Aerogeneradores

Facultad de Ingeniería Ingeniería Automática y Electrónica Industrial 2006 / 2007

Tecnología Eléctrica

AEROGENERADORES

Versión 1.0

Enero de 2007

Información del documento Titulación:

107.5 – Facultad de Ingeniería

Asignatura

37513 – Tecnología Eléctrica

Curso

2006 / 2007; Semestre 1

Fecha:

2006-10-21

Documento:

AEROGENERADORES ( PARQUE EOLICO OIZ)

Autores:

Denis Rodriguez Bilbao

78878411

Guillermo de Diego Ponga

16075711

Adria Bidarte Martinez

16072252

Jon Plaza Macias

16080657

Estibaliz Sanz

45818422

Índice 1 INTRODUCCIÓN.......................................................................................................6 2 CLASIFICACIÓN ..................................................................................................11 3 COMPONENTE.......................................................................................................18 4 ESQUEMA UNIFILAR.............................................................................................33 5 EJEMPLO DE UNA MÁQUINA EÓLICA GENERADORA......................................37 6 El rendimiento de los aerogeneradores ..............................................................46 7 Reles de protección..............................................................................................47 8 ERRORES EN LOS SISTEMAS DE PREVISIÓN..................................................51 9 Subestación cubierta/intemperie.........................................................................53 10 VISITA AL PARQUE OIZ........................................................................................56 11 BIBLIOGRAFIA......................................................................................................65

Índice de Figuras figura 1..........................................................................................................................6 figura 2..........................................................................................................................9 figura 3..........................................................................................................11 figura 4........................................................................................................................12 figura 5

.............................................................................................................12

figura 6..................................................................................................................13 Una aplicación de este diseño se presenta en la figura.

figura 7......14

figura 8........................................................................................................................14 figura 9........................................................................................................................15 figura 10......................................................................................................................18 figura 11......................................................................................................................19 figura 12......................................................................................................................20 figura 13......................................................................................................................28 figura 14

turbina y sus alrededores. Las señales de la veleta son

utilizadas por el controlador electrónico para girar el aerogenerador en contra del viento, utilizando el mecanismo de orientación.

..................................32

figura 15 .....................................................................................................................34 figura 16......................................................................................................................35 figura 17......................................................................................................................36 figura 18......................................................................................................................43 figura 19......................................................................................................................44 figura 20.............................................................................................................46

Índice de Tablas Tabla 1.........................................................................................................................37 Tabla 2.........................................................................................................................38 Tabla 3.........................................................................................................................38 Tabla 4.........................................................................................................................39 Tabla 5.........................................................................................................................39 Tabla 6.........................................................................................................................40 Tabla 7.........................................................................................................................40 Tabla 8.........................................................................................................................41

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1 INTRODUCCIÓN

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figura 1

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1.1.

CÓMO SE INSTALÓ La ubicación final de cada uno de los aerogeneradores y todas las estructuras

asociadas al Parque Eólico de Oiz vino definida por la protección de elementos arqueológicos cómo el Dólmen de Iturzurigaina, túmulos de Probazelaiburua I y II, bordas pastoriles, etc... elementos bióticos (llanuras inundables o charcas) y todos aquellos elementos puntuales localizados en el área o su entorno. Los 30 aerogeneradores están emplazados con una clara línea dispuesta de Noroeste a Sureste. Desde el Alto de Oiz nos encontramos con las alineaciones del parque, una primera constituida por 21 aerogeneradores, con una altitud que oscila entre los 850 m y los 965 m y una segunda alineación cuya cota más baja es de 770 m sobre el nivel del mar. La línea de evacuación de la electricidad generada en el parque se realizó subterránea a lo largo de 9km hasta la subestación existente en Abadiño, excepto 500m aéreos que con 2 únicos apoyos consiguen salvar un bosque de hayas a mitad de camino. Eólicas de Euskadi, es la única empresa que ha instalado torres de medición en este emplazamiento, tomando mediciones del recurso desde el año 1997. La instalación del primer parque eólico de Bizkaia supuso una inversión de 22 millones de euros. El 95% de las contrataciones de suministros para la instalación de este parque eólico, se realizó con empresas de Euskadi, incluyendo varias empresas del mismo Duranguesado. La empresa Gaimaz, de Markina, ha sido la encargada de todas las labores correspondientes a obra civil, recuperación, restauración y revegetación de las zonas afectadas.

Gamesa Eólica suministró aerogeneradores, cuyos componentes han sido fabricados por empresas vascas como Indar, Ormazábal, Alkargo, Etxesa, etc...Para el transporte y montaje de aerogeneradores y componentes participaron las empresas Usabiaga y Aldaiturriaga.

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1.2. ANTECEDENTES

El viento es una de las más antiguas fuentes de energía conocidas.

Los

convertidores de energía eólica eran conocidos en Persia y en la China y durante muchísimos años los barcos de vela constituyeron una importante utilización de la energía eólica.

En el siglo pasado, los convertidores de energía eólica se utilizaban

especialmente para accionar molinos, para moler granos y bombear agua. Durante muchas décadas se han utilizado rotores muy pequeños a fin de suministrar energía eléctrica y calefacción a granjas y casas situadas en lugares apartados, para abastecer de energía a estaciones meteorológicas y de retransmisión, e igualmente para bombeo de agua y ventilación en estanques de piscicultura, etc. Las posibilidades de utilización van en aumento, debido a la tecnología y materiales mejorados, e igualmente debido a los fuertes aumentos en los precios de la energía primaría. El aprovechamiento de la energía eólica constituye una fuente de energía sumamente atractiva y ventajosa, no solamente para las empresas de servicios públicos, sino para la economía de un país en general.

1.3. LAS NUEVAS MÁQUINAS EÓLICAS

Los avances en la aerodinámica han incrementado el rendimiento de los aerogeneradores del 10% hasta el 45%. En buenos emplazamientos, con vientos medios anuales superiores a los 5 m/s a 10 metros de altura, se consiguen producciones eléctricas anuales por metro cuadrado de área barrida superiores a los 1.000 kW/h. El tamaño medio de los grandes aerogeneradores es de 600-1.300 kW con rotores de 40 metros de diámetro. Existe una tendencia generalizada hacia las máquinas tripala, que representan más del 80% de los aerogeneradores instalados. Los futuros desarrollos tecnológicos buscan la reducción de costes mediante la elección de conceptos simplificados como, por ejemplo, el uso de trenes de potencia modulares, diseños sin caja de multiplicación, sistemas de comunicación pasivos y con orientación libre. Los desarrollos inciden también en la reducción de cargas y desgastes mecánicos mediante articulaciones y sistemas de velocidad variable, con control de par,

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reduciendo las fluctuaciones y mejorando la sincronización a la red. Todo esto se traducirá en trenes de potencia más ligeros y baratos.

1.4. VELOCIDAD DEL VIENTO

El viento viene definido por dos parámetros esenciales que son, su dirección y su velocidad. La dirección del viento y su valoración a lo largo del tiempo conducen a la ejecución de la llamada rosa de los vientos, Fig I.1. La velocidad media del viento varía entre 3 y 7 m/seg, según diversas situaciones meteorológicas; es elevada en las costas, más de 6 m/seg, así como en algunos valles más o menos estrechos. En otras regiones es, en general, de 3 a 4 m/seg, siendo bastante más elevada en las montañas, dependiendo de la altitud y de la topografía. La velocidad media del viento es más débil durante la noche, variando muy poco, aumenta a partir de la salida del Sol y alcanza un máximo entre las 12 y 16 horas solares. Para realizar la medida de las velocidades del viento se utilizan los anemómetros; existen muy diversos tipos de estos aparatos, que en un principio se pueden clasificar en anemómetros de rotación y anemómetros de presión.

figura 2

Fig I.1.- Rosas de viento características para un flujo dominante dentro de un valle.

