Ingeniería de la energía eólica. Miguel Villarubia López

       Figura 1.5. Vista parcial de un parque eólico moderno.

       b) Principio de funcionamiento de la turbina eólica

      De forma similar a los molinos de viento, las antiguas turbinas funcionaban según el principio de la resistencia o fuerza de arrastre que ofrecían las palas a la acción del viento. Este diseño no aerodinámico, conducía a rendimientos de conversión de energía cinética del viento en energía mecánica en el eje de la máquina muy pequeños, alcanzándose tan solo valores del orden de un 12%.

      Las turbinas modernas funcionan bajo el principio de la fuerza de sustentación que se desarrolla en la pala, debida a su diseño aerodinámico, de forma similar al de una ala de avión. El rendimiento máximo de conversión viene dado por el límite de Betz (59,3 %), es decir solo se puede extraer al viento como máximo el 59,3% de su energía. Actualmente, debido al avance en el diseño aerodinámico y estructural de las palas, se alcanzan valores muy elevados, del orden del 50%, próximos al límite de Betz.

      También ha mejorado el rendimiento global de conversión de energía mecánica captada por el rotor de la turbina a energía eléctrica y que incluye básicamente las pérdidas mecánicas de rozamiento por transmisiones, y las pérdidas del generador eléctrico. El valor máximo de este rendimiento se sitúa en el entorno del 95%, por lo que aproximadamente un gran aerogenerador en condiciones óptimas de rendimiento máximo puede llegar a convertir en energía eléctrica aproximadamente el 45% de la energía cinética del viento que incide sobre el rotor de la turbina eólica.

       c) Control de la rotación de la turbina eólica

      La velocidad de giro de la turbina eólica se controla para evitar que un viento muy intenso pueda sobrecargar el generador produciéndole daños, para optimizar el rendimiento de la máquina y para controlar la tensión y frecuencia generada.

      En la década de 1980, el sistema dominante fue el denominado “modelo danés”, basado en el control por pérdida aerodinámica (stall) con pala de paso fijo. El típico generador de esa época tenía una potencia nominal no mayor de unos 300 kW, rotor tripala con palas de paso fijo girando a velocidad constante y provisto de un generador asíncrono de jaula de ardilla. La velocidad de giro de la turbina eólica se regulaba por la frecuencia de la red, a través del propio generador eléctrico de inducción.

      Posteriormente, se introdujo el sistema de pérdida aerodinámica activa (active stall) para lograr una mejora en el rendimiento, consistente en permitir a las palas un pequeño ángulo de giro alrededor de su eje longitudinal, iniciando la técnica de paso variable (pitch). Este giro podía ser de toda la pala o bien solo de sus extremos que de esta forma actuaban como frenos aerodinámicos. Progresivamente el control de pala de paso variable (pitch) se ha ido implantando frente al de pérdida aerodinámica de paso fijo (stall).

      La evolución del cambio de turbinas eólicas de velocidad de giro constante a variable se inició con el aerogenerador capaz de operar con dos velocidades a fin de aprovechar mejor las velocidades variables del viento y mantener constante la frecuencia de la tensión generada (50 Hz en Europa, 60 Hz en América).

      En la década del 2000, se ha producido un significativo aumento de las turbinas a velocidad de giro variable, que tienen mejor comportamiento que las de velocidad constante frente a las variaciones de la velocidad del viento, suavizando el par y las cargas, disminuyendo el ruido aerodinámico debido a turbulencias y mejorando el rendimiento energético. Los dos sistemas de generación eléctrica más utilizados en este tipo de turbinas eólicas a velocidad variable son: el generador asíncrono con rotor doblemente alimentado y el generador síncrono multipolo con acoplamiento directo al rotor de la turbina (sin caja multiplicadora) y con conversión de la tensión alterna de frecuencia variable generada a la salida del alternador a tensión alterna a frecuencia constante, a través de sistemas de electrónica de potencia. Este último modelo de aerogenerador permite la supresión de la caja multiplicadora de velocidad (gear box) entre el eje de la turbina eólica y el del alternador eléctrico.

       d) Materiales

      Las palas del rotor son las partes más sensibles a la fatiga causada por las cargas dinámicas. Inicialmente se construyeron de madera, aluminio (poco resistente a la fatiga) y de acero (muy pesado), para pasar posteriormente al uso de plásticos.

