, que a su vez está conectado con el resto de elementos mecánicos.

Las palas se fabrican con materiales que aúnan características como gran resistencia, flexibilidad y reducido peso. Los más utilizados en modernos aerogeneradores son la fibra de

vidrio y las resinas de poliéster. En zonas con mayor responsabilidad estructural, se utiliza la fibra de carbono. Para unir diferentes capas en la pala se utilizan compuestos de tipo epoxi.

En aerogeneradores pequeños, es posible utilizar otros materiales para las palas, como aluminio y algunas aleaciones de acero. Sin embargo, si el tamaño es grande, estos materiales no son apropiados, dado que son más pesados y menos resistentes que los sintéticos.

La gran mayoría de los aerogeneradores modernos utilizan rotores de tres palas. También existen aerogeneradores con 1, 2 y 4 palas (los primeros se denominan “monópteros” ó “monopalas”). Como se verá más adelante, los rotores con un número mayor de palas tienen un mayor rendimiento. Sin embargo, el aumento del rendimiento a partir de 3 palas es insignificante.

Figura 9: Foto del buje de un

aerogenerador moderno, en la que se pueden observar la base de las palas del rotor. Fuente:

http://www.ojodigital.com/foro/

78

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Por el contrario, un número reducido de palas en el rotor permite mayor velocidad de giro en el eje del mismo (de ahí que a estos aeros se les denomine “turbinas rápidas”). Las velocidades elevadas tienen la ventaja de que los sistemas eléctricos y mecánicos del aerogenerador (en particular, el generador

eléctrico y el multiplicador) pueden ser más pequeños y baratos. Desde este punto de vista, sería interesante utilizar

aerogeneradores de 2 palas. Sin embargo, esta configuración es bastante más inestable que la de 3, la más habitual, en la que el mayor equilibrio de pesos en el rotor permite reducir las oscilaciones indeseadas, evitando el consiguiente estrés mecánico en todos los elementos acoplados al eje. Además, los aerogeneradores de 1 ó 2 palas son más ruidosos, lo cual limita su rango de aplicabilidad a zonas en las que el impacto acústico no sea un inconveniente para las personas o animales de alrededor.

En las turbinas utilizadas para aplicaciones de bombeo de agua (conocidas popularmente como molinos americanos), el rotor puede tener entre 12 y 24 palas. Estos dispositivos giran a baja velocidad (por ello se denominan “turbinas lentas”), por lo que su rendimiento es bastante reducido. Sin embargo, tienen la ventaja de poder aprovechar vientos débiles, una característica esencial para esta aplicación, dado que las necesidades de bombeo pueden producirse en áreas que no tengan un gran potencial eólico.

Un aspecto fundamental a la hora de diseñar un aerogenerador es la elección del diámetro del rotor. Rotores más grandes permiten captar más energía del viento, lo que se traduce en que la potencia del aerogenerador es mayor. Por ello, el aumento en la potencia de los modernos aerogeneradores experimentado en los últimos años ha conducido a rotores realmente grandes, como se puede observar en la figura 11.

Figura 10: Transporte por carretera de la pala de un aerogenerador moderno, de

grandes dimensiones. Fuente: http://www.lmglasfiber.com

79



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

La mayoría de los rotores de los modernos aeros tienen un diámetro de entre 40 y 90 m, llegando hasta más de 120 m en los últimos prototipos desarrollados para instalaciones offshore (el modelo de 5 MW del fabricante Repower llega hasta los 126 metros de diámetro). También hay un modelo onshore de 6 MW del fabricante Enercon que tiene un rotor de 126 metros de diámetro.

Figura 11: Relación entre el diámetro del rotor (en metros) y la potencia de un aerogenerador (en kW). Los valores presentados son aproximados, el valor real para una máquina comercial particular depende de la tecnología empleada por el

fabricante. Fuente: www.windpoweer.org

Lógicamente, tiene que existir una correlación entre el diámetro del

rotor y la altura de la torre, rotores más grandes demandan torres más altas. Como regla general, la altura de la torre suele medir aproximadamente la longitud del diámetro del rotor.

• El sistema de orientación

Para captar la energía del viento con la máxima eficacia, los aerogeneradores de eje horizontal han de situarse en dirección perpendicular a la dirección de éste (recuérdese que los aerogeneradores de eje vertical, por su propia simetría, están siempre en disposición de capturar el viento).

Esto se consigue mediante sistemas hidráulicos, en los que un motor mueve la góndola del aerogenerador accionado por un

80

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


autómata. Éste recibe la información de la dirección del viento a partir de una veleta situada en la parte superior de la góndola y procesa la información, decidiendo la secuencia de movimientos que conduce al rotor al lugar óptimo.

En la mayoría de las grandes máquinas modernas, el rotor se sitúa a barlovento, es decir, con las palas mirando hacía la dirección del viento. También existen aerogeneradores en los que la orientación es a sotavento, con el viento incidiendo por la parte posterior del rotor. Esta configuración es menos eficaz desde el punto de vista aerodinámico, debido a la influencia de la sombra de la propia torre del aerogenerador, que se interpone en el camino del viento en la parte baja del rotor.

En pequeños aerogeneradores, la orientación se realiza por medios pasivos, sin los sofisticados sistemas hidráulicos y de control empleados en las grandes máquinas. El mecanismo de orientación es similar al de una veleta, que sigue el viento sometida a su acción directa.

• El generador

El principal componente de las instalaciones eléctricas de los aerogeneradores es el generador. Este sistema es el encargado de transformar la energía mecánica del rotor en electricidad. En este apartado sólo se describen algunas nociones de generadores, será en el siguiente capítulo cuando se describirán con algo más de detalle estos equipos.

El principio de funcionamiento de un generador eléctrico consiste en hacer girar un conductor o conjunto de conductores enrollados (o bobinas) en un campo magnético, que puede ser provocado por un imán permanente o por un electroimán. Cuando esto ocurre, en las bobinas del generador aparece una tensión inducida, o fuerza electromotriz, que al ser aplicada a un circuito externo hace que por éste fluya una corriente eléctrica. Estos fenómenos de inducción son ampliamente conocidos por los estudiosos del electromagnetismo desde hace más de un siglo.

En los aerogeneradores de pequeño tamaño, los que se utilizan en aplicaciones aisladas con necesidades reducidas de potencia, se utilizan generadores de corriente continua. La salida de éstos se utiliza para cargar baterías, que garantizan el suministro en ausencia de viento. Con este fin, existen máquinas que integran dinamos de corriente continua, si bien esta opción es cada vez menos empleada. En su lugar, es más habitual últimamente utilizar generadores de

81



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

alterna conectados a rectificadores de estado sólido, que realizan la conversión a corriente continua (AC-DC).

Por el contrario, la mayoría de los generadores de las grandes máquinas eólicas suministran tensión alterna trifásica a 50 Hz de frecuencia, como corresponde a la red eléctrica española. La tensión de salida más habitual es de 690 voltios de valor eficaz. En las máquinas de última generación, la tendencia es a aumentar la tensión hasta los 1000 V. De esta manera, la corriente de salida es menor (a igualdad de potencia, dado que potencia es el producto de tensión por corriente), lo que permite reducir las pérdidas óhmicas en los conductores.

Figura 12: Imagen de un generador eléctrico de la compañía norteamericana

General Electric. Fuente: www.ge.com

En algunas máquinas eólicas, a la salida del generador se utilizan

los denominados circuitos convertidores electrónicos. La función de éstos es acondicionar la energía eléctrica suministrada para adaptarla a los requisitos de la red eléctrica. Por ejemplo, en generadores cuya frecuencia de salida depende de la velocidad de giro del rotor, es necesario fijar la frecuencia al valor de la red, 50 Hz. Los circuitos de acondicionamiento de potencia también tienen otras importantes funcionalidades, como modificar el factor de potencia o mejorar la respuesta de la máquina ante huecos de tensión. En el siguiente capítulo se expondrán algunas otras ideas sobre estos circuitos.

Los generadores tienen una velocidad máxima y mínima de giro del rotor en la que pueden funcionar, inyectando la electricidad generada a la red. Por debajo de determinada velocidad, cuando el viento sopla

82

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


con poca intensidad, el generador se desconecta. Cuando el viento sopla con demasiada fuerza, es necesario proteger los sistemas eléctricos y mecánicos del aerogenerador, por lo que también se produce la desconexión. Estas operaciones de conexión y desconexión se realizan mediante circuitos específicos de potencia, capaces de manejar con seguridad grandes sobrevoltajes y picos de corriente.

La altísima potencia suministrada por los modernos aerogeneradores provoca que el generador eléctrico tenga que trabajar a temperaturas considerables. Para reducir la temperatura de trabajo, es necesario incluir un sistema de refrigeración. Dicho sistema puede utilizar aire como fluido de refrigeración o, en algunos modelos, puede emplear agua.

En los aerogeneradores refrigerados por aire, el generador se ubica en un conducto en el cual se introduce una corriente desde el exterior mediante un gran ventilador. Los generadores refrigerados por agua emplean un radiador para extraer de la góndola el calor portado por el líquido refrigerante. Esta opción tiene la ventaja de ser más compacta y permite que el generador tenga un mayor rendimiento eléctrico, dada la mayor eficacia en la refrigeración. Además, también se reduce el ruido de circulación del aire en la góndola.

Con el fin de evitar la entrada de polvo u otro tipo de suciedad que pueda dañar el equipo, los generadores suelen ir muy protegidos, encapsulados en una carcasa estanca.

• El transformador

El transformador no es un componente que pertenezca al propio aerogenerador. Sin embargo, se ha incluido aquí porque, en los aerogeneradores modernos, suele estar ubicado en la base de la torre. También puede estar situado al lado de la torre, en una caseta exterior.

Este componente se encarga de elevar la tensión del generador (de 690 o 1.000 V) hasta valores entre 20.000 y 30.000 V (20 – 30 kV),

Figura 13: Transformador de la marca Zetrak

Fuente: www.zetrak.com.mx

83



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

para su evacuación en media tensión. La tendencia actual, al menos en grandes máquinas, es a voltajes de salida más altos. De esta manera, como ya se comentó anteriormente, se reducen las pérdidas óhmicas, al trabajar a menor corriente.

• La multiplicadora

El papel de la multiplicadora consiste en adaptar la velocidad de giro del rotor, de apenas unas pocas revoluciones por minuto (entre 17 y 48 rpm, a lo sumo, para aerogeneradores entre 300 kW y 2 MW), a la elevada velocidad de giro del generador (1000-1500 rpm). Esto se consigue con una caja de cambios (o de engranajes), con relaciones de multiplicación típicas entre 1:31 y 1:88.

La salida de la multiplicadora está conectada al llamado eje rápido, el que transmite la potencia mecánica al generador. La conexión se realiza mediante un elemento de transmisión de giro, o acoplamiento (figura 15), que permite cierto grado de movimiento relativo entre el multiplicador y el generador.

La multiplicadora suele ir montada sobre elementos amortiguadores elásticos, que eliminan la transmisión de ruidos y vibraciones hacia la estructura.

Como en cualquier sistema mecánico de transmisión, en la multiplicadora existen pérdidas, la energía a la salida de ésta, en el eje rápido, es menor que a la entrada, en el eje lento. Sin embargo, se puede decir que la eficiencia global en este proceso es muy alta, con valores típicos entre el 95 y el 98 %.

Existen aerogeneradores que incorporan generadores de baja velocidad, que pueden recibir directamente las bajas velocidades de giro del eje lento. Dichos generadores están construidos con un elevado número de polos, lo que les permite suministrar corriente alterna a 50 Hz (la frecuencia de la red en España) a pocas revoluciones por minuto. Esta configuración tiene la ventaja de que no necesita caja multiplicadora, con el consiguiente

Figura 14: caja multiplicadora de tipo planetario de la compañía

alemana Flender. Fuente: http://www.flender.com

84

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


ahorro en la complejidad del equipo (que conlleva una mayor robustez), en su mantenimiento (las partes mecánicas requieren de aceites lubricantes para evitar el desgaste de los diferentes engranajes) y, como no, en el coste. Además, también disminuye el peso del aerogenerador, y aumenta su

rendimiento, al eliminar las pérdidas de la caja multiplicadora. Entre las desventajas de esta configuración, cabe destacar el mayor volumen de los

generadores multipolo en comparación con los generadores convencionales de alta velocidad.

• El freno mecánico

El sistema de frenado mecánico cumple una doble función. Por un lado, debe asegurar la detención total del giro del rotor y que éste permanezca parado (en la llamada posición de “parking”) en las ocasiones en las que los operarios del parque deban acceder a la máquina (por ejemplo, en las labores de mantenimiento). Por otro lado, el freno ha de ser capaz de realizar paradas de emergencia en el aerogenerador en situaciones de peligro, debido por ejemplo a un exceso de viento.

Figura 15: Acoplamiento entre la multiplicadora y el eje rápido, de la compañía alemana Flender. Fuente:

http://www.flender.com

Figura 16: Frenos de disco de un aerogenerador. Fuente: www.windmission.dk/workshop/BonusTurbine.pdf

85



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Los aerogeneradores modernos utilizan sistemas de freno de disco. Éstos constan de un disco de acero unido al eje del rotor, que puede ser frenado mediante la acción de unas grandes pinzas de freno. El disco puede estar adosado al eje lento, en el lado del rotor, o al rápido, del lado del generador. Normalmente se elige esta última opción, dado que la mayor velocidad de giro permite que el frenado se pueda realizar aplicando un par menor.

El mecanismo de frenado es de fricción mecánica, por mero

rozamiento. Esto hace que en el disco y en las pinzas se alcancen temperaturas elevadísimas, que pueden alcanzar los 700º C. Por ello, los materiales de estos componentes han estar diseñados para soportar estas durísimas condiciones. Con este fin, se utilizan en la fabricación aleaciones especiales de metales con excelentes propiedades térmicas y de resistencia mecánica.

El sistema de frenado de las grandes máquinas está pensado para funcionar a prueba de fallos. Esta configuración asegura que si hay algún problema mecánico que haga que la presión hidráulica en el sistema disminuya, los frenos actúen automáticamente, parando el aerogenerador y, en consecuencia, garantizando su seguridad.

Como se verá más adelante, los aerogeneradores modernos disponen de mecanismos aerodinámicos de frenado, basados en la variación del ángulo de incidencia de la pala sobre el viento (estos aerogeneradores se denominan de paso variable). Así, es posible situar las palas en una posición desfavorable para la penetración

Figura 17: Aerofreno de una de las palas de un aerogenerador, en posición de frenado. Fuente: www.windmission.dk/workshop/BonusTurbine.pdf

86

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


aerodinámica, con el consiguiente frenado del rotor. En los aerogeneradores más avanzados, es posible variar la posición de cada pala independientemente, mediante 3 actuadores diferentes. De esta manera, el frenado aerodinámico es muy eficiente, llegando incluso a poder parar del todo el rotor. En este caso, el freno mecánico sólo se utiliza para anclar el aerogenerador, en posición de parking.

Los aerogeneradores con sistemas aerodinámicos menos sofisticados, en los que la posición de las palas con respecto al viento es fija (los aerogeneradores de paso fijo), disponen de los llamados “aerofrenos”. Se trata de unas pequeñas palas retráctiles que se sitúan en los extremos del rotor. Estas palas tienen una capacidad de giro de 90º, de tal manera que pueden situarse en oposición al sentido de giro de la pala.

Cuando la máquina empieza a funcionar, un motor hidráulico hace que los aerofrenos se alineen con las palas. Si se da la orden de parada, el sistema hidráulico hace que el aerofreno se coloque perpendicular a la dirección de giro, produciéndose una disminución de velocidad en el rotor. Este frenado permite reducir considerablemente la fuerza a aplicar a los discos del freno mecánico, disminuyendo el estrés aplicado al eje de transmisión y aumentando la durabilidad y fiabilidad de éstos sistemas.

V. ENERGÍA CAPTADA POR UN AEROGENERADOR. COEFICIENTE DE POTENCIA

La potencia máxima que cualquier aerogenerador puede captar a

partir de la energía mecánica del viento puede estimarse mediante un sencillo cálculo. Se considera para ello una máquina con rotor de diámetro D y área barrida A, situada de manera perpendicular a una corriente de aire que se mueve a velocidad v (véase la figura 18).

La energía que lleva la masa de aire en movimiento se puede calcular a partir de la expresión para la energía cinética:

2·21 vmE =

Donde m es la masa del aire interceptado por el aerogenerador. Dicha masa puede a su vez ser calculada a partir de la densidad del aire, ρ, y del volumen total, V:

Vm ·ρ=

87



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

El volumen de aire que cruza el área del rotor en un tiempo t será igual al contenido en el cilindro limitado por la longitud recorrida por el viento (L en el dibujo) y la propia área de diámetro D:

tvALAV ··· ==

ya que la longitud L es igual al producto velocidad por tiempo (v·t).

Sustituyendo las dos últimas ecuaciones en la expresión para la energía cinética, el resultado al que se llega es:

La ecuación anterior muestra la energía total de la masa de aire interceptada por el aerogenerador en un tiempo determinado. La potencia de dicha corriente de aire se obtiene de manera inmediata sin más que derivar la anterior expresión con respecto al tiempo (ya que potencia es energía por unidad de tiempo):

Esta última expresión, representada en la figura 19, pone de manifiesto que, para captar la mayor cantidad de energía del aire, el rotor de un aerogenerador ha de ser tan grande como sea posible. Por supuesto, esta apreciación está sujeta a los límites impuestos por las consideraciones tecnológicas, de diseño, seguridad y, como no, por las económicas.

Figura 18: Esquema simplificado de un

aerogenerador interceptando una corriente de aire de

velocidad v. El diámetro del rotor es D y el área barrida A. La distancia recorrida por el

viento en un tiempo t es L=v·t.

A

L=v·t

v

D

3··21 vAp ρ=

tvAE ···21 3ρ=

88

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Además, queda justificada la afirmación realizada en apartados anteriores sobre la fuerte variación de la potencia del viento con la velocidad. La primera depende de la tercera potencia de la velocidad (va como v3), lo que significa que pequeñas variaciones en v provocan cambios significativos en p. De ahí que, como se comentó en el capítulo 3, sea fundamental medir con precisión la disponibilidad de recurso eólico para evitar errores importantes en la estimación de la energía producida por un parque eólico.

Por otro lado, p también depende de la densidad el aire, ρ, que a su vez puede variar a lo largo del año, en función de las condiciones atmosféricas (presión, temperatura, humedad, etc.). Estas variaciones pueden ser del orden del 10 al 15 % (ρ suele oscilar entre 1,33 kg/m3 en invierno y 1,15 kg/m3 en verano, con un valor medio en torno a 1,23 kg/m3). Por ello, la influencia de estos cambios de densidad puede resultar significativa a la hora de estimar la potencia suministrada por un aerogenerador.

• Potencia real captada por un aerogenerador

La potencia calculada con la expresión anterior se corresponde con la que lleva toda la masa de aire interceptada por el aero. Lógicamente, la máquina nunca podrá extraer toda la energía del viento, debido a las pérdidas en el proceso de conversión. Por ejemplo, en el cálculo no se ha tenido en cuenta el rozamiento aerodinámico del aerogenerador con el viento.