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El anemómetro de rotación más característico es el de Papillon, que es un molino de eje vertical con cazoletas en forma de semiesfera El anemómetro de presión se basa en el método del tubo de Pitot. La dirección del viento se comprueba mediante una veleta, mientras que la velocidad se mide con un anemómetro. Según sea la velocidad se pueden considerar tres tipos de definiciones: -Viento instantáneo; se mide la velocidad del viento en un instante determinado. -Viento medio aeronáutico; se mide la velocidad media durante 2 minutos -Viento medio meteorológico; se mide la velocidad media durante 10 minutos

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2 CLASIFICACIÓN

En la actualidad existe toda una enorme variedad de modelos de aerogeneradores, diferentes entre sí tanto por la potencia proporcionada, como por el número de palas o incluso por la manera de producir energía eléctrica (aisladamente o en conexión directa con la red de distribución convencional).

Pueden clasificarse, pues, atendiendo a

distintos criterios:

2.1. POR LA POSICIÓN DEL AEROGENERADOR:

A. Eje Vertical Su característica principal es que el eje de rotación se encuentra en posición perpendicular al suelo. Son también llamados

"VAWTs",

que

corresponde

a

las

siglas

de

la

denominación inglesa "vertical axis wind turbines". Existen tres tipos de estos aerogeneradores:

figura 3 a.1) Darrieus: Consisten en dos o tres arcos que giran alrededor del eje. a.2) Panemonas Cuatro o más semicírculos unidos al eje central. Su rendimiento es bajo. a.3) Sabonius: Dos o más filas de semicilindros colocados opuestamente.

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B. Eje horizontal Son los más habituales y en ellos se ha centrado el mayor esfuerzo de diseño en los últimos años. Se los denomina también

"HAWTs",

que

corresponde

a

las

siglas

de

la

denominación inglesa "horizontal axis wind turbines".

2.2.

POR LA POSICIÓN DEL EQUIPO CON

RESPECTO AL VIENTO: figura 4 a) A barlovento: Las máquinas corriente arriba tienen el rotor de cara al viento. La principal ventaja de los diseños corriente arriba es que se evita el abrigo del viento tras la torre. Con mucho, la mayoría de los aerogeneradores tienen este diseño. Por otro lado, también hay algo de abrigo enfrente de la torre, es decir, el viento empieza a desviarse de la torre antes de alcanzarla, incluso si la torre es redonda y lisa. Así pues, cada vez que el rotor pasa por la torre, la potencia del aerogenerador cae ligeramente. El principal inconveniente de los diseños corriente arriba es que el rotor necesita ser bastante inflexible, y estar situado a una cierta distancia de la torre. Además una máquina corriente arriba necesita un mecanismo de orientación para mantener el rotor de cara al viento.

figura 5

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b) A sotavento: Las máquinas corriente abajo tienen el rotor situado en la cara a sotavento de la torre.La ventaja teórica que tienen es que pueden ser construidos sin un mecanismo de orientación, si el rotor y la góndola tienen un diseño apropiado que hace que la góndola siga al viento pasivamente. Sin embargo, en grandes máquinas ésta es una ventaja algo dudosa, pues se necesitan cables para conducir la corriente fuera del generador. Si la máquina ha estado orientándose de forma pasiva en la misma dirección durante un largo periodo de tiempo y no dispone de un mecanismo de orientación, los cables pueden llegar a sufrir una torsión excesiva. Un aspecto más importante es que el rotor puede hacerse más flexible. Esto supone una ventaja tanto en cuestión de peso como de dinámica de potencia de la máquina, es decir, las palas se curvarán a altas velocidades del viento, con lo que quitarán parte de la carga a la torre. El inconveniente principal es la fluctuación de la potencia eólica, debida al paso del rotor a través del abrigo de la torre. Esto puede crear más cargas de fatiga en la turbina que con un diseño corriente arriba.

figura 6

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2.3. POR EL NÚMERO DE PALAS: a) Una pala Al tener sólo una pala, estos aerogeneradores precisan un contrapeso en el otro extremo para equilibrar. La velocidad de giro es muy elevada. Su gran inconveniente es que introducen en el eje unos esfuerzos muy variables, lo que acorta la vida de la instalación. Una aplicación de este tipo de máquinas puede verse en la foto situada al lado. b) Dos palas Los diseños bipala de aerogeneradores tienen la ventaja de ahorrar el coste de una pala y, por supuesto, su peso. Sin embargo, suelen tener dificultades para penetrar en el mercado, en parte porque necesitan una mayor velocidad de giro para producir la misma energía de salida. Esto supone una desventaja tanto en lo que respecta al ruido como al aspecto visual. Una aplicación de este diseño se presenta en la figura. figura 7 c) Tres palas La mayoría de los aerogeneradores modernos tienen este diseño, con el rotor mantenido en la posición corriente arriba, usando motores eléctricos en sus mecanismos de orientación. Este diseño tiende a imponerse como estándar al resto de los conceptos evaluados. La gran mayoría de las turbinas vendidas en los mercados mundiales poseen este diseño. Un espectacular ejemplo, de 72 m de diámetro del rotor y 80 m de altura hasta el eje, puede verse en la foto .

figura 8

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d) Multipalas Con un número superior de palas o multipalas. Se trata del llamado modelo americano, debido a que una de sus primeras aplicaciones fue la extracción de agua en pozos de las grandes llanuras de aquel continente.

figura 9

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2.4. POR LA MANERA DE ADECUAR LA ORIENTACIÓN DEL EQUIPO A LA DIRECCIÓN DEL VIENTO EN CADA MOMENTO:

El mecanismo de orientación de un aerogenerador es utilizado para girar el rotor de la turbina en contra del viento. Se dice que la turbina tiene un error de orientación si el rotor no está perpendicular al viento. Un error de orientación implica que una menor proporción de la energía del viento pasará a través del área del rotor (esta proporción disminuirá con el coseno del error de orientación). Por tanto, la eficiencia del mecanismo de orientación es fundamental para mantener el rendimiento de la instalación.

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2.5. SEGÚN LA FORMA DE PRODUCIR ENERGÍA ELÉCTRICA

Se divide en dos: en conexión directa a la red de distribución convencional o de forma aislada: Las aplicaciones aisladas por medio de pequeña o mediana potencia se utilizan para usos domésticos o agrícolas (iluminación, pequeños electrodomésticos, bombeo, irrigación, etc.), incluso en instalaciones industriales para desalación, repetidores aislados de telefonía, TV, instalaciones turísticas y deportivas, etc. En caso de estar condicionados por un horario o una continuidad, se precisa introducir sistemas de baterías de acumulación o combinaciones con otro tipo de generadores eléctricos (grupos diésel, placas solares fotovoltaicas, centrales minihidráulicas,...) También se utilizan aerogeneradores de gran potencia en instalaciones aisladas, desalinización de agua marina, producción de hidrógeno, etc. La conexión directa a la red viene representada por la utilización de aerogeneradores de potencias grandes (mas de 10 ó 100 kW). Aunque en determinados casos, y gracias al apoyo de los Estados a las energías renovables, es factible la conexión de modelos mas pequeños, siempre teniendo en cuenta los costes de enganche a la red (equipos y permisos). La mayor rentabilidad se obtiene a través de agrupaciones de máquinas de potencia conectadas entre si y que vierten su energía conjuntamente a la red eléctrica. Dichos sistemas se denominan parques eólicos. Por sus condiciones de producción caprichosa, está limitada en porcentaje al total de energía eléctrica (en la conexión directa a la red). Se considera que el grado de penetración de la energía eólica en grandes redes de distribución eléctrica, puede alcanzar sin problemas del 15 al 20% del total, sin especiales precauciones en la calidad del suministro, ni en la estabilidad de la red.

