3. caracterÍsticas tÉcnicas de los parques eÓlicos

FRANCISCO DE BORJA GARCÍA BARRIOS 15

Estrategias de programación diaria y operación horaria en el mercado de la electricidad de un parque eólico dotado de un sistema acumulador de energía

Características técnicas de los parques eólicos


3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS PARQUES EÓLICOS

En este capítulo se describirán las características técnicas básicas de los parques eólicos

convencionales.

En primer lugar se tratará sobre los distintos elementos que componen un aerogenerador, los

tipos de aerogeneradores que existen en función de distintos parámetros, y las bases físicas que

posibilitan la captura de la energía cinética del viento y su conversión en energía mecánica.

En segundo lugar se definirán de manera general los criterios bajo los que se diseña un parque

eólico, y las particularidades que presentan los parques eólicos offshore.

Por último se analizarán los problemas implicados en la conexión de los parques eólicos en la

red eléctrica, incidiendo en los efectos a largo plazo.

3.1. AEROGENERADORES

Los aerogeneradores son dispositivos que convierten la energía cinética del viento en energía

mecánica. La captación de la energía eólica se produce mediante la acción del viento sobre las palas.

Para que un aerogenerador se ponga en marcha necesita de un valor mínimo del viento para

vencer los rozamientos y comenzar a producir trabajo útil, a este valor mínimo se le denomina velocidad

de conexión o velocidad “cut‐in”, sin la cual no es posible arrancar un aerogenerador (esta velocidad

está comprendida entre 3‐5 m/s). A partir de este punto empezará a rotar convirtiendo la energía

cinética en mecánica, siguiendo de esta forma hasta que alcance la potencia nominal, generalmente la

máxima que puede entregar. Desde ese punto, empiezan a actuar los mecanismos activos o pasivos de

regulación para que la máquina se mantenga en el punto de máximo rendimiento, y para evitar que

trabaje bajo condiciones para las que no fue concebida. Aunque continúe operando a velocidades

mayores, la potencia que entrega no será diferente a la nominal, y esto se producirá hasta que alcance

la velocidad de corte o velocidad “cut‐off”, donde por razones de seguridad (carga aerodinámica

excesiva sobre la estructura), se detiene (esta velocidad se considera a partir de 25 m/s).

3.1.1. COMPONENTES DE UN AEROGENERADOR

Las partes principales que componen un aerogenerador son las palas, la góndola, y la torre. En

la Figura 5 se muestran las distintas partes de un aerogenerador, así como los distintos componentes

existentes en el interior de la góndola.




FIGURA 5: PARTES DE UN AEROGENERADOR

Como se observa, se denomina aerogenerador al sistema completo, incluyendo la torre. La

turbina eólica es en realidad únicamente la parte aerodinámica del aerogenerador (incluyendo la caja de

engranajes o multiplicadora). Es decir, con el término turbina eólica se identifica el sistema motriz del

generador eléctrico.

A continuación se describe brevemente cada componente así como su función:

‐ Góndola: Contiene los componentes clave del aerogenerador, incluyendo el multiplicador y

el generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la góndola desde la torre de

la turbina. A la izquierda de la góndola puede verse el rotor del aerogenerador, es decir, las

palas y el buje.

‐ Palas del rotor: Se encargan de convertir la energía cinética del viento en el par de rotación

de la turbina.

- Buje: Soporta las palas. Se suele fabricar en acero moldeado. De él parte el eje de baja

velocidad (eje principal).

- Eje de baja velocidad: El eje de baja velocidad del aerogenerador conecta el buje del rotor

al multiplicador. El eje contiene conductos del sistema hidráulico para permitir el

funcionamiento de los frenos aerodinámicos.

- Mecanismo de orientación de las palas: Este mecanismo actúa sobre toda la longitud de la

pala, en caso de turbinas de ángulo de pala variable, o sólo del extremo para turbinas de

ángulo de pala fijo. Este mecanismo se utiliza para frenar la turbina, o para, en general, el

control de la potencia entregada por ésta.

- Tren de engranajes (multiplicador): Su misión es transmitir la potencia desde el eje de baja

velocidad al de alta velocidad. Su relación de transformación suele ser de 50:1 o superior.

Generalmente se tratan de engranajes helicoidales o planetarios.

- Eje de alta velocidad: El eje de alta velocidad gira aproximadamente a 1.500 r/min, lo que

permite el funcionamiento del generador eléctrico. Está equipado con un freno de disco




mecánico de emergencia. El freno mecánico se utiliza en caso de fallo del disco

aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina.

- El Generador eléctrico: Convierte la energía mecánica capturada por la turbina en energía

eléctrica. Suele ser un generador asíncrono de inducción. Estos generadores además de ser

muy robustos y necesitar un menor mantenimiento, permiten también aumentar o

disminuir ligeramente su velocidad si el par varía. Esto es una gran ventaja frente a los

síncronos pues reducirá problemas de rotura y desgaste en la caja multiplicadora.

- Controlador electrónico: Consiste en un autómata que continuamente monitoriza las

condiciones del aerogenerador y que controla el mecanismo de orientación. En caso de

cualquier disfunción (por ejemplo, un sobrecalentamiento en el multiplicador o en el

generador), automáticamente para el aerogenerador y llama al ordenador del operario

encargado de la turbina a través de un enlace telefónico mediante módem.