Estas pérdidas se pueden cuantificar mediante el llamado “coeficiente de potencia” del aerogenerador, que caracteriza su rendimiento aerodinámico. Éste se define como el cociente entre la potencia mecánica en el eje del rotor (la que efectivamente ha interceptado la máquina) y la potencia portada por el viento:

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 5 10 15 20

Velocidad del viento (m/s)Pote

nci

a (W

/m2)

32 ·21)/( vmWp ρ=

Figura 19: Potencia por unidad de área (en W/m2) portada por una masa de aire

en función de la velocidad.

89



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

3··21 vA

ppp

C rotorrotorp

ρ==

O, de otra manera, la potencia mecánica en el eje del rotor se calcula como:

3··21· vACp protor ρ=

• Ejemplo 1

Una turbina eólica tiene un diámetro de rotor de 50 m y una altura de buje de 60 m. En un instante determinado, la velocidad del viento a 10 m es de 6 m/s. Sabiendo que el coeficiente de potencia de la máquina es de 0,3 y que está situada en una zona caracterizada por un coeficiente de rugosidad de 0,1, calcule:

- La potencia de la masa de viento que atraviesa el rotor

- La potencia captada por el aerogenerador

Solución

Para calcular la potencia portada por la corriente de aire a 60 m (la altura del rotor), es necesario estimar la velocidad del viento a esa altura a partir del dato conocido a 10 m. Utilizando la aproximación exponencial:

( ) smV /2,71060·660

1,0

=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

La potencia del viento se calcula como:

kWvAp 446··21 3 == ρ

Donde se ha tomado un valor de 1.23 kg/m3 para la densidad del aire y se ha tenido en cuenta que, para un diámetro de rotor de 50 m, el área barrida por éste es de 1963 m2.

La potencia captada por el rotor será:

kW 134··21· 3 == vACp protor ρ

90

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


VI. VARIACIÓN DEL COEFICIENTE DE POTENCIA CON LA VELOCIDAD. EL LÍMITE DE BETZ

En la práctica, Cp apenas supera el valor de 0,5, a lo sumo, en

cualquier aerogenerador. De hecho, existe un límite físico máximo para Cp impuesto por las leyes fundamentales de la mecánica de fluidos. Dicho límite, denominado “Límite de Betz”, es del 59,26 %. Este valor máximo fue calculado teóricamente en 1919 por el físico alemán Albert Betz.

El valor real de Cp en un aerogenerador depende del diseño aerodinámico de la pala, del número de palas del rotor, de la estructura de éste (si es de eje horizontal o vertical) y del sistema de control de la máquina. Además, el coeficiente de potencia varía con la velocidad de rotación del aerogenerador, como se muestra a continuación.

• Velocidad específica y coeficiente de potencia

Se define la velocidad específica en una pala de un rotor como el

cociente entre la velocidad lineal en el extremo de la pala y la velocidad del viento:

vrw·

=λ

donde w es la velocidad angular del rotor (en radianes por segundo, rad/s), y r es el radio del rotor, r=D/2. λ también se denomina velocidad de la punta de pala (en inglés Tip Speed Ratio, TSR).

La figura 20 muestra la variación del coeficiente de potencia con la velocidad específica, λ, para diferentes configuraciones de aerogeneradores: de eje vertical (Savonius y Darrieus), molino americano multipala, y de eje horizontal con 1, 2 y 3 palas. Además, se muestra en la gráfica el límite de Betz del 59,26 % y la curva teórica para un hipotético aerogenerador con infinitas palas.

91



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Figura 20: Variación del coeficiente de potencia, Cp, con la velocidad específica de giro, λ, para diferentes tipos de aerogeneradores.

Fuente: www.srcf.ucam.org/mtms/seminars/Curran_Crawford.pdf

En la figura se puede apreciar que en todos los casos el coeficiente

de potencia alcanza un valor máximo con la velocidad. A partir de éste valor máximo u óptimo, el rendimiento decrece.

Además, como se comentó en apartados anteriores, tanto los aerogeneradores de eje vertical, como los molinos multipala americanos tienen un rendimiento significativamente menor que las turbinas rápidas.

Con respecto a estas últimas, la figura muestra que el coeficiente de potencia aumenta con el número de palas, como era de esperar. Sin embargo, este aumento es bastante limitado, sobre todo a partir de 3 palas. Esto se puede ver con mayor precisión en la figura 21, que muestra Cp en función de λ para las configuraciones de 1, 2, 3 y 4 palas. Y es que los rotores de 4 apenas aumentan las prestaciones de los de 3, mientras que ambas configuraciones sí mejoran significativamente las prestaciones de la de 2 y, sobre todo, de 1 pala.

Figura 21: Variación del coeficiente de potencia

frente al parámetro λ para rotores de 1,2, 3 y 4 palas. Fuente: Sistemas Eólicos de Producción de Energía

Eléctrica. José Luis Rodríguez-Amenedo,

Santiago Arnalte Gómez, Juan Carlos Burgos Díaz.

Imagen de www.ingepower.com

92

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


VII. RENDIMIENTO DE CONVERSIÓN DE UNA TURBINA EÓLICA

Cada una de las diferentes etapas que componen los sistemas

mecánicos y eléctricos de un aerogenerador tiene su propio rendimiento de conversión energético. Es decir, en cada una de ellas, parte de la energía recibida se pierde, por lo que la energía suministrada a la siguiente etapa se ve reducida.

El desglose de la eficiencia de transmisión de los diferentes bloques (el rotor, la multiplicadora, el generador, el cableado, el convertidor electrónico y el transformador) se muestra en la figura 22. En dicha figura, se puede observar como el elemento más ineficiente es el rotor. Es decir, son las pérdidas aerodinámicas y de rozamiento en este elemento las que dominan sobre el resto. Los demás bloques son bastante eficientes, con pérdidas menores del 10 % en todo caso.

Es importante destacar que los números anteriormente presentados se corresponden con los valores en condiciones óptimas de funcionamiento. Así, en el caso del rotor, ya se ha comentado que el coeficiente de potencia varía mucho con velocidad específica (λ), pudiendo disminuir significativamente con respecto al valor mostrado en la figura.

La eficiencia global del aerogenerador se calcula como el producto de todas las eficiencias de transmisión. En el caso óptimo presentado en la figura 4.22, el valor resultante es del 46 %.

Rotor

52%

Multiplicador

97%

Generador

96%

Cables

99%

Convertidor

98%

Transformador

98%

Figura 22: Desglose del rendimiento máximo de conversión energética de las diferentes etapas de un aerogenerador. El producto de todos los factores de pérdidas

resulta en una eficiencia global en torno al 46 %.

93



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

VIII. LA CURVA DE POTENCIA DE UN AEROGENERADOR La curva de potencia de un aerogenerador representa la potencia

suministrada por la máquina para cada velocidad del viento. Estas curvas son suministradas por los fabricantes de turbinas eólicas, en las hojas de características o catálogos.

Para obtener la curva de potencia, los fabricantes han de realizar una caracterización muy exhaustiva del funcionamiento en campo del equipo. Para ello, miden de manera simultánea la potencia suministrada y la velocidad del viento. Para esta última medida, se utilizan anemómetros situados a la altura del buje del aerogenerador. La posición del sensor ha de ser elegida de manera muy cuidadosa, para evitar que las estelas y turbulencias provocadas por el rotor perturben la medida.

Las medidas han de realzarse con gran rigor y precisión, dada la gran influencia de la velocidad del viento en la energía contenida en éste. Además, hay que tener en cuenta que la potencia del generador fluctuará con la temperatura y la presión atmosférica (dado que la densidad del aire varía con estos parámetros).

Incluso en el caso de que el fabricante realice la caracterización del equipo con todo rigor, es habitual considerar que las curvas de potencia pueden tener un margen de error del 10 %.

La figura 23 muestra la curva de potencia suministrada por el fabricante español Gamesa para su modelo G90-2.0 MW. Los datos numéricos para dicha curva se presentan en la tabla 4.1. Nótese que la potencia anunciada por el fabricante para esta máquina, 2 MW, es la potencia a plena carga, en condiciones óptimas de viento. Sin embargo, existe un amplio rango de velocidades para las que la potencia suministrada es significativamente menor. Esta zona de la curva se denomina de funcionamiento a carga parcial.

En la curva también se puede observar como la velocidad de conexión del aerogenerador es de 3 m/s y la de desconexión de 21 m/s. Recuérdese que todo aerogenerador tiene unos márgenes de funcionamiento, limitados por la disponibilidad de recurso eólico

0

500

1000

1500

2000

2500

0 5 10 15 20 25

Velocidad (m/s)

Pote

nci

a (k

W)

Figura 23: Curva de potencia de un aerogenerador modelo

Gamesa G90-2.0 MW

94

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


suficiente para la generación eléctrica y por los requisitos de seguridad del propio equipo.

Velocidad

(m/s) Potencia

(kW) 3 21,3

4 84,9

5 197,3

6 363,8

7 594,9

8 900,8

9 1274,4

10 1633,0

11 1863,0

12 1960,4

13 1990,4

14 1997,9

15 1999,6

16 1999,9

17 2000,0

21 2000,0

Tabla 1: Curva de potencia del aerogenerador Gamesa G90-2.0 MW en formato tabular.

• Estimación de la producción de un aerogenerador a partir de la

curva de potencia

A partir de la curva de potencia y de los datos medidos de velocidad del viento en un determinado emplazamiento, es posible estimar la producción anual de energía de un aerogenerador. Para ello, se multiplica la potencia suministrada por el aerogenerador a cada velocidad por las horas al año que el viento sopla a esa velocidad, en promedio.

• Ejemplo 2

La tabla 2 muestra los datos medidos de velocidad del viento en un determinado emplazamiento, en horas promedio al año. Además, incluye la potencia de un aerogenerador a cada velocidad. Calcular la producción anual.

95



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Solución

Multiplicando cada potencia por las horas de viento al año se obtiene la producción anual a cada velocidad (en kW·h). Estos datos también se muestran en la tabla 4.2. Sumando las producciones se obtiene la energía total suministrada por el aerogenerador al año.

Velocidad (m/s)

Potencia (kW)

Horas Producción

(kWh) 1 0,0 515,1 0,0

2 0,0 801,3 0,0

3 21,3 958,7 20.420,3

4 84,9 1.049,9 89.136,5

5 197,3 1.210,2 238.772,5

6 363,8 1.368,9 498.005,8

7 594,9 1.029,8 612.628,0

8 900,8 659,4 593.987,5

9 1274,4 458,2 583.930,1

10 1633,0 299,9 489.736,7

11 1863,0 190,1 354.156,3

12 1960,4 104,9 205.646,0

13 1990,4 60,3 120.021,1

14 1997,9 30,1 60.136,8

15 1999,6 13,9 27.794,4

16 1999,9 6,8 13.599,3

17 2000,0 1,6 3.200,0

18 2000,0 0,9 1.800,0

Total 3.912.971,4

Tabla 2: Curva de potencia de un aerogenerador, y distribución de velocidades de viento en un determinado emplazamiento (en horas promedio al año). El producto de ambas magnitudes proporciona la producción al año para cada velocidad y con

la suma de las producciones se obtiene la energía total suministrada por el aerogenerador.

En este caso, se estima que la máquina puede suministrar casi 4

millones de kWh al año (3.912.971,4 kWh).

Es importante destacar que este método para estimar la producción anual es muy aproximado, debido a las incertidumbres ya comentadas de la medida de la curva de potencia y de la velocidad del viento. Por ello, sólo debe considerarse como una primera

96

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


aproximación al valor real. Estimaciones más precisas necesitan de modelos de cálculo más sofisticados, como los empleados en los sistemas de predicción eólica descritos en el capítulo 3.

IX. EL FACTOR DE CARGA Una forma de cuantificar la producción anual de un aerogenerador

en una localización concreta es el denominado factor de carga o de capacidad. Esta magnitud se utiliza mucho para caracterizar la productividad de las diferentes tecnologías energéticas (no sólo de la eólica). Éste se define como la producción anual de energía dividida por la potencia nominal del aerogenerador:

)/( kWkWhAeroPotenciaAnualEnergía

FC =

y se mide en kWh/kW o simplemente en horas.

Precisamente, el significado del factor de carga es el de las horas equivalentes de funcionamiento a máxima potencia del aerogenerador al cabo de un año.

El factor de carga también se puede definir en periodos de tiempo diferentes a un año (factor de carga estacional, por ejemplo, en el que se muestra la producción en una determinada época del año, un trimestre, por ejemplo).

El factor de carga también se suele expresar en %. En este caso, es necesario dividir las horas efectivas de funcionamiento por las 8.760 h que tiene un año:

100·760.8

)/(((%) kWkWhFCFC =

En la práctica, el factor de carga suele alcanzar valores entre el 15

y el 30 %. A nivel nacional, el factor de carga anual de todos los parques eólicos en conjunto es del 23.5 %, lo que expresado en horas equivalentes de funcionamiento corresponde a 2085 horas. Esto se puede observar en la figura 4.24, que muestra la evolución del factor de carga anual entre 2004 y 2008, según los datos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) y Red Eléctrica (REE)

97



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Figura 24: Evolución del factor de carga anual de los parques eólicos españoles

desde el 2004 al 2008 y número de horas equivalentes por año según los datos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) y Red Eléctrica (REE).

• Ejemplo 3

Calcular el factor de carga, en horas y en %, para el aerogenerador de la tabla 2.

Solución

Dividiendo la producción total al año por la potencia nominal de la máquina obtenemos el factor de carga en horas:

horasAeroPotenciaAnualEnergía

FC 956.12.000

43.912.971,===

98

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Si se dividen las horas de funcionamiento efectivo por las 8.760 h que tiene un año:

%3,22100·760.8956.1(%) ==FC

Esto significa que el aerogenerador funciona, en promedio,

aproximadamente la cuarta parte del tiempo (algo menos) entregando su potencia nominal en el emplazamiento en cuestión.

X. RESUMEN

Los diferentes aerogeneradores comercializados por la industria

eólica pueden clasificarse en dos grandes grupos, de acuerdo a su configuración a la hora de interceptar el viento. Así, se habla de aerogeneradores de eje vertical (como la turbina Darrieus y la Savonius) y los de eje horizontal (como los grandes aerogeneradores de los parques eólicos actuales, o los molinos americanos de bombeo).

Los primeros son máquinas más simples, que no necesitan sistemas de orientación, pero también son menos eficientes. Los segundos, pueden girar a gran velocidad, son más eficientes y pueden situarse a gran altura, con tamaños de rotor enormes, lo que permite que tengan potencias realmente elevadas, de hasta 6 MW en la actualidad.

Los modernos aeros de eje horizontal están compuestos por una gran torre, un rotor con 3 palas, una góndola, elementos mecánicos y eléctricos (multiplicadora, sistema de orientación, sistemas de protección frente a vientos huracanados, generador, transformador, circuitos de acondicionamiento de potencia, etc.) y otros elementos auxiliares.

Las torres de estos gigantes superan los 70 metros de altura y sus rotores tienen más de 80 metros de diámetro. Utilizan generadores de corriente alterna trifásica a 50 Hz, con tensiones típicas de 690 o 1.000 V. El transformador eleva estas tensiones hasta los valores de evacuación en media tensión, entre 20 y 30 kV.

El rendimiento global de conversión de un aerogenerador es el producto de la eficiencia de transmisión de cada una de las etapas anteriormente descritas. Los valores máximos alcanzables, en condiciones óptimas de funcionamiento, superan el 40 %. Las pérdidas están dominadas por el rendimiento del rotor, del 50 % a lo

99



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

sumo. De hecho, existe un valor máximo alcanzable del 59%, impuesto por el llamado límite de Betz.

Los fabricantes de máquinas eólicas caracterizan su rendimiento mediante la curva de potencia. En ésta, representan la potencia suministrada por el aerogenerador para cada velocidad del viento. A partir de la curva y de los datos de viento de un determinado emplazamiento, es posible cuantificar de manera aproximada la producción anual del aerogenerador.

Otra manera de expresar la productividad del generador es el factor de carga, que se calcula como el cociente entre la energía anual producida y su potencia nominal. Representa las horas equivalentes que el aerogenerador funciona a plena potencia a lo largo del año, y se puede expresar también en tanto por ciento.

107

TEMA 4. SISTEMAS DE REGULACIÓN Y CONTROL DE AEROGENERADORES


ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

I. INTRODUCCIÓN Los sistemas de regulación y control de un aerogenerador juegan un

papel esencial a la hora de garantizar el correcto funcionamiento de un parque eólico. Dichos sistemas cumplen diversas funciones, entre las que cabe destacar: el control de la velocidad del rotor para maximizar la producción de energía y para garantizar la seguridad de la propia máquina; la reducción de cargas mecánicas en el rotor y en el sistema de transmisión, que podrían reducir la vida útil de estos elementos; la minimización del ruido aerodinámico provocado por el rotor y la eliminación, en lo posible, de las oscilaciones en la potencia eléctrica vertida a la red, así como en la tensión y en la frecuencia de ésta.

Existe una gran variedad de soluciones para implementar los sistemas de regulación y control en aerogeneradores comerciales. Desde las máquinas más simples, con rotores que giran a velocidad constante y palas sin capacidad de modificar el ángulo de incidencia con el viento, a los sofisticados aerogeneradores con velocidad de giro variable y control de cambio de paso independiente para cada pala. Éstas y otras configuraciones serán descritas en este capítulo, en el que también se detalla la influencia de estos sistemas en el rendimiento de las máquinas eólicas.

El sistema de control de un aerogenerador también se encarga de la supervisión del buen estado de los diferentes elementos de la máquina y de la prevención de posibles averías en ellos. Hay que tener en cuenta que la gran mayoría de los parques eólicos están ubicados en zonas alejadas de núcleos de población, en ocasiones de difícil acceso. Por ello, no existe la posibilidad de realizar una supervisión in situ de los sistemas con la frecuencia y la exhaustividad habitual en otras instalaciones eléctricas. En este sentido, los periodos de mantenimiento de las grandes máquinas se realizan en plazos de unos 6 meses, por lo que éstas han de ser capaces de funcionar sin problemas todo ese tiempo de una manera autónoma. Para ello, el sistema de control debe detectar y registrar cualquier anomalía en el aerogenerador, e incluso ser capaz de prevenir averías futuras en base a la monitorización de las diferentes variables del sistema.

La última parte del tema se dedica al estudio de los generadores, el principal elemento dentro de los sistemas eléctricos de los aerogeneradores. Así, se describen los principales tipos de generadores empleados comercialmente y sus características más relevantes. Dicha descripción es necesaria para poder entender con

108

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


cierta profundidad algunos de los conceptos expuestos acerca de los sistemas de regulación de velocidad.

II. OBJETIVOS DEL TEMA • Conocer el funcionamiento básico de un aerogenerador en las

diferentes situaciones en las que puede operar, sometido a la variabilidad del recurso eólico.

• Describir los diferentes sistemas de regulación de velocidad y de control de potencia de los aerogeneradores comerciales actuales.

• Comparar las principales características, ventajas e inconvenientes, de cada una de las configuraciones descritas.

• Describir los tipos de generadores eléctricos utilizados en aerogeneradores.

