EXPLOTACIÓN DE PPEE

Ana Pilar Dueñas Agudo, Fernando Payán Villarrubia

Gestión y conservación de obras públicas

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Contenido 1. VIENTO COMO RECURSO NATURAL ...................................................................................... 3

1.1. CLASIFICACIÓN DEL VIENTO .......................................................................................... 4

1.2. EL RECURSO EÓLICO EN NUESTRO PLANETA ................................................................ 4

1.3. MEDIDA DEL RECURSO EÓLICO ..................................................................................... 4

1.4. PREDICCIÓN DEL VIENTO .............................................................................................. 5

2. ENERGÍA EÓLICA .................................................................................................................... 6

2.1. HISTORIA Y EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EÓLICA .......................................................... 6

2.2. APLICACIONES DE LA ENERGÍA EÓLICA ......................................................................... 9

3. AEROGENERADORES ........................................................................................................... 10

3.1. TIPOS DE AEROGENERADORES .................................................................................... 10

3.1.1. SEGÚN EL EJE DEL ROTOR ................................................................................... 10

3.1.2. CLASIFICACIÓN DE AEROGENERADORES EN CUANTO A SUS SISTEMAS DE REGULACIÓN Y CONTROL DE POTENCIA ............................................................................. 12

3.1.3. CLASIFICACIÓN DE AEROGENERADORES EN CUANTO A SUS SISTEMAS DE REGULACION DE VELOCIDAD .............................................................................................. 13

3.2. ELEMENTOS DE UN AEROGENERADOR ....................................................................... 14

3.3. FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UN AEROGENERADOR ............................................... 17

3.3.1. CONEXIÓN DEL AEROGENERADOR ...................................................................... 17

3.3.2. FUNCIONAMIENTO A CARGA PARCIAL ................................................................ 18

3.3.3. FUNCIONAMIENTO A PLENA CARGA ................................................................... 18

3.3.4. DESCONEXIÓN DEL AEROGENERADOR ............................................................... 18

4. SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO ...................................................................................... 19

4.1. CRITERIOS BÁSICOS DE SELECCIÓN DE EMPLAZAMIENTOS ........................................ 19

4.2. ASPECTOS PARTICULARES EN LA SELECCIÓN DE EMPLAZAMIENTOS ......................... 20

5. PARQUES EÓLICOS .................................................................................................................. 21

5.1. CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE UN PARQUE EÓLICO ................................................. 21

5.1.1. DISPOSICIÓN DE LOS AEROGENERADORES ............................................................... 22

5.1.2. EFECTO DE LAS ESTELAS EN LA DISTANCIA ENTRE LAS TURBINAS EÓLICAS ............. 23

5.1.3. EQUIPAMIENTOS DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN: LÍNEA DE MEDIA Y SUBESTACIÓN ... 23

6. EXPLOTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO ............................................................................... 24

6.1 MODELOS DE EXPLOTACIÓN ....................................................................................... 25

6.2 OPERACIONES DE CONTROL ........................................................................................ 26

6.3 OPERACIÓN REMOTA .................................................................................................. 27

6.3.1 SISTEMA DE COMUNICACIÓN ............................................................................. 29

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6.3.2 SISTEMA TELECONTROL ...................................................................................... 29

6.4 MANTENIMIENTO ....................................................................................................... 33

6.4.1 ACTIVOS A MANTENER ........................................................................................ 34

6.4.2 MANTENIMIENTO PREVENTIVO .......................................................................... 34

6.4.3 MANTENIMIENTO CORRECTIVO .......................................................................... 35

6.4.4 MANTENIMIENTO PREDICTIVO ........................................................................... 36

6.4.5 MANTENIMIENTO DE LA OBRA CIVIL .................................................................. 37

6.4.6 PRINCIPALES AVERÍAS ......................................................................................... 37

6.5 ANÁLISIS, CONTROL Y SEGUIMIENTO DEL MANTENIMIENTO .................................... 42

6.6 MEJORAS DE MÁQUINAS ............................................................................................ 46

6.7 ORGANIZACIÓN DE RECURSOS .................................................................................... 46

6.8 IMPACTOS DE LA ENERGÍA EÓLICA Y MANTENIMIENTO AMBIENTAL ........................ 47

6.8.1 IMPACTO SOBRE LA FLORA Y LA EROSIÓN .......................................................... 47

6.8.2 IMPACTO SOBRE LA AVIFAUNA ........................................................................... 47

6.8.3 IMPACTO VISUAL ................................................................................................. 47

6.8.4 IMPACTO SONORO .............................................................................................. 48

6.8.5 MANTENIMIENTO MEDIOAMBIENTAL ................................................................ 48

6.9 COSTES DE MANTENIMIENTO ..................................................................................... 48

7. BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................... 50

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En primer lugar antes de comenzar a desarrollar el tema que nos ocupa , se introducen las ideas fundamentales sobre el viento, el recurso natural que hace posible el aprovechamiento energético de la tecnología eólica.

1. VIENTO COMO RECURSO NATURAL Se distinguen tres zonas con la dirección preferente del viento para cada hemisferio, estas zonas se conocen como cedas y son: la Celda Hadley, (entre Ecuador y 30º de latitud en cada Hemisferio), la Celda Polar, (cerca de los polos hasta 60º de latitud en ambos Hemisferios) y por último la Celda de Ferrel, (ocupa latitudes entre 30º-60º de latitud en cada Hemisferio).

Ilustración 1. Celdas y diagrama de la circulación general de la atmósfera.

Además de las tres zonas, hay dos áreas de escaso viento: Zona de convergencia intertropical, cerca del Ecuador y Zona cercana a la latitud 30º en ambos Hemisferios.

En el comportamiento del viento inciden varios factores como son:

- Brisas de montaña y marinas que influyen en el viento a nivel local: las brisas de montaña se trata del movimiento de masas de aire que aparecen en las cercanías de grandes montañas. Son consecuencia del calentamiento desigual de las laderas en función de la altura. Con respecto a las brisas marinas, en este caso el fenómeno se debe al calentamiento diferencial que se produce en el mar y en la tierra, debido al comportamiento térmico diferente de ambos medios.

- Altura: provoca variación del viento, (conforme nos acercamos al suelo el viento se ve frenado por el efecto de rozamiento).La variación del viento tiene gran influencia en el sistema eólico ya que la producción de energía crece a mayor altura.

- Variaciones temporales: pueden ser diarias, mensuales, estacionales, anuales, influyen en la generación eólica y determinan el carácter aleatorio del comportamiento del viento. Los cambios bruscos del viento provocan fuertes cargas en los aerogeneradores, que repercuten en los materiales, estructura y oscilaciones de potencia eléctrica. Y problemas en los sistemas de control y orientación.