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3 COMPONENTE

En esta figura se pueden ver los principales elementos de un aerogenerador:

figura 10

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Donde se observan los siguientes componentes:

3.11. TURBINA:

Las principales partes de la turbina se ven en la siguiente figura:

figura 11 Y en la siguiente imagen se aprecian todos los componentes en detalle

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figura 12

Frame: chasis Gearbox: multiplicador Bearing: rodamiento Hub: buje Generator: Generador Yaw motor / brake : motor/freno para el movimiento de orientación de la turbina

3.2.

LA 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. La góndola del aerogenerador protege a todos los componentes del mismo de las inclemencias del tiempo, a la vez que aísla acústicamente el exterior del ruido generado por la máquina La capota de la góndola, fabricada en material compuesto, está unida al chasis, sobre el que se montan todos los componentes. Está construida en un 30% de fibra de vidrio y en un 70% de poliéster. Dispone de tomas de aire para la refrigeración, trampilla, pararrayos, anemómetro y veleta.

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La cara externa está protegida con gelcoat de alta calidad, no permitiéndose que en su acabado aparezcan deformaciones o marcas de fibra, Este acabado proporciona una resistencia suficiente al medio marino y a la erosión derivada de vientos fuertes y partículas en suspensión. El chasis es partido, con una parte frontal en la que se soportan y transmiten las cargas del rotor y tren de potencia, y una parte posterior en voladizo sobre la que descansan el generador y los armarios de potencia y equipos auxiliares.

3.3.

EL BUJE

El buje del rotor está acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador.

3.4. EL ROTOR

Podemos encontrar varios modelos de rotor, y esa es la mejor forma de entender y hacer la elección de uno para la creación de una máquina eólica. Un ejemplo de rotor será un tripala horizontal, con control de potencia por entrada en pérdida. La pala puede ser de longitud

21 m

por lo que al usar buje

esférico son necesarios unos alargadores de aproximadamente 0.5 m. (para un buje de 1.7 m. diámetro). El ángulo de inclinación del eje de giro del rotor respecto a la horizontal es de 5° (ángulo de tilt). La pala viene equipada con dispositivos aerodinámicos que optimizan el comportamiento de ésta tanto desde un punto de vista estructural-dinámico como de actuaciones. El sentido de giro del rotor, visto desde aguas arriba, es horario.

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También podemos encontrar un rotor de tipo tripala de eje horizontal, con control de potencia por cambio de paso de las palas, y por elección de la velocidad de giro de su rotor, de manera que se está siempre en la situación óptima para la producción energética. Ejemplos de pala elegida para este tipo pueden ser la LM 25.1 P 27.1 P 28.6 P (Longitud de pala 25.1 m 27.1 m y 28.6 m) La pala está unida al buje mediante un rodamiento de bolas, que permite a ésta girar alrededor de su eje. El rodamiento se une a la pala por su anillo interior y al buje por el exterior. El control del ángulo de paso permite a la pala girar entre 0 y 90º y conseguir que el aerogenerador mantenga la potencia nominal en un rango de vientos comprendido entre 12 – 25,11,5 - 25 y 10,8 - 25 m/s) así como realizar arranque y paradas eficaces.

3.5. EL EJE DE BAJA VELOCIDAD

Conecta el buje del rotor al multiplicador. En un aerogenerador moderno de 600 kW. El rotor gira muy lento, a unas 19-30 r.p.m. El eje contiene conductos del sistema hidráulico para permitir el funcionamiento de los frenos aerodinámicos. SISTEMA DE CAMBIO DE PASO La principal función del sistema de cambio de paso es el control de potencia el sistema de control está continuamente comparando la curva de potencia con la producción del aerogenerador, seleccionando el paso de la pala óptimo para cada velocidad de rotación. El cambio de paso se realiza mediante un actuador hidráulico individual para cada pala, aumentando o disminuyendo la presión. Con este sistema se logra una mayor precisión en la regulación, optimizar la dinámica del sistema y una mayor seguridad frente a fallos.

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También se utiliza el cambio de paso para el sistema de frenado. Mediante las servoválvulas se llevan las palas hasta 88° (posición de bandera) a una velocidad de 5,7 °ls en una parada normal. Para frenada de emergencia se utilizan, adicionalmente a las servoválvulas, unos acumuladores que son

capaces de llevar la pala a 88° a una

velocidad de 15 °ls.

3.6. EL TREN DE POTENCIA Y MULTIPLICADOR

El tren de potencia está constituido por el eje lento, el soporte principal de dicho eje, el multiplicador de velocidades y el acoplamiento. Su misión es transmitir la potencia mecánica al generador eléctrico en las condiciones adecuadas para la generación de electricidad. El multiplicador tiene en la entrada el eje de baja velocidad. Permite que el eje de alta velocidad que está a la salida gire más de 50 veces más rápido que el eje de baja velocidad. Se debe tener presente que este multiplicador está equipado con un sistema de lubricación, que puede ser por bomba independiente o por barbotaje. La bomba, acoplada a un motor eléctrico e instalada a un costado de la máquina, se activa antes de liberar el rotor, con lo que la máquina recibe una cantidad suficiente de aceite ya antes de iniciar el giro, caudal que en todo momento es constante e independiente del régimen de revoluciones del multiplicador. En este caso la cantidad de aceite en el cárter es sensiblemente inferior que en la lubricación por barbotaje, si bien, en la práctica se opta por una combinación racional de los dos sistemas, a objeto de minimizar lar necesidades de energía requeridas para los equipos de bombeo y abaratar los costes. El eje principal realizado en acero forjado (42 CrMo4) consta de una brida para su unión mediante tornillos al buje, se apoya sobre un rodamiento de doble hilera de

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rodillos en su parte delantera y se une al multiplicador mediante un aro Stüwe de compresión. El multiplicador tiene una relación de velocidades mayor a 1:50, que consigue mediante una primera etapa planetaria y dos etapas más de ejes paralelos helicoidales. El sentido de giro en eje lento y eje rápido es el mismo. La potencia nominal de entrada en el eje lento puede ser de 715 kW o 860 kW. El acoplamiento entre multiplicador y generador es elástico, con capacidad de absorber desalineamientos en operación en continuo. El freno mecánico se monta sobre el eje rápido del multiplicador, y consiste en un disco de 795 mm de diámetro sobre el que actúa una pinza hidráulica, segura ante el fallo.

3.7. EL EJE DE ALTA VELOCIDAD

Gira aproximadamente a 1.500 r.p.m. 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 freno aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina.

3.8. EL GENERADOR ELÉCTRICO

Suele ser un generador asíncrono o de inducción. En los aerogeneradores modernos la potencia máxima suele estar entre 500 y 1.500 kW - Generador asíncrono: tiene un doble devanado estatórico de, por ejemplo, 4 y 6 polos, lo que permite elegir, en función de la velocidad del viento, cual de los dos se conecta a la red, optimizando así el rendimiento de la transformación energética y características aerodinámicas, a la vez que se reduce el nivel de ruido a bajas velocidades de viento. La potencia de cambio está en el entorno de los 130 kW.