- Anemómetro y veleta: El anemómetro y la veleta se utilizan para medir la velocidad y la

dirección del viento. Las señales electrónicas del anemómetro son utilizadas por el

controlador electrónico del aerogenerador para conectar el aerogenerador cuando el

viento alcanza la velocidad de conexión. El ordenador parará el aerogenerador

automáticamente si la velocidad del viento excede la velocidad de corte, con el fin de

proteger a la turbina. Las señales de la veleta son utilizadas por el controlador electrónico

del aerogenerador para girar al aerogenerador en contra del viento, utilizando el

mecanismo de orientación.

- Unidad de refrigeración: La unidad de refrigeración contiene un ventilador eléctrico

utilizado para enfriar el generador eléctrico. Además contiene una unidad refrigerante por

aceite empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas tienen

generadores enfriados por agua.

- Torre: La torre del aerogenerador soporta la góndola y el rotor. Generalmente es una

ventaja disponer una torre alta, dado que la velocidad del viento aumenta a mayor

distancia del suelo. Una turbina típica moderna de 660 kW tendrá una torre de 40 a 55

metros. Las torres pueden ser bien torres tubulares (como la mostrada en la Figura 5) o

torres de celosía (perfiles de acero soldados). Las torres tubulares son más seguras para el

personal de mantenimiento de las turbinas, ya que pueden usar una escalera interior para

acceder a la parte superior de la turbina, además de ser mejores estéticamente. La

principal ventaja de las torres de celosía es que son de menor coste.

- Mecanismo de orientación: El mecanismo de orientación es activado por el controlador

electrónico que vigila la dirección del viento utilizando la veleta. Normalmente la turbina

sólo se orientará unos pocos grados cada vez, cuando el viento cambia de dirección.




3.1.2. CLASIFICACIÓN DE AEROGENERADORES.

Existen múltiples clasificaciones para los aerogeneradores. En este apartado se mostrarán

algunas de las principales.

SEGÚN EL TIPO DE EJE

Se diferencia entre los aerogeneradores de eje vertical y los de eje horizontal.

Los aerogeneradores de eje vertical, también conocidos como VAWT, que proviene de las siglas

en ingles (“vertical axis wind turbines”). Su principal característica es que el eje de rotación se encuentra

en posición perpendicular al suelo y a la dirección del viento.

Su principal ventaja es la eliminación de los complejos mecanismos de direccionamiento y las

fuerzas a las que se someten las palas ante los cambios de orientación del rotor, y no tienen que

desconectarse con velocidades altas de viento. En cambio como desventaja presenta una capacidad

inferior para generar energía.

Los aerogeneradores de eje horizontal, también conocidos como HAWT, que proviene de las

siglas en ingles (“horizontal axis wind turbines”). Son los más habituales y en ellos se ha centrado el

mayor esfuerzo de diseño e investigación en los últimos años. Su característica principal es que el eje de

rotación se encuentra paralelo al suelo y a la dirección del viento.

Su principal ventaja es, que al estar a una altura de entre 40 y 60 metros del suelo, aprovecha

mejor las corrientes de aire, y todos los mecanismos para convertir la energía cinética del viento en otro

tipo de energía están ubicados en la torre y la góndola, obteniéndose una eficacia muy alta. Como

desventajas principales el transporte de componentes es complicado por sus grandes dimensiones

(torres de 60 metros y palas de 40 metros), y la fuerza aerodinámica que tiene que resistir las palas y la

torre en velocidades altas de más de 100 Km/h, determina unos mayores costes en la construcción y

provoca la parada de emergencia para evitar daños estructurales, desaprovechando los instantes de

mayor energía cinética.

SEGÚN LA ORIENTACIÓN CON RESPECTO AL VIENTO

En este apartado se diferencia entre orientación a barlovento y orientación a sotavento.

En los aerogeneradores a barlovento, el viento alcanza a las palas de frente, encontrándose

antes a las palas que a la torre y la góndola.

La ventaja básica de este tipo de aerogeneradores es que evitan la influencia de la sombra

aerodinámica de la torre, sin embargo, aunque en menor medida que la configuración a sotavento,




existe tal perturbación. Una desventaja es que se necesita un rotor más rígido y situado a cierta

distancia de la torre, pues de otro modo existe el riesgo de colisión con la misma debido a los esfuerzos

que tienden a flexionar las palas en sentido del eje. Esto aumenta el costo de la turbina por requerir

mejores propiedades mecánicas en sus materiales.

En los aerogeneradores de sotavento el viento alcanza al aerogenerador de espaldas,

encontrándose primero a la góndola y la torre que a las palas.

Este sistema posee la ventaja de no requerir dispositivo de orientación alguno, siempre y

cuando se diseñe adecuadamente el rotor y la góndola de tal modo que haga que la misma se oriente de

forma pasiva en la dirección del viento. Sin embargo este modo de orientar el rotor se obstaculizada por

la forma en que se puede transmitir la corriente saliente desde el generador pues una vinculación

directa por medio de cables necesita un control activo del enroscado de los mismos (si la góndola ha

girado repetidamente en el mismo sentido por un largo periodo de tiempo). Otra ventaja importante de

esta configuración es la posibilidad de emplear materiales para las palas más flexibles, siempre y cuando

se tenga en cuenta la flecha máxima admisible. Esta factor es muy importante, debido en primer lugar a

la disminución del peso que implica una pala menos rígida y en segundo lugar a que de este modo se

alivian las cargas dinámicas, debido a que a altas velocidades de viento, por ejemplo ráfagas, las palas

pueden curvarse aliviando en parte a la torre y a toda la estructura soporte.

La desventaja fundamental que posee es la fluctuación de la potencia del viento al pasar las

palas del rotor por la sombra de la torre y a toda la estructura de soporte. Este fenómeno conlleva

mayores cargas de fatiga que en la configuración a barlovento.

