Fundamentos eolica

7/17/2019 Fundamentos eolica

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2. COMPONENTES PRINCIPALES DEL AEROGENERADOR

2.1 ROTOR

El rotor en una turbina eólica, es el encargado de convertir la energíacinética del viento en energía mecánica (rotacional) útil en un eje. Se

compone principalmente de la turbina y el buje.

as turbinas eólicas modernas utili!an dise"os de aspas

aerodinámicas, las cuales las #acen muy e$cientes y capaces de girar

a una alta velocidad inclusive con una menor cantidad de viento del

re%uerido #ace un par de a"os para producir igual cantidad de energía.

& continuación se presentan las características y parámetros aconsiderar para la selección un turbina, en el entendido %ue también

comprende el rotor y el buje de cone'ión

2.1.1 Orientación del rotor

a orientación del rotor determinan la primera característica de las

turbinas de viento. na turbina con el eje montado #ori!ontalmente,

paralelo al suelo es conocida como *ori!ontal &'is +ind urbine

(*&+) y una turbina con el eje vertical, es decir normal al suelo recibeel nombre de -ertical &'is +ind urbine (-&+).

Figura 2.1.1 - Confguración de la turbina en unción de la posición del rotor

as dos con$guraciones anteriores, tienen cada una sus ventajas y

desventajas. Sin embargo, el desarrollo de las turbinas -&+



prácticamente se #a detenido, debido a su bajo par de arran%ue y a la

di$cultad para controlar la velocidad del rotor cabe mencionar %ue

también e'isten ventajas signi$cativas dentro de las -&+, tales

como %ue no se re%uiere de mecanismos adicionales para producir

movimiento mecánico cuando entra en contacto con el viento y

además, los e%uipos de generación pesados pueden ser /ácilmente

montados en el suelo, reduciendo las cargas y por ende los costos de

la torre.

0or otro lado la popularidad de la *&+ se atribuye principalmente al

incremento de la capacidad para controlar la velocidad del rotor, el giro

y la inclinación de la turbina.

2.1.2 Efciencia teórica m!ima

na alta e$ciencia del rotor es re%uerida para incrementar la cantidad

de energía e'traída del aire, por lo cual debe ser ma'imi!ada con los

limites de una producción de energía sostenible económicamente. a

energía (E) contenida por el aire en movimiento, se e'presa como la

suma de su energía cinética y se relaciona mediante la siguiente

ecuación

E=

1

2 ρA v1

3

12.3.34

5onde ρ 6 5ensidad del &ire

& 6 Super$cie de la pala

v1 6 velocidad del viento

E'iste un limite /ísico en la cantidad de energía %ue puede ser e'traída

del aire y %ue es independiente del dise"o. a e'tracción de energía se

reali!a a través de un proceso de reducción de energía cinética del aire

y consecuentemente la reducción de la velocidad del viento. amagnitud de energía e'traída es proporcional a la reducción de la

velocidad de aire a través de la turbina, 3778 de la e'tracción de

energía implicaría velocidad $nal del aire 7, por tanto no e'istiría 9ujo

de aire al $nali!ar el paso por la turbina. Este escenario naturalmente

no puede ser alcan!ado, por tanto, se concluye %ue no toda la energía

cinética del aire puede trans/ormarse en energía mecánica. Este



principio /ísico es ampliamente aceptado e indica %ue la e$ciencia de

una turbina de viento no puede e'ceder el :;.<8.

Este parámetro es comúnmente conocido como coe$ciente de

potencia =p, y como ya se indicó el =p má'imo es 7.:;<. El principio

también asume una velocidad lineal constante. 0or tanto, ninguna

/uer!a rotacional como rotación de arran%ue, turbulencias o /ormación

de vórtices reducirían la e$ciencia má'ima.

& $n de evitar una perdida de e$ciencia debe considerarse

• Evitar bajos pares de arran%ue, %ue incrementarían la rotación

necesaria para alcan!ar la velocidad nominal de /uncionamiento.

• Seleccionar aspas aerodinámicas %ue incrementen el par dearran%ue.

2.1." Pro#$l%ión

El método de propulsión a/ecta de manera critica la capacidad de la

turbina para alcá!ar la e$ciencia má'ima del rotor. *istóricamente, lo

común era utili!ar el método de resistencia, por medio de una aspa

curva colocada de /orma normal a la dirección del viento, este método

resulta ine$ciente debido a %ue la /uer!a y rotación del aspa

corresponde a la dirección del viento y por tanto, la velocidad relativa

del viento se reduce a medida %ue la velocidad del rotor incrementa,

a/ectando la circulación normal del aire en el ecosistema, propiciando

la generación de turbulencias y aumentando las cargas en los

elementos de soporte y sujeción de la torre.

n método mas e/ectivo resulta de utili!ar aspas curvas cuyo

movimiento es por sustentación, en este caso, el viento ejerce una

/uer!a denominada /uer!a de empuje, la cual es integrada por lapresión ejercida por el viento sobre la super$cie del aspa, así como

también la /ricción sobre la misma super$cie causada por el 9ujo de

aire. =abe mencionar %ue por medio de este tipo de dise"os se puede

generar un corredor anc#o con variedad de ángulos normales a la

dirección del viento, logrando %ue no se produ!ca una reducción de la

velocidad relativa del aire a cual%uier velocidad del rotor.



Pro#$l%ión Re%i%tencia S$%tentación

Dia&rama

'elocidadrelati(a )$*ode aire

¿v1−Ωr ¿√

2

3v1

2+(Ωr )2

M!imaefcienciateórica

3>8 :78

Tabla 2.1.1 - Dos mecanismos de propulsión comparados

&l observar las sustentación propulsadas por empuje de la tabla

anterior, se observa %ue la velocidad relativa del 9ujo de aire (v) es

/unción de la velocidad del aspa en el radio de la misma y

apro'imadamente dos tercios de la velocidad del viento. El 9ujo

relativo de aire, llega al aspa con un ángulo de incidencia (β)

dependiendo de las dos velocidades. El ángulo entre el aspa y el

ángulo de incidencia es conocido como ángulo de ata%ue (α).