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1.1. CLASIFICACIÓN DEL VIENTO La escala más utilizada en el campo de la energía eólica para clasificar el viento, tiene siete clases, en orden creciente en cuanto a su velocidad.

Tabla 1.Clasificación del viento.

1.2. EL RECURSO EÓLICO EN NUESTRO PLANETA En cuanto a los estudios sobre la disponibilidad del recurso eólico, destaca el “Atlas de viento” de Archer y Jacobson (2005), que cuantifican el potencial eólico en áreas de la Tierra midiendo a distinta altura. En este mapa eólico se destacan como zonas de mayor disponibilidad de viento, América del Norte, América del Sur, Antártida, Australia (Tasmania), y en Europa, las zonas con mayor disponibilidad son Escandinavia, Reino Unido o el Mar del Norte. Además, en este mapa también queda patente que la disponibilidad de viento en el mar es dos veces mayor que en la tierra, esto justifica las expectativas eólicas en un futuro.

Ilustración 2.Distribución del potencial del viento en Europa.

Las zonas más oscuras del mapa, en el norte del continente, se corresponden con aquellas con mayor velocidad del viento en promedio.

1.3. MEDIDA DEL RECURSO EÓLICO La potencia que puede suministrar un aerogenerador depende de la velocidad del viento, por ello, una medida precisa de la velocidad es fundamental para estimar el potencial de un lugar. Antes de hacer un proyecto de parque eólico, es imprescindible realizar una campaña de

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medida del recurso disponible con plazos largos (de 1 a 15 años). Como instrumentos de medida , se emplean el anemómetro, que mide la velocidad en un emplazamiento, y la veleta que mide la dirección. En ambos, para el registro de los datos, se transforma la información en una señal eléctrica, que en el caso del anemómetro se lleva a cabo con un generador eléctrico acoplado a su eje de giro, y en el caso de la veleta, mediante un transductor. Al realizarse el estudio en largo periodos de tiempo, se habilita un sistema de almacenamiento de datos Datalogger, situado en la base de la torre meteorológica, donde también se ubican el anemómetro y veleta. La torre debe situarse adecuadamente eligiendo cuidadosamente su altura, puesto que por la variación de viento, debe estar a una altura próxima a la del rotor del aerogenerador.

Otras métodos utilizados para determinar el recurso eólico, pueden ser:

- Estudios del terreno: El viento puede modificar la orografía y el manto vegetal, cambiando la forma del terreno.

- Estudios del procesado de la información: para determinar la producción eléctrica la viabilidad o la rentabilidad. Una herramienta muy utilizada para presentar este tipo de información es la Rosa de los Vientos y/o la Distribución Weibull.

Tabla 2.Distribución del potencial del viento en España.

Las zonas más oscuras, en el noroeste del país, el Valle del Ebro y en la zona este de Castilla La Mancha, se corresponden con aquellas con mayor velocidad del viento en promedio.

1.4. PREDICCIÓN DEL VIENTO El carácter aleatorio del viento, hace que no sea posible elegir el momento en el que un parque eólico suministra energía a la red, ni tampoco hacer mayor o menor la potencia generada.

Por ello, en aquellos parques eólicos en los que sea menor la intensidad de viento, se instalan centrales de reserva funcionando a poca potencia. Este carácter aleatorio de la producción limita en algunos países conectar nuevos parques a la red eléctrica, frenando así en algunas ocasiones esta tecnología. De todos modos el funcionamiento de la Energía Eólica se acerca al de las centrales convencionales, al ser posible adelantar con “cierta precisión” la producción futura.

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2. ENERGÍA EÓLICA La energía eólica aprovecha la energía cinética de masas de aire en movimiento, es decir, de la fuerza del viento.

Como puede observarse, el viento tiene una gran influencia sobre la potencia del aerogenerador.

Para el aprovechamiento de la energía del viento, se han desarrollado numerosos ingenios mecánicos a lo largo de la historia, todos con la característica común de tener una superficie de captación (en forma de vela, pala, aspa, etc.) y un eje (que puede ser de giro, este es el caso de los molinos de viento o los aerogeneradores) sobre el que se acopla el receptor último de la energía. La eólica pertenece al grupo de las llamadas energías renovables, un conjunto de tecnologías de producción de energía que aprovechan recursos naturales inagotables (energía solar, energía mareomotriz, biomasa etc.).

Las energías renovables fueron la base de la actividad del hombre en épocas remotas. No obstante, la llegada del carbón y el petróleo y las sucesivas revoluciones industriales, hicieron que se perdiese el interés en este tipo de tecnologías, al menos en los países industrializados.

Sin embargo, el actual contexto energético y medioambiental, con el trasfondo del posible agotamiento de los combustibles fósiles y del cambio climático, ha resucitado el interés por las energías renovables. Entre las numerosas ventajas de este tipo de tecnologías destacan:

- Son respetuosas con el medio ambiente, pues no emiten gases de efecto invernadero ni agresivos con la capa de ozono, ni generan residuos peligrosos.

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

- Son una fuente inagotable de recursos energéticos.

La eólica es una fuente de energía disponible en prácticamente cualquier lugar del mundo, con suficiente intensidad como para ser una fuente de suministro masivo. Los detractores de la energía eólica suelen aludir al impacto paisajístico y medioambiental de esta tecnología, al mayor coste de la energía producida en comparación con otras fuentes y la irregularidad de la generación eólica debido a la aleatoriedad del viento.

2.1. HISTORIA Y EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA EÓLICA El viento es un formidable recurso natural aprovechado como fuente de energía desde hace miles de años. Fue en el siglo VII a.C cuando aparecieron los primeros molinos de viento en Asia, donde estos ingenios mecánicos eran utilizados para bombear agua para el regadío. Se trataba de rudimentarias máquinas hechas de madera y tela, con el eje de giro en posición vertical, que sobrevivieron durante largo tiempo a pesar de su reducida eficiencia.

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En el siglo XIII de nuestra era aparecieron los primeros molinos de eje horizontal en Europa, que se utilizaron en primer lugar para bombeo. Posteriormente, su utilización para producir harina hizo que se generalizaran. En España, los molinos de viento tuvieron una gran aceptación a partir del siglo XVI. En particular, la utilización de la energía del viento para moler grano tuvo gran aceptación en zonas como la llanura manchega, y también en el Mediterráneo, Andalucía, el País Vasco, Galicia y en Castilla.

Ilustración 3.Molinos de viento en la llanura manchega.