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- Generador es de tipo síncrono: es de velocidad de sincronismo 1500 rpm. El sistema de control permite al generador producir energía desde 750 rpm hasta la velocidad de sincronismo. Este sistema de velocidad variable permite optimizar la captación de energía para velocidades de viento inferiores a la velocidad nominal. En este sistema, el acoplamiento entre el generador síncrono y la red eléctrica de frecuencia fija, se establece a través de un convertidor de frecuencia, situado directamente entre el estator de la máquina y la red. La potencia total generada por la máquina pasa a través del convertidor. El generador se sitúa en la parte trasera de la góndola, en la parte lateral izquierda. A su lado se encuentra el armario de contactores del generador y el módulo de tiristores. Éste último se encarga del arranque y acoplamiento suaves del generador a la red así como de la conmutación entre generadores. También se encuentra en la góndola el modulo de compensación de reactiva. El armario de potencia se conecta a un transformador de 715 kVA situado en la base de torre, en el que se eleva la tensión hasta 20 kV, para ser entregada a la red a través de las correspondientes celdas de media tensión. En la base de la torre se encuentra también el armario de control del aerogenerador.

3.9. 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 refrigerados por agua.

3.10. LAS PALAS DEL ROTOR

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Se mueven con el viento y transmiten su potencia hacia el buje. En un aerogenerador moderno de 600 Kw. cada pala mide alrededor de 20 metros de longitud y su diseño es muy parecido al del ala de un avión. Los materiales que tradicionalmente se han utilizado en la fabricación de las palas de los aerogeneradores se han visto desplazados por la utilización de plásticos y resinas, La fibra de vidrio se aplica al 99% de los grandes aerogeneradores. Existe una tendencia clara hacia el uso de epoxy (generalmente resina de poliester) reforzado de fibra de vidrio o carbono. En cuanto a las turbinas pequeñas, igualmente el 99 % usan materiales plásticos, solo algún fabricante usa madera,

la mayoría son de materiales plásticos

inyectados. Antes de aplicarse estos materiales las palas eran de madera, acero y aluminio. En el capítulo cuarto se muestra un estudio más pormenorizado de las mismas, que requieren de conocimiento de determinados fundamentos basados en la aerodinámica para su aprovechamiento.

3.11. SISTEMA DE ORIENTACIÓN

El aeroqenerador tiene un sistema activo de orientación, que hace girar la góndola de forma que el rotor permanezca orientado hacia el viento El sistema actúa sobre un rodamiento de bolas que une la torre al chasis. La parte exterior del rodamiento, que se une a la torre a través de tornillos, tiene un dentado sobre el que actúan los moto-reductores de orientación. En la parte interna de la torre existe un disco de freno, sobre el que se montan las pinzas de freno. A través de los sensores de viento localizados en el exterior de la góndola (duplicados por seguridad), el control es informado si la góndola está orientada o no con el viento incidente. Si no lo está, se liberan parcialmente (reduciendo la presión de su circuito hidráulico) las 4 pinzas de freno en orientación de la máquina, de forma que cuando los 2 moto-reductores eléctricos aplican su par de giro sobre el rodamiento

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corona, la máquina mantiene un par pasivo que hace más suave y más seguro el movimiento de la máquina.

3.12. CONVERTIDOR.

Tiene el cometido de regular el par que es opuesto por el generador eléctrico a la turbina, regulando de esta forma su velocidad de giro, y el de inyectar la energía producida en la red con la máxima calidad posible. El convertidor se encuentra en una plataforma intermedia de la torre. Su entrada se encuentra conectada al generador a través de mangueras flexibles, y la salida es dirigida de igual forma al transformador de media tensión para su distribución. Los objetivos que el convertidor cumple son: . Inyección de potencia a la red de forma óptima. . Reducción máxima de fluctuaciones de potencia y efecto Flickering. . Operación con velocidad variable del rotor, de forma que el punto de funcionamiento de la turbina sea el de máximo rendimiento dentro del rango de funcionamiento.

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figura 13

3.13. SISTEMA DE ELEVACIÓN DE TENSIÓN.

El armario de potencia y control situado en la base de la torre, se conecta a un transformador seco de 1000 kVA ubicado en el interior de la torre, en el que se eleva la tensión hasta 20 kV (más adecuada para su distribución dentro del parque), para ser entregada a la red a través de las correspondientes celdas de media tensión. Los devanados del transformador son continuamente monitorizados mediante tres sondas, las cuales llevan a cabo la medida y el control de la temperatura. Los aerogeneradores de la serie 800 kW se encuentran equipados con un sistema de tres celdas de 20 kV. Su función es la de proporcionar una conexión fácil y segura entre el aerogenerador y la red, posibilitando la desconexión y puesta a tierra, si fuera necesario, del aerogenerador. El sistema de elevación de tensión está compuesto por los siguientes equipos, ubicados en el interior de la torre:

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3.14. TRANSFORMADOR DE POTENCIA SECOLA

Tiene devanados encapsulados en resina epoxi, servicio continuo, instalación interior de 1000 KV A, 20/1 kV, grupo de conexión DIN 11, 50 Hz.

3.15. CELDA DE PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR

Tiene un interruptor seccionador y posiciones de conexión - seccionamiento puesta a tierra, de 24 kV, 400 A, 16 kA, mando manual, bobina de disparo y portafusibles con timonería de disparo por fusión. Incluye captores capacitivos de presencia de tensión, seccionador de doble puesta a tierra de los portafusibles según DIN43.625. Salida de cable por pasatapas para bornes enchufables de 200 A.

3.16. CELDA DE SALIDA DE LÍNEA 20 KV

Tiene interruptor seccionador y posiciones de conexión - seccionamiento - puesta a tierra, de 24 kV, 400 A Y mando manual, incluyendo captores capacitivos de presencia de tensión en cada fase de la línea de salida y acometida de cables a pasatapas para bornes atornillables 400/630 A.

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3.17. CABINA PARA ENTRADA DE LÍNEA

Se realiza mediante acometida directa de pasatapas para bornes atornillables de 400/630 A, sin elemento de corte. Estas celdas disponen de un sistema de seguridad que indica claramente si apareciera cualquier fuga del gas aislante. Las celdas permiten la desconexión y puesta a tierra del transformador de un aerogenerador a la vez que el servicio a máquinas conectadas en la misma línea sigue estando disponible

3.18. EL CONTROLADOR ELECTRÓNICO

Es

un

ordenador

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 MODEM.

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3.19. LA TORRE

Soporta la góndola y el rotor. Generalmente es una ventaja disponer de una torre alta, dado que la velocidad del viento aumenta conforme nos alejamos del nivel del suelo. Una turbina moderna de 600 Kw. Tendrá una torre de 40 a 60 metros. Las torres pueden ser bien torres tubulares (como la mostrada en el dibujo) o torres de celosía. 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. La principal ventaja de las torres de celosía es que son más baratas.

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3.20. EL ANEMÓMETRO Y LA VELETA

Las señales electrónicas de anemómetro son utilizadas controlador

electrónico

cuando el viento

del

aerogenerador

para

por el

conectarlo

alcanza aproximadamente 5 m/s. El

ordenador parará el aerogenerador automáticamente si la velocidad del viento excede de 25 m/s, con el fin de proteger a la

figura 14

turbina y sus alrededores. Las señales de la veleta son utilizadas

por el controlador electrónico para girar el aerogenerador en contra del viento, utilizando el mecanismo de orientación.

3.21. LA CIMENTACIÓN

La cimentación del aerogenerador asegura la estabilidad del mismo para todas las condiciones de diseño, y está diseñada para una amplia variedad de terrenos. Consta del anclaje y de la zapata. El anclaje se diseña como continuación de la torre, a la que se atornilla por medio de una brida interior, de manera que transmite los esfuerzos a la zapata. La zapata, construida en hormigón en masa, es de planta cuadrada, y está reforzada por una armadura de acero.