• Presentar las características de los aerogeneradores comerciales utilizados en los parques eólicos actuales.

III. FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UN AEROGENERADOR Un aerogenerador es un sistema electromecánico que ha de

funcionar en multitud de situaciones diferentes. Así, existen momentos en los que el aerogenerador está parado por ausencia de viento, otros en los que está funcionando al máximo de su potencia y también situaciones en las que la principal prioridad es mantener la seguridad del sistema, por ejemplo frente a vientos huracanados o a turbulencias.

La curva de potencia de la máquina refleja la respuesta de ésta en todas las situaciones anteriormente mencionadas, como se describe a continuación

109



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Conexión del aerogenerador

En un instante determinado un aerogenerador se encuentra en situación de parada porque el viento no sopla con suficiente velocidad en ese momento. En esta situación, el rotor de la máquina se encuentra anclado y también lo está el freno de la góndola, impidiendo que el sistema oscile sometido a la acción de las brisas y evitando así que se transmitan cargas mecánicas al resto de los elementos.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 5 10 15 20 25

Velocidad (m/s)

Pote

nci

a (

kW

)

1

3

4

2

Figura 1: Curva de potencia de un aerogenerador, en la que se han señalado las velocidades de conexión (1) y de desconexión (4) y las zonas de funcionamiento a

carga parcial (2) y a plena carga (3).

Cuando los sensores (los anemómetros del aero) detectan

velocidad suficiente, el autómata (o controlador) ordena a los motores que sitúen el rotor en dirección perpendicular a la del viento. Esto puede ocurrir a velocidades a partir de 2-3 m/s. Por encima de unos 3 m/s, el controlador envía la orden de retirar el freno de disco, para que la turbina pueda comenzar a girar. Sólo en el momento en que la energía del viento permita vencer la resistencia opuesta por los elementos internos del aerogenerador, será posible dicho giro.

Cuando el rotor alcanza la velocidad de conexión (4-5 m/s, punto 1 en la figura 1), el sistema está en situación de acoplar el generador a la red eléctrica y comenzar la producción de electricidad. Sin embargo, esto no ocurre hasta que transcurre un tiempo de espera suficientemente largo, para evitar conexiones y desconexiones

110

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


innecesarias, que podrían ocurrir si existen oscilaciones en la velocidad del viento alrededor del valor mínimo necesario.

De la maniobra de conexión se encargan circuitos específicos de potencia, que permiten que ésta se realice de forma gradual, manteniendo la seguridad de todos los elementos. Esta operación puede durar algunos segundos (3-4 s).

• Funcionamiento a carga parcial

Si la velocidad del viento aumenta, también lo hará la potencia suministrada por el aerogenerador (zona 2 en la curva de potencia de la figura 5.1).Esto ocurrirá hasta que se alcance la velocidad a la que la máquina suministra la potencia nominal.

En esta zona, el cometido de todos los elementos del aerogenerador (en particular, de los sistemas de regulación y control, como se verá en lo sucesivo) es maximizar la captación de la energía mecánica del viento y, por lo tanto, la inyección de electricidad a la red.

• Funcionamiento a plena carga

Si el viento es suficientemente fuerte, el aerogenerador alcanzará la máxima potencia para la que todos sus subsistemas (generador, multiplicadora, rotor, etc.) están diseñados. En el caso del aerogenerador de la figura 1, esta potencia es de 2 MW. Si la velocidad del viento aumenta en esta situación, la máquina podría correr peligro, dado que dichos subsistemas estarían funcionando fuera de las especificaciones.

En esta zona (marcada como 3 en la figura 1), el aerogenerador debe estar preparado para disipar el exceso de energía mecánica que el viento transporta, asegurando que la potencia nominal no es sobrepasada. En consecuencia, la prioridad de los diferentes elementos es mantener la seguridad para el equipo sin reducir significativamente la potencia suministrada, dentro de lo posible.

• Desconexión del aerogenerador

Existen diversas situaciones en las que no es posible mantener la producción de energía en la máquina. En particular, así es en el caso de vientos demasiado intensos (temporales, huracanes, etc.). Normalmente, esto ocurre para velocidades por encima de 25 m/s (zona 4 en la figura 1). En estos casos, no queda más remedio que

111



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

desconectar el aerogenerador de la red, lo que se ha de realizar siguiendo una secuencia de maniobras muy controlada.

La secuencia comenzaría en el momento en el que el controlador recibe la señal de los anemómetros, que han detectado la presencia de vientos demasiado intensos. El autómata da la orden de desplegar los aerofrenos o de cambiar el ángulo de las palas hasta situarlas en oposición al viento (dependiendo de si el aerogenerador es de paso fijo o variable, como se comentará más adelante), reduciendo paulatinamente la velocidad. Al mismo tiempo, ordena la desconexión del generador y el accionamiento gradual del sistema de frenado mecánico, hasta llegar a la detección total

La desconexión del aerogenerador también se puede producir en situaciones especiales, como en paradas de emergencia o paradas manuales para realizar operaciones de mantenimiento.

En el primer caso, se trata de una respuesta ante un problema grave, no esperado, que los sensores del sistema de control detectan. Hay que recordar que las grandes turbinas eólicas trabajan aisladas durante largos periodos de tiempo, que son capaces de realizar autodiagnósticos y de comunicar en tiempo real a una unidad de control cualquier contratiempo.

En estos casos, además de los frenos aerodinámicos, se utiliza el sistema de frenado mecánico con toda su intensidad, desde el primer momento, cuando el peligro es detectado, ya que la prioridad absoluta es evitar un accidente, con posibles riesgos para los sistemas electro-mecánicos y para las personas que puedan deambular por la zona.

En el caso de una parada manual, es el personal de mantenimiento el responsable de dirigir la operación. Ésta se realiza normalmente en momentos de escaso viento para aprovechar al máximo el recurso eólico. Por ello, la parada es gradual, semejante a la de viento huracanado, pero con todo el peso recayendo en los sistemas aerodinámicos. El freno mecánico se utilizaría sólo para situar el aerogenerador en posición de parking.

De manera completamente análoga se realiza la parada debida a vientos muy débiles, cuando el aprovechamiento energético no es posible porque el rozamiento mecánico de la máquina se impone a la potencia del viento. La secuencia se inicia cuando el anemómetro detecta que la velocidad desciende por debajo del mínimo aprovechable.

112

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


IV. NECESIDAD DE LOS SISTEMAS DE REGULACIÓN Y CONTROL

Como se ha esquematizado en el anterior apartado, una máquina

eólica ha de trabajar sometida a una diversidad de condiciones de funcionamiento. En cada una de ellas, existen requisitos diferentes que se deben cumplir, para garantizar el funcionamiento óptimo. A bajas velocidades, prima la minimización de esfuerzos en los sistemas mecánicos y la ejecución eficaz y segura de la maniobra de conexión, a carga parcial el aprovechamiento máximo del recurso eólico y, a plena carga, la seguridad frente a vientos fuertes y el aprovechamiento de la máxima potencia del aerogenerador. Finalmente, en situaciones especiales, la ejecución segura de las maniobras de desconexión es el principal objetivo.

No hay que perder de vista que la razón última para que existan todas estas particularidades es el carácter aleatorio, impredecible y fuertemente cambiante del recurso energético, el viento.

Los sistemas de regulación y control aseguran que la turbina funciona correctamente en cada una de las situaciones anteriores. En particular, los sistemas de regulación de la velocidad de giro del rotor y los de control de potencia.

Los sistemas de regulación son los encargados de gestionar la velocidad de giro del rotor, de tal manera que el aprovechamiento energético del recurso eólico sea satisfactorio. Además, los sistemas más sofisticados, los de velocidad variable, tienen una importancia notable en la reducción del ruido aerodinámico, un factor de gran relevancia en determinados parques cercanos a núcleos de población, y en la minimización de la transmisión de esfuerzos al tren de potencia.

Los sistemas de control modifican la respuesta aerodinámica del rotor para conseguir mantener las condiciones de seguridad en todo momento. Además, también tienen cierta influencia en la producción energética y en la calidad de los parámetros eléctricos de la energía vertida a la red.

Todos estos aspectos se discutirán en detalle en los siguientes apartados.

113



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

V. CLASIFICACIÓN DE AEROGENERADORES EN CUANTO A SUS SISTEMAS DE REGULACIÓN Y CONTROL DE POTENCIA

Los aerogeneradores disponibles comercialmente en la actualidad

se pueden clasificar atendiendo al sistema empleado para regular la velocidad de giro del rotor y al sistema de control de la potencia suministrada por la máquina, de la siguiente manera.

• Clasificación de aerogeneradores en cuanto a sus

sistemas de control de potencia

En cuanto a los sistemas de control de potencia, se establecen dos grandes grupos:

- Aerogeneradores de paso fijo: en ellos, el ángulo que forma la

pala con respecto a la dirección del viento incidente es constante, independientemente de la velocidad de éste (y, por lo tanto, de la zona de funcionamiento dentro de la curva de potencia del aerogenerador).

- Aerogeneradores de paso variable: son máquinas que tienen la capacidad de cambiar la posición de las palas, girándolas a lo largo de su eje longitudinal, modificando así el ángulo de incidencia con respecto al viento, en función de la zona de funcionamiento. Por lo tanto, a cada velocidad del viento el ángulo de calado puede ser diferente, maximizando la eficiencia aerodinámica del rotor.

Dentro de éstos, existen máquinas que además pueden cambiar el ángulo de calado (o de “pitch”, estos aerogeneradores se denominan en inglés “pitch controlled”) de manera independiente para cada pala, lo que proporciona la mayor eficacia en el control aerodinámico.

• Clasificación de aerogeneradores en cuanto a sus

sistemas de regulación de velocidad

En cuanto a los sistemas de regulación de velocidad, se pueden establecer tres grandes grupos:

- Aerogeneradores de velocidad fija: en ellos, el rotor gira a velocidad constante, independientemente de la intensidad con la que sople el viento (lógicamente, por encima de la velocidad mínima para que la máquina puede funcionar).

114

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


- Aerogeneradores de dos velocidades: en estas máquinas, existen dos zonas diferenciadas de funcionamiento, correspondientes a dos rangos de velocidades del viento. En cada una de ellas, el rotor gira a velocidad constante, como si fuera un aero de la categoría anterior. Existe, por lo tanto, una intensidad del viento de transición, a la que se produce la conmutación entre una velocidad y otra.

- Aerogeneradores de velocidad variable: en estas turbinas, el rotor gira a velocidades diferentes, que son proporcionales a la velocidad del viento.

Actualmente, existe una gran variedad de turbinas eólicas

disponibles comercialmente, que van desde las sencillas máquinas de paso fijo y velocidad fija utilizadas en aplicaciones aisladas, hasta los grandes aerogeneradores de última generación en los que la velocidad del rotor es variable y el control del ángulo de paso es independiente para cada pala. Lógicamente, son estas últimas las que ofrecen unas mayores prestaciones, aunque también tienen una mayor complejidad, lo que se traduce en un coste también mayor y en la necesidad de operaciones de mantenimiento más exhaustivas.

Evidentemente, en cada instalación es necesario realizar un estudio pormenorizado de las necesidades de producción de energía, del recurso eólico disponible y de los aspectos económicos para valorar la elección del tipo de máquina, llegando al mejor compromiso en todos estos términos.

VI. SISTEMAS DE CONTROL DE POTENCIA EN AEROGENERADORES

Como se comentó anteriormente, estos sistemas tienen como

objetivo modificar la respuesta aerodinámica del rotor para conseguir mantener las condiciones de seguridad en todo momento, maximizar el aprovechamiento de la energía del viento y frenar aerodinámicamente el sistema en caso de avería.

Estos cometidos se llevan a cabo de manera sustancialmente diferente en aeros de paso fijo o en los de paso variable, como se describe a continuación. Se describe también alguna otra opción para el control de potencia.

115



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Aerogeneradores de paso fijo

En estas máquinas, el ángulo de inclinación de la pala con respecto al viento no puede ser modificado, dado que éstas no tienen la capacidad para girar a lo largo de su eje. Por ello, el control de la potencia máxima del generador en la zona de plena carga se ha de realizar de manera pasiva. Es decir, es el comportamiento aerodinámico de las palas el que debe cambiar de manera natural según la velocidad del viento, siendo menos eficiente a plena carga, para que la potencia no aumente por encima del valor nominal.

Esto es posible mediante el fenómeno de pérdida aerodinámica o de sustentación, conocido ampliamente desde hace décadas por su utilización en aviones. Este fenómeno se produce cuando, debido a una excesiva velocidad del viento, la fuerza que el rotor experimenta en la dirección ascendente disminuye bruscamente, reduciéndose de manera natural el par que aparece en el eje lento. Para entender esto es necesario detenerse algo más en la descripción de las fuerzas aerodinámicas sobre el rotor.

Figura 2: Perfil de una pala sometida a una corriente de aire, que circula a su alrededor de forma ordenada. Debido al diseño del perfil, la velocidad de la

corriente en la cara superior (el extradós) es mayor que la de la cara inferior (el intradós).

Fuente: BONUS ENERGY A/S, www.bonus.dk

La figura 2 muestra el perfil de una pala sometida a la acción de una corriente de aire, que fluye a su alrededor. Debido al diseño especial del perfil, la velocidad del aire que se desliza a lo largo de la superficie superior del ala (denominada extradós) es mayor que la del que lo hace por la superficie inferior (el intradós). Por ello, la presión

116

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


en la cara de arriba es menor que en la de abajo (se dice que existe una depresión en la parte superior). En consecuencia, aparece una fuerza de empuje hacia arriba que permite a la pala ascender en su movimiento de rotación, fuerza que se denomina “sustentación”.

La figura 3 muestra un diagrama de fuerzas en el perfil de una pala sometida a la circulación del viento. La fuerza resultante de esta acción, R, es perpendicular al perfil de la pala. Ejerce su acción sobre el llamado centro aerodinámico o de empuje de ésta. La componente de R en la dirección perpendicular al viento se denomina “sustentación” (S en la figura) y es la responsable del movimiento ascensional del rotor. La componente paralela al viento es llamada fuerza de “arrastre” y se opone al avance del rotor.

Por encima de cierta velocidad del viento, el flujo de aire de la cara superior comienza a estar sometido a fenómenos de turbulencias. Así, en lugar de mantenerse el movimiento ordenado de las diferentes capas de aire alrededor de la pala, en la parte superior empiezan a aparecer “remolinos”, disminuyendo la adherencia al perfil (figura 4).

Este fenómeno tiene como consecuencia el aumento de la presión en el extradós, que provoca una brusca pérdida en la sustentación que provocaba el aumento en la velocidad de giro del rotor.

La pérdida de sustentación a altas velocidades del viento se traduce en una disminución de potencia que lejos de ser perjudicial, protege al aerogenerador. De esta manera se impide que se pueda superar la potencia nominal, sobrecargando los elementos eléctricos y mecánicos, en particular, el generador y la multiplicadora.

v

Intradós

Extradós

R

A

S

v

Intradós

Extradós

R

A

S

Figura 4: Disminución de la adherencia en la cara

superior de la pala (extradós) debido a la

aparición de turbulencias por encima de una

determinada velocidad del viento.

Fuente: BONUS ENERGY A/S, www.bonus.dk

Figura3: diagrama de fuerzas en el perfil de una pala sometida a la

circulación del viento

117



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Características de los aerogeneradores de paso fijo

La principal ventaja de los aerogeneradores de paso fijo es su gran simplicidad mecánica, ya que no tienen partes móviles en las palas, rodamientos o engranajes para hacerlas girar, ni motores o dispositivos hidráulicos controlados por sofisticados sistemas electrónicos de control. Esta característica hace que el mantenimiento del rotor sea menos exigente. Además, son máquinas más baratas, por lo que se utilizan mayoritariamente en sistemas de potencia media y baja.

Por el contrario, tienen la desventaja de que el aprovechamiento de la energía del viento es menos eficiente en toda la curva de potencia con respecto a los aerogeneradores de paso variable, como se verá en los siguientes apartados. También tienen peor comportamiento en lo que se refiere a la exposición a cargas de viento, dado que la entrada en pérdida ocasiona vibraciones que hace que los elementos mecánicos (como la multiplicadora) hayan de ser reforzados.

Con palas de paso fijo, la maniobra de arranque de la máquina puede ser más complicada que con paso variable. Y es que el par de arranque necesario es mayor, por lo que en ocasiones se ha de utilizar el propio generador del aerogenerador como motor, para complementar al par generado por el viento en la maniobra.

De manera semejante, las maniobras de frenado también son más complicadas en estos aerogeneradores, puesto que no tienen la capacidad de orientar las palas con un ángulo desfavorable para la captación del viento, como con paso variable. Por ello, además del freno mecánico, estas turbinas eólicas incorporan aerofrenos, que asisten a aquél cuando es necesario.

• Aerogeneradores de paso variable

Como se comentó anteriormente, las máquinas de paso variable pueden cambiar la inclinación de las palas en función de la velocidad del viento, rotándolas alrededor de su eje longitudinal, y modificando las propiedades del perfil aerodinámico frente al viento incidente.

El cambio del ángulo de paso se realiza mediante un rodamiento en la base de la pala, que permite que ésta gire sobre su propio eje. El accionamiento para producir la fuerza necesaria para el giro se puede realizar mediante un sistema hidráulico o a través de un motor eléctrico (en ocasiones, se trata de un motor paso a paso, que sólo permite unas pocas posiciones, dependiendo de la velocidad del viento). El movimiento se realiza de manera gradual,

118

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


deliberadamente lenta, con el fin de reducir esfuerzos y evitar tensiones mecánicas en el mecanismo.

El sistema requiere de un conjunto de sensores, que determinan la posición real de las palas en cada momento, y de un sistema de control, que decide cuál será la posición en los momentos sucesivos, a partir de los datos medidos y de la velocidad del viento.

Además, es necesario habilitar un sistema de emergencia, que permita llevar a la pala a una posición de frenado, para detener el rotor, en el caso de que el sistema de cambio de paso falle. Esto se realiza mediante algún tipo de acumulador hidráulico o, en el caso de motores eléctricos, de una batería.

Lógicamente, todos estos sistemas aumentan significativamente la complejidad y el coste de las máquinas con respecto a aquellas de paso fijo. Por ello, sólo se suelen utilizar en aerogeneradores de gran tamaño, en los que las ventajas del paso variable, en particular en cuanto a la mayor producción de energía y a la seguridad adicional que proporciona, compensan la mayor inversión inicial.

Efectivamente, al cambiar el ángulo de paso, es posible reducir las cargas sobre las palas, limitando el par mecánico transmitido al eje del rotor y protegiendo el tren de potencia del aero. Esto permite un diseño más ligero de las palas y del resto de elementos mecánicos. Las cargas horizontales sobre el aerogenerador también se reducen, lo que permite utilizar una cimentación menos costosa.

En cuanto a la producción de energía, en el funcionamiento a carga parcial, las palas pueden girar hasta alcanzar el ángulo óptimo para maximizar la captación. Esto se traduce en que la curva de potencia en esta zona está “más llena”, la producción es algo mayor a cada velocidad. El rendimiento energético también es mayor en estos aerogeneradores porque las palas pueden estar diseñadas para optimizar la captación de energía, sin la restricción de tener que ser capaces de entrar en pérdida de manera controlada a altas velocidades.