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

Ilustración 4. Molino de viento de bombeo utilizado en el lejano Oeste.

Las primeras turbinas eólicas o aerogeneradores, son los modernos molinos de viento utilizados para producir corriente eléctrica. Aparecieron a finales del siglo XIX, en Dinamarca, donde Poul Lacour sentó las bases para la energía eólica tal cual se conoce en la actualidad.

Ilustración 5. Aerogeneradores europeos del Siglo XIX, antecesores de la moderna tecnología eólica.

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A lo largo de las primeras décadas del siglo XX, la teoría aerodinámica sufre un importante desarrollo. Entre los logros más relevantes de esta época, cabe destacar el trabajo del alemán Betz, quien demostró que el rendimiento de un aerogenerador aumenta con la velocidad de rotación y que existe un valor límite para dicho rendimiento, el denominado límite de Betz, por debajo del 60 %.

Tras la Primera Guerra Mundial transcurre un periodo de cierto auge para la eólica. En esta época se produce la generalización de la electricidad como fuente de energía, que coincide con la aparición de ciertas dificultades para las importaciones de petróleo como consecuencia de las tensiones políticas. Además, el avance tecnológico de aerogeneradores sigue su cauce hasta el final de la Segunda Guerra Mundial, cuando el éxito del petróleo como fuente emergente se impuso a la energía eólica, que presentaba la desventaja de depender de la aleatoriedad del recurso eólico y a su dificultad de almacenamiento.

En 1973 tras la primera crisis del petróleo con la guerra árabe-israelí, la Energía Eólica vuelve a verse impulsada, surgiendo una nueva generación de aerogeneradores, más grandes y eficientes que abaratan la energía eléctrica producida. Es un periodo de altos precios del petróleo hasta 1980 y aquí es dónde arranca la industria eólica en España. La primera turbina eólica con tecnología moderna que se instaló en nuestro país fue un prototipo situado en Tarifa, en 1981. Tenía una potencia de 100 kW. Desde entonces, y tras muchos años de intenso desarrollo, tanto en los aspectos tecnológicos como de mercado, y de la mano de legislaciones específicas para impulsar las energías renovables como herramienta para paliar el cambio climático y para garantizar la creciente demanda de energía, la energía eólica sigue creciendo siendo en la actualidad la más desarrollada de las energías renovables.

La evolución de los aerogeneradores modernos se ha manifestado además de en la legislación, también en aspectos tecnológicos como el imparable aumento de su tamaño. En efecto, si hasta finales de los años 80 la mayoría de las máquinas rondaban los 100 kW, a comienzos de los 90 el tamaño medio ya superaba los 200 kW. Desde entonces, el crecimiento de las turbinas eólicas ha continuado su escala ascendente, hasta llegar a 1,8 kW y 2 MW, e incluso hasta los 5 MW.

También es destacable que en los últimos años, los parques eólicos han encontrado un nuevo hábitat en el mar, en las llamadas instalaciones OFFSHORE. Esto supone un inmenso potencial sin explotar, para un futuro, en el que se prevé que la eólica terrestre alcance cierta saturación en cuanto a la disponibilidad de los mejores asentamientos.

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Ilustración 6.Aerogeneradores offshore.

2.2. APLICACIONES DE LA ENERGÍA EÓLICA Algunas aplicaciones de esta Energía son:

- Producción de electricidad en grandes parques eólicos: son agrupaciones de aerogeneradores que comparten infraestructura, los aerogeneradores transforman la energía cinética de las masas de aire en energía eléctrica que se dirige a las redes de suministro para llevarlas a puntos de consumo.

Ilustración 7.Parque Eólico.

Para generar corriente el viento mueve las palas del aerogenerador, y éstas a su vez, mueven el generador para producir electricidad. De igual modo que otras Energías Renovables, produce electricidad de forma intermitente cuando el viento sopla con fuerza y necesita de otras fuentes que garanticen la ausencia de viento.

- Producción de electricidad en instalaciones aisladas: en viviendas no conectadas a la red, granjas, sistemas de telecomunicación, estaciones meteorológicas… Se trata de instalaciones pequeñas con potencia menor a 100 KW, utilizan sistemas de almacenamiento de electricidad por si hay poco viento, por ejemplo acumulación en baterías, paneles solares, son rentables en zonas alejadas o en poblaciones de países subdesarrollados, se denomina a esto “Electrificación rural”.

- Bombeo de agua: se extrae agua de un pozo y se almacena en depósitos Los sistemas de bombas utilizan bombas mecánicas o eléctricas y en éstas se usan turbinas eólicas para

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alimentarlas. El bombeo eólico no necesita medios auxiliares, el agua se almacena en los momentos de viento.

- Centrales hibridas de bombeo hidroeléctrico-eólicas: estas centrales usan 2 embalses para almacenar agua, situados uno en una zona más elevada que el otro, el superior produce electricidad y el inferior acumula el agua.

- Almacenamiento de Energía Eólica: cabe destacar el Almacenamiento de hidrógeno, Utilización de volante de inercia , Almacenamiento de energía en forma de frio o Compresión de aire en grutas.

- Desalación con aerogeneradores marinos muy utilizado en EEUU, se desala agua para hacerla potable. Actualmente, está técnica está en auge por el cambio climático. La desalación se lleva a cabo en plataformas ubicadas a unos 5 Km de la costa. Sobre la plataforma va el generador funcionando como un parque eólico o desalando con proceso mecánico.

Otras aplicaciones con mucha menor aceptación, son sistemas que permiten obtener energía en forma de calor a partir de la energía mecánica del viento. Esto es posible a través del calentamiento de agua provocado por el rozamiento mecánico de un artilugio accionado directamente por el propio molino, se utilizan por ejemplo en granjas.

3. AEROGENERADORES 3.1. TIPOS DE AEROGENERADORES

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

- Aerogeneradores de eje horizontal: En estos, el rotor gira en un plano perpendicular a la dirección del viento, con el eje de giro paralelo al suelo. La mayoría de los aerogeneradores modernos utilizan esta configuración, en particular, las grandes máquinas de los parques eólicos son de eje horizontal. Pueden ubicarse a gran altura, capturando el viento a mayor velocidad. Además, la superficie interceptada por el rotor es mayor para la misma longitud de pala que en un aerogenerador de eje vertical. Presentar mayor capacidad de giro a elevadas velocidades y presentan mayor rendimiento, transformando mayor cantidad de energía mecánica del viento en electricidad).

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Ilustración 8.Aerogenerador eje horizontal.