SEGÚN EL NÚMERO DE PALAS

En función del número de palas, se puede distinguir entre aerogenerador monopala, bipalas,

tripalas, y multipalas.

Los aerogeneradores monopala persiguen aumentar la velocidad de rotación del rotor y

consecuentemente reducir las masas y costes de los demás elementos, como puede ser el multiplicador

y el generador eléctrico. Por otro lado este tipo de hélices resultan muy atractivas económicamente por

el costo mismo de poseer una sola pala. Sin embargo este tipo de rotor requieren de un contrapeso que

compense a la pala y el equilibrado debe realizarse con mucha precisión. Además un rotor de este tipo

tiene un desequilibrio aerodinámico muy acentuado, lo que causa complejos esfuerzos de fatiga y

complicadas construcciones en el centro para controlar adecuadamente la turbina, lo que las hace poco

prácticas.

La desventaja fundamental para su uso comercial es el elevado nivel de ruido aerodinámico que

producen, causado por una alta velocidad en punta de pala. Comparado con rotores tripalas esta




velocidad es dos veces mayor lo que provoca un nivel sonoro bastante más elevado. Además se obtiene

un par de arranque bastante bajo. A esto se le debe sumar la perturbación visual en el paisaje que

provoca ver rodar una sola pala.

Los aerogeneradores bipala, comparados con un rotor de tres palas, presentan una apreciable

disminución del costo de la hélice; sin embargo debido a los fluctuantes esfuerzos dinámicos que se

originan en esta configuración se requieren dispositivos especiales para paliar este estado de carga, lo

que eleva finalmente el costo global de la máquina no teniendo ventaja económica respecto a las de

tres palas.

Los aerogeneradores tripala son los más utilizados y la razón principal de su uso es el momento

de inercia constante del rotor para todo el ángulo circunferencial del acimut respecto a los movimientos

en operaciones alrededor del eje longitudinal de la torre (orientación). Todos los rotores con tres o más

palas tiene esta favorable propiedad. Una turbina eólica tripala tiene un momento de inercia nulo en su

giro, por consiguiente no induce ninguna carga sobre la estructura lo que deviene en una simplificación

estructural y reducción de los costes de fabricación.

Por otro lado, al ser sus velocidades de rotación relativamente bajas, lo son también las de

punta de pala, lo que constituye una gran ventaja respecto a las monopalas y bipalas debido a la

reducción del nivel de potencia sonora que esto conlleva. Esta propiedad se ve potenciada en el caso de

que la turbina se use para abastecimiento eléctrico de puntos aislados, donde generalmente la máquina

se debe emplazar en las cercanías de la población y donde se debe minimizar la perturbación

introducida en hábitat natural. Asimismo estas máquinas gozan de una mayor aceptación pública en

cuanto al impacto visual que ocasionan.

El aerogenerador multipalas se usan como pequeñas turbinas, sobre todo para aplicaciones de

bombeo de agua. Suelen poseer entre 12 y 24 palas. Esta configuración posee un alto par de arranque,

giran a bajas velocidades. No se emplean en la generación de energía eléctrica ya que en el diseño de

turbinas eólicas para la generación de electricidad es aconsejable que el rotor gire al mayor número de

revoluciones posibles debido a la reducción en el tamaño y peso del generador eléctrico y del sistema

multiplicador con el consiguiente abaratamiento de la máquina.

SEGÚN EL MECANISMO DE ORIENTACIÓN A LA DIRECCIÓN DEL VIENTO

Según el mecanismo de orientación, existen los aerogeneradores pasivos, y los activos.

Los aerogeneradores pasivos se orientan respecto al viento con mecanismos de veletas,

molinos auxiliares o mediante conicidad de las palas.




Los aerogeneradores activos se orientan respecto al viento usando servomotores.

SEGÚN EL MECANISMO DE CONTROL DE POTENCIA

Respecto al método de control de la potencia, es decir, respecto a cómo el aerogenerador una

vez alcanzada la potencia nominal, es capaz de mantenerla antes aumentos en la velocidad del viento,

se presentan las opciones de aerogeneradores sin control activo, de paso fijo con control del ángulo de

pala, y de paso variable con control por ángulo de pala, o por control de pérdidas.

En los aerogeneradores sin control activo el perfil de las palas ha sido aerodinámicamente

diseñado para asegurar que, en el momento en que la velocidad del viento sea demasiado alta, se

produzca desprendimiento de la capa límite del flujo de aire en torno al perfil de la pala. Esta

turbulencia produce una pérdida del par dado por la turbina. Conforme aumenta la velocidad real del

viento en la zona, el ángulo de ataque del mismo sobre el perfil también aumentará, hasta llegar al

punto de empezar a perder sustentación, y por tanto se llega a la parada de la máquina.

La pala del rotor de un aerogenerador regulado por pérdidas aerodinámicas está ligeramente

curvada a lo largo de su eje longitudinal. Esto es así en parte para asegurar que la pala pierda la

sustentación de forma gradual (ya que la velocidad relativa del viento en la pala aumenta con la

distancia al rotor), en lugar de hacerlo bruscamente, cuando la velocidad del viento alcanza su valor

crítico. La principal ventaja de la regulación por pérdidas aerodinámicas es que se evitan las partes

móviles del rotor y un complejo sistema de control.

Por otro lado, la regulación por pérdida representa un problema de diseño aerodinámico muy

complejo y comporta retos en el diseño de la dinámica estructural de toda la turbina para evitar las

vibraciones provocadas por la pérdida de sustentación.