2.1.+ Efciencia #ractica

En la practica, la e$ciencia del rotor su/re una disminución atribuida a

diversos /actores tales como

• 0erdidas por tor%ue

• 0erdidas en sistemas de engranes



• Simpli$cación del dise"o para /abricación de las aspas

& lo largo del desarrollo de las turbinas eólicas #an e'istido muc#os

dise"os, los cuales se presentan en la siguiente tabla

Di%e,oOrien

t. -%oPro#$l%ió

nEfciencia #ico Dia&rama

RotorSa(oni$%

-&+

?olinos de

viento

antiguos. so

actual

ventilación

Empuje 3>8

Mediae%era

-&+&nemómetro

sEmpuje @8

Molino%de (ientoAmerican

o

*&+

Aombeo deagua, moler

granos,

generar

electricidad

&rrastre

RotorDarric$%

-&+

Beneración

de

electricidad

&rrastre C78

T$r0inade (ientomoderna

*&+

Beneración

de

electricidad

&rrastre

3&DC<8

2&DC8

<&D:78

Tabla 2.1.2 - Diseños de rotor modernos e istóricos

2.1.> T$r0ina ti#o 6A5T

5espués de revisar la tabla 2.3.2 y todo lo presentado anteriormente,

podemos concluir %ue la mejor elección es la turbina tipo *&+ y porlo cual domina la industria de generación de energía eólica. Sin

embargo se debe mencionar %ue este tipo de turbinas es muy sensible

a los cambios en el per$l y dise"o de las aspas. 0or tanto, a

continuación se presentan ciertas consideraciones %ue se deben tomar

en cuanta al seleccionar este tipo de turbina



2.1.>.1 Relación de (elocidad Peririca TSR

a relación de velocidad especi$ca o peri/érica (ip Speed Fatio), es un

termino %ue sustituye al numero de revoluciones por minuto del rotor,

sirve para comparar el /uncionamiento de ma%uinas eólicas di/erentes.

G vendrá dado por la siguiente ecuación

λ=Ωr

V 1

12.3.24

λ 6 ip Speed Fatio

Ω 6 -elocidad de rotación (radDs)

r 6 Fadio

v3 6 -elocidad del viento.

&spectos como la e$ciencia, tor%ue, estrés mecánico, aerodinámica yruido deben ser considerados en el momento de seleccionar una

apropiada relación de velocidad especi$ca. a e$ciencia de una turbina

puede incrementarse con altas relaciones de velocidad, aun%ue ese

incremento no es signi$cativo considerando algunas penali!aciones o

multas, por ejemplo por el incremento de ruido, así como también

costos económicos por dise"os aerodinámicos complejos o estrés en

partes de la turbina o el eje.

Relación de (elocidad#eririca a*a Alta

'alorFelación de velocidad de 3a 2 son consideradas bajas

Felaciones de velocidadmayores a 37 sonconsideradas altas

-%o?olinos de viento

tradicionales y torres parabombeo de agua

0rincipalmente turbinas de3 o 2 aspas

Tor$e Hncrementa 5isminuye

Efciencia

5isminuyesigni$cativamente debajo

de un valor de : derelación debido al tor%ue

necesario para su rotación.

Hncrementasigni$cativamente a partir

de : aun%ue en menorcantidad después de una

relación de @

E%tr% centri$&o 5isminuyeHncrementa en ra!ón delcuadrado de la velocidad

de rotación

E%tr% Aerodinmico 5isminuyeHncrementa

proporcionalmente con lavelocidad de rotación

rea de f*aciónHncrementa, gran peso

debido a %ue se necesitanmas de 27 aspas &pro'.

5isminuyesigni$cativamente



Perfl del a%#a argoSigni$cativamente

angostoAerodinmica Simple =ritica

R$idoHncrementa a la se'ta potencia por cada unidad de

relación.

Tabla 2.1.! - Consideraciones de diseño reeridas a la relación de "elocidad peri#rica

=omo se puede observar en la tabla 2.3.< una alta relación develocidad, reduce el numero de aspas, así como también simpli$ca el

dise"o de las mismas. o cual conduce a reducción en el uso de

material y menores costos de producción. &un%ue un incremento en

las /uer!as centri/ugas y aerodinámicas esta ligado con las altas

relaciones de velocidad, el incremento de estas /uer!as implica

di$cultades en el mantenimiento estructural y la prevención de /allo

mecánico en la turbina. &simismo, el incremento de ruido se #ace

notables a altas relaciones de velocidad, tal como se observa en la

tabla 2.3.<, dic#o incremento es e'ponencial, por lo cual es importante

considerando las legislaciones y restricciones de cada país.

as *&+ modernas generalmente utili!an una relación de velocidad

peri/érica de ; a 37 para una con$guración de dos aspas, mientras %ue

de > a ; para una con$guración de tres aspas. Estas opciones,

mediante la practica, #an demostrado producir una e$ciente

conversión de energía cinética del viento a energía eléctrica.

2.1.8 Di%e,o 4 cantidad de a%#a%

El dise"o ideal para una turbina *&+ se obtiene utili!ando un método

llamado AE?, por medio del cual se calcula el anc#o del aspa, cabe

mencionar %ue e'isten muc#ísimas maneras complejas de reali!ar

dic#o calculo, sin embargo, en la practica para relaciones de

velocidades de > a ;, se utili!a la siguiente ecuación

C opt =

2πr

n ∗8

9C e∗v

1

λV r dondeV r=

√ 2

3 v1

2

+(Ωr )2

12.3.<4

5onde

r 6 radio

n 6 cantidad de aspas

=e 6 =oe$ciente de empuje



λ 6 Felación de velocidad peri/érica

-r 6 -elocidad relativa del viento

-3 6 -elocidad del viento

=opt 6 &nc#o optimo del aspa

Fig. 2.1.2 - Diseño t$pico del aspa % sus partes

&sumiendo %ue un ra!onable coe$ciente de desli!amiento es

mantenido y utili!ando la ecuación antes escrita, se puede observar

%ue el dise"o del aspa depende principalmente de la relación de

velocidad y del numero de aspas seleccionado, por lo anterior, es

valido utili!ar la tipi$cación mostrada en la siguiente $gura

Fig. 2.1.! - Diseño optimo del aspa considerando la relación de "elocidad % el numero

de aspas.