- Aerogeneradores de eje vertical: En los aerogeneradores de eje vertical, el eje de giro

está situado perpendicular al suelo. Estos aerogeneradores no tienen gran aceptación en la actualidad. Se trata de máquinas más sencillas que las de eje horizontal y no necesitan sistema de orientación. Pueden prescindir de mecanismos de seguimiento del viento, necesarios en los aerogeneradores de eje horizontal. Su instalación se realiza cerca del suelo facilitando de esta forma las labores de mantenimiento. Existen fundamentalmente dos configuraciones comerciales dentro de esta categoría: los aerogeneradores Darrieus y las máquinas Savonius.

o Aerogeneradores Darrieus: Las máquinas Darrieus fueron inventadas en 1931 por el francés del mismo nombre y desde entonces ha sido comercializada en diferentes tamaños. Suele estar formada por dos o tres palas, diseñadas con una característica forma de C (véase figura 1).Las palas están unidas en sus dos extremos, formando una estructura fácilmente identificable.

Ilustración 9. Aerogenerador Darrieus de dos palas.

o Aerogeneradores Savonius: los aerogeneradores Savonius fueron inventados por un científico finlandés de idéntico apellido, en el año 1920. Están formados por

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dos semicilindros de igual diámetro enfrentados, con su eje paralelo al eje vertical de giro . Tienen menor velocidad de giro que las máquinas Darrieus.

Ilustración 10.Aerogenerador Savonius sujetado por cables.

Tanto los aerogeneradores Darrieus como los Savonius tienen la ventaja de que, al estar el eje de giro en posición vertical y el rotor cercano al suelo, algunos de los sistemas más importantes, como el generador eléctrico y el multiplicador, pueden situarse en el suelo y no es necesario subir a la parte alta de la máquina en las tareas de mantenimiento. Por el contrario, ambas configuraciones tienen la desventaja de que la parte inferior del rotor está situada cerca del suelo, donde la velocidad del viento disminuye considerablemente, por lo que la captación de energía en esta zona es menor.

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

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

- Aerogeneradores de paso fijo: en ellos, el ángulo que forma la pala con respecto a la dirección del viento incidente es constante, independientemente de la velocidad de éste. La principal ventaja de los aerogeneradores de paso fijo es su gran simplicidad mecánica, ya que no tienen partes móviles en las palas, rodamientos o engranajes para hacerlas girar, ni motores controlados por sofisticados sistemas electrónicos de control. Esta característica hace que el mantenimiento del rotor sea menos exigente. Además, son máquinas más baratas, por lo que se utilizan mayoritariamente en sistemas de potencia media y baja. Por el contrario, son menos eficientes que los aerogeneradores de paso variable de los que se hablará posteriormente. También tienen peor comportamiento respecto a las cargas de viento. Con palas de paso fijo, la maniobra de arranque de la máquina puede ser más complicada que con paso variable. De manera semejante, las maniobras de frenado también son más complicadas en estos aerogeneradores, puesto que no tienen la capacidad de orientar las palas con un ángulo desfavorable para la captación del viento, como con paso

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variable. Por ello, además del freno mecánico, estas turbinas eólicas incorporan aerofrenos, que asisten a aquél cuando es necesario.

- Aerogeneradores de paso variable: son máquinas que tienen la capacidad de cambiar la posición de las palas, girándolas a lo largo de su eje longitudinal, modificando así el ángulo de incidencia con respecto al viento, en función de la zona de funcionamiento. Por lo tanto, a cada velocidad del viento el ángulo de calado puede ser diferente, maximizando la eficiencia aerodinámica del rotor. Las máquinas de paso variable pueden cambiar la inclinación de las palas en función de la velocidad del viento, rotándolas alrededor de su eje longitudinal, y modificando las propiedades del perfil aerodinámico frente al viento incidente. Es necesario habilitar un sistema de emergencia, que permita llevar a la pala a una posición de frenado, para detener el rotor, en el caso de que el sistema de cambio de paso falle. Esto se realiza mediante algún tipo de acumulador hidráulico o, en el caso de motores eléctricos, de una batería. Por ello, sólo se suelen utilizar en aerogeneradores de gran tamaño por su elevado coste, en los que las ventajas del paso variable, en particular en cuanto a la mayor producción de energía y a la seguridad adicional que proporciona, compensan la mayor inversión inicial.

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

3.1.3. CLASIFICACIÓN DE AEROGENERADORES EN CUANTO A SUS SISTEMAS DE REGULACION DE VELOCIDAD

- Aerogeneradores de velocidad fija: el rotor gira a velocidad constante, independientemente de la intensidad con la que sople el viento. Producen mucho ruido aerodinámico, que en ocasiones puede primar sobre la posibilidad de generar algo más de energía.

- Aerogeneradores de dos velocidades: en estas máquinas, existen dos zonas diferenciadas de funcionamiento, correspondientes a dos rangos de velocidades del viento. En cada una de ellas, el rotor gira a velocidad constante. Existe, una intensidad del viento de transición, a la que se produce la conmutación entre una velocidad y otra. El ruido aerodinámico se puede reducir de manera considerable para vientos poco intensos, sin más que disminuir la velocidad de rotación del rotor. Precisamente, es en momentos de poco viento cuando el ruido aerodinámico puede ser más molesto, dado que el nivel de ruido ambiental de fondo es bajo y aquel procedente del rotor podría ser claramente audible. En ellas, existe la posibilidad de fijar el ritmo de giro a dos valores diferentes, una velocidad mayor a plena carga y otra menor para vientos menos intensos.

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

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mayores prestaciones, aunque también son más complejos y suponen más coste y operaciones de mantenimiento más exhaustivas. En cuanto a ventajas, una de las más importantes es la reducción de esfuerzos en el tren de potencia, que es posible porque el cambio de velocidad del rotor ante variaciones bruscas del viento no es instantáneo. Las principales desventajas de la velocidad variable vienen del mayor coste, lo que se traduce en una mayor inversión inicial, y de la mayor complejidad. Los sistemas más sofisticados pueden dar lugar a una mayor probabilidad de fallo y a un mayor coste de mantenimiento. Sin embargo, en la práctica, no se han observado diferencias significativas entre la disponibilidad de estas máquinas con respecto a otras tecnologías más sencillas.

3.2. ELEMENTOS DE UN AEROGENERADOR

Ilustración 11.Esquema básico de un aerogenerador.