En los aerogeneradores con velocidad fija se usa el control del ángulo de pala cuando el

generador está directamente acoplado a la red, por lo que su velocidad de rotación viene dada por la

frecuencia de la misma. Este tipo de control pretende usar el ángulo de pala para regular la potencia

producida en la turbina para altas velocidades de viento.

En un aerogenerador por regulación de ángulo de paso, el controlador electrónico de la turbina

comprueba varias veces por segundo la potencia generada. Cuando ésta alcanza un valor demasiado

alto en relación a su potencia nominal, el controlador envía una orden al mecanismo de cambio del

ángulo de paso, que inmediatamente hace girar las palas del rotor ligeramente fuera del viento (se

aumenta el ángulo de ataque de la corriente de aire sobre el perfil), con lo que el par disminuye y por

tanto también la potencia generada.




Y a la inversa, las palas son vueltas hacia el viento cuando éste disminuye de nuevo, para así

aumentar el par y mantener la potencia en un valor aproximadamente constante.

En los aerogeneradores de velocidad variable con control de pala por pérdidas, se utiliza un

convertidor de frecuencia para desacoplar el generador de la red eléctrica. De este modo se puede

variar la velocidad del rotor actuando sobre el par resistente que produce el generador. Ante

velocidades del viento elevadas, sólo se utiliza el control del par resistente para frenar el rotor hasta que

actúe la pérdida de sustentación y se restablezca la potencia entregada.

En los aerogeneradores de velocidad variable y control del ángulo de pala se utiliza un

convertidor de frecuencia para gobernar el par resistente creado por el generador y variar así la

velocidad del rotor. Sin embargo, ante vientos fuertes se mantiene el par resistente a un valor

establecido y se controla el ángulo de pala para modificar la velocidad del rotor y controlar la potencia

entregada.

3.1.3. FUNDAMENTOS AERODINÁMICOS

El principio aerodinámico por el cual el conjunto de palas gira, es similar al que hace que los aviones

vuelen. Según este principio, el aire es obligado a fluir por las caras superior e inferior de un perfil

inclinado, generando una diferencia de presiones entre ambas caras, y dando origen a una fuerza

resultante que actúa sobre el perfil.

Si descomponemos esta fuerza en dos direcciones obtendremos:

‐ Fuerza de sustentación, o simplemente sustentación de dirección, perpendicular al viento y

proporcional al módulo de la velocidad.

‐ Fuerza de arrastre, de dirección paralela al viento.

Según cómo estén montadas las palas con respecto al viento y al eje de rotación, la fuerza que

producirá el par motor será dominantemente de arrastre o de sustentación.

Con excepción de los molinos de eje vertical, hoy en todos los aerogeneradores la fuerza

dominante es la de sustentación, pues permite obtener, con menor peso y coste, mayores potencias por

unidad de área de rotor.

En el caso de un aerogenerador hay que tener en cuenta que las palas están girando, por lo que

la velocidad relativa del flujo de aire que incide en el perfil de la pala ( ) estará compuesta por la

componente asociada a la velocidad real del viento sobre el plano del rotor ( ) y a la velocidad debido

al giro de la pala para un radio determinado ( ), ambas perpendiculares entre sí.




FIGURA 6: PERFIL AERODINÁMICO GIRANDO CON VELOCIDAD EN EL SENO DE UN FLUIDO

En la Figura 6 se representa el triángulo de velocidades para una sección de pala arbitraria,

girando a velocidad ω a una distancia r del eje (nótese que el plano del rotor, el cual es perpendicular al

eje de rotación, está representado en horizontal en lugar de en vertical como es su posición real). Al

ángulo α se le conoce como ángulo de ataque, siendo éste el ángulo existente entre la cuerda del perfil y

la dirección de la velocidad incidente sobre el mismo. es el ángulo formado por la cuerda y el plano

del rotor, y δ= es el ángulo formado por la velocidad relativa del viento respecto al plano del rotor.

y son las fuerzas de sustentación y de arrastre respectivamente. De la mecánica de

fluidos, y teniendo en cuenta la geometría del perfil, se deducen las siguientes relaciones dan la

sustentación y la fricción por unidad de longitud que ejerce el fluido sobre la sección de la pala.

Ecuación 1 12

12

Donde ρ es la densidad del aire, es la longitud de la cuerda del perfil, es el módulo de la

velocidad de incidencia, el coeficiente de sustentación del perfil y el coeficiente de arrastre del

perfil.

La fuerza resultante F se descompone en dos direcciones, en dirección del eje del rotor, , y

en dirección al movimiento circular de la pala, la cual se denota por . La primera de ellas es la

responsable de la resistencia aerodinámica de las palas, y la segunda es la que proporciona par a la

turbina.

Usando las expresiones anteriores y mediante trigonometría se obtienen estas dos fuerzas:




Ecuación 2

12 cos sen

12 sen δ cos

Los coeficientes de sustentación y de arrastre del perfil dependen del número de Reynolds y de

la rugosidad de la superficie de la pala.

Un efecto importante es la entrada en pérdida de la turbina. Si el ángulo de ataque del viento

sobre el perfil aumenta mucho, se puede desprender la capa límite del perfil, formándose turbulencias

en el estrados, las cuales hacen que caiga la sustentación del perfil y aumenten la resistencia al avance

del perfil. El ángulo de ataque puede cambiarse girando la pala (se modifica el valor de ), o cambiando

la velocidad de giro (se modifica ).