Con respecto al funcionamiento a plena carga, en esta zona el sistema de control de la máquina comprueba varias veces por segundo la potencia generada. Cuando ésta alcanza un valor demasiado alto, este sistema de control envía una orden al mecanismo de cambio de paso, para que éste gire las palas del rotor ligeramente fuera del viento. Cuando la intensidad del viento baja, con la consecuente disminución de la potencia del aerogenerador, las palas pueden volver a girar en la dirección favorable a la captación.

119



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Este mecanismo se traduce en que, en la zona de plena carga de la curva de potencia, por encima de la velocidad nominal, la producción se mantiene constante. Es decir, se evita el característico descenso en la potencia de salida que se produce a plena carga en aeros de paso fijo, debido a la entrada en pérdida de las palas. Además, también se reducen las fluctuaciones en la potencia eléctrica vertida a la red, mejorando la calidad de ésta.

La figura 5 muestra las curvas de potencia de un aerogenerador de paso fijo y de otro de paso variable. Se pueden observar con claridad los efectos de girar el ángulo de calado de las palas en la producción de energía eléctrica, que es mayor en toda la curva en el caso del aerogenerador de paso variable.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 5 10 15 20 25

Velocidad (m/s)

Pote

nci

a (k

W)

Figura 5: Curvas de potencia de un aerogenerador de paso variable (línea

continua) y de otro de paso fijo (línea discontinua). Se puede observar la mayor potencia tanto a carga parcial como a plena carga en el caso del aero de paso

variable.

El cambio de ángulo de calado tiene también un papel muy

importante durante el arranque y el frenado del rotor. En la maniobra de arranque, el ángulo de paso de las palas se regula para maximizar el par (la posición de las palas puede cambiarse progresivamente de 90º a 0º). Esto se traduce en que el aerogenerador puede arrancar a velocidades inferiores del viento con respecto a máquinas de paso fijo.

En el caso de la maniobra de frenado, en el momento requerido, el controlador del sistema ordena que las palas se pongan a 90º, contribuyendo de manera muy eficiente a la disminución de la velocidad. Además, en caso necesario, el sistema de freno mecánico

120

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


también actuará, aunque de manera suave y gradual (salvo en momentos en que se requiera realizar una parada de emergencia).

Otra ventaja relevante del sistema de paso variable es la reducción del ruido aerodinámico del rotor. En particular, a altas velocidades del viento. Esta característica es especialmente interesante en parques situados cerca de zonas habitadas.

• Aerogeneradores de regulación activa por pérdida

aerodinámica

Existe una tercera opción a la hora de controlar la potencia de un aerogenerador, la denominada regulación activa por pérdida aerodinámica. Dicha opción tiene en común con la de cambio de paso que, en ambos sistemas, las palas pueden girar alrededor de su eje longitudinal.

De hecho, el comportamiento a carga parcial es semejante en ambos sistemas. Sin embargo, cuando el aero funciona a plena carga, en el caso de regulación activa por pérdida aerodinámica, las palas giran en la dirección contraria a la que lo haría una máquina de regulación por cambio de paso. De esta manera, se produce una mayor pérdida de sustentación, lo que permite disipar el exceso de energía del viento, evitando el aumento de la potencia por encima del valor nominal.

• Otros métodos de control de potencia

Existen otros métodos de control de potencia, aunque se utilizan menos frecuentemente que los ya descritos. Así, se han fabricado aerogeneradores que incorporan alerones en el rotor para controlar el giro, de manera semejante a como se realiza en las alas de los aviones.

En aerogeneradores pequeños, el rotor se puede situar en posición desfavorable para la máxima producción de energía, girándolo con respecto a la dirección perpendicular al viento. Este modo de regulación por desalineación tiene la desventaja de que provoca cargas variables en los elementos mecánicos, que pueden dañar toda la estructura de la máquina en el largo plazo.

121



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

VII. SISTEMAS DE REGULACIÓN DE VELOCIDAD EN AEROGENERADORES

Como se comentó anteriormente, los sistemas de regulación de la

velocidad de un aerogenerador son los responsables de establecer el régimen de giro del rotor en función de la velocidad del viento. Se describen a continuación las tres principales opciones utilizadas en las máquinas actuales.

• Aerogeneradores de velocidad fija

Las máquinas de velocidad fija se caracterizan por girar en régimen permanente a una velocidad prácticamente constante, independientemente de la velocidad del viento.

Sin embargo, tal y como se mostró en el tema anterior, existe una velocidad específica, λ (recuérdese que este parámetro se define como la velocidad de la punta de pala dividida por la velocidad del viento), para la que el rendimiento aerodinámico del generador es máximo. Esta es la λ óptima, λopt, y a esta velocidad específica el coeficiente de potencia, Cp, es máximo.

Por tanto, en aerogeneradores de velocidad fija, el rotor sólo estará en la zona óptima para una determinada velocidad del viento (ya que la velocidad de la punta de pala es fija y λ es el cociente entre ambas). El resto del tiempo, Cp será menor que el valor máximo, y el aero estará produciendo menos energía que la que podría suministrar variando la velocidad.

Esta es la razón por la que variar la velocidad del rotor con el viento, como se hace en las dos opciones comentadas a continuación, es ventajoso desde el punto de vista energético.

Sin embargo, como se mostrará a continuación, la ganancia en potencia en sistemas de velocidad variable no es demasiado importante. Por ello, desde este punto de vista, se podría discutir la utilización de esta opción, más sofisticada y costosa.

Donde sí existe una desventaja clara para los aerogeneradores de velocidad fija es en la producción de ruido aerodinámico, aspecto de gran relevancia, que en ocasiones puede primar sobre la posibilidad de generar algo más de energía.

En efecto, es bien conocido que el ruido aerodinámico de una turbina eólica aumenta con la velocidad de rotación, siendo proporcional a la quinta potencia de la velocidad de la punta de pala [va como (w·r)5].

122

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Por ello, en aerogeneradores de velocidad variable (o de dos velocidades), el ruido aerodinámico se puede reducir de manera considerable para vientos poco intensos, sin más que disminuir la velocidad de rotación del rotor. Precisamente, es en momentos de poco viento cuando el ruido aerodinámico puede ser más molesto, dado que el nivel de ruido ambiental de fondo es bajo y aquel procedente del rotor podría ser claramente audible.

Las ventajas de las máquinas de velocidad fija tienen que ver con la mayor simplicidad de sus sistemas eléctricos (el generador y los circuitos de acondicionamiento de potencia). En particular, no necesitan de sofisticados convertidores electrónicos de frecuencia (véase figura 6). Por ello, son sistemas muy robustos y fiables y su coste es menor que el de las máquinas de velocidad variable.

Multiplicadora G REDMultiplicadora G RED

Figura 6: Diagrama de bloques simplificado de un aerogenerador de velocidad fija. El generador se conecta a la red directamente, sin una etapa de conversión de

frecuencia intermedia.

Además, tienen la ventaja de que es muy poco probable que el

rotor gire a una velocidad que excite frecuencias mecánicas propias del aerogenerador, a la que se podrían propagar por toda la estructura oscilaciones importantes que podrían poner en peligro la seguridad y la durabilidad de todos los elementos del sistema.

Las principales desventajas de estos aerogeneradores tienen que ver con el menor grado de sofisticación de sus sistemas eléctricos. Así, no es posible en ellos modificar con precisión algunos parámetros fundamentales de la energía vertida a la red eléctrica, como el factor de potencia. El control del factor de potencia se realiza con la ayuda de baterías de condensadores, sistemas electromecánicos de complejo mantenimiento, o con ayuda de convertidores electrónicos que son sistemas que pueden encarecer el coste de la turbina eólica.

123



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Sistemas de velocidad variable

En aerogeneradores de velocidad variable, el rotor puede girar a diferente velocidad, adaptando el ritmo de manera proporcional a la intensidad del viento. De este modo, la velocidad específica se mantiene constante, igual al valor óptimo. Por ello, el coeficiente de potencia siempre está cercano al valor máximo. En consecuencia, la producción de energía también lo está.

Como se verá en apartados posteriores, al variar la velocidad del rotor también se cambia la frecuencia de la potencia eléctrica suministrada por el generador. Como la frecuencia de la tensión finalmente vertida a la red ha de ser igual al valor estándar (50 Hz en España), con esta opción es necesario incluir un convertidor de frecuencia a la salida del generador (figura 7). Este circuito electrónico es el responsable último de la sincronización entre la frecuencia del generador y la de la red.

Multiplicadora G REDMultiplicadora G RED

Figura 7: Diagrama de bloques simplificado de un aerogenerador de velocidad

variable. El generador se conecta a la red eléctrica mediante una etapa de conversión de frecuencia intermedia.

Como se comentó en el capítulo 4, existen aerogeneradores que incorporan generadores de baja velocidad, que pueden recibir directamente las velocidades de giro del eje lento (generadores multipolo). Esta configuración, que no necesita caja multiplicadora, se puede utilizar con velocidad variable, siempre que se utilice un convertidor de frecuencia a la salida (véase figura 8).

Algunas de las ventajas de las máquinas de velocidad variable ya han sido anteriormente citadas. En particular, la mayor producción de energía a bajas velocidades. Sin embargo, el bloque convertidor de frecuencia introduce sus propias pérdidas, que contrarrestan el mayor rendimiento aerodinámico. De hecho, en la práctica hay poca diferencia entre la eficiencia global con respecto a la de máquinas de dos velocidades.

124

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Por ello, parece claro que

las ventajas de la velocidad variable han de venir por otro lado. Una de las más importantes es la reducción de esfuerzos en el tren de

potencia, que es posible porque el cambio de velocidad del rotor ante variaciones bruscas del viento no es instantáneo. Por ello, el mismo rotor se comporta como un volante de inercia, suavizando los cambios bruscos en el par transmitido.

La velocidad variable también mejora el arranque del aerogenerador, que es más suave que con velocidad fija.

Sin embargo, es en el control de la energía eléctrica inyectada a la red donde estas máquinas presentan indiscutibles ventajas. La inclusión del bloque convertidor de frecuencia y de otros dispositivos electrónicos auxiliares permite controlar la inyección de potencia reactiva, modificando el factor de potencia en caso necesario. Esto se traduce en una mejor calidad de la potencia eléctrica generada.

En el otro lado de la balanza, se puede decir que las principales desventajas de la velocidad variable vienen del mayor coste, lo que se traduce en una mayor inversión inicial, y de la mayor complejidad. Y es que los sistemas más sofisticados pueden dar lugar a una mayor probabilidad de fallo y a un mayor coste de mantenimiento. Sin embargo, en la práctica, no se han observado diferencias significativas entre la disponibilidad de estas máquinas con respecto a otras tecnologías más sencillas.

• Aerogeneradores de dos velocidades

La tercera opción de regulación de la velocidad de giro del rotor es la de las maquinas de dos velocidades. En ellas, existe la posibilidad

Figura 8: Diagrama de bloques simplificado de un aerogenerador

de velocidad variable con generador multipolo de baja

velocidad. Con esta opción, no es necesario utilizar caja

multiplicadora. El generador se conecta a la red eléctrica mediante

una etapa de conversión de frecuencia intermedia.

G RED

125



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

de fijar el ritmo de giro a dos valores diferentes, una velocidad mayor a plena carga y otra menor para vientos menos intensos.

Por ello, la velocidad específica, λ, puede estar más próxima al valor óptimo que con velocidad fija, lo que se traduce en un mayor coeficiente de potencia y, consecuentemente, en una mayor producción eléctrica.

En aerogeneradores de paso fijo, la ganancia en potencia es muy escasa con este sistema. Esto es debido a que la velocidad máxima de rotación está limitada al valor de diseño para que la limitación de potencia por pérdida de sustentación pueda funcionar. Por ello, en la práctica, la ganancia energética se reduce a entre un 2 y un 3 % con respecto a velocidad fija. Aún así, el menor ruido aerodinámico hace que siga siendo interesante emplear esta opción.

La ganancia energética es mayor en aerogeneradores de dos velocidades y de paso variable, pudiendo incluso llegar al 10 %.

Existen diferentes maneras de implementar el cambio de velocidad. Así, es posible utilizar 2 generadores diferentes, cada uno de ellos con su propia frecuencia de operación (y, por lo tanto, con un número diferente de polos), y conmutar de uno a otro en el momento del cambio de velocidad. Otra opción es utilizar 2 generadores iguales conectados a dos ejes rápidos de velocidades diferentes.

Con la aparición de generadores de inducción con dos bobinados independientes, es posible cambiar el número de polos en un solo generador, sin más que conectar los bobinados entre sí en el momento necesario. Esta configuración permite reducir en parte uno de los grandes problemas de estos sistemas, que es el mayor coste debido a la utilización de los 2 generadores.

Figura 9: Diagrama de bloques simplificado de un aerogenerador de dos

velocidades. Se utilizan dos generadores, uno para cada velocidad, conectados a la red eléctrica sin etapa de conversión de frecuencia intermedia.

Multiplicadora RED

G1

G2

Multiplicadora RED

G1G1

G2G2

126

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Otra desventaja de los aerogeneradores de dos velocidades es que, durante la conexión de los generadores, en el cambio de velocidad, existen momentos en los que no hay producción de electricidad, lo que disminuye en parte la posible ganancia energética.

VIII. COMPARACIÓN DE CARACTERÍSTICAS DE AEROGENERADORES

En la tabla 1 se resumen las principales ventajas e inconvenientes de las diferentes configuraciones de aerogeneradores anteriormente descritas, clasificadas en base a sus sistemas de control de potencia y de regulación de la velocidad de giro.

Ventajas Inconvenientes

Paso Fijo - Simplicidad

- Bajo coste

- Peor rendimiento

- Palas pesadas

Paso

Variable - Mayor rendimiento

- Complejidad

- Coste

- Mantenimiento

Velocidad

Fija

- Sistemas eléctricos más simples

- Fiabilidad

- Baja probabilidad de excitar

frecuencias propias

- No necesita convertidor de

frecuencia

- Bajo coste

- Más ruido

- Menor rendimiento

Velocidad

Variable

- Reducción de esfuerzos

- Menos ruido

- Mayor calidad y estabilidad de la

potencia

- Arranque más suave

- Mayor rendimiento

- Complejidad

- Coste

Tabla 1: Resumen de las ventajas y los inconvenientes de las diferentes

configuraciones de máquinas eólicas, clasificadas en cuanto a su sistema de control de potencia y de regulación de velocidad.

127



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

IX. GENERADORES ELÉCTRICOS En los siguientes apartados, se describen los principales tipos de

generadores eléctricos utilizados habitualmente en aerogeneradores. Como paso previo, se exponen algunas ideas básicas sobre los fenómenos de inducción que hacen posible la generación de corrientes alternas en estos dispositivos que, como ya se comentó anteriormente, son los componentes principales de las instalaciones eléctricas de las máquinas eólicas. De ahí que se le preste especial atención en este tema.

Además, algunas de las características ya descritas para los sistemas de regulación de velocidad sólo se pueden entender en profundidad tras conocer el tipo de generador empleado en las máquinas.

• Producción de corrientes alternas mediante fenómenos de

inducción electromagnética

En la figura 10 se muestra el esquema de una espira de un material conductor girando alrededor de su eje en el seno de un campo magnético uniforme, B, con velocidad angular w.

N

S

NN

SS

Figura 10: Dibujo de una espira conductora girando en el seno de un campo magnético, B, con velocidad angular w.

El movimiento de giro provoca que el flujo magnético a través del

área de la espira varíe con el tiempo. Por ello, y de acuerdo con la ley de Faraday, aparecerá una fuerza electromotriz inducida en los extremos de la espira, de valor:

dtd BΦ

−=ε

El flujo magnético en la espira se puede calcular como:

128

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


wtSBSBB cos cos ==Φ θ

donde S es el área total de la espira. Se ha tenido en cuenta que el ángulo formado por ésta y el campo magnético se puede calcular a partir de la velocidad angular, θ=w·t.

Derivando la expresión para el flujo magnético con respecto al tiempo, se obtiene el valor de la fuerza electromotriz (f.e.m.) inducida:

tsSBdtd B en ωωε =Φ

−=

La expresión anterior muestra que la f.e.m. inducida es senoidal, con pulsación igual a la del movimiento de rotación que la origina y con amplitud proporcional a la propia pulsación, w, y al flujo magnético máximo, B·S.

Si en lugar de una espira, se hace girar un arrollamiento de N espiras en el mismo campo magnético, la f.e.m. inducida tendrá la expresión:

tsSNB en ωωε = Es decir, añadiendo más vueltas al conductor se consigue aumentar

la amplitud de la f.e.m. generada sin afectar con ello al valor de la pulsación de ésta.

• Generadores síncronos

El dispositivo descrito anteriormente es la base de lo que se denomina un generador síncrono o alternador. En éstos, la energía mecánica del movimiento del rotor (que así se denomina al elemento que gira) se transforma en energía eléctrica en forma de corriente alterna. Lógicamente, los alternadores reales son dispositivos más sofisticados, aunque el principio de funcionamiento sea el mismo.

En la mayoría de los alternadores, el campo magnético se crea mediante electroimanes, alimentados por corriente continua. Dicha corriente se denomina de excitación y tiene que ser suministrada desde el exterior.

129



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

En los generadores comerciales, es habitual hacer girar el devanado del electroimán, manteniendo quieto el de la bobina que recibe el campo magnético variable (figura 11). Esto es debido a que esta última suele ser bastante más pesada, ya que puede manejar grandes corrientes, mientras que las bobinas de los electroimanes pueden ser más ligeras (por ellas circula menos corriente). En consecuencia, en esta configuración, es el elemento fijo (denominado estator) el que se conecta al circuito receptor de la energía producida (la red eléctrica o el convertidor de frecuencia en el caso de un aerogenerador).

Los generadores utilizados en las turbinas eólicas son trifásicos, dado que la conexión a la red eléctrica española ha de ser trifásica (salvo para centrales productoras de electricidad de poca potencia). Un generador síncrono trifásico consta de 3 devanados iguales en el estator, situados de manera simétrica, formando un ángulo de 120º entre sí. En cada vuelta del rotor, los polos norte y sur pasan por los tres devanados, induciendo una tensión alterna en todos ellos. La frecuencia de la f.e.m. inducida coincide con la de giro del rotor, por lo que es igual en los tres devanados. Sin embargo, existe un desfase de 120º entre las fases, como corresponde a la tensión alterna trifásica, debido a la disposición de los devanados alrededor del rotor.

En un generador síncrono, si al estator se le aplica una tensión alterna, el rotor responderá girando, en un modo de funcionamiento completamente simétrico al de la generación de la f.e.m. Así, se puede decir que un motor de corriente alterna y un alternador son el mismo dispositivo, y el comportamiento en cada momento viene gobernado por la dirección del flujo de energía eléctrica.