Puesto que los aerogeneradores de eje horizontal son la opción más empleada en la gran mayoría de las aplicaciones, se procede a describir sus elementos:

- Torre: es el principal elemento de sujeción del aerogenerador. Sirve de base para la góndola y para el rotor, que se sitúan en la parte más alta. Da estabilidad al sistema, frente a las cargas de viento, por tanto su resistencia ha de ser muy alta. Su altura debe ser suficiente como para que el rotor pueda colocarse a la altura adecuada para que sea eficaz la captación de viento. En el caso de los aerogeneradores de última generación, con potencias de 2 o más MW, la longitud de la torre puede superar los 100 m.

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

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- Torres Tubulares: son las más utilizadas en los modernos aerogeneradores, compuestas de secciones de acero en forma de cono, con diámetro decreciente en la dirección ascendente. Esta geometría les otorga mayor resistencia abaratando gastos en material. Suelen alojar en su interior elementos auxiliares tales como el sistema de control o el transformador. Actúan de vía de acceso hacia la góndola para las labores de mantenimiento realizadas por operarios.

- Torres de celosía: estructuras formadas por secciones de acero soldadas o atornilladas, en forma de enrejado, con la altura y forma adecuada al aerogenerador particular. Son muy conocidas, puesto que se utilizan también para sustentar las líneas de alta tensión. Suponen un mayor abaratamiento de costes pero mayor impacto visual. Se utilizan poco en los modernos parques eólicos.

Ilustración 12.Aerogenerador bipala instalado sobre torre de celosía.

La cimentación de un aerogenerador es la encargada de fijar al suelo toda la estructura, soportando el peso de la torre y del resto de los elementos. En el caso de grandes máquinas, las cimentaciones adquieren grandes dimensiones, de modo que requieren de una obra civil muy considerable, de hecho constituye el 10% del coste total del proyecto. Los cimientos están hechos de una base de hormigón armado que se fija al piso enterrándola y añadiendo pilares a la base para mejorar la sujeción.

Ilustración 13. Cimentación de aerogenerador de gran tamaño.

- Góndola: Elemento que aloja los sistemas eléctricos y mecánicos, protegiéndolos de la intemperie, aves, otros animales etc. Se encuentra situada en lo alto de la torre y

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adosada a ella tiene el buje y el rotor. En lo alto de la góndola se ubican elementos de medida (veleta, anemómetro etc.). Con el fin de que la góndola pueda girar, se sitúa el rotor perpendicular al viento y se usan rodamientos que la conectan a la torre, para realizar el giro se emplean motores eléctricos.

- Rotor: Es elemento principal para interceptar el viento, captando la energía de su movimiento, Y transformándola en mecánica que se aplica al eje “lento” de la máquina. El rotor está formado por varias palas unidas a una pieza central llamada buje, que conecta el rotor al eje de giro, que a su vez está conectado con el resto de elementos mecánicos. Para la fabricación de las palas se utilizan materiales de gran resistencia, flexibilidad y peso reducido (fibra de vidrio, resinas de poliéster, fibra de carbono etc.).La gran mayoría de aerogeneradores modernos utilizan rotores de 3 palas (aunque los hay de 1,2 y 4 palas). Cuanto mayor es el número de palas del rotor, mayor es el rendimiento, no obstante, un menor número de palas permite una mayor velocidad de giro en el eje del rotor, (turbinas rápidas). Un aspecto fundamental en el diseño de aerogeneradores, es el diámetro del rotor, con mayor dimensión se capta más energía del viento, y por tanto mayor es la potencia. Por tanto, en los últimos años se han venido utilizando rotores de grandes dimensiones. Existe una correlación entre el diámetro del rotor y la altura de la torre, los rotores más grandes demandan torres más altas. Como regla general, la altura de la torre suele medir aproximadamente la longitud del diámetro del rotor. Los diámetros suelen oscilar entre los 40 y 90 m, llegando incluso a 126 metros en instalaciones offshore.

- Sistema de Orientación: Para captar la energía del viento con mayor eficacia, los aerogeneradores de Eje Horizontal, se sitúan perpendicularmente a la dirección del viento, para ello se usan sistemas hidráulicos en los que un motor mueve la góndola, accionado por un controlador que recibe la información de la dirección del viento, la procesa y decide los movimientos, que conducen al rotor. En las máquinas modernas el rotor se sitúa a barlovento (mirando hacia la dirección del viento), pero también los hay con la orientación a sotavento, incidiendo el viento por la parte posterior del rotor, en máquinas pequeñas el mecanismo de orientación es semejante a una veleta.

- Generador: es el principal componente de las instalaciones eléctricas de los aerogeneradores, transforma la energía mecánica del rotor en electricidad. El principio de funcionamiento consiste en hacer girar un conductor o conjunto de conductores enrollados en un campo magnético. Este campo, puede ser provocado por un imán permanente o por un electroimán, aparece una fuerza electromotriz que aplicada a un circuito externo hace que por éste fluya corriente eléctrica.

- Los generadores tienen una velocidad máxima y mínima de giro del rotor en la que pueden funcionar, la alta potencia de los aerogeneradores provoca que el generador eléctrico trabaje a temperaturas grandes, y para reducir la temperatura se incluye un sistema de refrigeración. Con el fin de evitar la entrada de polvo u otro tipo de suciedad que pueda dañar el equipo, los generadores suelen ir muy protegidos, encapsulados en una carcasa estanca.

- Transformador: no es un componente que pertenezca al propio aerogenerador, no obstante, en los aerogeneradores modernos suelen ubicarse en la base de la torre o al lado en una caseta exterior. Sirve para elevar la tensión del Generador.

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- Multiplicadora: adapta la velocidad de giro del rotor. Esto lo consigue con una caja de cambios o engranajes, con relaciones de multiplicación entre 1:31 y 1:88. Suele montarse sobre elementos amortiguadores elásticos, que eliminan la transmisión de ruidos y vibraciones hacia la estructura. Como en cualquier sistema mecánico de transmisión, en la multiplicadora existen pérdidas. La energía a la salida de ésta, en el eje rápido, es menor que a la entrada, en el eje lento. Sin embargo, se puede decir que la eficiencia global en este proceso es muy alta, con valores típicos entre el 95 y el 98 %.

- Freno mecánico: el sistema de frenado tiene doble función: por un lado, asegurar la detención total de giro del rotor y que éste permanezca parado. Y por otro, realizar paradas de emergencia, bien por amenaza de peligros u otras circunstancias. Los aerogeneradores modernos utilizan frenos de disco, el mecanismo de frenado es de fricción mecánica, por rozamiento (el frenado está pensado a prueba de fallos para parar la máquina). También los hay con mecanismos aerodinámicos de frenado y otros con dichos sistemas aerodinámicos disponen de “aerofrenos” que actúan como palas retráctiles en los extremos del rotor.