3.2. PARQUE EÓLICOS

3.2.1. INTRODUCCIÓN AL DISEÑO DE UN PARQUE EÓLICO

La implantación de un parque eólico en un emplazamiento determinado viene condicionado,

principalmente por las características del viento en el mismo, es decir, su velocidad, dirección y

frecuencia. Para obtener estos datos de manera fiable hay que contar con una estación anemométrica

en la zona que los registre durante un plazo de tiempo suficiente para hacer una previsión segura de las

condiciones eólicas a medio y largo plazo.

Desde el punto de vista tecnológico, las dimensiones del parque dependen de la potencia

instalada del mismo y, a su vez, esta depende del recurso eólico en la zona, ya que a mejores

condiciones eólicas, mayor será la potencia que se pueda extraer del paraje.

Con objeto de estudiar los recursos eólicos de una zona, será necesario evaluar el efecto que la

topografía y la rugosidad superficial del terreno tienen en el comportamiento del viento, y la variabilidad

espacial del recurso eólico. Para ello se lleva a cabo una modelización del campo de vientos, emplear

algún tipo de programa como el WAsP (“Wind Atlas Analysis and Application Program”), que utiliza

como parámetros de entrada la cartografía, la rugosidad superficial y las medidas de vientos registradas.

Con los resultados obtenidos de la modelización del recurso eólico se procede a diseñar la

situación de los aerogeneradores, prestando especial atención a las características del terreno, a los

resultados obtenidos a partir de la modelización y a las direcciones de viento predominantes, todo ello

con la intención de minimizar las pérdidas por efecto estela, por un lado, y con el objeto de maximizar la

producción por otro. También se han tenido en cuenta las restricciones impuestas sobre la




disponibilidad del terreno, medioambientales, y otras como distancia mínima a la carretera, distancia a

líneas eléctricas, etc.

Una vez modelizado el campo de vientos en el emplazamiento a evaluar y realizada la

disposición de máquinas, se obtienen las producciones para cada aerogenerador y los correspondientes

factores de estela de cada uno de los aerogeneradores.

Hay diferentes puntos de vista desde donde abordar la problemática de la elección del número

más apropiado de aerogeneradores y, por tanto, de su potencia unitaria si se fija el dato de potencia

máxima extraíble.

Desde el punto de vista medioambiental, la tendencia actual es la de montar máquinas con la

mayor potencia unitaria posible porque esto conlleva un menor número de las mismas y por lo tanto un

impacto visual y paisajístico atenuado.

Las máquinas de potencia unitaria alta conllevan un mayor tamaño en altura de la torre y de

diámetro del rotor, pero la zona afectada es menor en su conjunto. Por otro lado, un mayor tamaño

implica una menor velocidad de giro de las palas, lo que redunda en menor impacto visual y acústico, así

como solucionando el problema de los impactos de aves en los aerogeneradores.

Los ayuntamientos y municipios prefieren la opción de mayores potencias unitarias por todas

estas características, debido a la mejor aceptación por parte de la población y de los grupos ecologistas.

Desde el punto de vista tecnológico, el aumento de potencia unitaria de las máquinas se

acompaña de una mayor aprovechamiento del viento para altas velocidades. Sin embargo para evaluar

cuanta energía de más se produciría en total con un equipo mayor, es necesario considerar la curva de

potencia de cada modelo de aerogenerador y de la curva de distribución de Weibull, que indica para la

frecuencia con la que sopla el viento para cada valor de velocidad.

Desde el punto de vista económico es fácil ver la disquisición económica que se presenta y

cómo llegar al punto de equilibrio desde el punto de vista de la inversión. Cuanto mayor sea la potencia

unitaria de la máquina, menor número habrá que colocar en el parque. Esto supone un ahorro en

espacio ocupado por el mismo ya que, aunque exista un mayor espacio entre las máquinas porque son

más altas y la regla general es separarlas el doble de la altura de la torre, el número disminuye lo

suficiente para ahorrar un espacio considerable. La obra civil tanto en forma de caminos entre máquinas

como en forma de cimentaciones para los mismos se ve significativamente disminuida, al igual que la

obra y equipamiento eléctrico, ya que serán menores tanto los metros de zanja como los de cable de

media tensión que transcurran por el parque.




La aparamenta de protección y maniobra en el interior de los aerogeneradores será de mayor

calibre, de mayor coste, pero como hay un menor número de máquinas, se verá disminuida en su

conjunto.

El coste del alquiler del terreno necesario se ve atenuado si se aumenta la potencia unitaria de

las máquinas.

Pero la decisión de montar aerogeneradores de potencias altas también tiene sus desventajas

desde el punto de vista de la inversión. Son considerablemente más caros entre sí; por ejemplo, una

máquina de 2 MW cuesta aproximadamente el doble que otra de 1 MW. Los costes de explotación de

las máquinas más potentes son significativamente superiores. Desde el punto de vista de la obra civil

suponen un incremento del coste de cada cimentación y la necesidad de aumentar las dimensiones de

los viales en el interior del parque.

Cómo se ha apuntado anteriormente, para una misma velocidad, un aerogenerador más

potente produce más energía que otro más pequeño, pero éste cuesta considerablemente menos y

supone unos costes de explotación menores.

La cuestión está en encontrar el punto de equilibrio que resulte más favorable. Para resolver

este problema será necesario realizar un análisis económico detallado de todos los costes.