2.1.= Conf&$ración

na /avorable reducción del peso del rotor y costos de manu/actura

ocurren cuando se usan menos aspas. Sin embargo, se presentan

di$cultades de balance y dinámica estructural debido a la asimetría

polar del rotor sumado a ello, cuando se usan una o dos aspas, se

produce un desgaste mayor en el eje, además de una visible /alta de

estética. ?ientras %ue la turbina de < aspas soluciona todos los

problemas anteriores y por lo cual es ampliamente aceptada,mostrando ser la mas e$ciente desde el punto de vista técnico,

ambiental, comercial y económico.



Fig. 2.1.& - Confguración t$pica de una turbina eólica moderna

& continuación se presenta una selección de las turbinas %ue cumplen

a plenitud los criterios detallados anteriormente.

Nom0re de la t$r0ina

Dimetro

del rotor?m@

No.

dea%#a%

Pe%o del

c;a%i% 4rotor ?3&@

Pe%o #or

rea de0arrido?3&m2@

?itsubis#i ?+I3777 (3?+) : < Sin especi$carJorde' J;7 (2.<?+) ;7 < @C,:77 3<.<Jorde' J@7 (2.: ?+) @7 < @7,:77 3>FepoKer :? (:?+) 32> < Sin especi$carSiemens S+I<.>I;< 37 < 227,777 2C.:



(2.<?+)Siemens S+I2.<I;<

(2.<?+);< < 3C2,777 27.;

Bamesa B;7I2?+ (2?+) ;7 < 37>,777 3>.Bamesa B:@I@:7 (@:7 L+) :@ < <:,777 3<.<Enercon E@2 (2?+) @2 < Sin especi$carBE +ind <.>sl (<.>?+) 333 < Sin especi$car-estas -3>C (?+) 3>C < Sin especi$car-estas -;7 (2?+) ;7 < 37>,777 3>.-estas -@2 (3.>: ?+) @2 < ;:,777 3@

Tabla 2.1.& - 'elección de modelos de turbinas

2.8 SOPORTES PARA AEROGENERADORES

=omo se estudio en la sección 2.3, los aerogeneradores de eje#ori!ontal mas antiguos son los molinos de viento, los cuales eran

soportados por construcciones robustas. Estas estructuras eran bajas

en altura considerando el diámetro del rotor y de gran resistencia. =on

el paso del tiempo los aerogeneradores aumentaron su altura de

instalación, obteniendo estructuras de soporte mas delgadas y mas

como una torre.

=on el uso de torres, su única /unción /ue servir de soporte al

aerogenerador, creando nuevos tipos y materiales para su

construcción, permitiendo mayor maniobrabilidad a la #ora de reali!ar

un dise"o. os materiales principales para su /abricación son el acero y

concreto, los cuales permiten estructuras de gran altura.

5e acuerdo al estudio, la torre es uno de los elementos principales de

un sistema eólico, ya %ue si la misma no es apropiada, no se alcan!ará

la e$ciencia esperada o se puede producir un /allo mecánico del

sistema, lo %ue implicaría gran costo económico.

El viento produce un trabajo sobre la torre, el cual es proporcional a laaltura. El viento trata de empujar la torre #aciendo %ue la misma su/ra

una de/ormación y trate de despegarse de la super$cie de montaje. a

/uer!a ejercida por el viento es /unción de la velocidad del mismo, así

como también del área de barrido del rotor de la turbina. 0or tanto, si

el área de barrido, velocidad del viento y altura aumentan, se tendrán



/uer!as muy grandes actuando sobre la torre así como en las

cimentaciones.

Se debe tener en cuenta %ue la torre no solo soporta el peso de la

turbina eólica, sino también el momento de 9e'ión %ue genera la

/uer!a del viento sobre la turbina en movimiento.

E'iste gran cantidad de tipos de torres, algunas aplicables para

pe%ue"a generación y otras %ue únicamente necesitan incrementar su

altura y robuste! para soportar inmensas turbinas eólicas.

as torres para turbinas son básicamente de dos tipos atirantadas o

auto soportadas. as primeras son las mas sencillas de erguir pero

depende %ue ninguna retenida /alle, las segundas son mas

complicadas y de mayor costo. &mbas se pueden observar acontinuación

Fig. 2.(.1 - Tipos de torres

2.8.1Torre% A$to %o#ortada%

Estas torres se dise"an para soportar cual%uier carga. Se /abrican de

materiales compuestos o acero. Aásicamente e'isten de dos estilos

las monopolo (0oste) y de celosía.

2.8.1.1 Mono#olo

=asi todas las turbinas en la actualidad se montan en torres tipo poste,

debido a la gran altura %ue pueden alcan!ar. n punto importante



también es la demanda de estética, %ue prácticamente e'ige %ue las

torres sean cónicas tubulares. =omo se puede observar en la $gura

2.>.2.a. 0ara su montaje se re%uiere ma%uinaria pasada y

normalmente se /abrican por secciones %ue se montan en sitio.

=abe mencionar %ue la torre también puede ser abisagrada en la base

($gura 2.>.2.b), es decir, puede ser colocada en /orma #ori!ontal para

su montaje o para labores de mantenimiento, sin embargo cuando el

aerogenerador es de gran tama"o esto no resulta /actible.

(a) (b)

Fig. 2.(.2 - )a* Torre tipo poste+ )b* Torre abisagrada

2.8.1.2 Torre% de Celo%Ha

as torres de celosía son de tres o cuatro piernas, estas son de acero

angular o de tubo. 0ara torres de apro'imadamente C7 m de altura, las

piernas en su parte in/erior tienen una separación de Cm, no es

necesario resaltar la cantidad de acero re%uerido para este tipo de

torres, lo %ue las #ace caras, además de ser poco estéticas.



Fig. 2.(.! - Torre de celos$a

2.8.2 Con%ideracione% #ara la %elección de $n %o#orte

& veces el sitio o las condiciones locales limitan la elección de una

torre. 0or ejemplo a un pe%ue"o espacio puede %ue una torre

atirantada no pueda instalarse y por tanto la elección se verá

restringida #acia las torres autosoportadas. =abe mencionar también,

%ue la elección $nal debe ser determinada por una evaluación de

costos, apariencia y /acilidad de instalación.