3.3. FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UN AEROGENERADOR Un aerogenerador es un sistema electromecánico que ha de funcionar en multitud de situaciones diferentes. Así, existen momentos en los que el aerogenerador está parado por ausencia de viento, otros en los que está funcionando al máximo de su potencia y también situaciones en las que la principal prioridad es mantener la seguridad del sistema, por ejemplo frente a vientos huracanados o a turbulencias. La curva de potencia de la máquina refleja la respuesta de ésta en todas las situaciones anteriormente mencionadas y se representa a continuación:

Ilustración 14.Curva de potencia de un aerogenerador.

En la curva de potencia de la ilustración anterior, se han señalado las velocidades de conexión (1), y de desconexión (4), y las zonas de funcionamiento a carga parcial (20) y a plena carga (3), que se describirán posteriormente.

3.3.1. CONEXIÓN DEL AEROGENERADOR Cuando el viento no sopla con suficiente velocidad, el aerogenerador se encuentra en situación de parada. En esta situación, el rotor y el freno de la góndola se encuentran anclados,

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impidiendo que el sistema oscile debido a brisas y evitando así que se transmitan cargas mecánicas al resto de los elementos. A partir de los 2-3 m/s, el controlador ordena a los motores que sitúen el rotor en dirección perpendicular a la del viento y por encima de 3 m/s, el controlador envía la orden de retirar el freno de disco, para que la turbina pueda comenzar a girar. Cuando el rotor alcanza la velocidad de conexión (4-5 m/s, punto 1 en la curva de potencia) , puede comenzar la producción de electricidad. Sin embargo, esto no ocurre hasta que transcurre un tiempo de espera, para evitar conexiones y desconexiones innecesarias, debidas a posibles oscilaciones en la velocidad del viento alrededor del valor mínimo necesario. De la maniobra de conexión se encargan circuitos específicos de potencia, que permiten que ésta se realice de forma gradual, manteniendo la seguridad de todos los elementos. A bajas velocidades, prima la minimización de esfuerzos en los sistemas mecánicos y la ejecución eficaz y segura de la maniobra de conexión.

3.3.2. FUNCIONAMIENTO A CARGA PARCIAL

Si la velocidad del viento aumenta, también lo hará la potencia suministrada por el aerogenerador. En esta situación, el cometido de todos los elementos del aerogenerador es el aprovechamiento máximo del recurso eólico.

3.3.3. FUNCIONAMIENTO A PLENA CARGA Si el viento es suficientemente fuerte, el aerogenerador alcanzará la máxima potencia para la que todos sus elementos están diseñados. Si la velocidad del viento aumenta en esta situación, la máquina podría correr peligro, dado que dichos subsistemas estarían funcionando fuera de las especificaciones. La prioridad de todos elementos es mantener la seguridad para el equipo sin reducir significativamente la potencia suministrada, dentro de lo posible.

3.3.4. DESCONEXIÓN DEL AEROGENERADOR Existen diversas situaciones en las que no es posible mantener la producción de energía en la máquina. En particular, ocurre con vientos demasiado intensos (temporales, huracanes, etc.)con velocidades por encima de 25 m/s. En estos casos, debe desconectarse el aerogenerador de la red. El controlador da la orden de cambiar el ángulo de las palas hasta situarlas en oposición al viento o de desplegar los aerofrenos, reduciendo paulatinamente la velocidad. Ordena el accionamiento gradual del sistema de frenado mecánico, hasta llegar a la detección total.

La desconexión del aerogenerador también se puede producir en situaciones especiales, estas pueden ser:

- Paradas de emergencia: se trata de una respuesta ante un problema grave, no esperado, captado por los sensores del sistema control. En estos casos, además de los frenos aerodinámicos, se utiliza el sistema de frenado mecánico con toda su intensidad, desde el primer momento, cuando el peligro es detectado, ya que la prioridad absoluta es evitar un accidente, con posibles riesgos para los sistemas electro-mecánicos y para las personas que puedan deambular por la zona.

- Paradas manuales para realizar operaciones de mantenimiento: En este caso es el personal de mantenimiento el responsable de dirigir la operación. Ésta se realiza

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normalmente en momentos de escaso viento para aprovechar al máximo el recurso eólico. El proceso se inicia cuando el anemómetro detecta que la velocidad desciende por debajo del mínimo aprovechable.

Finalmente, en situaciones especiales, la ejecución segura de las maniobras de desconexión es el principal objetivo. No hay que perder de vista que la razón última para que existan todas estas particularidades es el carácter aleatorio, impredecible y fuertemente cambiante del recurso energético, el viento.

4. SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO En primer lugar, cabe destacar, que el objetivo más importante en la selección de emplazamientos para instalaciones eólicas es conseguir maximizar la captación de energía, para de esta forma, reducir el coste de producción.

La selección de un posible emplazamiento comienza eligiendo una determinada zona geográfica, que estará ubicada en una región caracterizada por tener una buena disponibilidad de recurso eólico. Estas áreas son bien conocidas, dado que existen mapas de viento muy exhaustivos, como ya se comentó anteriormente.

Lógicamente, el área elegida no debe tener características especiales de protección medioambiental, (parque natural, nacional o regional, ZEPA, etc.). Tampoco tendrá ninguna otra restricción incompatible con la producción energética, del tipo urbanístico, presencia de zonas de seguridad, existencia de bases militares, aeropuertos, etc. La abundancia de patrimonio histórico artístico, monumental, arqueológico, etc., puede también constituir un impedimento a la hora de elegir una zona concreta. Una vez delimitada la zona geográfica, se detectan posibles emplazamientos para la ubicación del parque. Éstos son seleccionados entre los parajes elevados que presenten una orografía favorable. Es decir, sin pendientes excesivas y sin la presencia de accidentes geográficos que imposibiliten el acceso a la futura planta. Es fundamental que exista infraestructura de evacuación de electricidad, en forma de líneas de alta tensión, cerca del emplazamiento en estudio, para que el precio de extender el tendido eléctrico no sea excesivamente elevado.

Tras el estudio cartográfico preliminar, se realiza una inspección más exhaustiva sobre el se analizando en detalle las posibles vías de acceso al parque, y la obra civil necesaria para la instalación de aerogeneradores y el resto de equipos y para la infraestructura de evacuación eléctrica. No hay que olvidar que, durante el desarrollo del parque, será necesario utilizar enormes vehículos de transporte especial para palas, las secciones tubulares de las torres, las góndolas, etc., y maquinaria pesada. Por ello, si finalmente el parque se lleva a cabo, será necesario crear una red de pistas que permitan un acceso seguro al parque y a sus instalaciones, incluso en condiciones meteorológicas desfavorables. Estos accesos deben ser suficientemente anchos y con radios de curvatura grandes, para permitir que los transportes especiales puedan girar.