Sin embargo la tendencia actual es la de instalar las máquinas lo más potentes posible que

permitan los recursos eólicos de la zona sin ni siquiera realizar un estudio de inversión, ya que por un

lado a los promotores les interesa un menor impacto visual para favorecer la acogida social y a las

empresas les interesa promover la utilización de la última tecnología en el campo de los

aerogeneradores para incrementar sus beneficios y competir en el mercado con el resto de empresas.

3.2.2. PARQUES EÓLICOS OFFSHORE

Los parques eólicos marinos representan todavía una proporción pequeña de la potencia

instalada en el mundo. No obstante, la industria eólica europea es consciente de que estas instalaciones

marinas constituyen uno de los grandes desafíos actuales y una de las áreas con más proyección de

futuro. Se han llevado a cabo diversos estudios para evaluar los recursos eólicos de los mares europeos:

algunos estiman en unos 3.000 TWh/año la cantidad de energía que se podría extraer, y de ellos, 140

TWh/año en España. Otros rebajan este cálculo a alrededor de 500 TWh/año en el continente y 7

TWh/año en España, lo que sigue siendo un valor apreciable.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS

Las condiciones especiales del medio marino suponen importantes ventajas para el

aprovechamiento de la energía eólica:

‐ En el mar la rugosidad superficial es muy baja en comparación con el medio terrestre y no

existen obstáculos que puedan reducir la velocidad del viento. Esto favorece la circulación del




viento a mayores velocidades y hace innecesario subir la altura de la torre más de lo que

obligue la suma del semidiámetro del rotor y la altura máxima de la ola prevista. Por lo general,

los vientos van ganando en velocidad al separarnos de la costa.

‐ El recurso eólico es mayor y menos turbulento que en localizaciones próximas en línea de costa

sin accidentes geográficos. La existencia de menor turbulencia ambiental en el mar disminuye

la fatiga a la cual se encuentra sometido un aerogenerador aislado, y aumenta su vida útil.

‐ Las áreas marinas disponen además de enormes espacios donde colocar aerogeneradores, lo

que ofrece la posibilidad de instalar parques mucho más grandes que en tierra. El parque de

Arklow Bank, en Irlanda, en el que participa la empresa española Acciona, tiene proyectado

ampliarse a 520 MW, pero hay propuestas en Alemania y en Francia para crear instalaciones de

más de 1.000 MW.

‐ La vastedad de este medio, unido a su lejanía con los núcleos de población, consigue reducir

también el impacto visual sobre el paisaje. Su ubicación lejos de lugares habitados permite

suavizar las restricciones impuestas por las autoridades ambientales en relación con la emisión

y propagación de ruido e incrementar la velocidad de punta de pala, con la correspondiente

disminución de su peso y de las estructuras que las soportan, consiguiendo una reducción

significativa del coste de fabricación del aerogenerador en su conjunto.

Estas instalaciones marinas tienen también importantes desventajas respecto a las terrestres:

‐ La evaluación del recurso eólico en la Zona de Discontinuidad Costera (<10 km) es más

compleja y mucho más cara que en tierra.

‐ No existen infraestructuras eléctricas que conecten las áreas con mayores recursos eólicos en

mitad del mar con los centros de consumo. La situación es semejante a lo experimentado por el

sector del gas natural cuando descubrieron importantes yacimientos de este recurso en el Mar

del Norte, antes de que hubiese gasoductos con los que poder trasladarlos al continente.

‐ Los costes de la cimentación y las redes eléctricas de estas instalaciones encarecen en gran

medida la tecnología offshore: si en tierra los aerogeneradores suponen del orden del 75% de

la inversión total de un parque eólico, en el mar representan aproximadamente un 55%. El

coste de la obra civil en un parque eólico marino tipo se estima en un 20% del total (frente al

5% en tierra firme) y el de las infraestructuras eléctricas en otro 20% (15% en tierra).

‐ Las limitaciones de acceso y las dificultades para trabajar en medio del mar en la fase de

montaje y en el mantenimiento de la instalación.

‐ El aumento de los costes y dificultades de construcción, según el proyecto vaya alejándose de la

costa o aumente la profundidad marina, siendo este último uno de los principales argumentos

esgrimidos para justificar la poca penetración de la energía eólica marina en España (pues la




mayoría de las aguas superan la profundidad máxima económicamente viable en la actualidad:

25 metros).

‐ Debido a la mayor propagación de las turbulencias por la baja rugosidad del mar, el efecto

provocado por la propia estela de los aerogeneradores sobre el resto de las máquinas de un

parque eólico es más importante en este medio que en tierra, lo que disminuye la vida útil de

las turbinas. Para evitarlo, las máquinas requieren más separación entre ellas y esto implica un

aumento de la inversión.

EVOLUCIÓN DE LA TECNOLOGÍA

A pesar de la lenta cadencia de implantación de las instalaciones offshore, lo cierto es que la

tecnología de energía eólica marina sí que ha progresado de forma considerable en los últimos años. Los

aerogeneradores han llegado hasta los 5 MW de potencia nominal y han incorporado mejoras para el

trabajo en el mar, como una mayor velocidad punta de pala (con palas más delgadas y menos pesadas) y

un mayor equipamiento en las góndolas para mejorar el trabajo de mantenimiento (helipuertos).

Los avances conseguidos hasta la fecha están esperando para ser implementados en los

grandes proyectos eólicos marinos. Los objetivos a conseguir para los nuevos desarrollos de grandes

aerogeneradores marinos en cuanto a características técnicas son: 25 kg de peso de góndola más rotor

por cada de área barrida y 50 kg por kW de potencia nominal.