Como se comentó anteriormente, en un alternador, la frecuencia de rotación del rotor (f, que es la pulsación dividida por 2·π) coincide con la frecuencia de la fuerza electromotriz generada. Dicha frecuencia se puede expresar en revoluciones por minuto (rpm, n), sin más que considerar que 1 herzio (Hz) es un ciclo por segundo:

60·fn =

Figura 11: Esquema simplificado de un generador síncrono o

alternador. El campo magnético variable es generado por un

electroimán que gira (rotor), y el inducido es un devanado sobre el que se extrae la corriente alterna

(estator).

N

S

AC

Estator Rotor

N

S

N

S

AC

Estator Rotor

130

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


En los generadores comerciales, en lugar de emplearse un electroimán, se emplean varios. En este caso, la frecuencia se puede expresar en función del número de revoluciones por minuto y del número de pares de polos (o de imanes, p), mediante la expresión:

60·pnf =

En la ecuación anterior, se puede

observar como aumentar el número de polos tiene el mismo efecto sobre la frecuencia que incrementar la velocidad de giro (n, en rpm). Esta propiedad es muy útil, puesto que hace posible reducir la velocidad de giro del rotor manteniendo la frecuenta de la f.e.m. generada, sin más que añadir más polos al generador. Por ejemplo, para una frecuencia de 50 Hz, la velocidad de giro será de 1.500 rpm (2 pares de polos), 1.000 rpm (3 pares) o 750 rpm (4 pares), véase tabla 2.

La mayoría de las turbinas eólicas incorporan generadores de 2 ó 3 pares de polos. Por lo tanto, la velocidad de giro del eje rápido será de 1.000 ó 1.500 rpm. Ésta es la razón de la necesidad de utilizar la caja multiplicadora, dado que el rotor gira a menos de 50 rpm.

Efectivamente, para poder eliminar la multiplicadora, el número de pares de polos del generador habría de ser mayor de 60 (véase tabla 2). Existen generadores de estas características, denominados multipolo, pero son más voluminosos y pesados, de ahí que no se utilicen mucho.

Aún así, los generadores multipolo se utilizan en sistemas de velocidad variable como los de la figura 8. Tienen la ventaja de que es posible eliminar la multiplicadora, como ya se comentó anteriormente.

• Ejemplo 1

Calcular el número de pares de polos que ha de tener un generador de una turbina eólica sin multiplicadora para que, cuando el rotor gire a 20 rpm, la frecuencia del generador sea de 50 Hz.

Solución

Despejando el número de pares de polos, p, en la ecuación para la frecuencia en función de la velocidad se obtiene:

Pares de polos

RPM

2 1.500 3 1.000 4 750 8 375 60 50

Tabla 2: Velocidad de giro, en revoluciones por minuto, para un generador síncrono, en función del número de pares de polos.

131



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

nfp ·60

=

Sustituyendo n= 20 rpm y f= 50 Hz,

15020

50·60==p

Es decir, el generador ha de tener 150 pares de polos para cumplir las condiciones del ejemplo 1.

• Generadores de corriente continua o dinamos

Mediante la modificación del sistema de extracción de la corriente de un generador de corriente alterna, es posible construir una dinamo, dispositivo generador de corriente continua. Así, si en el colector se incluyen anillos rozantes y escobillas, es posible cambiar el sentido de la corriente, de tal manera que ésta siempre salga por el mismo terminal. Se trata en definitiva de un sistema de rectificación de la f.e.m. de un alternador integrado en el propio dispositivo.

Las dinamos no se emplean en grandes aerogeneradores, que se conectan a la red eléctrica alterna trifásica. Y es que estos dispositivos necesitarían de un convertidor electrónico para obtener la corriente alterna necesaria (un inversor).

Por el contrario, los pequeños aerogeneradores utilizados en aplicaciones aisladas de la red pueden integrar generadores de corriente continua. Éstos son ideales para recargar directamente las baterías empleadas en sistemas aislados.

• Generadores asíncronos o de inducción

Los generadores asíncronos o de inducción son los más utilizados en las turbinas eólicas actuales. Aunque su funcionamiento está basado en los fenómenos de inducción electromagnética anteriormente descritos, estos dispositivos tienen diferencias importantes con los alternadores de la sección anterior.

La figura 12 muestra el dibujo de un generador asíncrono con rotor bobinado, una de las configuraciones existentes a nivel comercial. En ella, se pueden observar los bobinados del rotor y del estator, así

132

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


como el eje del generador y las escobillas utilizadas para excitar el rotor.

En estos generadores, los polos se sitúan en el estator; además, el campo magnético variable en el tiempo se obtiene debido al giro del rotor, alimentado a través de las escobillas. La f.e.m. generada se extrae mediante los terminales delestator, que están conectados a la red.

En un generador asíncrono, la frecuencia del campo magnético variable del estator y la del rotor no son exactamente iguales. Existe lo que se denomina deslizamiento, que es precisamente la característica diferenciadora con respecto a los generadores síncronos. El deslizamiento se define como la diferencia entre la frecuencia angular del estator, ws, y la del rotor, wr (en tanto por uno o por ciento):

s

rs

www

s−

=

Como en el caso de los alternadores, los generadores asíncronos pueden funcionar como motores. Esto ocurre cuando la velocidad del rotor es ligeramente menor que la del generador (deslizamiento positivo). En este caso, el dispositivo recibe energía eléctrica y suministra energía mecánica en forma de par rotor.

Por el contrario, cuando al rotor se le aplica un par mecánico para que gire a velocidades ligeramente por encima de la de sincronismo (que así se denomina a la velocidad de oscilación del campo magnético del estator), el generador produce una f.e.m. alterna, inyectando corriente a la red.

133



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Esto se muestra en la figura 13, en la que se presenta la potencia de un generador asíncrono en función del deslizamiento. Se utiliza, por convención, el signo negativo para la potencia suministrada por el dispositivo (en este caso, el deslizamiento es negativo, con el rotor girando más rápidamente que el campo magnético del estator), mientras que cuando éste recibe potencia, ésta se considera positiva (deslizamiento también positivo, el rotor gira a una velocidad ligeramente menor que la de sincronismo).

En el caso de la figura, se trata de un generador de 1 MW de potencia nominal (punto A). Se puede ver como, en ambos modos de funcionamiento, el deslizamiento es muy pequeño, menor del 10 %. De hecho, cuando el generador trabaja a su potencia nominal, 1 MW,

el deslizamiento es menor del 1 %.

Los aerogeneradores de velocidad fija suelen utilizar generadores de inducción. La configuración con rotor en jaula de ardilla (figura 14) es muy habitual en este caso, dado su bajo coste (éstos son muy similares a los motores de inducción convencionales comercializados para multitud de aplicaciones, por lo que de este modo se aprovechan los efectos de la economía de escala).

La velocidad de giro de estos aerogeneradores viene fijada por la frecuencia de la red eléctrica. El deslizamiento del rotor con respecto a la velocidad de sincronismo, lejos de ser un problema, es una característica muy deseable, dado que proporciona a la máquina cierta capacidad para absorber las oscilaciones bruscas del viento. De esta manera, se reducen las cargas violentas sobre la multiplicadora y se contribuye a minimizar las fluctuaciones en la potencia eléctrica inyectada a la red.

Figura 13: Potencia suministrada (o recibida) por un generador (motor) de inducción en función del deslizamiento. El

punto A corresponde al funcionamiento a potencia

nominal (1 MW en este caso). El signo negativo para la potencia corresponde al funcionamiento del dispositivo como generador, y el positivo al funcionamiento

como motor.

Generador

s(%)

Motor

Pote

nci

a (M

W)

Generador

s(%)

Motor

Pote

nci

a (M

W)

134

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Figura 14: Dibujo de un generador asíncrono con rotor en jaula de ardilla.

Fuente: www.tuveras.com

Los generadores asíncronos también se utilizan mucho en sistemas

de velocidad variable. En este caso, como ya se comentó anteriormente, es necesario utilizar un convertidor de frecuencia a la salida del rotor, con el fin de adaptar la frecuencia de la corriente inyectada a la de la red eléctrica.

Una de las desventajas de los generadores de inducción con respecto a los síncronos es su menor eficiencia. Además, presentan el inconveniente de demandar potencia reactiva de la red (necesaria para generar el campo magnético variable del estator), circunstancia que no se da en los alternadores. Sin embargo, la mayor simplicidad y su reducido coste hacen que los primeros sean los preferidos en la mayoría de las turbinas eólicas.

135



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

X. AEROGENERADORES ACTUALES

En los siguientes párrafos, se incluyen algunas ideas sobre los aerogeneradores utilizados actualmente. En particular, de aquellos que conformaban los parques eólicos españoles a finales del año 2008.

Se puede decir que el 100 % de los aerogeneradores instalados

en los parques eólicos españoles son máquinas de eje horizontal, con rotor tripala y con orientación activa a barlovento.

La gran mayoría de los aerogeneradores instalados en nuestro país en los últimos años son grandes máquinas, con potencia nominal entre 800 kW

y 3 MW (figura 15). En2008, las máquinas de 2000 KW fueron las más empleadas en los nuevos parques (suman el 52,2% de los nuevos aerogeneradores instalados), seguidas por las de 1500 kW(el 12,04 %) y las de 850kW (11,82%).

El tamaño medio de los aerogeneradores instalados en el mismo año era de 1,375 MW, tamaño similar al de los parques del año 2005 (figura 16). Este dato refleja cierta tendencia a la estabilización en la potencia de las máquinas, en valores alrededor de 1,5-2 MW.

Sin embargo, práctica-mente todos los fabricantes están desarrollando pro-totipos de 4 a 6 MW de potencia, que serán comercializados en breve, y

que se utilizarán masivamente en los parques offshore (si es que esta tecnología tiene la implantación que se prevé de cara a los próximos años).

Figura.16: Evolución del tamaño medio de los aerogeneradores instalados en España

en los últimos años. En el año 2008, el tamaño medio fue de 1.985 MW.

Fuente: Asociación Empresarial Eólica

Figura 15: Reparto de los aerogeneradores instalados en el año 2008 en los parques eólicos españoles

atendiendo a su potencia nominal. Fuente: Asociación Empresarial Eólica

136

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


El tamaño del rotor de las máquinas tipo de 1,4 MW está alrededor de los 70-80 m. Los valores típicos para dicho tamaño oscilan entre 50 y 125 m, para potencias que van de 800 kW hasta los 5 MW de los prototipos más grandes. En consecuencia, los valores para la altura de la torre, que suelen ser similares al diámetro del rotor, están también entre 50 y 125 m.

La figura 17 muestra el reparto por fabricantes de los aerogeneradores instalados en 2008 en España. Más de la mitad de dichas máquinas son de la compañía española Gamesa, el principal fabricante nacional, que también tiene una importante presencia en los mercados internacionales. Otros fabricantes con una implantación importante son Vestas, Alstom-Ecotecnia,Enercon y General Electric. Las españolas Acciona Wind Power y MTorres redujeron mucho su participación en 2008.

En cuanto a la tecnología empleada en estas máquinas, se puede decir que la mayoría de los grandes aerogeneradores emplean sistemas de regulación de velocidad variable y de control activo de potencia mediante paso variable. Algunas máquinas medianas emplean control de potencia por entrada en pérdida, de paso fijo, con rotor de velocidad variable. Sólo en aerogeneradores pequeños, los sistemas más simples de regulación de velocidad y control de potencia (paso y velocidad fijos) son empleados masivamente.

• Ejemplo 2

Las figuras 18 y 19 muestran algunas de las principales características del aerogenerador G90-2.0 MW del fabricante español Gamesa. Se incluyen las especificaciones del rotor, las palas y la torre y del generador eléctrico.

Figura 17: Reparto por fabricantes de los aerogeneradores instalados en 2008 en España.

Fuente: AEE

137



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Figura 18: Especificaciones del rotor, las palas y la torre del aerogenerador G90-2.0 MW del fabricante español Gamesa.

Fuente: www.gamesa.es

Se trata de una máquina con rotor de 90 m de diámetro, formado

por 3 palas de 44 m de longitud. La torre puede estar compuesta por entre 3 y 5 secciones, dependiendo de los requisitos del emplazamiento particular. Esto hace que la altura de la góndola pueda elegirse, entre 67 y 100 m. El peso del rotor, incluyendo el

138

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


buje y la góndola, es de 106 toneladas, y el de la torre entre 153 y 255 toneladas, dependiendo del número de secciones.

Figura 19: Especificaciones del generador para el aerogenerador G90-2.0 MW del fabricante español Gamesa. Fuente: www.gamesa.es

Se trata de una turbina de velocidad variable, entre 900 y 1900

rpm. La potencia nominal es de 2 MW, y la tensión del generador es de 690 V, el valor más habitual en grandes máquinas. Como corresponde a la red eléctrica española, la conexión es alterna trifásica a 50 Hz. El generador tiene 2 pares de polos, y su velocidad de giro a potencia nominal es de 1680 rpm.

Aunque no se incluye en las figuras 18 y 19, el fabricante anuncia que es una máquina de paso variable, con control de potencia activo. Esto también se aprecia en la curva de potencia del aerogenerador (figura 20), dado que la zona de plena carga es muy plana. En ella también se pueden ver las velocidades de arranque y corte, 3 y 21m/s respectivamente.

139



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Figura 20: Curva de potencia del aerogenerador G90-2.0 MW del fabricante español Gamesa. En ella, se pueden apreciar las velocidades de arranque y corte, 3

m/s y 21 m/s respectivamente. Fuente: www.gamesa.es

XI. PEQUEÑOS AEROGENERADORES: MINIEÓLICA Y SISTEMAS AISLADOS

Se exponen a continuación algunas consideraciones sobre las

aplicaciones denominadas de “minieólica”. Aunque no existe todavía en España una regulación específica para este tipo de instalaciones, se está trabajando en la actualidad en la asociación de productores de energías renovables, APPA, para desarrollar dicha normativa. Con este fin, se ha creado una sección propia en el seno de APPA. Todo apunta a que, en la nueva regulación, se definirá un sistema minieólico como aquel con las siguientes características:

• Potencia nominal menor que 100 kW.

• Con área de rotor menor que 300 m2.

• En el caso de sistemas con conexión a la red eléctrica, ésta ha de realizarse en baja tensión.

Una de las causas para que el sector pida una regulación propia es

que el coste de estos sistemas es mucho mayor que el de los grandes parques eólicos, para una potencia nominal dada. Sin embargo, las subvenciones a la venta de la electricidad producida (que se

140

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


describirán más adelante) son las mismas para todas las instalaciones, independientemente de su tamaño. Por ello, esta asociación pide que a la minieólica se le reconozca una entidad propia.

Así, APPA reclama un objetivo propio en el marco del plan de Energías Renovables 2005-2010 (véase tema 6), que podría fijarse en unos 50 MW instalados antes del final de la década, y la existencia de ayudas que permitan cumplir dichos objetivos. Entre otras, consideran que se podría otorgar un tratamiento especial a las instalaciones menores de 10 kW, para las que se pide una prima igual a la de las plantas fotovoltaicas.

Los pequeños aerogeneradores se utilizan habitualmente en sistemas aislados, para alimentar aplicaciones en zonas alejadas de la red eléctrica (véase tema 1). En este caso, se requiere de un método de almacenamiento de la energía producida, para lo que se utilizan baterías.

Figura 21: Esquema simplificado de un sistema aislado mixto eólico – fotovoltaico. Fuente: Jbornay aerogeneradores, www.bornay.com

Muchos sistemas minieólicos utilizan también paneles solares

fotovoltaicos (véase figura.21). De esta manera, el funcionamiento de estas instalaciones mixtas solar - eólica es más estable, garantizando una producción más continua y estabilizada, tanto en invierno como en verano.

141



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

La capacidad de carga de la batería debe elegirse en función del consumo estimado en la instalación y del tamaño del sistema generador. Se suelen elegir, como regla general, acumuladores con capacidad para que la instalación tenga una autonomía aproximada de 3 días.

En sistemas aislados, es necesario utilizar un regulador de carga, que controla el estado de la batería, protegiéndola frente a sobrecargas. Esto se consigue desconectando el aerogenerador o los paneles cuando éstas estén ya cargadas.

Si el consumo se realiza en alterna, o si el sistema está conectado a la red eléctrica, es necesario convertir la energía almacenada en la batería (que es continua). Esto se realiza añadiendo un inversor al sistema, que recibe la tensión de la batería (12, 24 ó 48 voltios, típicamente) y suministra corriente alterna a 230 V y 50 Hz.

Algunas instalaciones pueden requerir de un sistema auxiliar alimentado con gasóleo u otro tipo de combustible, como un grupo electrógeno. En este caso, se puede incorporar un cargador, para recargar la batería en periodos prolongados sin viento o sol.

Los aerogeneradores utilizados en sistemas minieólicos son realmente sencillos. Suelen tener rotores de dos o tres palas, y sistemas de control de velocidad fija y paso fijo. El generador es una dinamo de corriente continua, lo más adecuado para aplicaciones con

Tabla 3: Resumen de

características de algunos de los

aerogeneradores de la compañía JBornay, de la

serie Inclin, para sistemas

pequeños. Fuente: JBORNAY

142

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


baterías. La tabla 3 muestra las características de los equipos de la compañía JBornay, uno de los principales fabricantes de sistemas pequeños. En la actualidad estos modelos han sido modificados y mejorados cubriendo un rango de potencia desde los 600 hasta los 6000 vatios.

XII. RESUMEN Los sistemas de regulación y control juegan un papel esencial a la

hora de garantizar el correcto funcionamiento de un aerogenerador. Dichos sistemas cumplen diversas funciones, entre las que cabe destacar el control de la velocidad del rotor para maximizar la producción de energía y para garantizar la seguridad de la propia máquina, la reducción de cargas mecánicas, la minimización del ruido aerodinámico y la eliminación, en lo posible, de las oscilaciones en la potencia eléctrica vertida a la red, así como en la tensión y en la frecuencia de ésta.

Existe una gran variedad de soluciones para implementar los sistemas de regulación y control en aerogeneradores comerciales. En las máquinas más simples, el rotor gira a velocidad constante y el ángulo con el que las palas atacan el viento es fijo. Estos aerogeneradores son muy robustos y fiables, y su coste es menor que el de otras máquinas más sofisticadas. Sus principales desventajas son el menor rendimiento aerodinámico y que son más ruidosos.

La mayoría de las grandes máquinas utilizadas en la actualidad son de velocidad de giro variable y cambio de ángulo de paso. Estos aerogeneradores son más eficientes, menos ruidosos y proporcionan una mayor calidad y estabilidad en la potencia eléctrica vertida la red. En cuanto a las desventajas, son equipos más caros y con un mantenimiento más exigente.

El principal componente de los sistemas eléctricos de los aerogeneradores es el generador. Este dispositivo transforma la energía mecánica del movimiento del rotor en energía eléctrica en forma de corriente alterna.

Existe una gran variedad de generadores en el mercado, aunque los más utilizados en las grandes máquinas eólicas son los generadores asíncronos o de inducción. A pesar de tener una eficiencia algo menor que los generadores síncronos, su gran simplicidad y su bajo coste hacen que se utilicen masivamente en la actualidad.