4.1. CRITERIOS BÁSICOS DE SELECCIÓN DE EMPLAZAMIENTOS Además de todo lo anteriormente mencionado, los emplazamientos óptimos han de

cumplir una serie de características:

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- Elevada velocidad media: Las velocidades medias han de ser lo más altas posibles. El emplazamiento además, ha de tener buena exposición al flujo de aire y sin obstáculos.

- Variaciones diurnas y estacionales aceptables. - Aceptables niveles de vientos extremos y turbulencia: factores que afectarán a la

integridad estructural y vida útil del sistema. Hay que conocer la velocidad máxima alcanzada además de la probabilidad de que esta se produzca.

Algunos de los emplazamientos que suelen cumplir estas características pueden ser: pasos entre montañas en áreas de altos gradientes de presión, largos valles descendiendo de cadenas montañosas, llanos y llanuras elevados, llanuras y valles con vientos altos asociados a fuertes vientos de gradientes de presión, elevaciones con buena exposición, cimas de montañas de áreas de fuertes vientos de altura o lugares costeros bien expuestos en áreas de fuertes vientos de altura o fuertes gradientes térmicos o de presión.

4.2. ASPECTOS PARTICULARES EN LA SELECCIÓN DE EMPLAZAMIENTOS En función del tipo de aplicación y tamaño de la instalación deberán tenerse en cuenta

las siguientes consideraciones:

- En emplazamientos de instalaciones eólicas de pequeña potencia para uso local: la selección del emplazamiento está restringida a un área pequeña. En este caso, sólo puede seleccionarse el emplazamiento más favorable, estimando con relativa fiabilidad las características eólicas del emplazamiento, considerando los efectos de la topografía local y de las características de la rugosidad superficial del terreno.

- En emplazamientos de grandes máquinas para producción eléctrica: los métodos empleados son bastante sofisticados. Además de un emplazamiento con buenas condiciones eólicas, hay que estudiar la viabilidad económica, la compatibilidad del diseño con las particularidades meteorológicas, así como tener en cuenta los efectos medioambientales y de seguridad.

- En los grandes parques eólicos: la influencia de las estelas de las máquinas puede disminuir la potencia total con respecto a la potencia equivalente de las máquinas individualmente. En general, la mejor disposición consistiría en ubicar el menor número posible de máquinas en la dirección paralela a los vientos predominantes y el mayor número posible en la dirección perpendicular. Para minimizar los efectos de las estelas en un parque, la separación lateral mínima recomendada entre máquinas debe estar entre 3 y 5 diámetros, y la separación en la dirección predominante del viento entre 7 y 10 diámetros.

En cualquier caso es necesario hacer un balance global de varios factores tales como la disponibilidad del terreno, los costes de infraestructuras, pérdidas de energía etc.

Como ya se comentó anteriormente, antes de emprender la construcción de un parque eólico, es necesario llevar a cabo una campaña de medidas del recurso disponible en el emplazamiento en estudio. Dicha campaña ha de durar al menos 1 año. Además, es importante realizar también una campaña de medidas a largo plazo, durante por lo menos 15 años.

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5. PARQUES EÓLICOS Estas instalaciones, son agrupaciones de varias máquinas que comparten recursos, como instalaciones eléctricas, líneas de evacuación, infraestructuras de acceso (caminos, pistas forestales, etc.) y, en general, la gestión centralizada de las infraestructuras. Los parques modernos, que tienen una potencia total de hasta 50 MW, son complejas plantas de producción de electricidad compuestas de varias decenas de aerogeneradores.

Ilustración 15.Esquema básico de un parque eólico.

En este esquema simplificado de un parque eólico , se muestran dos hileras de aerogeneradores conectados mediante sus correspondientes interruptores a la red de media tensión del parque que, por lo general suele estar enterrada. Cada aerogenerador tiene su propio transformador, normalmente ubicado a pie de torre, en el interior de ésta. El transformador eleva la tensión del generador (típicamente de 690 ó 1.000 V) hasta valores entre 20 y 30 kV, para su conexión a la red de media tensión.

Los aerogeneradores, transformadores y el resto de elementos eléctricos del parque están conectados entre sí mediante interruptores, tanto a la entrada como a la salida, para permitir su desconexión individual y que de esta forma puede realizarse el mantenimiento de cada uno de ellos de forma independiente y segura, sin parar la producción eléctrica del parque.

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

5.1. CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE UN PARQUE EÓLICO Los elementos de un parque eólico además de los aerogeneradores, son las líneas de media y alta tensión, los equipos a utilizar y la subestación de transformación. Todo ello configura la central de producción de electricidad. A la hora de ubicar estos elementos dentro del parque hay que tener en cuenta una serie de consideraciones:

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5.1.1. DISPOSICIÓN DE LOS AEROGENERADORES El factor más importante a la hora de elegir la ubicación de los aerogeneradores, es la dirección de los vientos dominantes. También otros aspectos condicionan la elección de tal ubicación como son la orografía, la situación de los accesos o de la línea de transporte hacia la que se va a evacuar la producción eléctrica.

Los aerogeneradores, se disponen en hileras perpendiculares a la dirección de los vientos dominantes, aprovechando así al máximo, el recurso eólico disponible. Sin embargo, esta disposición sólo es posible en terreno llano. Cuando la orografía es complicada, como ocurre en muchos emplazamientos, es obligado realizar modificaciones a este diseño “ideal”.

Ilustración 16. Disposición de los aerogeneradores en hileras.

La ilustración anterior, muestra la disposición de los aerogeneradores en hileras paralelas, que a su vez están alineadas con la dirección perpendicular a la del viento dominante.

Ilustración 17. Disposición de los aerogeneradores en colinas alineadas en la dirección perpendicular a la de los vientos dominantes.

La ilustración anterior, muestra la disposición típica de aerogeneradores en emplazamientos con orografía complicada, en los que las diferentes líneas de cumbres están orientadas en direcciones cercanas a la de perpendicularidad con la de los vientos dominantes. En este caso, las turbinas se sitúan agrupadas en plataformas, a las que se accede mediante los correspondientes caminos.

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En el caso de que las líneas de cumbres no estén alineadas, existe una tercera opción, la de las colinas agrupadas en la dirección perpendicular a la de los vientos dominantes, tal como se muestra a continuación, bastante habitual en zonas montañosas:

Ilustración 18.Disposición aerogeneradores en colinas agrupadas.