      En los plásticos, inicialmente se usó el poliéster para ser desplazado en las turbinas modernas por resinas epóxicas sobre fibra de vidrio. Su fabricación encarece el coste del generador. Las palas del rotor pueden llegar a alcanzar el 20% del coste total del aerogenerador. Actualmente, se considera también la fibra de carbono como un posible material a utilizar, aunque el precio es su principal factor limitante.

       e) Parámetros de funcionamiento

      La mayoría de turbinas arrancan a partir de velocidades del viento alrededor de 3 a 4 m/s y alcanzan su potencia nominal entre 12 y 15 m/s. La potencia eólica es proporcional al cuadrado del diámetro del rotor eólico y al cubo de la velocidad del viento, de ahí el interés de rotores de mayor diámetro y de elevar los aerogeneradores ya que la velocidad del viento crece con la altura respecto al suelo.

      La potencia específica (potencia nominal por unidad de área barrida por el rotor eólico) se sitúa alrededor de 0,4 a 0,5 kW/m2. La producción específica anual de energía eléctrica (energía anual por unidad de área barrida por el rotor) está comprendida en el intervalo de 800 a 1.500 kWh/m2.

      El factor de carga, definido como la relación entre la energía eléctrica producida durante un año y la que produciría el aerogenerador si hubiese estado trabajando a potencia nominal durante ese mismo período de tiempo, se sitúa en la mayoría de los casos en el intervalo del 20 al 30% (entre 1.750 y 2.650 horas anuales equivalentes a plena carga), pudiéndose alcanzar excepcionalmente valores del orden del 40 al 50%.

      La disponibilidad, definida como el porcentaje de tiempo que el generador está disponible durante un año para producir energía, excluyendo las paradas programadas por revisión y mantenimiento preventivo, alcanza valores próximos al 98%, lo que da una idea de la elevada fiabilidad y mantenibilidad alcanzada en esta tecnología.

      La vida útil de los aerogeneradores se estima en unos 20 años, lo que equivale a unas 100.000 horas de funcionamiento, exceptuando el mantenimiento preventivo, las tareas de revisión y las paradas programadas.

       f) Parques eólicos

      A finales de la década del 2000, el aerogenerador “tipo” que integra un parque eólico, presenta las siguientes características: capacidad nominal de 1,5 a 3 MW, diámetro del rotor de 70 a 90 m, velocidad de rotación en el entorno de 10 a 15 rpm, altura de la torre de 60 a 100 m, velocidad del viento de arranque de 3 a 4 m/s, velocidad del viento nominal de 12 a 15 m/s y velocidad del viento de parada de 25 a 30 m/s.

      Este aerogenerador “tipo” está caracterizado por un rotor eólico a velocidad variable, con regulación aerodinámica por variación del ángulo de paso pitch, y provisto de un generador eléctrico asíncrono con rotor bobinado doblemente alimentado o un generador síncrono multipolo. Presenta una elevada disponibilidad, superior al 98% y una eficiencia aerodinámica que puede alcanzar el 85% del límite de Betz (59,3%), lo que se traduce en un rendimiento máximo de conversión de energía cinética del viento en energía mecánica en las palas del rotor del orden del 45%. El aerogenerador presenta un buen comportamiento frente a los huecos de tensión, una adecuada gestión de la potencia activa y reactiva así como del control de tensión y frecuencia.

      El tamaño medio del parque eólico “tipo” es de unos 50 MW, con un número de aerogeneradores en el entorno de 30 a 40. Para favorecer los factores de economía de escala se tiende a parques de gran capacidad nominal instalada.

       g) Parámetros económicos

      A finales de la década del 2000, para parques eólicos terrestres (onshore), el coste unitario de