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4 ESQUEMA UNIFILAR A continuación se muestran los esquemas unifilares de baja y media tensión. En el esquema de baja tensión encontramos la parte destinada a la conversión de la tensión del generador asíncrono para poder entregarla a la linea cliente, mediante rectificadores e inversores, en nuestro caso entregada a 1000 V Igualmente encontramos como de esa misma tensión, en nuestro caso 1000 V, mediante un transformador para tener la tensión necesaria, alimentamos los elementos auxiliares necesarios para el buen funcionamiento del generador –bombas hidráulicas, intercambiadores, electroválvulas…- estando todo ello controlado en un sistema de lazo cerrado, leyendo permanentemente las condiciones de funcionamiento del generador, parámetros como temperatura, velocidad de rotación, etc… y modificando el funcionamiento de los elementos auxiliares en función de las lecturas obtenidas. Se observa de este modo que el generador se comporta de un modo autónomo, autoabasteciéndose de energía eléctrica para poder funcionar y entregando a la red la energía sobrante generada en el generador asíncrono.

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figura 15

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figura 16

En la siguiente curva de potencia se observa como la misma presenta un máximo a una velocidad a partir de la cual no es interesante operar. Recordemos que

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con la velocidad también aumentan los esfuerzos en las palas, y el desgaste en elementos en movimiento es mayor.

P(kW) 600 500 400 300 200 100 0

0

5

10

15

20

25 v(m/s)

figura 17

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5 EJEMPLO DE UNA MÁQUINA EÓLICA GENERADORA A continuación se muestra una tabal de características de un generador eólico comín, con los parámetros y datos que lo caracterizan: DATOS GENERALES DE LOS COMPONENTES (datos y parámetros más significativos del aerogenerador.) Datos Generales Potencia nominal

660 kW

Control de potencia:

Por entrada en pérdida

Número de palas:

3

Diámetro del rotor:

46 m

Velocidad de giro del rotor:

25,5 rpm/17 rpm

Rango de velocidades del Generador: Freno principal del Aerogenerador Sistema de orientación: Temperatura ambiente de Diseño:

1517 rpm/1 012 rpm Aerofrenos Activo a barlovento - 20 o – 500

Altura del buje sobre el suelo:

Desde 45 m

Velocidad de arranque

3,5 mIs

Velocidad viento nominal

15 mIs

Velocidad de parada

25 mIs

Clase de diseño según lEC:

Clase I según lEC 61400-1

Tabla 1

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Rotor Tipo:

Rotor de barlovento

Diámetro del rotor:

46m

Área barrida por el rotor:

1662 m2

Velocidad de giro:

25,5 rpm/17 rpm

Velocidad máxima en punta de Pala:

61 m/seg

Ángulo de inclinación:

5°

Ángulo de conicidad del rotor:

3°

Tipo de pala

LM 21

Longitud de pala

21m

Tabla 2 Material de la pala

Fibra de vidrio y resina de Poliéster

Multiplicador Tipo:

Planetario o de ejes paralelos

Número de etapas:

3

Relación de multiplicación:

1 :59,50

Tabla 3

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Generador

Máxima Potencia activa:

Asíncrono trifásico, 4 y 6 Polos 660 kW

Tensión de alimentación

690 V :t 5%

Frecuencia de red

50 Hz :t 2%

Factor de potencia

0,92

Tipo de refrigeración

AirelAire

Protección

IP55

Tipo: .

Tabla 4

Sistema de orientación

Tipo: Rodamiento de orientación: Moto - reductores : Pinzas de freno:

Activo Rodamiento de bolas, con Dentado en aro exterior 2 moto-reductores eléctricos, con 3 etapas planetarias, Entrada sinfín-corona 4 pinzas de freno hidráulicas, Activas

Tabla 5

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Transformador

Número:

1

Potencia:

715 KV A

Tensión Primaria:

690 V :t 5%

Tensión Secundaria:

20 kV :t 5%

Grupo de conexión:

DYN 11

Frecuencia:

50 Hz

Tabla 6 Ubicación:

Primer tramo;1a Plataforma

Celdas Tensión nominal

24 kV

Intensidad nominal

400 A /630 A

Frecuencia nominal

50 Hz

Conexión

Trifásica

Tensión de servicio

20 kV

Tabla 7

Torre

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Tipo:

Tronco-cónica de acero Soldado

Altura:

Desde 43,5 m

Tramos: Clase de diseño según lEC:

Tres, embridados internamente Clase 11

Tabla 8

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CERTIFICADO TIPO CLASE I El Certificado Tipo Clase 1, consta de tres certificaciones parciales. 1) Valoración Técnica del Diseño. 2) Pruebas de Prototipo. 3) Sistema de Calidad.

Para la obtención del Certificado Tipo Clase 1, se ha de cumplir con un sistema de calidad para el diseño, producción y ejecución de aerogeneradores, que consigue al satisfacer la DIN EN ISO 9001, ed. 08/1994.

SISTEMA DE PREVISION DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA El futuro de la energía eólica pasa por la previsión. La Universidad Politécnica de Madrid (UPM), y las empresas Indra y Endesa han firmado un acuerdo de colaboración para desarrollar un sistema de previsión de viento que permita a su vez realizar una estimación en tiempo real de la energía que se puede generar en cada parque eólico. Con ello, las empresas generadoras pueden tener una predicción avanzada de cuánta energía pueden comercializar a corto plazo, lo que favorece la integración de esta energía renovable en el mercado eléctrico europeo.

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figura 18

Este acuerdo forma parte del proyecto AMER, que a su vez se enmarca dentro del programa europeo Eureka de Investigación y Desarrollo (I+D). El proyecto está liderado por la Universidad Politécnica, mientras que la compañía española de tecnologías de la información Indra es, junto con la finlandesa Cybersoft, el socio industrial. Endesa se une a esta iniciativa con la aportación de los parques en los que se realizarán las pruebas y que actuarán como centros piloto. Para ello, los tres socios españoles determinarán dos parques de latitudes y situación geográfica distintas en los que se pueda

testear

y

validar

la

solución.

AMER prevé el desarrollo de una herramienta integrada de software que dé soporte a las plantas de energía eólica en el proceso de optimizar el uso de la energía producida dentro de los mercados eléctricos liberalizados. El acuerdo ayudará a optimizar la generación de la energía al disponer de previsiones meteorológicas precisas adaptadas al sistema de producción de energías eólicas. En concreto, este acuerdo se centrará en la predicción de la densidad potencial de viento con objeto de optimizar la cantidad de energía disponible en el mercado en la predicción a corto plazo. Este desarrollo debería ayudar a las compañías que generan electricidad a partir de fuentes renovables a conocer con la precisión suficiente la energía que pueden generar

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Aerogeneradores

potencialmente con objeto de facilitar su adhesión al Mercado Eléctrico de acuerdo a la normativa

nacional

vigente.

El mercado eléctrico español, y en general el europeo y el mundial, atraviesan una etapa de marcada evolución, esencialmente por la continua necesidad de una mayor disponibilidad de energía eléctrica y por otro lado, por la necesidad de que la producción de dicha energía se realice de la forma más sostenible posible y respetuosa con el medio ambiente. En este contexto, la producción de energía eléctrica mediante generadores

eólicos

es

un

área

de

extraordinariointerés.

figura 19

El acuerdo alcanzado entre la UPM, Indra y Endesa permitirá Incorporar en el mercado eléctrico una herramienta de optimización en el proceso de producción de la energía eólica y su disponibilidad en tiempo real. 1. Optimizar la eficiencia económica en la generación de la energía eólica mediante el desarrollo de una herramienta integrada de software que permite conocer una estimación fiable de la energía prevista y poder establecer una estrategia de riesgo costo/beneficio en función de dicha estimación y su incertidumbre.