&demás de considerar la rigide! de la torre para soportar la /uer!a dela turbina (la /uer!a %ue golpea a la turbina y se transmite a la torre) y

el empuje de la torre (/uer!a %ue golpea directamente a la torre).

ambién se debe considerar el peso de todas las cargas %ue se

instalaran en la torre (e%uipos au'iliares, etc.) así como el peso de las

personas o e%uipos %ue asciendan por la torre eventualmente.

=abe mencionar, %ue para turbinas mayores a los 2m2 de área de

barrido, la torre se dise"a para un modelo especi$co de turbina y por

lo tanto su dise"o corresponde al /abricante de la misma, esto de

acuerdo a la norma HE= >3C77I2.

& continuación de detalla cada criterio a considerar

&ltura



& través de la e'periencia se #a aprendido %ue la buena generación de

energía eólica se da solo en torres altas, las recomendaciones de altura

son de 3@m como mínimo, si se tienen arboles o construcciones debe

ser superior a los <:m.

Figide! de la torre

as torres son evaluadas para las /uer!as de empuje %ue pueden

soportar para no doblarse. En los Estados nidos, la velocidad mínima

de viento %ue pueden soportar las torres son de 327mp# (:CmDs).

Espacio

=omo ya se mencionó las torres atirantadas utili!an demasiado

espacio, normalmente este no es un inconveniente cuando no se tiene

restricciones. os sitios con bastante tra$co, ya sea ve#icular o

peatonal re%uieren de torres auto soportadas.

?antenimiento

Macilidad para dar mantenimiento a los e%uipos en la parte superior de

la torre, costos y /acilidades para el mantenimiento de la torre misma

(pintura, corrosión, sustitución de partes, etc).

Com#aración de lo% ti#o% de %o#orte%

& $n de reali!ar una comparativa de los di/erentes tipos de soportes se

coloca en la tabla 2.>.3, puntuando en una escala del 3 al @ cada unos

de los criterios de selección, el valor mas alto signi$ca %ue cumple en

mayor medida cada uno de los criterios

P e % o

E % # a c i o d e

c

i ó n F

a c i l i d a d d e

i ó n F

a c i l i d a d d e

t

e F a c i l i d a d d e

t

o .

E % t C t i c a

F a c i l i d a d d e

$

r a

A

d a # t a c i ó n d e

t

e r r e n o % I r r e & .

t o t a l

orre monopolo $ja 2 @ 2 C < @ C <3 orre monopolo inclinable 3 3 C < @ < > << orre celosía $ja C > 3 2 C : 2 > <7 orre celosía inclinable < : < 3 C 3 C 2@ orre tubular $ja : : @ 3 2 @ 3 < orre tubular inclinable > 3 @ : < > 2 <:

Tabla 2.(.1 - Comparación cualitati"a de los tipos de soporte



2.= Si%tema de Control< Protección 4 %eccionamiento

El sistema de control debe asegurar la operación automática y $able

de par%ues eólicos. 0ara conseguir esto, los componentes relevantes y

las variables del sistema deben ser monitori!adas continuamente. 0ara

mantener los rangos permisibles de las variables del sistema, el

sistema de gestión puede provocar %ue el sistema /uncione en estados

de operación predeterminados reconociendo y previendo /allas o

situaciones de emergencia.

0ara esto, el sistema de gestión debe in9uir en el /uncionamiento del

aerogenerador y del par%ue eólico a través de las se"ales de control y

los valores de re/erencia para las variables del sistema. &demás de la

operación $able, otra meta es alcan!ar el óptimo compromiso entre la

producción de energía y bajos es/uer!os mecánicos y eléctricos en elaerogenerador y sus componentes.

a $gura 2..3 muestra la estructura del sistema de gestión para un

aerogenerador de velocidad variable con un convertidor electrónico.

Esta $gura presenta un es%uema con los más importantes estados y

evolución entre ellos. En un sistema con las palas $jas o de velocidad

$ja, el sistema de control se simpli$ca aun%ue la $loso/ía del control

sigue siendo la misma. a denominación de cada uno de los estados en

el panel del aerogenerador o en el telemando puede variar de un

/abricante a otro y normalmente están en inglés.



Fig. 2.,.1 - Estados de uncionamiento % control de un aerogenerador

2.=.1 E%tado% de $ncionamiento 4 control de $naero&enerador

En todos los estados de /uncionamiento, las condiciones de operación

normal deben ser comprobadas continuamente. Solamente el cambio

de una condición puede provocar el cambio a parada (stop), apagado

(s#utIdoKn), descone'ión debido a /allo (/aultI disconnection) o parada

de emergencia (emergencyIdisconnection). Jo obstante, para el inicio

de los estados pausa o cone'ión, todas las condiciones deben ser

validadas.



2.=.1.1 Com#ro0ación del aero&enerador ?e%tado tem#oral@

5espués de la puesta en servicio del sistema de control, se

comprueban y guardan los variables monitori!adas, de control y las

%ue puedan a/ectar al sistema.

odos los componentes de la planta y sus límites deben ser

comprobados en todos los estados de /uncionamiento. El sistema de

gestión del aerogenerador comprueba el /uncionamiento correcto de

todos los sistemas (por ejemplo, %ue las temperaturas están dentro de

los rangos de /uncionamiento).

Si la veri$cación de la planta #a sido positiva, la planta cambia alestado de /uncionamiento siguiente de otra /orma continúa

comprobando el sistema #asta %ue se cumplen las condiciones para

desblo%uear la central %ue un operario pulse un botón, rearme

después de una parada de emergencia, tensión en la red eléctrica y

dentro de los márgenes, /uncionamiento de los componentes,

temperaturas y valores límite. En tal caso, el aerogenerador muestra el

mensaje NSystem OPQ o similar.