Algunas de las mayores limitaciones de las máquinas son de tipo logístico: el traslado de las

piezas y el montaje en alta mar. En cualquier caso, hoy el gran desafío de las instalaciones mar adentro

sigue siendo reducir los costes de las cimentaciones, de las que existen distintas variantes:

monopilotaje, trípode, de gravedad y flotante. Las de monopilotaje son las más utilizadas para aguas de

profundidad media (hasta 25 metros), las de gravedad para profundidades pequeñas (de menos de 5

metros) y las de trípode para mayores profundidades (hasta 50 metros). Por su parte, las flotantes son

todavía una incógnita, pero pueden ser la solución para aquellas zonas de aguas más profundas. Hasta la

fecha todos los parques eólicos marinos instalados no superan los 20 metros de profundidad y su

distancia a la costa es menor de 15 km.

Para disminuir al máximo las pérdidas electromagnéticas en los parques eólicos marinos debido

a su gran tamaño y a las considerables distancias entre el lugar de generación y los puntos de consumo,

se está analizando la posibilidad de generar en continua y realizar el transporte a muy alta tensión tras

la correspondiente transformación (HVDC o High Voltage Direct Current).

3.3. CONEXIÓN A LA RED DE TRANSPORTE

El significativo aumento de la energía eólica en España, que representa en la actualidad el 14%

de la potencia disponible en el mercado eléctrico español ha provocado algunos problemas en cuanto a

su integración en la red de trasporte.




Se dividirán los aspectos a estudiar para la integración de energía eólica en condiciones de

seguridad para la red, en el mantenimiento de la estabilidad transitoria y el mantenimiento de la

estabilidad de largo plazo.

3.3.1. ESTABILIDAD TRANSITORIA

En este apartado se hace referencia a perturbaciones que afectan a la estabilidad de la red

eléctrica de manera transitoria (ámbito de dinámicas rápidas menores de 30 s) y como afecta a la red la

integración de parques eólicos.

HUECOS DE TENSIÓN

Un hueco de tensión es una disminución brusca de la tensión seguida de su restablecimiento

después de un corto tiempo. Su duración oscila entre 10ms y 1 minuto, y normalmente es provocado

por una falta en la línea trifásica que es despejada correctamente por las protecciones eléctricas.

Los generadores instalados actualmente actúan ante los huecos de tensión desconectándose

por lo que pueden provocar importantes incidencias en zonas con alta penetración eólica.

En los aerogeneradores equipados con generadores doblemente alimentados, los huecos de

tensión provocan la desconexión no selectiva ni coordinada de generadores, con caídas bruscas de

tensión de ≈ 10%.

En los aerogeneradores asíncronos, a priori pueden mantenerse conectados pero a costa de un

gran consumo de reactiva durante el hueco. Cuando existen grandes concentraciones de este tipo de

aerogeneradores, no permiten la recuperación de la tensión en la zona tras el despeje del defecto por lo

que terminan disparando por sobrevelocidad o mínima tensión temporizada.

Por estas razones existe la necesidad urgente de la de adecuación técnica para que la

penetración eólica pueda seguir creciendo.

Se ha publicado el P.O. 12.3., donde se fijan los requisitos técnicos que deben presentar los

aerogeneradores ante los huecos de tensión. En la Figura 7, se presentan dos gráficas. En la primera se

indica la garantía de no desconexión ante una perturbación (es decir, el aerogenerador no puede

desconectarse en la zona gris de la gráfica), y en la segunda se indica los consumos y generaciones

permitidos de energía reactiva durante las faltas.




FIGURA 7: GARANTÍA DE NO DESCONEXIÓN Y GENERACIÓN/CONSUMO DE POTENCIA REACTIVA DURANTE LA FALTA.

En la actualidad existen soluciones para la adecuación técnica de los generadores, por ejemplo

en el caso de los doblemente alimentados, como el “Crowbar activo” válido para la adecuación de las

máquinas existentes y de las nuevas, el sobredimensionamiento del convertidor del rotor, válido sólo

para máquinas nuevas, y la solución mediante electrónica de potencia externa al generador (a nivel de

máquina o de parque) para la adecuación de máquinas doblemente alimentadas de la primera

generación (que presentan presenta grandes dificultades).

Mientras se produce la adecuación de los todos los parques eólicos, el Centro de Control de

Régimen Especial (CECRE) podrá dar instrucciones para la modificación de la generación de régimen

especial que permita la máxima integración posible de la potencia y energía compatible con la operación

segura y estable del sistema. Para ello impondrá en los parques reducciones de la producción.

CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

Durante una falta, el comportamiento de los parques eólicos en cuanto a aportación de

intensidad es distinto al de las centrales convencionales. Mientras estas últimas producen grandes picos

de intensidad, los aerogeneradores asíncronos y doblemente alimentados aportan corriente de

cortocircuito sólo en el instante de aparición de la falta, los aerogeneradores “full converter” en ningún

momento superan su corriente nominal (limitada por la electrónica de potencia) y los generadores

síncronos convencionales aportan varias veces su corriente nominal durante el hueco de tensión.

En horizontes a largo plazo, la alta penetración eólica y el desplazamiento de la generación

convencional provocaría una caída en las corrientes de aportación a defectos, con los siguientes efectos:

‐ Profundización y extensión espacial y temporal de los huecos.

‐ Posible riesgo de desconexión de la generación convencional por mínima tensión temporizada.

‐ Problemas en el sistema de protección.




Por tanto, a largo plazo podría ser conveniente aumentar los requerimientos sobre aportación

de corriente durante los cortocircuitos.