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2. Poner a disposición del mercado eólico una herramienta que permita prever con un máximo grado de certidumbre el potencial eólico esperado en zonas o áreas para la explotación de nuevos parques eólicos. CONCLUSIÓN: El 80% de la Energía que se consume actualmente procede de combustibles fósiles, pero la limitación de sus reservas, mas la contaminación medioambiental que estos combustibles producen, han abierto nuevas vías hacia la consecución de unas fuentes de energía limpias y duraderas que la sociedad contempla con contenido optimismo, son las llamadas energías renovables Los parques eólicos españoles aportaron el pasado viernes con ayuda del temporal de viento que azotó la península 7.300 megavatios de potencia al Sistema eléctrico, lo

que supone un nuevo récord, según datos de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) .La energía producida por los parques eólicos sirvió para cubrir el

24% de la demanda eléctrica del país, que en el momento del récord, las 15.30 horas, ascendía a 30.500 megavatios. APPA destacó que el 73% de la potencia eólica instalada funcionó de manera simultánea. La Asociación apuntó que la complementariedad de las distintas cuencas eólicas (Galicia y el noroeste, el valle del Ebro y el nordeste, y el sur de Andalucía) permite que, dentro de su intermitencia natural, la energía eólica garantice un mínimo de potencia constantemente operativa.

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6 EL RENDIMIENTO DE LOS AEROGENERADORES El rendimiento de las maquinas eólicas depende de la intensidad del viento: a igualdad de diámetro de las palas, al aumentar la velocidad del viento, la potencia teóricamente extraíble aumenta de manera más que proporcional. Por lo tanto, antes de decidir instalar un sistema eólico es indispensable conocer bien las características del viento en el lugar en el que se piensa instalar los aerogeneradores. Estos conocimientos se obtienen realizando preventivamente un atento estudio de la frecuencia, de la velocidad, de la duración y de la dirección del viento. La intensidad del viento depende de las características orográficas del terreno. Una circunstancia fundamental es la rugosidad del terreno: en llanura o en el mar el viento sopla con intensidad mayor que en el campo o en los alrededores de las ciudades. Otro elemento a tener en cuenta es la altura del terreno: cuanto más se sube mayor es la velocidad del viento Las maquinas eólicas funcionan dentro de parámetros mínimos y máximos de la velocidad del viento. En línea general: •

Pueden ser activados con viento variable de 2 a 4 m/s (velocidad de cut-in)

•

Cuando el viento alcanza la velocidad de 10–14 m/s (velocidad de corte o nominal), se activa un dispositivo de control de la potencia.

•

Se paran cuando la velocidad del viento supera los 20-25 m/s (velocidad de cut-off).

figura 20

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7 RELES DE PROTECCIÓN

Los disyuntores son manejados por una variedad de los relés protectores que bajo ciertas condiciones de funcionamiento pueden ser dañosas para el uso, el windfarm, o el personal de operaciones. Algunas funciones, como la sobrecorriente, serían comunes a todos los disyuntores. Otros, como Sistemas de Energía de Viento por Doctor Gary L. Johnson el 21 de noviembre de 2001 el Capítulo Plantas de 9 energías eólicas 9-29 un relé de comprobación de sincronismo, sólo podría ser localizado en una posición(ubicación) de disyuntor. Los relés tienen que ser coordinados con cuidado, así la funcionamiento windfarm será tan segura como económica. Varios de los relés posibles serán comentados aquí brevemente.

Relés para sobrecorrientes son muy importantes en la prevención del daño al equipo debido al fracaso de equipo o defectos(culpas). Ellos tienen dos tipos de funcionamiento para sobrecorriente. Uno es para las condiciones de sobrecorrientes moderadas de quizás cinco o seis veces la corriente nominal durante un período corto de tiempo (un segundo y tanto). Esto podría ser experimentado durante la funcionamiento normal, como el comienzo de un motor de inducción, y no debería hacer que el disyuntor se abra. Si esta corriente es sostenida durante varios segundos, sin embargo, el circuito debería ser abierto. Un circuito relé que implica el producto de tiempo y corriente es usado, de modo que una sobrecorriente más grande cause la funcionamiento de relé en un tiempo más corto.

Otro modo de operaciones es el modo instantaneous trip mode. En condiciones de defecto, cuando los conductores se unen, la corriente puede ser 20 veces la corriente nominal o más.Esta corriente tan alta nunca forma parte del funcionamiento normal, entonces el relé es construido para funcionar tan rápidamente como sea posible en tales condiciones.

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Los relés de sobrefrecuencia y baja frecuencia funcionarán cuando el windfarm es desconectado de la rejilla de utilidad. La rejilla de utilidad funciona en los 60 Hz muy exactos, en los EE.UU. de modo que cualquier desviación significativa de esta frecuencia quiere decir que el windfarm no está conectado a rejilla controlada por frecuencia. Es posible que las líneas de utilidad pudieran abrirse a alguna distancia del windfarm, dejando alguna carga de utilidad conectada al windfarm. Dependiendo de la carga, la velocidad de viento, y la presencia de factor de potencia corrector de los condensadores, los aerogeneradores de inducción conducidos podrían suministrar esta carga durante algún tiempo, en frecuencias probablemente bastante diferentes de 60 Hz. Esto podría causar un daño al equipo en uso y también el daño físico a los encargados de reparar el sistema de transmisión usado. Por lo tanto el disyuntor principal que va al windfarm debe ser abierto cuando la frecuencia está fuera del rango de valores (quizás de 59 a 61 Hz), y no cerrarla de nuevo hasta que en las líneas la frecuencia presente sea de 60 Hz.

No es obvio que todos los disyuntores necesiten tener conectados a ellos los relés de sobrefrecuencia y relés de baja frecuencia. Un juego en el transformador principal puede ser adecuado, con quizás algún juego de relés menos caro para una más amplia gama de frecuencias en las turbinas individuales, como una reserva para el disyuntor principal.

Probablemente también requerirán relés de bajo voltaje y sobrevoltaje. Si el windfarm es desconectado de la utilidad, tanto voltaje como la frecuencia cambiará lejos de los valores apropiados. Es concebible que la frecuencia se quedaría en la gama apropiada mientras el voltaje fue más alto o más abajo que lo que es aceptable. Es también posible que un sistema de regulador de voltaje falle en la zona de utilidad, de modo que la frecuencia todavía sea controlada por la utilidad pero el voltaje es incorrecto. Otra vez, un juego sofisticado de relés en el disyuntor principal y un juego ordinario en las turbinas puede ser todo lo que necesiten.

Relés de potencia direccional indican como el poder fluye de la utilidad al windfarm o del windfarm a la utilidad. Los generadores de inducción automáticamente

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funcionarán como motores en condiciones de viento ligeras, conduciendo las turbinas como

ventiladores,

una

condición

que

obviamente

se

debe

evitar

para

un

funcionamiento de larga duración. Sin embargo, la energía inversa puede ser aceptable o aún necesario durante algunas condiciones de funcionamiento, y esa sofisticada consideración puede ser requerida. Si las turbinas tienen que ser arrancadas por la potencia de utilidad, como en el caso de las turbinas Darrieus, la energía inversa fluirá durante el ciclo de partida. También, dependiendo de la longitud y las exigencias de energía del paro y arranque de la turbina, puede ser justificado permitir el flujo de energía inversa durante calmas de viento si el flujo de potencia media durante un período de un 10 o 30 minuto es hacia la utilidad.