149

TEMA 5. DESARROLLO DE PROYECTOS DE ENERGÍA EÓLICA


ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

I. INTRODUCCIÓN El objeto de los dos capítulos anteriores ha sido la descripción del

componente básico de los parques eólicos, los aerogeneradores. Y es que estas instalaciones no son otra cosa que agrupaciones de varias máquinas que comparten recursos, como instalaciones eléctricas, líneas de evacuación, infraestructuras de acceso (caminos, pistas forestales, etc.) y, en general, la gestión centralizada de las infraestructuras.

Los parques modernos, que tienen una potencia total de hasta 50 MW, son complejas plantas de producción de electricidad compuestas de varias decenas de aerogeneradores. Por ello, para su implantación, se requieren importantes inversiones, que pueden ascender a varias decenas de millones de euros.

El desarrollo de un parque eólico es una tarea realmente compleja, en la que se ponen en juego un sinfín de disciplinas que van desde la evaluación del recurso eólico, la ingeniería eléctrica, el análisis financiero y de negocio, los aspectos legales, la ingeniería civil, etc. Y es que, para que un parque eólico vea finalmente la luz, se han de cumplir toda una serie de requisitos que no sólo tienen que ver con los aspectos más técnicos o tecnológicos.

En este capítulo, se abordan algunos de estos temas, con especial énfasis en los conceptos relacionados con el diseño de los parques y en los aspectos administrativos, económicos y de negocio y legislativos. Los efectos medioambientales serán descritos con posterioridad y, con ello, se completará la visión global sobre las plantas eólicas que este libro pretende proporcionar.

Los datos incluidos en el capítulo sobre los aspectos económicos y de negocio provienen fundamentalmente del Anuario de la Asociación Empresarial Eólica 2009, que esta organización proporciona en su página web (www.aeeolica.org/) de manera libre.

150

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


II. OBJETIVOS DEL TEMA

• Describir los principales conceptos relacionados con el diseño de parques eólicos, incluyendo la selección de los emplazamientos, las principales configuraciones de los aerogeneradores y del equipamiento eléctrico utilizado en éstos.

• Proporcionar las ideas básicas sobre los aspectos económicos y de negocio de las instalaciones eólicas, necesarios para evaluar de manera precisa la rentabilidad de las inversiones en esta tecnología.

• Revisar la legislación específica que afecta a la producción de electricidad en instalaciones en régimen especial y, en particular, de los parques eólicos.

III. ESQUEMA DE UN PARQUE EÓLICO

La figura 1 muestra el esquema eléctrico simplificado de un parque eólico tipo. En él, se muestran dos hileras de aerogeneradores conectados mediante sus correspondientes interruptores a la red de media tensión del parque que, como se detallará con posterioridad, suele estar enterrada.

Cada aerogenerador tiene su propio transformador, normalmente ubicado a pie de torre, en el interior de ésta. El transformador eleva la tensión del generador (típicamente de 690 ó 1.000 V) hasta valores entre 20 y 30 kV, para su conexión a la red de media tensión.

Los aerogeneradores, transformadores y el resto de elementos eléctricos del parque están conectados entre sí mediante interruptores, tanto a la entrada como a la salida, lo que permite su desconexión individual. Esto es absolutamente necesario, para poder realizar el mantenimiento de cada uno de ellos de forma independiente y segura, sin parar la producción eléctrica del parque.

La evacuación de toda la energía generada en el parque se realiza a través de una línea de alta tensión, que se conecta a la red eléctrica de la compañía compradora de dicha electricidad. La conversión de media a alta tensión se realiza en la subestación de transformación del parque, en la que se ubica el transformador principal de media a alta.

151



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Red eléctrica

Alta tensión

Media tensión

Baja tensión

Red de media tensión

Evacuación en alta

Subestación

Aeros

TrafoAlta

Trafo baja

Figura 1: esquema simplificado de un parque eólico. En él, se puede ver la red de media tensión (subterránea en la gran mayoría de los parques) y la subestación de

transformación de media a alta. Tanto los aerogeneradores como los transformadores están conectados al resto de elementos mediante interruptores,

que permiten su desconexión individual.

IV. EL DESARROLLO DE UN PARQUE EÓLICO El desarrollo de un parque eólico requiere de una sucesión de

operaciones de muy diversa índole que transcurren desde el momento en que un posible emplazamiento es identificado hasta el momento en que comienza la venta de la electricidad generada a la compañía eléctrica correspondiente. Aunque la eólica es una tecnología caracterizada por necesitar de periodos relativamente cortos para su implantación (en comparación con las fuentes convencionales de suministro eléctrico), para el desarrollo de un determinado parque puede ser necesario un plazo de hasta cinco años, incluyendo todos los pasos descritos a continuación.

Un esquema simplificado del procedimiento para poner en marcha una central de producción eólica puede constar de los siguientes pasos:

• Selección del posible emplazamiento.

• Evaluación del recurso eólico.

152

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


• Análisis de la viabilidad económica del proyecto.

• Estudio de los efectos medioambientales.

• Diseño del parque y redacción del proyecto.

• Alquiler o adquisición de los terrenos.

• Tramitación del punto de conexión y evacuación.

• Tramitación de los permisos administrativos.

• Apertura de vías de acceso.

• Tramitación de los contratos de venta de la electricidad.

• Traslado y montaje de los equipos.

• Puesta en marcha y prueba de éstos.

Lógicamente, tras la puesta en marcha, el parque comienza su vida

útil, en la que inyecta energía a la red eléctrica. Tras este periodo, que puede prolongarse durante varias décadas (la vida útil de un aerogenerador actual está estimada en unos 20 años) el parque es desmantelado. Finalmente, se han de realizar tareas de restauración, para devolver al emplazamiento su aspecto original.

• Herramientas informáticas (software) para el diseño de

parques eólicos

Para llevar a cabo las distintas fases en el diseño de parque, son muy útiles las herramientas software de modelado y simulación. Por ejemplo, una de las más utilizadas es la denominada WAsP (siglas en inglés de Wind Atlas Analysis and Application Program).

WAsP es una aplicación informática para PCs que permite evaluar el recurso eólico en un determinado emplazamiento a partir de medidas de viento de estaciones meteorológicas cercanas. Con los resultados de la simulación, el programa puede generar mapas de viento de la zona en estudio. Además, incluye un sofisticado modelo teórico para simular el efecto del rozamiento con el suelo a través del coeficiente de rugosidad y también la influencia de los obstáculos en el viento disponible en las máquinas.

Otra funcionalidad de WAsP (y de otras herramientas semejantes disponibles comercialmente) es la estimación de la producción energética de un aerogenerador o de un determinado proyecto de parque, así como la eficiencia de generación de éstos.

153



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

La utilización de herramientas de simulación es particularmente útil en la llamada fase de diseño de detalle del parque (o de “micrositing”), en la que se determina con precisión la ubicación de las máquinas y del resto de elementos de la instalación.

V. SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO La selección de un posible emplazamiento comienza eligiendo una

determinada zona geográfica, que estará ubicada en una región caracterizada por su buena disponibilidad de recurso eólico. Estas áreas son bien conocidas, dado que existen mapas de viento muy exhaustivos, como ya se comentó anteriormente.

Lógicamente, el área elegida no debe tener características especiales de protección medioambiental, al estar catalogada como espacio protegido (parque natural, nacional o regional, ni como zona de especial protección para las aves, etc.). Tampoco tendrá ninguna otra restricción incompatible con la producción energética, del tipo urbanístico, o la presencia de zonas de seguridad, por la existencia de bases militares, aeropuertos, etc. La abundancia de patrimonio histórico artístico, monumental, arqueológico, etc., puede también constituir un impedimento a la hora de elegir una zona concreta.

Tras delimitar la zona geográfica, se acude a mapas topográficos, con el detalle preciso de las condiciones orográficas (en particular, de la altitud) para detectar emplazamientos concretos como candidatos para la ubicación del parque. Éstos son seleccionados entre los parajes elevados que presenten una orografía favorable. Es decir, sin pendientes excesivas y sin la presencia de accidentes geográficos que imposibiliten el acceso a la futura planta.

Es fundamental que exista infraestructura de evacuación de electricidad, en forma de líneas de alta tensión, cerca del emplazamiento en estudio. De lo contrario, el precio de extender el tendido eléctrico, en el caso de que ello sea posible, puede resultar prohibitivo.

Tras el estudio cartográfico preliminar, es obligado realizar una inspección más exhaustiva, sobre el terreno. En ésta, se analizan en detalle las posibles vías de acceso al parque, y la obra civil necesaria para la instalación de los aerogeneradores y el resto de equipos y para la infraestructura de evacuación eléctrica. No hay que olvidar que, durante el desarrollo del parque, será necesario utilizar enormes vehículos de transporte especial para llevar las palas, las secciones

154

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


tubulares de las torres, las góndolas, etc., a su ubicación definitiva. También se emplea en esta fase maquinaria pesada, como las enormes grúas que izan los rotores hasta su posición en lo alto de la torre.

Por ello, si finalmente el parque se lleva a cabo, será necesario crear una red de pistas que permitan un acceso seguro al parque y a sus instalaciones, incluso en condiciones meteorológicas desfavorables. Estos accesos habrán de ser suficientemente anchos y con radios de curvatura grandes, para permitir que los transportes especiales puedan girar.

Como ya se comentó en temas anteriores, antes de emprender la construcción de un parque eólico, es necesario llevar a cabo una campaña de medidas del recurso disponible en el emplazamiento en estudio. Dicha campaña ha de durar al menos 1 año. Además, es importante realizar también una campaña de medidas a largo plazo, durante por lo menos 15 años. Como se comentará en sucesivos apartados, el análisis económico de la viabilidad del parque utiliza como uno de los datos de entrada para los modelos de rentabilidad el de las horas equivalentes de funcionamiento para un hipotético parque en la zona. El resultado de este análisis es muy sensible a estos datos, por lo que se necesita un estudio riguroso previo del recurso eólico.

VI. CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE UN PARQUE EÓLICO Tras estudiar los efectos medioambientales del parque y su

viabilidad económica (estos aspectos serán tratados más adelante), el siguiente paso es el diseño de éste. Esta fase, en la que se realiza el proyecto de la instalación, es una de las más importantes, dado que de un buen diseño depende el correcto funcionamiento posterior del parque y su rentabilidad económica.

En la fase de diseño, se eligen los equipos a utilizar, la ubicación de los aerogeneradores en el parque, el trazado de la línea de media tensión y de la evacuación en alta, el emplazamiento de la subestación de transformación y muchos otros aspectos esenciales para el futuro funcionamiento de la central de producción de electricidad.

155



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Disposición de los aerogeneradores

La elección de la ubicación de las máquinas eólicas está condicionada por aspectos como la orografía, la situación de los accesos o de la línea de transporte hacia la que se va a evacuar la producción eléctrica.

Sin embargo, el factor más importante a la hora de elegir la ubicación de los aerogeneradores es la dirección de los vientos dominantes. Así, las máquinas se han de situar

siguiendo hileras perpendiculares a dicha dirección, dado que así es posible aprovechar al máximo el recurso eólico disponible. Sin embargo, esta disposición (que se muestra en las figuras 3 y 4) sólo es posible en terreno

llano. Cuando la orografía es complicada, como ocurre en muchos emplazamientos, es obligado realizar modificaciones al diseño ideal.

La figura 5 muestra la configuración en colinas alineadas, habitual en parques situados en emplazamientos con orografía complicada en los que las diferentes líneas de cumbres están orientadas en direcciones cercanas a la de perpendicularidad con la de los vientos dominantes. En este caso, las turbinas se sitúan agrupadas en plataformas, a las que se accede mediante los correspondientes caminos.

Figura 3: Disposición de los aerogeneradores en hileras paralelas, que a su vez se

alinean en dirección perpendicular a la del viento

dominante. Esta configuración, la más ventajosa desde el punto de vista de la captación eólica,

es posible en terreno llano.

Figura 6.4: Vista aérea de un parque eólico en el que los

aerogeneradores están dispuestos en hileras

paralelas.

Acceso principal al parque

Dirección predominante

del viento

Camino de acceso a los

aerogeneradores

Aerogeneradores

156

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5



Plataformas de acceso a las máquinas

Acceso plataformas

Dirección predominante del viento

Figura 5: Disposición de los aerogeneradores en colinas alineadas en la dirección

perpendicular a la de los vientos dominantes.

Existe una tercera opción bastante habitual en zonas montañosas,

la de colinas agrupadas, utilizada cuando las líneas de cumbres no están alineadas. La figura 6 muestra dicha configuración.

Lógicamente, existen emplazamientos en los que no es posible utilizar ninguna de las configuraciones anteriores, dado lo complicado de la orografía. En estos casos, si el análisis económico demuestra que el parque puede ser rentable, los aerogeneradores habrán de ubicarse atendiendo a las particularidades orográficas del emplazamiento en cuestión, siempre intentando acercarse en lo posible a los esquemas descritos anteriormente.

157



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5


Dirección predominante del viento

Figura 6: Disposición de los aerogeneradores en colinas agrupadas en la dirección perpendicular a la de los vientos dominantes.

• El efecto de las estelas en la distancia entre las turbinas

eólicas

Un parámetro fundamental en el diseño de un parque eólico es el de la distancia entre los aerogeneradores. Así, sería deseable situar las máquinas suficientemente juntas, para aprovechar al máximo el terreno en zonas muy ventosas. Además, disminuir la distancia también permite reducir las pérdidas eléctricas en las líneas de media tensión, así como el coste del cableado.

Sin embargo, el viento procedente de un aerogenerador tiene menos velocidad que a la entrada de éste, al ceder su energía para la producción de electricidad. Además, la corriente de aire de salida suele presentar turbulencias, que pueden tener una influencia adversa en las máquinas, al poner en riesgo su seguridad. Por ello, es indispensable mantener una distancia mínima, para que la estela de cada aerogenerador no tenga una influencia apreciable en aquellos que estén situados detrás, preservando así tanto las condiciones de seguridad como de máxima producción de energía.

El efecto de las estelas es bastante más importante en la dirección del viento dominante que en la dirección perpendicular a ésta. Por ello, la distancia mínima a guardar ha de ser mayor en el primer caso. Como norma general, se suele tomar un margen de seguridad de entre 5 y 9 diámetros de rotor en la dirección del viento dominante, y de 3 a 5 diámetros en la dirección perpendicular, como

158

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


muestra la figura 7. En cualquier caso, en cada emplazamiento hay que realizar una valoración particular, para sopesar las ventajas e inconvenientes de elegir una distancia mayor o menor.

Dirección predominante

3-5

5-9

Figura 7: La separación entre aerogeneradores ha de respetar la distancia mínima para que el efecto de las estelas no sea significativo. Como norma general, se suele tomar una distancia de entre 5 y 9 diámetros de rotor en la dirección del viento dominante, y de 3 a 5 diámetros en la dirección perpendicular.

• Equipamiento de media y alta tensión: línea de media y

subestación

Como se comentó anteriormente, la producción de electricidad en los aerogeneradores se realiza en baja tensión y la evacuación hacia la red eléctrica de la compañía compradora se realiza en alta (figura 8). Por ello, es necesario llevar a cabo una doble conversión: de baja a media, en los transformadores ubicados al pie de las máquinas, y de media a alta tensión, en la subestación del propio parque.

Entre la salida del transformador de baja de los aerogeneradores y el de alta en la subestación discurre la línea de media tensión del parque. El trazado ésta y su disposición (enterrada o en línea aérea) son aspectos de diseño que tienen cierta relevancia.

Con respecto al trazado, las líneas se disponen paralelas a los caminos de acceso a los aerogeneradores, siguiendo trayectorias tan rectilíneas como sea posible. De esta manera, se minimizan las pérdidas eléctricas, que pueden ser apreciables en tendidos muy largos.

La disposición más habitual es la de la línea enterrada, dado que, frente a la configuración aérea, tiene las ventajas del menor impacto

159



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

paisajístico y medioambiental (al disminuir los posibles daños a la avifauna). Además, con líneas subterráneas se reduce el riego en las operaciones de mantenimiento de los aerogeneradores, que en ocasiones requieren del uso de grúas, que podrían encontrar el obstáculo de las líneas aéreas.

La canalización se suele realizar a una profundidad de un metro, aproximadamente. La línea puede ir directamente enterrada o ser conducida a través de tubos. Cada una de estas configuraciones tiene sus ventajas y sus inconvenientes.

La canalización directamente enterrada, sobre lecho de arena, tiene las ventajas de su mejor disipación del calor, lo que permite mantener más baja la temperatura de los conductores, disminuyendo las pérdidas de carga. Con respecto a la canalización bajo tubo, proporciona una mayor protección mecánica y frente a la humedad. Sin embargo, presenta el inconveniente de la mayor dificultad de extracción de los conductores, dado que se pueden dilatar y contraer, aumentando la presión sobre el entubado. Además, para realizar el tendido en esta configuración es necesario utilizar arquetas intermedias, que se suelen ubicar cada 25 m, aproximadamente.

Como ya se comentó, la conversión a alta tensión se realiza en la subestación de transformación del parque, en la que se ubica el transformador principal (figura 9). La tensión de salida de éste (la de evacuación en alta) suele ser de 132 ó 220 kV en los parques actuales, siendo mayor en los más grandes. También hay bastantes parques con evacuación a 66 kV.

Figura 8: Red de alta tensión, a la que se conecta la línea de evacuación de un

parque eólico.

160

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


En cuanto a la situación de la subestación, ésta debe estar situada en un punto del emplazamiento adecuado. Así, desde el punto de vista eléctrico, la ubicación óptima sería aquella que permita que las filas de aerogeneradores que lleguen a ella estén equilibradas. Es decir, que cada hilera tenga un número semejante de turbinas conectadas y que la longitud de las mismas sea parecida.

La ubicación también ha de tener en consideración

la situación del punto de conexión con la red eléctrica, dado que es necesario realizar el tendido de la línea aérea de alta tensión desde el parque hasta dicho punto. Así, la subestación ha de estar situada en un punto que permita una mejor ejecución de la misma y que, a su vez, facilite el trazado de la línea subterránea de media.

VII. ASPECTOS ECONÓMICOS Y DE NEGOCIO DE UN PARQUE EÓLICO

El análisis de la viabilidad económica de un proyecto se realiza en

la tercera fase del desarrollo de un parque eólico, tras la selección del emplazamiento y la evaluación del recurso eólico. La rentabilidad de un parque depende de numerosos factores, siendo los más importantes la inversión inicial para realizar todas las fases en el desarrollo de la planta y su puesta en marcha, los costes de explotación durante toda su vida útil, los costes financieros, el número equivalente de horas de viento que haya en el emplazamiento y el precio de venta del kilovatio-hora de la electricidad inyectada a la red.

Estimando todos los costes e ingresos, es posible predecir la posible rentabilidad del proyecto y, a partir de este cálculo, tomar una decisión acerca de su puesta en marcha.

Figura 9: Subestación de transformación de un parque eólico. En la foto, es posible observar el transformador que realiza la

conversión de media a alta tensión.

161



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

• Estimación del coste de inversión de un parque eólico

El coste de inversión de un parque eólico incluye todos los desembolsos que hay que realizar para desarrollar completamente la instalación, incluyendo la compra de los equipos, la construcción del propio parque y todos los conceptos relacionados con la parte burocrática y legal.