2.=.1.2 Paro ?e%tado e%tacionario@

El estado de paro en el par%ue se caracteri!a por%ue todos los

aerogeneradores tienen el rotor blo%ueado, con los /renos activados.

as aspas de los aerogeneradores están en posición bandera (en caso

de %ue las má%uinas tengan palas móviles o aero/renos en la punta).

a góndola se orienta según la dirección del viento. Si los cables %ue

van dentro de la torre están enrollados, se desenrollan si la velocidad

de viento no es e'cesiva. El generador eléctrico se desconecta y por

último se comprueba %ue se cumplen las condiciones necesarias para%ue el aerogenerador esté Nlisto para producirQ.



Fig. 2.,.2 - Estructura bsica de la comprobación inicial del aerogenerador



2.=.1." Pa$%a o e%#era ?e%tado e%tacionario@

=uando el aerogenerador está sin carga, el control permite %ue la

má%uina evolucione desde el estado de paro (con el rotor blo%ueado)

#asta %ue las aspas del aerogenerador alcancen una velocidad

predeterminada.

En este estado, el viento es el responsable de acelerar la turbina. Si la

má%uina puede regular el ángulo de paso de aspas (pitc#), éstas pasan

de posición bandera (del estado de paro) #asta un ángulo determinado

por el sistema de control para %ue el par de giro del rotor sea má'imo.

&demás, algunos aerogeneradores tienen la opción de %ue un operario

realice manualmente un arran%ue motori!ado (es decir, #aciendo

/uncionar el generador como motor).

En el estado de pausa o espera todos los componentes del

aerogenerador están listos para producir energía. a velocidad del

rotor está dentro de un rango determinado por el sistema de control a

través del control de paso de aspa (pitc#). El generador no está

todavía conectado a la red eléctrica.

2.=.1.+ Reiniciación %tartin&J ?e%tado tem#oral@

Se puede llegar a este estado si el viento disminuye y el control decide

%ue el aerogenerador deje de producir energía.

a velocidad es continuamente comprobada en esta secuencia y la

góndola se puede orientar según el viento. an pronto como se alcan!a

la velocidad mínima para pasar al Nestado de esperaQ, el

aerogenerador cambia a este estado.

2.=.1.> Cone!ión ?e%tado tem#oral@

Si la velocidad de viento es su$cientemente elevada, el control #ará%ue el rotor gire a una velocidad adecuada para conectar el generador

a la red eléctrica. &ntes de conectar el generador, se reali!a una

comprobación adicional del convertidor de /recuencia (en caso de %ue

lo #aya). Se aumenta unos grados el paso de aspa para %ue no se

produ!can sobre velocidades por una rac#a en el instante de cone'ión

ni %ue debido a una pe%ue"a disminución del viento se produ!ca una



cone'ión /allida. =uando la velocidad de giro para la cone'ión es

óptima, el generador y el convertidor de /recuencia se conectan a la

red de alimentación y comien!a la producción de energía eléctrica.

=on el $n de ejempli$car los procesos antes mencionados, se #a

reali!ado una simulación, por lo %ue en la siguiente $gura, podemos

ver la evolución del paso de las aspas o pitc# (línea gris continua),

velocidad del generador (línea gris discontinua) y potencia del

generador (línea negra). a potencia se mide en L+, el paso de las

aspas en grados y la velocidad del generador en revoluciones por

minuto (tomando como origen 32>2 rpm).

Fig. 2.,.! - elocidad del generador+ paso de las aspas % potencia durante la

cone/ión de un aerogenerador de "elocidad % paso de aspas "ariables.

En la $gura 2..<, podemos ver %ue la má%uina se acelera antes de lacone'ión y el paso aumenta ligeramente para %ue la /uer!a de

sustentación de las aspas (y por tanto, el par de giro) sea menos

sensible a 9uctuaciones de la velocidad de viento. al como se ve en la

siguiente gra$ca, si el viento aumenta en ese instante, la relación de

velocidad especí/ica R disminuye al igual %ue el coe/iciente de potencia



de la pala =p y el rotor no se embala. Si el viento disminuye, R

aumenta la e$ciencia del per$l aumenta y se compensa.

Fig. 2.,.& Coefciente de potencia rente a la "elocidad especifca para un "alor dado

de paso de aspa

2.=.1.8 F$ncionamiento a car&a #arcial ?e%tado e%tacionario@

5urante el /uncionamiento a carga parcial, el generador vierte energía

a la red. El ángulo del aspa se ajusta según las condiciones de cada

instante para alcan!ar los valores óptimos. Jormalmente, no se puede

obtener una medida directa de la velocidad de viento ya %ue el

anemómetro del aerogenerador está situado en la cola de la góndola

donde el 9ujo de aire está perturbado por las aspas y la propia

góndola.

ampoco es viable tomar la velocidad de una torre meteorológica

puesto %ue la distribución de viento puede cambiar en unas

decenas de metros debido a e/ectos locales (obstáculos, e/ectos

sombra de otros aerogeneradores, etc). &demás un anemómetro

siempre nos va a dar una medida puntual, mientras %ue las palas del

aerogenerador barren un área %ue puede superar los 2.777 m2, desde

unos metros 27 m por encima del terreno #asta @7 m o más.



Si la velocidad de viento se incrementa su$cientemente, el

aerogenerador automáticamente cambia al estado estacionario

N/uncionamiento a plena cargaQ.

Fig. 2.,.5 - Cur"a de potencia t$pica de una ma0uina de paso "ariable

E'isten características del viento %ue a/ectan al comportamiento de la

má%uina, como la constancia en la dirección del mismo, la turbulencia,

etc. a turbulencia a/ecta reduciendo el rendimiento aerodinámico de

las aspas y aumentando las vibraciones. Fepentinos cambios en ladirección provocan es/uer!os en la torre y en la corona de giro de la

góndola. Es conveniente notar %ue la góndola #a de girar lentamente

para evitar /uer!as giroscópicos e'cesivas.

2.=.1.= F$ncionamiento a #lena car&a ?e%tado e%tacionario@

Si la velocidad del viento es su$cientemente alta, el aerogenerador

pasará de /uncionar de carga parcial a plena carga. En este estado, el

sistema de control ajusta los valores de re/erencia para velocidad degiro nominal con un margen de 9uctuación y de la potencia generada.

a velocidad de giro y la potencia son reguladas ajustando el paso del

aspa.