Otro relé que requerirían el disyuntor principal sería el que descubre la fase inversa o la pérdida de una fase del sistema de tres fases. La secuencia de fase real invertida sería no deseada una vez que el sistema eléctrico windfarm está correctamente cableado, pero la pérdida de una fase no es rara, causada por una línea caída o el fallo de un disyuntor al cerrarse de nuevo incorrectamente. Los generadores de inducción tratarían de cubrir el voltaje sobre la fase perdida, con posibles corrientes de falta.

Un relé de comprobación de sincronismo impide a un disyuntor cerrarse si los generadores windfarm son desfasados con la utilidad. No lo requerirían durante condiciones de arranque normales con generadores de inducción ya que estos no tendrían presente voltaje en el momento de la conexión a la utilidad. Sin embargo, si la utilidad debería tener un disyuntor abierto en otra parte del sistema, quizás debido al relámpago, cerrará de nuevo después de unos decimas de segundo, los voltajes del generador de inducción no habrán tenido tiempo para tomar el valor cero, y probablemente serán desfasados. Las altas corrientes resultantes y momentos de rotación fácilmente podrían dañar tanto a los generadores como a las turbinas. El acercamiento más seguro sería hacer una parada completa del windfarm cuando el poder de utilidad es perdido para cualquier razón, y luego iniciar un arranque estándar. Con más experiencia, puede ser posible añadir la carga capacitiva y resistiva local en el windfarm para mantener el voltaje, la frecuencia, y la fase de modo que el cierre automático del windfarm en la utilidad fuera factible.

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Otros relés pueden ser considerados para la protección específica de dispositivos. Un relé diferencial usado sobre el transformador principal para descubrir diferencias entre la entrada y la salida, que indicaría un defecto interno. Esto también podría ser usado sobre los generadores, pero puede ser difícil de justificar económicamente en el ajuste de windfarm. Un relé de sobrecorriente a tierra puede ser usado para descubrir corrientes grandes que fluyen en la conexión de tierra de el transformador conectado, que indicaría los posibles tipos de fallo del sistema. Otros relés podrían ser usados también.

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8 ERRORES EN LOS SISTEMAS DE PREVISIÓN Los errores en la previsión de los costes suelen originarse en estimaciones equivocadas de la duración del proyecto. Para evitarlos ha de realizarse una planificación rigurosa del mismo, procurando su segmentación y el establecimiento de hitos de control temporal, especialmente en el caso de que contenga actividades de resultados poco previsibles. En Red Eléctrica hay tradición y vocación de realización de proyectos en cooperación con otras compañías eléctricas tanto nacionales como extranjeras ya que estas cooperaciones permiten afrontar proyectos de mayor envergadura con un riesgo menor. También es importante destacar los acuerdos existentes con Universidades y Centros de Investigación. Como confirmación de la vocación investigadora de Red Eléctrica, los datos muestran que ha existido un paulatino incremento en los presupuestos teniendo en cuenta recursos internos y externos de investigación, desarrollo e innovacion. El presupuesto de I+D+I ha crecido más del doble en los dos últimos años, con el objetivo de llegar a un 2% de la cifra de negocio en los próximos años. También se ha incrementado el número de acuerdos con Universidades, Empresas y Organismos.

Para concluir convendría destacar algunos de los proyectos significativos de la actividad de Uno de los proyectos significativos que la Red Eléctrica esta llevando a cabo es: Investigación demanda a largo plazo Profundizar en el conocimiento de la demanda eléctrica del país, explicar su evolución temporal y determinar los segmentos consumidores significativos y los factores externos que explican la evolución de sus correspondientes consumos de electricidad y curva de demanda asociada.

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9 SUBESTACIÓN CUBIERTA/INTEMPERIE

Porque se dan exigencias técnicas para asegurar la estructura, mecánica, eléctrica y de los sistemas de control de la turbina de viento en las cláusulas siguientes. Esta especificación de exigencias se aplica al diseño, la fabricación, la instalación y manuales para la operación y el mantenimiento de una turbina de viento y el proceso de dirección de calidad asociado. Además procedimientos de seguridad que han sido establecidos en varias prácticas son usados en la instalación, la operación y el mantenimiento de turbina de viento.

Los métodos de diseño Este estándar requiere el empleo de un modelo de dinámica estructural para predecir cargas de diseño. Tal modelo será usado para determinar las cargas sobre una gama de velocidades de viento, usando las condiciones de turbulencia y otras condiciones de viento definidas en la Cláusula 6 y situaciones de diseño definidas en la Cláusula 7. Todas las combinaciones relevantes de condiciones externas y situaciones de diseño serán analizadas. Un juego mínimo de tales combinaciones ha sido definido para distintos casos de carga en este estándar. Los datos de las pruebas a escala de una turbina de viento pueden ser usados para aumentar la confianza en valores de diseño predichos y verificar modelos de dinámica estructurales y situaciones de diseño.

La verificación de la suficiencia del diseño será hecha por el cálculo y/o probando. Si los resultados de prueba son usados en esta verificación, mostrarán las condiciones externas durante la prueba para reflejar los valores característicos y situaciones de diseño definidas en este estándar. La selección de condiciones de prueba, incluyendo las cargas de prueba, se tomarán en cuenta los factores de seguridad relevantes.

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Clases de seguridad una turbina de viento será diseñada según una de las dos clases siguientes de seguridad: · una clase normal de seguridad que se aplica cuando un accidente causa el riesgo de daño corporal u otra consecuencia social o económica; · una clase especial de seguridad que se aplica cuando las exigencias de seguridad son determinadas según regulaciones locales y/o exigencias de seguridad. Estos estados se eligen de acuerdo con el fabricante y el cliente. Factores de seguridad parciales, para turbinas de viento de clase normal , son especificados en 7.6 de este estándar. Factores de seguridad parciales para turbinas de viento de clase especiales de seguridad serán estados de acuerdo con el fabricante y el cliente. Una turbina de viento diseñada según una clase especial de seguridad es una clase la turbina de viento de clase S, como definido en 6.2. Garantía de calidad La garantía de calidad será una parte incorporada del diseño, la consecución, la fabricación, la instalación, la operación y el mantenimiento de las turbinas de viento y todos sus componentes. Se

recomiendan que el sistema de calidad cumpla con las

exigencias de ISO 9001. Las marcas de turbina de viento La información siguiente, como mínimo, prominente y de manera legible serán mostradas sobre el letrero con nombre de turbina marcado: · fabricante de turbina de viento y país; · modelo y el número de serie; · año de producción; · potencia nominal;

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· refierencia la velocidad de viento, Vref; · la altura de cubo el viento de operaciones se apresura el rango Vin - Vout; · Rango de temperaturas ambientales; · IEC la clase de turbina de viento; · tensión nominal en los terminales de turbina de viento; · la frecuencia en los terminales de la turbina de viento o el rango de frecuencia en el caso de que la variación nominal sea mayor que el 2 %.

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10 VISITA AL PARQUE OIZ

Realizamos la visita al Parque eólico de Oiz situado en el Monte Oiz (Bizkaia) el día 14 de Diciembre de 2006, tras ponernos en contacto con Celia, una de las encargadas por la empresa Eólicas Euskadi de realizar estos cometidos, que nos hizo una visita guiada por éste.