MÁRGENES ADMISIBLES EN LA FRECUENCIA

Las tecnologías de aerogeneradores actuales soportan variaciones de frecuencia en un margen

suficiente para no representar un problema para la seguridad del sistema. Actualmente desconectan

con relé de desconexión instantánea si la frecuencia cae por debajo de 48 Hz durante más de 3 s.

Este aspecto concreto no representaría una limitación a la alta penetración eólica a futuro.

SERVICIO COMPLEMENTARIO DE LA REGULACIÓN PRIMARIA DEL CONTROL

POTENCIA

La regulación primaria tiene por objeto la corrección automática de los desequilibrios

instantáneos que se producen entre la generación y el consumo. Es aportada por los generadores

mediante la variación de la potencia de sus centrales como respuesta a las variaciones de la frecuencia

del sistema. Su horizonte temporal de actuación alcanza desde 0 hasta 30 segundos.

Este servicio complementario es prestado por la generación de régimen ordinario, como

condición para participar en el mercado de la electricidad.

No existen impedimentos tecnológicos para que la eólica prestase este servicio en cuanto a la

disminución de potencia, pero no es posible subir la potencia producida.

Para el futuro a largo plazo, a medida que se instale más eólica y se desplace a la generación

ordinaria, podría llegar a ser necesario que la eólica preste este servicio.

3.3.2. ESTABILIDAD A LARGO PLAZO

En este apartado se hace referencia a las herramientas que utiliza la red eléctrica para

mantener la estabilidad de largo plazo (ámbito de dinámicas lentas mayores de 30 s) y como afecta a la

red la integración de parques eólicos.

CONTROL DE TENSIONES EN EL RÉGIMEN PERMANENTE (SIN PERTURBACIÓN)

El control de tensiones consiste en el conjunto de actuaciones sobre los elementos de

generación y transporte orientadas a mantener las tensiones en los nudos de la red de transporte

dentro de los márgenes especificados para garantizar el cumplimiento de los criterios de seguridad y

calidad de suministro eléctrico.

Las máquinas actuales pueden colaborar en el control de las tensiones aunque algunas

máquinas asíncronas antiguas están incapacitadas para participar en este servicio.




A futuro, con altas penetraciones de energía eólica, sería necesaria una activa participación en

el control de tensión en el punto de conexión obedeciendo los requerimientos del Operador del

Sistema.

REGULACIÓN SECUNDARIA Y TERCIARIA

El objetivo de la regulación secundaria es mantener la capacidad de restablecer los

desequilibrios entre generación y demanda en un plazo de entre 30 segundos a 15 minutos, mientras

que el objetivo de la regulación terciaria consiste en restituir la reserva de regulación secundaria cuando

haya sido utilizada.

Estos servicios remunerados son sustentados por la generación del régimen ordinario, ya que el

régimen especial (eólica incluida) no participa en estos servicios. La reserva se asigna mediante

mecanismos de mercado.

El uso de estos servicios aumenta con la penetración eólica, ya que debido a la variabilidad

intrínseca de este tipo de generación es común que se produzcan desvíos en la producción programada.

Por ejemplo, en 2005 existía una capacidad máxima de 11.500 MW de energía eólica, y se obtuvieron

valores de producción comprendidos entre 24 MW y 8.300 MW, por lo que no se puede depender

exclusivamente de la energía eólica (no aporta garantía de potencia). Además los cambios en las

producción se producían con gran velocidad, midiéndose una máxima pendiente de 1.000 MW/h de los

11.500 MW instalados. Por esta razón, cuando la producción eólica desplaza a la generación gestionable

aumentan los requerimientos de servicios complementarios para la generación gestionable.

En el futuro se prevé que sigan aumentando los costes derivados de las necesidades de

regulación Terciaria y Secundaria

REPOSICIÓN DEL SERVICIO (FUNCIONAMIENTO EN ISLA)

En caso de una perturbación o pérdida de suministro, determinados grupos generadores tienen

la capacidad de arrancar sin necesidad de alimentación exterior en un tiempo determinado (arranque

autónomo) y mantenerse generando de forma estable durante el proceso de reposición de servicio.

Actualmente los parques eólicos no colaboran en la reposición de servicio. Los aerogeneradores

necesitarían un cambio en sistema de control del convertidor para poder implementar esta capacidad.

En el futuro a largo plazo, si se alcanzan grandes producciones en relación a la demanda, la

generación eólica debería estar preparada para colaborar en la reposición del servicio.




3.3.3. CONCLUSIÓN SOBRE LA CONEXIÓN A LA RED DE TRANSPORTE

La integración en el mercado de la electricidad produce una serie de necesidades a la “calidad”

del suministro. Hasta ahora, la cantidad insignificante de potencia eólica instalada, permitía que los

productores de energía gestionables absorbieran los problemas generados por la variabilidad y

limitaciones técnicas de la energía eólica.

Sin embargo, con el transcurso de los años la energía eólica ha pasado a convertirse en un pilar

fundamental del sector eléctrico español, y en determinadas zonas se empiezan a observar graves

problemas asociados a su masiva implantación. Esto quiere decir que la regulación será más restrictiva

con el paso de los años, y en caso de no cumplir ciertos criterios en la venta de la electricidad, habrá

serias penalizaciones que lastrarán la cuenta de resultados.

El uso de un sistema de almacenamiento de energía que module la producción eléctrica,

permitirá disminuir los desvíos de producción de potencia eólica respecto a lo programado, y en

general, solucionar la mayoría de los problemas asociados a la conexión con la red de transporte.

3. caracterÍsticas tÉcnicas de los parques eÓlicos

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