5urante la operación a plena carga, se puede regular la /recuencia del

convertidor para mantener la potencia producida y el par mecánico del



generador o ajustarlos según las cargas mecánicas. as 9uctuaciones

de la salida de la turbina producen, por tanto, pe%ue"os cambios en la

velocidad. a velocidad de giro se mantiene.

El rango de oscilación de la velocidad de giro está ajustado con un

margen de reserva %ue permite pe%ue"as sobrecargas debido a

rá/agas y a la ve!, #ace posible %ue la regulación del paso de las aspas

no tenga %ue ser tan rápida, alargando la vida útil de este sistema. 0or

ejemplo, si la velocidad de viento es 2> mDs y la velocidad programada

de descone'ión es 2: mDs (;7 LmD#), esa velocidad se tendrá %ue

mantener unos minutos #asta %ue el control decida desconectar el

generador por e'cesivo viento. Sin embargo, si la velocidad supera <7

mDs, la descone'ión será casi inmediata.

2.=.1.: Cam0io a #a$%a ?e%tado tem#oral@

5urante el /uncionamiento a carga parcial o total y durante la

cone'ión, debe ser posible en cual%uier circunstancia apagar el

aerogenerador y llevarlo al estado de espera. 0or este motivo, después

de %ue los valores #an sido ajustados por el sistema de control, la

potencia de salida del generador se reduce a través del control de

/recuencia del convertidor y la velocidad de giro es reducida por el

servomecanismo de control de ángulo de paso #asta alcan!ar la

posición de bandera.

En ese momento, los valores de las variables del aerogenerador

permiten %ue el generador sea desconectado de la red eléctrica.

5espués de una descone'ión concluida con é'ito, el aerogenerador

vuelve al estado de espera.

2.=.1./ Cam0io a #arada ?e%tado tem#oral@

5esde cual%uier estado de /uncionamiento, debe ser posible parar elaerogenerador. El /uncionamiento durante la parada es similar al de la

pausa, salvo %ue en este caso se toman medidas más enérgicas para

detener y desconectar el aerogenerador en un menor tiempo.



=uando la velocidad de giro #a caído por debajo de un mínimo, se

activan los /renos del rotor y el giro de la góndola también es

blo%ueado. 5espués de la parada, el sistema vuelve al estado de paro.

2.=.1.1 De%cone!ión de0ida a allo ?tem#oral@

a descone'ión por la e'istencia de un /allo se reali!a de /orma similar

a la parada. El sistema de control, no obstante, puede imponer

acciones más drásticas. Este procedimiento puede activar los /renos

con velocidades de giro más altas %ue la parada.

2.=.1.11 De%cone!ión de emer&encia ?tem#oral@

na descone'ión de emergencia puede ser provocada por una parada

normal cuando ésta no es posible. Este procedimiento dura mientras elaerogenerador no se pare completamente. 0uede ser activado por el

sistema de control o por un sistema de seguridad del aerogenerador.

5ado %ue una parada de emergencia puede darse incluso a

velocidades e'tremas de viento, todos los sistemas de

/renado deben estar dimensionados para parar la má%uina de una

/orma segura. El método más seguro, pero %ue impone mayores

es/uer!os mecánicos, es la activación abrupta de los /renos y el

sistema #idráulico del paso de palas. El rotor se blo%uea tan pronto

como deja de girar.

2.=.2 Fallo% o alta% en el aero&enerador

0ara asegurar el /uncionamiento $able de un aerogenerador y sus

componentes, el sistema de control debe detectar desviaciones

respecto el /uncionamiento normal. El sistema de control debería

actuar, idealmente, antes de %ue lo #iciera el sistema de seguridad, de

/orma %ue éste se activase lo menos posible.

El sistema de seguridad puede estar compuesto por un ordenadorredundante monitori!ando un subsistema o por sensores %ue detecten

/allos (por ejemplo, un sensor %ue detecte sobre velocidad del

generador y active directamente independientemente del sistema de

control del aerogenerador el sistema #idráulico).



as /altas de la red eléctrica incluso a%uellas de corta duraciónI

pueden provocar un incremento e'cesivo en la velocidad. 5e los

conceptos %ue aparecen a%uí, los /allos de la red eléctrica sólo pueden

ser reconocidos por el convertidor de /recuencia y las protecciones

eléctricas. 0or tanto, el generador debe ser desconectado y el sistema

de control debe ser noti$cado inmediatamente.

2.=.2.1 Cortocirc$ito%

os cortocircuitos provocan corrientes altas %ue pueden da"ar e

incluso destruir circuitos, protecciones eléctricas y otros componentes

del aerogenerador. 0ara evitar estos da"os, el circuito en donde se #a

producido el cortocircuito debe ser interrumpido tan pronto como sea

posible. Este proceso se reali!a con el disparo de interruptores

automáticos. & la ve!, las protecciones envían una se"al al sistema decontrol para %ue active la descone'ión debido a un /allo.

n cortocircuito en el generador puede resultar en una disminución

súbita del voltaje, a pesar de %ue la velocidad esté en el rango

correcto, y el convertidor de /recuencia puede enviar una se"al al

control. n cortocircuito dentro del convertidor de /recuencia debe ser

reconocido independientemente de éste y en algunos casos los

dispositivos electrónicos %ue contiene el convertidor pueden aislar la

parte a/ectada (en otro caso sería necesario desconectar todo el

convertidor).

2.=.2.2 So0re (elocidade%

=uando el aerogenerador está a plena carga, es decir, la velocidad de

viento supera la nominal, la velocidad de giro se mantiene dentro del

rango de regulación ajustando el ángulo de las aspas. os márgenes de

reserva en la velocidad del generador permiten %ue la regulación del

paso de aspa sea más lenta y por tanto los re%uerimientos y la vida

media del sistema de posicionamiento de las palas se incrementannotablemente.

Si la velocidad se incrementa por encima del límite permisible, el

proceso de descone'ión debido a /allo es iniciado. Si el rotor continúa

girando demasiado deprisa a pesar de la intervención del sistema de

control y se alcan!a la velocidad de embalamiento, el sistema de



seguridad debe actuar para limitar la velocidad, iniciando el

procedimiento de paro de emergencia.