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Tras subir por uno de los caminos que llevan a la cima del Monte, hicimos la primera parada fuera del bosque que cubre la parte media de la ladera en la que se sitúan los aerogeneradores y que va desde unos 800m hasta unos 1026m de altitud. Nada más bajarnos del coche pudimos comprobar el por qué de la situación de estos aerogeneradores (un intenso viento, además de frío). Celia comenzó inmediatamente la explicación que fue muy completa e interesante.

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Primero explicarnos parque.

comenzó cómo

Como

nació

es

habitual

por este se

presentaron varios proyectos, una vez

realizados

pertinentes migratorias, ecosistema de la zona…) y

los

(pasos

estudios de

aves

el Gobierno Vasco decidió cuál era el

ganador tras comprobar que se cumplían todos los requisitos, principalmente el P.T.S. (….).

La visita prosiguió por el camino que transcurre bajo dos de los aerogeneradores que estaban cerca de donde nos encontrábamos y que nos sorprendieron por su gran tamaño. Solo los habíamos visto de lejos y no tiene nada que ver.

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La explicación de las características de los aerogeneradores nos llevó gran parte de la visita. Pudimos saber que éstos son de Clase 1, que tienen unas medidas de 45m de altura hasta el buje, de 27m de pala y con una potencia nominal de 850kw. (690v), aunque debido a las características del terreno (muy boscoso) y al corte orográfico de la propia montaña, estos aparatos concretamente tienen diez metros más de altura, llegando así a los 55m, buscando un aire limpio de turbulencias que permita a las palas mantener una velocidad constante (evitando las rachas de viento).

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Cada una de las palas tiene un peso de 1800kg, lo que nos llevó a preguntar cómo se traían hasta el monte y también las torres (que se hacen en tres secciones). La explicación fue que esa parte de la instalación también requiere estudio y planeamiento, porque para transportarlas incluso por carretera hay que pedir permisos. Una vez ya en el monte hay que subirlas con camiones de varios ejes independientes diseñados para este fin. Incluso hay que asfaltar caminos para subirlas, cosa con la que Celia no estaba muy de acuerdo porque produce un gran impacto medioambiental. Para su montaje es necesario construir una base de hormigón de 10mx10m y unos 2,5m de profundidad y acondicionar el terreno de los alrededores para poder situar grúas que elevarán la barquilla, después de haber instalado la torre en tres partes. Una vez situada la barquilla hay que elevar las tres palas con el trípode para ensamblarlas (operación que no se puede efectuar un día cualquiera, ya que debe haber una total ausencia de viento). Se estima una media de montaje de unos dos días y medio. Como se indica en el gráfico de CURVA DE POTENCIA incluido más abajo, la velocidad mínima del viento para que la pala comience a girar es de 4m/s. A partir de esta velocidad la potencia producida (27,9 Kw.) irá en aumento hasta que se alcancen los 25 m/s, produciendo una potencia de 850 Kw.

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A partir de 17 m/s la potencia

generada

es

la

máxima aunque la velocidad aumente. Cuando

el

viento

supera los 95 Km. /h o las turbulencias superan los 7 segundos

de

duración

la

pala juega con el ángulo de pich (ángulo que presenta la pala cara al viento). Otro tema de mención fue la posibilidad de que los cables que viajan por dentro de la torre se enrosquen, ya que la barquilla gira en función del viento. Pues bien, el máximo enroscamiento permitido es de cuatro vueltas y, superadas éstas, la misma barquilla tiene un sistema de desdoblamiento y con una vuelta de su rotor es capaz de desenroscarla. Para finalizar se nos informó que el parque dispone de un total de 30 aerogeneradores dispuestos a lo largo de la ladera y separados entre ellos por 104 m para no quitarse viento.

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La siguiente y última parada fue el puesto de mando del parque, donde se encontraban dos trabajadores de Eolicas Euskadi. Este puesto de mando sirve de centro de mantenimiento y cuenta con tres ordenadores que controlan todo el parque. Uno de los que pudimos analizar posee la herramienta de control (sistema muy parecido a un Scada). En él pudimos ver en la pantalla principal datos de los treinta generadores, de los que va recibiendo valores en tiempo real tales como la velocidad instantánea, la potencia que está produciéndo, ángulo de pich de la pala, etc. Además esta herramienta ofrece históricos de los datos para la propia empresa con la finalidad de estudiar la realización de mejoras. Es preciso mencionar que un cometido especial de esta herramienta es advertir mediante alarmas de las anomalías que se puedan producir, indicando si es necesario reparar algún aerogenerador. Los responsables de estas reparaciones son los trabajadores que se encuentran de turno en el centro de control y deben, en muchos de los casos, subirse a los aerogeneradores afectados. Para hacerlo utilizan como acceso la puerta que la torre tiene en su base; operación muy simple aparentemente, pero que entraña cierto peligro en días de viento, ya que se abren hacia fuera. Para arreglos en las palas, anemómetro, veleta o pararrayos deben de colgarse con arneses para repararlos. Después Celia pasó a exponer una visión más general del parque informándonos de las horas equivalentes del mismo (conjunto global de las horas a potencia nominal), que son inferiores a 2800h de media. Sabiendo que por debajo de 2100h es económicamente viable, nos encontramos ante un parque eólico bastante rentable. Teniendo en cuenta que las energías solares tienen alrededor de 1100h, y 3000h la hidráulica, esto sitúa a la

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energía eólica como uno de los sistemas de generación de energía más potente, cercano al de la energía nuclear. El parque genera una potencia anual de 65GW/h lo que equivale al consumo doméstico de más de 60.000 personas, evitando unas emisiones cuyos valores se indican en las tablas de la página anterior. Un dato muy importante fue conocer que el parque consta de 3 circuitos: Uno que conecta 14 aerogeneradores, otro que une 15 y un tercero que abarca sólo 1, para una posible ampliación.

Todas estas líneas son subterráneas excepto un tramo, aunque tienen más pérdidas que las aéreas, pero éstas suponen un coste elevado y un gran impacto medioambiental. El tramo aéreo está en el camino hasta la central de Abadiño y se halla a 10km, donde se encuentra un haya centenaria que había que preservar, por lo que decidieron cubrirlo por el aire. Para que un parque se este tipo sea rentable debe situarse cerca del punto de evacuación para su posterior tratamiento, transporte y distribución. La visita concluyó con la explicación de cómo esta energía una vez producida se vende. Nos dijo que 1kw de energía solar se compraba a 69ptas a diferencia de la eólica que era más cara. Habló también de la metodología de esta

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labor que consistía en que un sistema de meteorología que poseen calcula a 48h la energía que se puede sacar y si salen con eso al mercado y se cumple que se paga a “precio de oro”. La eólica aporta un 8% de la energía de todo el Estado por un 7% de la hidráulica. Como anécdota mencionó la situación que se produjo el año pasado en el que, por una huelga, el gas no entraba por Cataluña y ese año la eólica aportó el 36% del Estado, a partir de ahí se limitó al 12% (cosa un poco extraña ya que es una energía renovable y que no contamina pero poco conveniente para intereses que se nos escapan). Para despedirnos le dijimos a Celia que se nos habían quedado unas preguntas a lo que ella propuso contestarnos por correo, que todavía no hemos recibido. A pesar de ello le estamos muy agradecidos por hacernos más comprensible este mundo tan apasionante.

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11 BIBLIOGRAFIA

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www.gamesa.es GAMESA www.windpower.org Danish Wind Industry Association (Dinamarca). www.idae.es Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. www.cener.com Centro Nacional de Energías Renovables. www.ciemat.es Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas. www.appa.es Asociación de Productores de Energías Renovables. www.made.es MADE Tecnologías Renovables, S.A.

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