La figura 10 muestra el peso que estos factores tienen en el coste de inversión total, en promedio, según los datos suministrados por la Asociación Empresarial Eólica. Se puede observar como los aerogeneradores son, de largo, la principal inversión, dado que suponen casi las tres cuartas partes del coste total (el 74 %, o unos 850.000 euros por cada megavatio). Este concepto incluye el coste del propio transformador de baja tensión, dado que suele estar a pie de torre, dentro del aerogenerador.

La siguiente partida en cuanto a su peso en el coste total es la del equipo eléctrico y de conexión a la red. Este es el responsable del 12 % de la inversión. Aquí se incluye el precio de la subestación principal, incluyendo el transformador o transformadores de alta y el resto de los equipos y sistemas de ésta, las líneas de evacuación y el pago de los derechos de conexión a la red.

La obra civil necesaria para la implantación del parque es la responsable del 9 % del coste total de inversión. En este apartado se incluye la realización de los accesos al parque, la adecuación de los terrenos, las cimentaciones y plataformas de los aerogeneradores, etc.

Todas las partidas anteriormente mencionadas cubren el 95 % de la inversión inicial. El restante 5 % contempla las inversiones en los equipos de control del parque, en las torres meteorológicas y en otros componentes y el montante de la parte burocrática y legal, incluyendo costes de tramitación, los permisos y licencias, la gestión de los terrenos donde se ubica el parque, gastos de financiación y promoción, etc.

Figura 10: Distribución de los

costes de inversión de un parque eólico.

Fuente: Asociación

Empresarial Eólica

162

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Sumadas todas las partidas, se estima que el coste total de inversión de un parque asciende a algo más de 1,1 M € por cada megavatio instalado. Si bien este coste es superior al de otras tecnologías convencionales (las grandes centrales térmicas y nucleares), existen estudios recientes que muestran que el viento puede competir con éstas si se tienen en cuenta sus costes externos. Entre éstos, los efectos de la contaminación atmosférica y de la gestión de los residuos radiactivos y los accidentes nucleares, que no se incluyen en los precios de la electricidad. Si estos costes se contabilizaran, el precio de la energía producida en las centrales térmicas de carbón o petróleo se doblaría y el de las plantas de gas aumentaría en un 30 % aproximadamente.

A lo largo de las últimas décadas, el coste de inversión de la energía eólica se ha reducido drásticamente. Entre las causas para este abaratamiento, cabe destacar el aumento del tamaño de los aerogeneradores, la impresionante evolución tecnológica de éstos (una máquina actual es capaz de producir 180 veces más de electricidad cada año que las viejas turbinas), y los efectos de las economías de escala y la estandarización de los componentes.

En los últimos años la tendencia de reducción de costes no ha continuado debido a que la industria eólica ha pasado por un “cuello de botella”. La creciente demanda de aerogeneradores y sus componentes ha sobrepasado la capacidad de producción de los fabricantes. Cuando esto sucede, los precios tienden a subir como han subido. El acero, material principal de un aerogenerador, era escaso en el mercado mundial. Una de las principales causas fue la enorme demanda de países como la India y China.

En la figura 11 se muestra cual era la evolución esperada de los costes desde 2006 a 2010.

Figura 11: evolución esperada

de los costes de inversión hasta el final de la década, en miles de euros por MW instalado


e Intermoney

163



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Si bien esta evolución de costes se ha cumplido, la crisis financiera mundial y las trabas regulatorias españolas (tratadas en el próximo apartado) han provocado una caída temporal de la demanda. El “cuello de botella” que afectaba la industria se ha superado por lo que se prevé que la tendencia de los costes vuelva a ser decreciente a partir del año 2009 y 2010.

Por último, se debe agregar que los modernos sistemas de electrónicos de control que incorporan las turbinas actuales y que permiten mejorar significativamente su integración en la red, requieren de un desembolso que incide en el precio final de los equipos.

• Costes de explotación y mantenimiento

Durante la explotación comercial de un parque eólico, es necesario desembolsar cantidades significativas de dinero para permitir el normal funcionamiento de la instalación. Estos gastos incluyen los salarios del personal del parque, el propio consumo eléctrico, de agua o de combustible en las instalaciones o vehículos de éste y el llamado coste de gestión. En esta última partida, se incluyen conceptos como los cánones por la utilización del terreno, el mantenimiento de los equipos, el pago de pólizas de seguros y de impuestos, los gastos de administración, las auditorías, etc.

Como en cualquier tipo de inversión, la estimación del coste de operación y mantenimiento de un parque eólico es esencial a la hora de valorar la viabilidad de un proyecto de este tipo.

Figura 12: Distribución de los costes de operación y mantenimiento de un parque eólico en el año .2009


164

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


La figura 12 muestra como se distribuyen todos estos conceptos en el coste total de operación y mantenimiento de una planta eólica. Se puede ver como más de la mitad del gasto (el 58 %) corresponde operación y mantenimiento. El pago de seguros e impuestos, que acapara el 23% del total, seguido por los costes de gestión y administración (8 % del total).

Especial atención merece las partida del coste del mantenimiento de los equipos y las instalaciones, responsable del 6 %.

Con respecto a los cánones por el alquiler del terreno, no hay que perder de vista que estos sitios suelen ser propiedad de los municipios o de particulares. Por ello, los promotores de un parque eólico han de negociar con los dueños la cesión de las parcelas para la explotación eólica durante el tiempo de vida de ésta. Si dicha negociación llega a buen puerto, el arrendador percibirá un canon por cada año de alquiler.

Según el Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (IDAE), en nuestro país, ese canon suele estar entre el 1 y el 15 % del valor de la energía vendida a la red, con un promedio del 3,5 %. La gran variabilidad de estos costes tiene que ver con la diferente disponibilidad de recurso eólico en los terrenos y con la voluntad negociadora de las partes implicadas.

La percepción de este canon de alquiler en muchas zonas rurales de España está teniendo un importante efecto económico en estas áreas, que pueden tener pocos recursos disponibles para su desarrollo. Además, como ya se comentó, el arrendamiento de los terrenos no supone que éstos no puedan seguir explotándose para otras actividades, como la ganadería o la agricultura.

La partida de mantenimiento de los equipos e instalaciones tiene especial interés por su gran variabilidad a lo largo de la vida útil del parque y por su creciente peso en el coste de explotación de éste.

Como ocurre con los costes de inversión, no se espera que los gastos de operación y mantenimiento de la tecnología eólica disminuyan en los próximos años. Esto se puede ver en la figura 13, que muestra la evolución esperada de estos gastos del 2005 al 2010.

165



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Figura 13: Evolución esperada de los costes de operación y mantenimiento hasta el final de la década, en miles de euros por MWh producido.

Fuente: Asociación Empresarial Eólica e Intermoney

La razón para este incremento se debe a la escasez ya comentada

de los componentes de las máquinas y debido a la elevada demanda, que hace que la sustitución de piezas en las operaciones de mantenimiento sea más cara. Además, la parte de gestión de las plantas también se está encareciendo, así como los cánones de alquiler de terrenos y las autorizaciones administrativas.

Aunque se espera que a partir del 2010 la tendencia se invierta. La menor demanda en España y el aumento de eficiencia de las empresas de mantenimiento son unas de las causas por las que se espera una disminución sostenida en este tipo de costes.

• Evolución de las horas de funcionamiento equivalentes

en el parque eólico

La rentabilidad final de una explotación de energía eólica depende fuertemente del valor total de la energía eléctrica inyectada y vendida a la compañía compradora. Y es que los ingresos finales percibidos por el dueño de la instalación son directamente proporcionales a los kilovatios·/ hora producidos por ésta.

La electricidad inyectada en la red depende de las características del parque (en particular, de la potencia total instalada) y del número de horas equivalentes de viento del emplazamiento en cuestión a lo largo de toda su vida útil.

Los parques eólicos de nuestro país tienen, en promedio, un número de horas equivalentes de funcionamiento algo por debajo de las 2.100 (2085 horas en 2008). Este valor es algo menor que el año anterior debido principalmente a que el 2008 no ha sido particularmente ventoso. Sin embargo, como se muestra en la figura 14, la variación en las horas de funcionamiento no sólo está causada

166

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


por la meteorología, sino que es debido a que los nuevos parques instalados se ubican en los emplazamientos que van quedando libres, que en general no disponen de recursos eólicos tan abundantes como los que explotan los parques más antiguos.

Figura 6.14: Evolución anual de las horas equivalentes de funcionamiento en los parques eólicos españoles a lo largo de los últimos años.

Fuente: Asociación Empresarial Eólica y Red Eléctrica

La evolución esperada para los próximos años sigue esta tónica de reducción en la productividad de las instalaciones. Esto se puede ver en la figura 15, que muestra las horas equivalentes de funcionamiento previstas hasta el final de la década. La tendencia a la disminución se mantiene hasta entonces, para cuando se prevé que los nuevos parques puedan funcionar en promedio algo más de 2.000 horas.

Figura 15: Evolución de las horas equivalentes de funcionamiento esperadas en los parques eólicos desde 2007 hasta el final de esta década


167



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

El efecto de la disminución en la productividad de los parques sobre la rentabilidad de las inversiones es muy considerable. Esto es debido a que los aerogeneradores utilizados en los nuevos emplazamientos, con menos recursos eólicos, han de ser más grandes y más sofisticados, para maximizar en lo posible la captación del viento. Por ello, su precio también es mayor, así como los costes de inversión.

En consecuencia, la rentabilidad de los parques eólicos tiende a disminuir en el corto plazo. En el medio plazo, será la evolución de la tecnología, de las materias primas, de la demanda de máquinas y, por último, de las subvenciones a la producción, la que marcará la rentabilidad obtenida en las inversiones.

• El precio de venta del kilovatio/hora eléctrico generado en explotaciones eólicas

Lógicamente, la rentabilidad de una instalación eólica depende fuertemente del precio de venta del kilovatio/hora eléctrico generado. Dicho precio, a su vez, es función de la modalidad elegida por el dueño de la instalación para vender la energía producida.

En efecto, la legislación vigente en la actualidad en nuestro país (que será descrita con posterioridad) permite a los productores de energías renovables vender la electricidad acogiéndose dos posibles modalidades: la opción a mercado y la opción a tarifa regulada. En ambos casos, el vendedor percibe un precio muy ventajoso con respecto a otras fuentes de energía no renovables, dado que el estado se encarga de incentivar la producción de las fuentes limpias mediante el sistema de tarifas subvencionadas.

Todos los parques con puesta en marcha anterior a enero de 2008, están sometidos al esquema retributivo que fija el RD436/04. Este esquema es el que se describe a continuación, para justificar los datos de rentabilidad del histórico de los parques españoles.

Los parques con fecha de puesta en marcha posterior al 1 de enero de 2008 están regidos por el esquema retributivo del Real Decreto 661 de 2007, que será descrito con posterioridad.

En los parques con puesta en marcha anterior a 2008, en el caso de opción a mercado, el dueño de la instalación vendía la producción directamente en el mercado eléctrico, percibiendo el precio de éste (que, por lo tanto, está sometido a importantes fluctuaciones, al estar sujeto a la ley de la oferta y la demanda). Además, también recibe un incentivo por participar en el mercado, más una prima y unos complementos, que depende de la calidad de la energía vertida a la

168

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


red. De hecho, son estos tres conceptos los que garantizan que el precio final sea muy ventajoso con respecto a las tecnologías convencionales.

En el caso de la venta a tarifa regulada (modalidad que también se denomina de venta a distribuidora), el productor recibe un precio fijo, que se calcula como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia (TEM). Dicho porcentaje es del 80 o el 90 %, dependiendo de la potencia de la instalación y depende del año en el que la instalación eólica comenzó a funcionar.

Además del precio fijo vinculado a la TEM, en esta opción, los productores también perciben un complemento en función de la calidad de la electricidad vendida (de la energía reactiva inyectada).

La gran mayoría de los parques eólicos españoles han optado en los últimos tiempos por vender la electricidad al mercado, frente a la opción de venta a distribuidora. Así, sólo el 9 % de las instalaciones optan por esta segunda opción, debido a que el precio final percibido es significativamente menor.

En efecto, en 2008, el precio medio final percibido por los parques en la opción de mercado fue de 85,94 euros por cada MWh, de los cuales 64,43 euros corresponden al precio del mercado, 21,51 euros a la prima y el incentivo y el resto a los demás complementos (figura 16).

Figura 16: Remuneración de la energía eólica año 2008 en la opción de venta a mercado. Fuente: Asociación Empresarial Eólica

Por el contrario, en la opción de venta a tarifa regulada, el precio

medio percibido fue de 75,68 euros

169



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Hay que decir que la tarifa media de referencia desapareció a partir de enero de 2007, debido a que la legislación europea lo exige para armonizar las diferentes normas del continente.

• Financiación de instalaciones eólicas: programas de

subvención

La financiación de los parques eólicos es un aspecto fundamental a la hora de hacer frente a un proyecto. En primer lugar, porque los gastos de inversión son realmente importantes, como ya se detalló en apartados anteriores: para hacer frente a un proyecto de este tipo, es necesario poner sobre la mesa más de un millón de euros por cada megavatio instalado. Así, un pequeño parque eólico de 5 megavatios requiere una inversión de casi 6 millones de euros (mil millones de las antiguas pesetas).

En la práctica, los promotores de proyectos de energía eólica pueden acudir a los mercados financieros para hacer frente a los costes de inversión, siendo posible conseguir recursos ajenos por valor de un 75 % de dichos costes (Project Finance). El plazo de evolución habitual es de hasta 12 años, un periodo considerable para proyectos con una vida útil de unos 20 años.

El tipo de referencia empleado suele ser el Euribor (el habitual para préstamos hipotecarios) y un diferencial que suele rondar el 1,5 %. El tipo de interés final a aplicar a mediados de 2007 era de algo más del 6 %. Actualmente el Euribor es mucho menor, pero el acceso al crédito se ha restringido debido a la crisis financiera.

En el caso de la energía eólica, hay que decir que sólo las pequeñas instalaciones solían recibir subvenciones a la instalación, en forma de ayudas a fondo perdido o de créditos con condiciones muy favorables. Los parques eólicos no pueden percibir este tipo de subvenciones que, por otro lado, no suponen cantidades significativas en comparación con los elevados costes de inversión de las grandes plantas.

• La rentabilidad estimada de los parques eólicos

Con todos estos ingredientes, es posible estimar la rentabilidad de una inversión en un parque eólico. Este ejercicio ha sido realizado por diversos organismos, como la Asociación Empresarial Eólica, el Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético o el Ministerio de Industria. A continuación se incluye un resumen de los resultados de estos estudios, que también se muestran sintetizados en la tabla 2.

170

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


La AEE, la asociación empresarial del sector en España, ha realizado diversas estimaciones de la Tasa Interna de Retorno (TIR) de un parque tipo, en función del momento en que la instalación fuera puesta en marcha.

Así, para parques con implantación anterior a 2004, y para el periodo de funcionamiento entre 2003 y 2006, APPA estimó en su momento que la TIR media podría ascender al 8,64 %. Este valor fue publicado por la mencionada asociación a partir de un análisis exhaustivo de todos los factores que intervienen en la rentabilidad de las instalaciones eólicas, ya descritos anteriormente.

Para instalaciones puestas en marcha con posterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto 436 de 2004, APPA ha estimado una rentabilidad del 8,5 % para la opción de remuneración a tarifa regulada, mientras que en el caso de opción a mercado, la rentabilidad ascendería al 10,94 %.

Fuente Remuneración TIR

Anterior RD 436 8,64%

RD 436, regulada 8,50% AEE

RD 436, mercado 10,94%

IDAE RD 436, regulada 7%

RD 661, regulada 7% Gobierno

RD 661, mercado 5-9%

Tabla 2: Rentabilidad de los parque eólicos (medida en base a su Tasa Interna de Retorno) en función del marco tarifario que les corresponda según el año de puesta en marcha y de la opción de venta elegida (tarifa regulada o venta a distribuidora).

El IDAE, en su Manual sobre Energía Eólica, estimaba que la TIR

después de impuestos para proyectos de energía eólica sin financiación externa asciende, en promedio, a un 7 %. Este dato es válido para tarifa regulada, suponiendo unas 2.350 horas anuales equivalentes, y una evolución en los gastos de explotación con el IPC (que estima en un 2,5 % anual). El aumento de la tarifa eléctrica media (TEM) se estimaba en un 1.4 % anual.

Por último, para parques con puesta en marcha posterior a la entrada en vigor del Real Decreto 661 de 2007, que se describe a continuación, el Gobierno ha estimado que la rentabilidad estará en un promedio del 7

171



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

% en caso de optar por la remuneración a la distribuidora, y una TIR entre el 5 % y el 9% si se opta por la opción a mercado.

La Tasa Interna de Retorno se ha vista reducida en 2009 y 2010 a partir de las restricciones crediticias provocadas por la crisis financiera. No es tan fácil acceder a créditos estilo “Project Finance” que financiaban gran parte de los proyectos, por la que la tasa de rendimiento es menor.

VIII. LEGISLACIÓN ESPECÍFICA DE LAS INSTALACIONES EÓLICAS

Una de las razones para el crecimiento sostenido de las energías

renovables en España y, en particular, de la eólica, es el marco legislativo existente desde hace unos años. Por ello, algunas de las principales normas que regulan el sector en nuestro país serán descritas con brevedad en este apartado. En particular, el Plan de Energías Renovables 2005-2010, el Real Decreto 436 de 2004 y el Real Decreto 661 de 2007. En los anexos II y III se incluye el texto completo de estos dos reales decretos.

• El Plan de Energías Renovables 2005 – 2010

El Plan de Energías Renovables 2005-2010 (PER) es la transposición de una directiva europea que establece que, antes del final de 2010, el 12 % de toda la energía consumida en la Unión Europea (UE) debe tener origen renovable. Además, dicha norma también establece que el 5,75 % de los combustibles de automoción han de provenir de los biocombustibles; es decir, de sustitutos de la gasolina y el diésel procedentes de la biomasa (restos vegetales y cultivos energéticos procedentes de la agricultura tradicional o de especies desarrolladas expresamente para su aprovechamiento energético).

Objetivos del Plan de Energías

Renovables 2005-2010 Energía Primaria 12%

Energía Eléctrica 29,4%

Biocombustibles en el transporte 5,75%

Tabla 3: Objetivos del plan de energías renovables 2005-2010, expresados en

tanto por ciento sobre el total del consumo.

172

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


En el caso particular de nuestro país, con la entrada en vigor del

PER, estos objetivos se traducen en que, al final de la década, el 29.4 % de la energía eléctrica habrá de provenir de tecnologías renovables (véase tabla 3).

El PER también asignaba un reparto de estos objetivos por tecnologías, como se muestra en la tabla.4. Así, para la energía eólica establecía que, al final de la década, la potencia total instalada habría de alcanzar los 20 GW, frente a los 10 GW que había en el país en el momento en el que el plan entró en vigor. Para la solar fotovoltaica, el objetivo es de 400 MW (había 38 en 2005) y para la solar térmica 4.900.000 metros cuadrados en colectores (o lo que es lo mismo, 3,43 GWth, frente a los 850.000 m2 de 2005).

Objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010 por

tecnologías

Objetivo 2010 Estado 2005

Eólica 20 GW 10 GW

Solar Fotovoltaica 400 MW 38 MW

Solar Termoeléctrica 500 MW 0 MW

Solar Térmica 4,9 millones m2 0,85 millones m2

Tabla 4: Objetivos, por tecnologías, del plan de energías renovables 2005-2010.

Se incluye también el estado de las instalaciones para cada tecnología en el momento en que el plan se aprobó.

El cumplimento de los objetivos del PER para cada tecnología ha

sido muy desigual, según las estadísticas que las diferentes asociaciones del sector proporcionan. En el caso de la energía solar fotovoltaica el objetivo fue ampliamente superado, en un 1000%, gracias a las primas atractivas que gozaban hasta la aparición del RD 1578/2008 que las restringió. La termoeléctrica cumplirá su objetivo en breve, en el caso de la energía solar térmica y los biocombustibles no ocurre lo mismo, dado el gran retraso existente al comienzo del plan. La solar térmica ha sido afectada por la prácticamente interrupción total de construcciones nuevas que eran obligadas a tener este tipo de instalaciones. Los biocombustibles han sufrido de la importación masiva que hacían las empresas para cumplir con los objetivos. De esta forma la producción y desarrollo local se ha visto paralizada.

173



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Según los datos de la Asociación Empresarial Eólica, la energía del viento podría acercarse al objetivo de los 20 GW. Esto se puede observar el la figura 18, que muestra la evolución de la potencia instalada en los últimos años, el objetivo del PER y la potencia prevista para el final de la década, A fines del 2009 se superaron los 19 GW, por lo que el objetivo del PER será cumplido sin problemas.

Figura 18: Evolución de la potencia instalada en los últimos años y objetivo de PER

2010 (20 GW) previsto en 2007. Fuente: Asociación Empresarial Eólica

Los objetivos en materia de política energética de la Unión Europea

fueron revisados y actualizados a principios de 2007. Los países de la Unión debatieron los nuevos objetivos, acordando que el 20 % del consumo en 2020 proceda de fuentes renovables (véase tabla 6.5). Además, se fijó un objetivo para los biocombustibles, que habrán de cubrir el 10 % de las necesidades en automoción. Finalmente, también se estableció la estrategia a seguir en lo que respecta a las emisiones contaminantes, que habrán de reducirse en un 20 % con respecto a los niveles de 1990, y al consumo de energía global, que tendrá que disminuir también en un 20 %.

Como consecuencia de estos nuevos objetivos, que son vinculantes para todos los países de la Unión, el gobierno español actualizó su política energética, con un nuevo plan de energías renovables en el año 2008.

723

1415

2365 3530 5026 6169 84

60

1001

1

1158

6

1510

4

1668

9

1914

9

2155

1800

0

0

5000

10000

15000

20000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 PER2010

174

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Objetivos Unión Europea 2020

Reducción consumo energía 20%

Reducción Emisiones contaminantes 20%

Energías Renovables 20%

Biocombustibles en el transporte 10%

Tabla 5: Objetivos de la política energética común de la Unión Europea para el año

2020, en lo que respecta a la reducción del consumo de energía y de emisiones contaminantes y a la contribución de las energías renovables y los biocombustibles

al consumo total.

• El Real Decreto 436 de marzo de 2004 (RD436/04)

El Real Decreto 436/04 es quizá la iniciativa legislativa que más repercusión ha tenido en el sector de las energías renovables en los últimos tiempos. El 436, firmado el 12 de marzo de 2004, unifica toda la normativa en lo que se refiere a la producción de energía eléctrica en régimen especial. Es decir, de aquellas centrales con una potencia inferior a 50 MW que utilicen energías renovables o residuos y también las que empleen procesos de cogeneración.

En cuanto al procedimiento en sí para que una instalación se acoja al régimen especial, el primer paso es solicitar ante el organismo competente de la comunidad autónoma su inclusión en una de las categorías o subgrupos que el 436 establece. Estas se muestran en la tabla 6. Dentro de la categoría b, en las que se encuentran las energías renovables (salvo algunas plantas de aprovechamiento de residuos), aparece la energía eólica, en el grupo b.2.

Esta clasificación es importante porque el régimen económico de las instalaciones que el 436 establece depende del grupo en el que una central determinada se inscriba.

175



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

a- Autoproductores, incluyendo cogeneración y plantas que empleen residuos industriales

b- Energías renovables b.1: Energía solar b.2: Energía Eólica b.3: Geotérmicas y otras b.4 y b.5: energía hidráulica b.6, b.7 y b.8: biomasa

c- Residuos agrícolas, ganaderos y de servicios, incluyendo lodos

d- Tratamiento de otros residuos de otro valor energético

Tabla 6: Categorías establecidas por el RD436/04 a la hora de inscribir una central

de producción de energía eléctrica en el régimen especial.

Para solicitar la inscripción, los propietarios de la instalación debían

realizar una evaluación cuantitativa de la energía eléctrica que va a ser inyectada en la red. Después, se procedía a la presentación de la solicitud acompañada de toda la documentación acreditativa de los requisitos necesarios para la inclusión en el grupo correspondiente.

Para la inscripción definitiva, el titular de la instalación suscribía un contrato tipo con la empresa distribuidora de la electricidad, según el modelo establecido por la Dirección General de Política Energética y Minas, con una duración mínima de cinco años. Dicho contrato determinaba las relaciones técnicas y económicas entre ambas partes.

Sin embargo, si hay un aspecto en el que el RD436/04 ha tenido una importancia capital en el desarrollo de la energía eólica, ese ha sido el del régimen económico de estas instalaciones. Y es que los expertos coinciden en que la principal aportación de este decreto fue instaurar de forma clara y estable las condiciones necesarias para vender a un precio subvencionado energía de origen renovable y cogeneración.

En efecto, el 436 dictamina que las instalaciones eólicas (y el resto de las renovables) tienen garantizada de por vida la compra de toda su producción y que tienen acceso prioritario a las redes de suministro eléctrico. Además, como ya se comentó anteriormente, el 436 establece un sistema de primas para incentivar la producción de energía eléctrica a partir de estas fuentes, haciéndolas atractivas para la inversión. El sistema de primas se actualiza cada 4 años para nuevas instalaciones, con el objeto de tomar en consideración los posibles abaratamientos de las diferentes tecnologías, pero respetando las primas de instalaciones ya en marcha.

176

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


• El Real Decreto 661 de mayo de 2007 (RD661/07)

El Real Decreto 661 de 2007 modifica el régimen económico y jurídico que regula el régimen especial vigente hasta ese momento, al derogar el Real Decreto 436/2004 y cualquier otra disposición de igual o inferior rango en lo que se oponga a la nueva norma.

Según el propio Gobierno, el fin del RD661/07 es mejorar la retribución de aquellas tecnologías menos maduras, como la biomasa y la solar térmica (que, como se expuso anteriormente, no estaban creciendo al ritmo esperado), para así poder alcanzar los objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010.

La modificación del esquema retributivo mantiene los dos mecanismos básicos, la opción a tarifa regulada y la opción de mercado. Sin embargo, en ambos casos se producen modificaciones importantes en la forma de calcular el valor final a percibir.

En el caso de la energía eólica, en la primera opción, el precio a percibir queda desligado de la tarifa eléctrica media o de referencia (que desaparece, como se comentó anteriormente). La actualización anual de la retribución quedaba ligada al índice de precios al consumo (IPC), a partir del valor que el RD 661 establece, que es de 7,3 céntimos de euro por kWh. Por lo demás, se mantenía la estructura básica de su regulación.

La opción de venta al mercado es la que contiene novedades más importantes. Así, las instalaciones que la elijan, recibirán un precio final que tendrá que estar delimitado por una banda. Dicha banda tendrá un valor de precio máximo, por encima del cual las instalaciones no cobrarán prima, y otro de precio mínimo, a partir del que no podrán descender los ingresos. Este mecanismo se denomina de cap and floor, en inglés, y está pensado para proteger al productor ante un hundimiento del mercado y para evitar al sistema eléctrico costes desproporcionados.

La tabla 7 muestra el esquema retributivo para la energía eólica en ambas opciones, la de tarifa regulada y la de mercado. En esta última, se percibe el precio de éste más la prima de referencia, que es de 2,93 céntimos de euro por kWh. Los límites superior e inferior de la banda son de 8,5 y 7,1 céntimos de euro. Tras los primeros 20 años, la prima desaparece, y las instalaciones perciben el precio de mercado.

177



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

Tabla 7: Esquema retributivo que el RD661/07 establece para la energía eólica, con el valor de la tarifa regulada (opción de venta a distribuidora) y de la prima a percibir (opción a mercado). También se incluyen los valores máximo y mínimo de

la banda en esta última opción.

El 661 también prevé que las tarifas se revisen cada 4 años,

teniendo en cuenta el cumplimiento de los objetivos fijados y los nuevos costes de cada tecnología. Sin embargo, las revisiones futuras no afectan a las instalaciones ya puestas en marcha, para garantizar la estabilidad en el sector.

De hecho, el 661 no tiene carácter retroactivo, ya que las instalaciones que se pusieron en marcha antes del 1 de enero de 2008 podrán mantenerse acogidas a la regulación anterior (el RD 436/04) en la opción de tarifa fija durante toda su vida útil. En la opción de mercado, podrán mantener la prima anterior hasta el 31 de diciembre de 2012. Voluntariamente, estas instalaciones pueden optar por acogerse al RD 661/07 desde su publicación.

Desde el punto de vista técnico, el principal aspecto que contempla el RD 661/07 es el del comportamiento de los parques eólicos ante caídas de tensión, en lo que coloquialmente se denomina “huecos de tensión”.

Tensión

1

0,2

0,5 1 Tiempo (s)

Comienzo

0,8 0,95

0 15

despeje de la falta

duración de la falta

Tensión

1

0,2

0,5 1 Tiempo (s)

Comienzo

0,8 0,95

0 15

despeje de la falta

duración de la falta

Figura 19: Esquema simplificado de un hueco de tensión, en el que se muestra su duración y profundidad.

178

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


Se dice que en un determinado punto de la red aparece un hueco de tensión cuando se produce una caída repentina en la tensión de una o más fases por debajo del límite establecido, que es del 90 %. La tensión se recupera al cabo de un tiempo, que oscila entre 10 ms y varios segundos (véase figura 19).

Desde un punto de vista técnico, hay que distinguir entre huecos y cortes breves de tensión. Estos últimos son caídas totales en la tensión (se dice que la profundidad del 100 %) de las tres fases durante un tiempo superior a 10 ms e inferior a un minuto.

Las causas más frecuentes de los huecos de tensión son las faltas de red, que se producen cuando ésta es incapaz de suministrar toda la potencia que el consumo en un momento determinado requiere, o cuando sobreviene algún tipo de accidente en las líneas de alta tensión.

Los huecos de tensión pueden tener una influencia muy negativa sobre los sistemas eléctricos de los aerogeneradores, especialmente en máquinas antiguas. Así, pueden producir anomalías en los sistemas de regulación de velocidad en las turbinas de velocidad variable y calentamientos en las etapas de electrónica de potencia de éstas.

Debido a estos efectos perniciosos, la legislación antigua (en particular, la Orden Ministerial 2225 de 1985, en la cual se fijaban las protecciones de los parques eólicos) obligaba a los parques eólicos a desconectarse de la red cuando se producía un hueco de tensión. Sin embargo, de esta manera, la desconexión de los aerogeneradores contribuía a agravar la falta en la red, al interrumpir su suministro eléctrico.

Con la entrada en vigor del RD 661/07, las nuevas instalaciones eólicas han de ser capaces de mantenerse conectadas a la red ante caídas de tensión, contribuyendo a la resolución del problema y a la estabilidad y seguridad del sistema.

Para ello, los parques han de cumplir las disposiciones del procedimiento de operación P.O. 12.3 “Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas”, aprobado en la resolución del 4 de octubre de 2006 de la Secretaría General de Energía.

Lógicamente, la capacidad de una turbina de soportar un hueco de tensión tiene que ver con el nivel tecnológico de sus sistemas eléctricos y de control. Sólo máquinas diseñadas y fabricadas para poder cumplir este requisito podrán hacerlo y ello implicará una mayor complejidad y, consecuentemente, un mayor coste.

179



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

El 661 contempla que los parques que sean capaces de adaptarse a esta nueva exigencia tendrán derecho a percibir un complemento durante 5 años. Este complemento será de 0,38 céntimos de euro por Kwh y está destinado a facilitar la adaptación los sistemas eléctricos de los parques antiguos.

• Real Decreto 6 del 30 de abril de 2009 (RD 6/2009)

Este Real decreto crea un registro de preasignación que exige el

cumplimiento de una serie de requisitos previos a la inscripción de un proyecto eólico en el régimen especial. Entre estos nuevos requisitos: disponer de autorizaciones y permisos necesarios, poder demostrar una financiación de al menos el 50% de la inversión y disponer de contratos de suministro de equipos de al menos el 50% del valor total de la instalación. Además, deberá depositarse un nuevo aval de 20€ por kW.

Este registro de preasignación para las energías renovables habría sido decretado para evitar que se superen los objetivos establecidos en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 (PER).

Así como otros Reales Decretos han impulsado el desarrollo de la industria eólica en España, el RD 6/2009 ha supuesto un freno en la promoción de nuevos proyectos. La tasa de crecimiento será mucho menor a partir del 2009. Actualmente las distintas asociaciones de la industria eólica se encuentran negociando con el gobierno para la modificación de este Real Decreto, para así poder volver a la senda de crecimiento necesario para cumplir los objetivos del año 2020 y para que España continúe siendo puntera mundial en energía eólica.

• Otras normas que afectan a la generación en plantas de

producción de energías renovables

Además de los reales decretos y otras normas ya citadas en los párrafos anteriores, existe más legislación que afecta a la producción de electricidad en plantas de energías renovables y, en general, a las centrales eléctricas. Algunas de ellas se enumeran a continuación.

- Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. BOE

número 285 de 28 de noviembre de 1997.

- Ley 50/1998, de 30 de diciembre, de Medidas Fiscales Administrativas, y del Orden Social. BOE número 313 de 31 de diciembre de 1998. Modifica la Ley 54/97 del Sector Eléctrico.

180

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


- Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. BOE número 310 de 27 de diciembre de 1997.

- Orden de 29 de diciembre de 1997, por la que se desarrollan algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. BOE número 313 de 31 de diciembre de 1997.

- Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. BOE Número 312 de 30 de diciembre de 1998.

-Real Decreto 1578/2008 por el que se asignan cupos trimestrales para la construcción de instalaciones fotovoltaicas, además de la modificación hacia la baja de las primas.

IX. RESUMEN Un parque eólico es una central de producción de energía eléctrica

compuesta por varias máquinas que comparten recursos, como instalaciones eléctricas, líneas de evacuación, infraestructuras de acceso (caminos, pistas forestales, etc.) y, en general, la gestión centralizada de las infraestructuras.

Los parques modernos, con potencias totales de hasta 50 MW, son complejas plantas compuestas de varias decenas de aerogeneradores. Por ello, su desarrollo es una tarea realmente compleja en la que se ponen en juego disciplinas como la evaluación del recurso eólico, la ingeniería eléctrica, el análisis financiero y de negocio, los aspectos legales o la ingeniería civil.

La utilización de software de simulación es especialmente útil en la llamada fase de diseño de detalle del parque (o de “micrositing”), en la que se determina con precisión la ubicación de las máquinas y del resto de elementos de la instalación.

De especial importancia en la fase de diseño son aspectos como la ubicación de los aerogeneradores en el parque, el trazado de la línea de media tensión y de la evacuación en alta y el emplazamiento de la subestación de transformación.

El factor más importante a la hora de elegir la ubicación de los aerogeneradores es la dirección de los vientos dominantes. Las máquinas se han de situar siguiendo hileras perpendiculares a dicha

181



ENERGÍA EÓLICA

MEERR_2_5

dirección, dado que así es posible aprovechar al máximo el recurso eólico disponible. Esta disposición sólo es posible en terreno llano. Cuando la orografía es complicada, se recurre a la configuración en colinas alineadas o agrupadas, o a variaciones sobre éstas.

Es indispensable mantener una distancia mínima entre máquinas, para que la estela de cada una no tenga una influencia apreciable en aquellas situadas detrás. Por ello, la distancia mínima a guardar ha de ser de entre 5 a 9 diámetros de rotor en la dirección del viento dominante y de 3 a 5 diámetros en la dirección perpendicular.

El trazado de la línea de media tensión suele realizarse paralelo a los caminos de acceso a los aerogeneradores, siguiendo trayectorias tan rectilíneas como sea posible. De esta manera, se minimizan las pérdidas eléctricas, que pueden ser apreciables en tendidos muy largos. La disposición más habitual es la de la línea enterrada, dado que, frente a la configuración aérea, tiene las ventajas del menor impacto paisajístico y medioambiental.

El análisis de la viabilidad económica de un proyecto se realiza en la tercera fase del desarrollo de un parque eólico, tras la selección del emplazamiento y la evaluación del recurso eólico. La rentabilidad de un parque depende de factores, como la inversión inicial, los costes de explotación, los costes financieros, el número equivalente de horas de viento en el emplazamiento y el precio de venta del kilovatio-hora de la electricidad inyectada a la red.

Estimando todos estos costes, es posible predecir la posible rentabilidad del proyecto y, a partir de este cálculo, tomar una decisión acerca de su puesta en marcha.

Con el marco legislativo vigente en la actualidad, que establece la cuantía de la remuneración a la electricidad inyectada en las redes de suministro por instalaciones eólicas (en particular, el RD 661/07), la rentabilidad promedio de éstas está alrededor del 7 % en caso de optar por la remuneración a la distribuidora y entre el 5 % y el 9 % si se opta por la opción a mercado. Para parques con implantación anterior a este real decreto (y, en general, aquellos con puesta en marcha anterior a 2008), el marco regulador a considerar es el del RD 436/04, que permite rentabilidades algo mayores, superiores al 10 % en el caso de la tarifa a mercado.

Esta rentabilidad está muy influenciada por los elevados costes de inversión de la tecnología eólica, que se estiman en algo más de 1.100.000 € por cada megavatio instalado y, también, por los importantes costes de explotación. Estas dos partidas están teniendo una evolución al alza significativa en los últimos años, por lo que se

182

ENERGÍA EÓLICA


MEERR_2_5


espera que la rentabilidad en el corto plazo pudiera disminuir. Otro factor que podría acentuar esta tendencia es la disminución de las horas de viento equivalentes en los emplazamientos de los futuros parques, con menos recursos eólicos que los que se explotaron anteriormente.

A partir del 2009 un cambio del marco regulatorio, con el RD 6/2009, y la restricción del acceso al crédito provocaron una disminución en la cantidad de nuevos proyectos. Se cumplirá con el objetivo del Plan de Energías Renovables 2005-2010 pero la tasa de crecimiento del sector eólico será verá temporalmente disminuida.

A pesar de esto, la internacionalización de las compañías privadas del sector y la recuperación económica en el corto-medio plazo permitirá al sector obtener tasas de crecimientos propios de una tecnología madura y consistente.

eerr 5 tomo eólica

Documents