2.=.2." So0re tem#erat$ra%

os componentes del aerogenerador #an sido dise"ados para trabajar

en un rango de temperaturas. Si los límites de temperaturas se

sobrepasan, es probable %ue e'iste un /allo o una sobrecarga en el

sistema. 0or tanto, el procedimiento de paro debido a /allo debe ser

iniciado.

&lgunos componentes cuya temperatura se monitori!a continuamente

son temperatura del aceite de los engranajes de la multiplicadora,

temperatura de los devanados del trans/ormador de potencia,

temperatura del generador, temperatura de los /renos del rotor, etc.

2.=." MonitoriKación 4 %i%tema% de %e&$ridad

&demás del /uncionamiento normal del aerogenerador, otros aspectos

como la monitori!ación y aspectos de seguridad deben ser tenidos en

cuenta. as necesidades pueden depender del aerogenerador, de la

red eléctrica y de re%uerimientos especí$cos de cada empla!amiento.

odos los elementos de cuyo /uncionamiento dependa la integridad

del generador, deben dise"arse de /orma segura. Esto %uiere decir

%ue en caso de /alta de suministro o /allo en el circuito #idráulico, el

sistema debe ser capa! de evolucionar a un estado seguro. 0or

ejemplo, los /renos del rotor tienen un sistema de muelles %ue en caso

de /allo en el circuito #idráulico vuelven a la posición de reposo, es

decir, blo%uean el rotor.

n sistema similar está instalado en el sistema de paso de palas, en

donde además se limita el ángulo, la velocidad y la aceleración angular

del paso de palas. En caso de /allo del sistema #idráulicoDeléctrico, laspalas giran automáticamente #asta la posición de bandera. En los

aerogeneradores %ue en ve! de tener paso de palas variables,

disponen de algún sistema de aero/reno, éste también se activa

automáticamente cuando e'iste un /allo en el sistema #idráulico o

eléctrico.



o mismo se puede decir de los /renos %ue blo%uean el giro de la

góndola, cuyo espesor también debe ser comprobado. os /usibles, a

su ve!, llevan un dispositivo %ue indica al control cuándo se #an

/undido. El sistema de control del aerogenerador y los sistemas de

emergencia deben tener un sistema de alimentación ininterrumpida.

Se debe dise"ar adecuadamente la iluminación de la torre, góndola y

subestación eléctrica. os aerogeneradores, además, deben llevar en

lo alto de la góndola luces de navegación aérea. Se debe disponer de

un sistema automático %ue recti$%ue el retorcimiento de los cables.

ambién se deben tomar medidas para proteger contra rayos,

#uracanes o terremotos.

2.=.".1 Sen%ore% de (i0ración

0ara proteger al aerogenerador de vibraciones severas y oscilaciones

de gran amplitud en la góndola, éstas son monitori!adas. Si se alcan!a

el valor límite, la má%uina se detiene.

as vibraciones en el sentido longitudinal y en el transversal (e incluso

vertical si /uera vertical) pueden ser caracteri!adas con un diagrama

de /recuencias, en el cual para cada /recuencia le corresponde la

amplitud de la vibración. n sensor $able y robusto puede ser un

acelerómetro pie!oeléctrico instalado en la parte baja de la góndola,

en donde se puede medir la variación de carga del sensor. =ondiciones

de /uncionamiento críticas, por ejemplo, provocadas por resonancias

de la torre o por la 9e'ión de las palas, etc.

2.=.".2 'i&ilancia de la red elctrica 4 #rotección contra ra4o%

En el caso de %ue la tensión o la /recuencia se desvíe de sus

parámetros nominales (por ejemplo un 37 8 para la tensión y un 38

para la /recuencia), el aerogenerador debe desconectarse para

prevenir el /uncionamiento aislado de la red. 0or otra parte, los

circuitos del aerogenerador deben protegerse /rente a sobretensiones



%ue pueden ser provocadas en el generador, por maniobras en la red

eléctrica o por descargas atmos/éricas (directas o indirectas).

as descargas atmos/éricas directas (por ejemplo, un rayo %ue impacta

en el aerogenerador) causan da"os muy importantes. 0ara evitar en la

medida de lo posible esto, se instalan en la punta de la pala una c#apa

metálica y las palas se recubren de una malla o rejilla de cobre %ue

deriva la corriente al rotor y la torre. 0ara %ue esto sea e/ectivo, el

aerogenerador debe disponer de una cone'ión a tierra de baja

resistencia.

&parte de los límites establecidos en un aerogenerador, en la

subestación eléctrica dónde se conecta los aerogeneradores, e'isten

unas protecciones eléctricas %ue, en cuanto detectan una /alta en la

red, desconectan los aerogeneradores. os límites o taras de estosrelés o protecciones son $jados normalmente por la compa"ía

eléctrica.

2.=."." Telemando 4 (i&ilancia

os aerogeneradores se construyen normalmente en empla!amientos

remotos. 0or tanto, la veri$cación visual no es siempre posible. 0ara

reducir el tiempo %ue los par%ues eólicos o sus aerogeneradores están

indisponibles, los sistemas remotos de diagnosis son necesarios.

2.: In%talacione% Elctrica% ?In%talación T< MT< AT

S$0e%tación Centro De Tran%ormación@

El sistema eléctrico de un par%ue eólico tiene por objeto la

trans/erencia de energía eléctrica producida por cada aerogenerador#acia la red de la compa"ía eléctrica en unas condiciones optimas

tanto desde el punto de vista del par%ue como de la compa"ía.

El tipo de dise"o y tra!ado depende principalmente de la potencia de

la instalación, numero y locali!ación de los aerogeneradores



instalados, características de la red en el punto de cone'ión y la

distancia #acia el mismo.

Jormalmente en un par%ue eólico se re%uieren dos niveles de

trans/ormación. El primero eleva la tensión de salida de los

aerogeneradores (baja tensión T377-) #asta la tensión interna del

par%ue (mediana tensión). El segundo eleva la tensión de la red interna

#asta una alta tensión tensión %ue corresponde al voltaje utili!ado en

el sistema de transmisión al cual se conectará.

a con$guración utili!ada con una cone'ión de los aerogeneradores

entre si en ?, #ace %ue cada aerogenerador cuente con un centro de

trans/ormación propio. Fesumiendo, el sistema eléctrico típico de un

par%ue eólico está compuesto por los siguientes elementos, ordenados

según el 9ujo de energía

2.:.1 In%talación elctrica de 0a*a ten%ión de cadaaero&enerador

En la red de baja tensión de un aerogenerador se pueden distinguir dos

tipos de circuitos según la /unción %ue reali!an

3. =ircuitos de generación o de potencia %ue tienen por objeto

conectar la salida del generador con el centro de trans/ormación

y %ue constan de los siguientes elementos principalesa. E%uipo de generación incluye el generador y el e%uipo de

regulaciónb. =ableado del generador #asta el centro de trans/ormaciónc. Elementos de maniobra y protección contactores para

cone'ión de motores eléctricos, interruptores automáticos

para la protección contra sobre intensidades y

descargadores para protección contra sobretensiones.d. 5ispositivos de medida de tensión, intensidad, potencia y

/recuencia.e. E%uipos de compensación de potencia reactiva

2. =ircuitos de control, comunicaciones y servicios au'iliaresa. =ircuitos de alimentación a los e%uipos de regulación y

controlb. &limentación de los motores au'iliares y de la unidad

#idráulica.



c. íneas de alumbrado y potencia para #erramientas en la

góndola y torre.

os componentes de la instalación eléctrica de A del aerogenerador

se encuentran situados en distintos puntos del mismo. En la góndola

se encuentra el generador, en el cuadro de baja tensión, el

trans/ormador de potencia, los registros, motores de orientación y la

unidad #idráulica, etc.

5ispositivos de maniobra y protección.

a elección de dispositivos de protección eléctrica, principalmente los

interruptores automáticos mas adecuados se basa en el ajuste de las

curvas de disparo y la selección de los parámetros de ruptura poder

asignado de corte en corto circuito.

2.:.2 Centro de tran%ormación

no por cada aerogenerador y %ue normalmente se ubican en la parte

baja de la torre, a%uí llegaran las líneas de potencia de baja tensión

tendidas por medio de bandejas a lo largo del aerogenerador.

El centro de trans/ormación se compone principalmente de los

siguientes elementos

3. =uadro principal de Aaja ension2. rans/ormador de potencia correspondiente al aerogenerador de

AD?<. =eldas de ? entradasDsalidas de línea y protección del

trans/ormador ?C. Elementos de telemando y au'iliares.

En cuanto al trans/ormador, este se ubica en el interior de un

compartimiento cerrado por ra!ones de seguridad. 5e esta /orma, se

consigue reducir las perdidas al generarse la energía en A, y ser la

distancia entre el generador y el trans/ormador minima posible.

a potencia del trans/ormador viene dada por la potencia nominal del

generador y el /actor de potencia. 0ara adecuarse a las condiciones de

trabajo del aerogenerador, con un numero de #oras y potencia nominal

muy reducido, se dise"a con menores perdidas en #ierro y mayores en

cobre %ue su e%uivalente en distribución.



2.:." Red de media ten%ión

a red de media tensión en par%ues eólicos, como se mencionó

anteriormente se encarga de enla!ar eléctricamente los

aerogeneradores #asta la subestación de trans/ormación, se reali!a

#abitualmente de /orma subterránea, para reducir el impacto

ambiental %ue implicaría un tendido aéreo y reducir el riesgo %ue

implicaría dic#a red aérea para las maniobras de mantenimiento de los

aerogeneradores. Se con/orma por los siguientes elementos

3. =onductores de ?edia tensión, terminales y empalmes.2. Fed de tierras<. =ables de comunicación

El rango optimo de tensiones se situa entre los 37 y los <7 L-,#abiendo adoptado muc#os /abricantes de aerogeneradores la tensión

de 27L- como estándar de dise"o. En muc#os casos, sin embargo,

para par%ues de elevada potencia, es mas adecuado el empleo de

redes de <7 L-. 0ara determinar el nivel de tensión se debe tener en

cuenta

• =ostes de instalación =oste <7L- U =oste 27 L- (mayor

aislamiento)• 0erdidas de energía en una y otra opción

En general, tensión de <7 L- se justi$ca si el par%ue o agrupación depar%ues son de elevada potencia (alrededor de 377?+), si e'iste

grandes distancias entre los aerogeneradores o a la subestación

trans/ormadora.

& continuación podemos observar un es%uema uni$lar para un par%ue

de aerogeneradores



Fi&$ra 1". Es%uema uni$lar típico red de media tensión en par%ues eólicos

2.:.+ S$0e%tación de entre&a

a subestación se encarga de interconectar la red de ? del par%ue

con la red de alta tensión y se compone de

• rans/ormador principal ?D&

• Hnterruptores de potencia

• Seccionadores• E%uipos para medición

• E%uipos de protección

• E%uipos de comunicaciones

• Servicios au'iliares

El dise"o de la subestación de un par%ue eólico no di$ere en esencia

del de una subestación de distribución o transmisión. &l igual %ue en

estas, #abitualmente el trans/ormador ?D& posee un sistema dederivación bajo carga, %ue permite modi$car en determinados

momentos, y sin interrumpir el servicio, su relación de trans/ormación,

/acilitando d esta manera el mantenimiento de la tensión en los niveles

aceptables para el sistema.



as ba#ías en &lta tensión son normalmente de bajo per$l, con buses

de tipo barras. a cone'ión de la subestación del par%ue eólico con la

red de la compa"ía eléctrica puede reali!arse de distintas /ormas

según la potencia del par%ue y las características de la red. En general

puede ser

• ínea dedicada

Fig. 2..1 - Confguración de cone/ión por medio de l$nea dedicada+ solución mas

recuente.

• ínea de enlace



Figura 2..2 - Confguración de cone/ión por medio de l$nea de enlace+ aceptable

solo en determinadas ocasiones.

• 5oble circuito entrada salida

Figura 2..! - Confguración de cone/ión por medio de doble circuito+ alternati"a

t#cnica mas adecuada

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