En todos los casos, se intenta siempre acercarse en lo posible a los esquemas descritos.

5.1.2. EFECTO DE LAS ESTELAS EN LA DISTANCIA ENTRE LAS TURBINAS EÓLICAS Un parámetro fundamental en el diseño de un parque eólico es el de la distancia entre los aerogeneradores. Sería deseable situar las máquinas suficientemente juntas, para aprovechar al máximo el terreno en zonas con mucho viento, reduciendo así las pérdidas eléctricas en las líneas de media tensión, así como el coste del cableado. Sin embargo es indispensable mantener una distancia mínima, para que la estela de cada aerogenerador no tenga una influencia apreciable en aquellos que estén situados detrás, preservando así tanto las condiciones de seguridad como de máxima producción de energía. Como norma general, se suele tomar un margen de seguridad de entre 5 y 9 diámetros de rotor en la dirección del viento dominante, y de 3 a 5 diámetros en la dirección perpendicular.

Ilustración 19. Distancias mínimas entre aerogeneradores.

5.1.3. EQUIPAMIENTOS DE MEDIA Y ALTA TENSIÓN: LÍNEA DE MEDIA Y SUBESTACIÓN La producción de electricidad en los aerogeneradores se realiza en baja tensión y la evacuación hacia la red eléctrica de la compañía compradora se realiza en alta. Por ello, es necesario llevar a cabo una doble conversión: de baja a media, en los transformadores ubicados al pie de las máquinas, y de media a alta tensión, en la subestación del propio parque. Con respecto al

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trazado, las líneas de media tensión, se disponen paralelas a los caminos de acceso a los aerogeneradores, siguiendo trayectorias tan rectilíneas como sea posible, minimizando así las pérdidas eléctricas, que pueden ser apreciables en tendidos muy largos. La disposición más habitual es la de la línea enterrada, causando menor impacto ambiental. Además, con líneas subterráneas se reduce el riego en las operaciones de mantenimiento de los aerogeneradores, que en ocasiones requieren del uso de grúas, que podrían encontrar el obstáculo de las líneas aéreas. La canalización se suele realizar a una profundidad de un metro, aproximadamente. La línea puede ir directamente enterrada o ser conducida a través de tubos.

La conversión a alta tensión se realiza en la subestación de transformación del parque, en la que se ubica el transformador principal. La tensión de salida de éste, es decir, la de evacuación en alta tensión suele ser de 132 ó 220 kV en los parques actuales, siendo mayor en los más grandes. También hay bastantes parques con evacuación a 66 kV.

En cuanto a la situación de la subestación, esta debe tener en consideración la situación del punto de conexión con la red eléctrica, dado que es necesario realizar el tendido de la línea aérea de alta tensión desde el parque hasta dicho punto. Además también debe facilitar el trazado de la línea subterránea de media tensión.

6. EXPLOTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO

El objetivo principal de la explotación de un parque eólico será producir la máxima energía posible, con el menor coste, aprovechando la máxima eficiencia de los elementos que componen el parque durante la vida útil del mismo.

La consecución de estos objetivos, no solamente depende de las estrategias de gestión abordadas por cada empresa, sino que influirán de una forma decisiva todos los procesos anteriores a la explotación: tanto la parte de promoción, encargada de la elección del mejor emplazamiento y diseñar la ingeniería para maximizar la producción; como la parte de adquisición de aerogeneradores, tratando de elegir qué tipo de aerogeneradores se adaptan mejor al emplazamiento, al recurso eólico y a sus accesibilidades y facilidades de instalación, es decir, buscando obtener una tecnología fiable y contrastada, con las mejores prestaciones y rendimiento; y por supuesto, también influye de una manera decisiva el proceso de construcción, ya que es ahí cuando se ejecutan las instalaciones, se desarrollan toda la infraestructura eléctrica de media tensión y las cimentaciones para los aerogeneradores y se realiza el montaje. Por ello cobra vital importancia un control de calidad lo más adecuado posible ya que diversos factores dependen de la ejecución de la obra y del montaje como puede ser la fiabilidad de los equipos y los problemas de explotación que puedan surgir.

Por lo tanto, las tareas en las que interviene la propia explotación del parque serán: los diferentes modelos de explotación; las operaciones de control de los elementos, tanto remoto como local; y las diferentes labores de mantenimiento llevadas a cabo. Todo esto, supondrá unos costes de mantenimiento y explotación que influirán en el rendimiento del parque y en consecuencia en su viabilidad.

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Para llevar a cabo las anteriores tareas se deberán tratar de maximizar en todo momento factores como la eficiencia, la seguridad, el respeto al medio ambiente y sin duda, la producción energética.

6.1 MODELOS DE EXPLOTACIÓN

El dueño participa activamente en la operación y mantenimiento del parque. Deja de ser simple promotor pasando a ser generador interesado y responsable en la gestión de sus activos.

Aparecen Promotores con suficiente masa crítica para explotar las oportunidades de la actividad de operación y mantenimiento.

Los nuevos condicionantes de la operación y supervisión fuerza que muchos promotores asuman la operación de sus parques aún a disgusto del tecnólogo.

Incremento de una competencia incipiente con la aparición de agentes dispuestos a entrar en operación y mantenimiento de diferentes tecnologías. Nace un mercado de contratistas de operación y mantenimiento hasta ahora inexistente. Existencia de presencia de personal de la propiedad en los parques hasta ahora abandonados al tecnólogo.

Dotación de equipos locales preparados polivalentes y multidisciplinados para trabajar de manera autónoma en explotación normal. Quedan exentos operaciones de grandes correctivos / retrofits / avances funcionales.

El tecnólogo siempre mantiene un papel aunque sea secundario para grandes correctivos, y experto.

Aún no ha calado en el promotor el asumir el riesgo de explotación. Sigue exigiendo y transfiriendo a otras garantías de disponibilidad.

Existen tres modelos fundamentales de contratos de O&M que podrían incluir cualquiera de las variedades existentes:

• Contratos Full, con tecnólogos o empresas privadas

• Mantenimiento interno con personal propio de la Propiedad

• Modelos Mixtos

De estos modelos, no existe uno mejor que otro, pero lo que si es cierto es que cada uno de estos modelos ha de ser evaluado en la medida de que cada uno de los parques pueda conseguir disminución en los costes de explotación hasta un 10 % siempre y cuando se consiga realizar una correcta optimización de la logística y de los repuestos.

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El objetivo de la optimización de un parque eólico siempre ha de ser capturar todo el potencial económico incrementando al máximo la producción del parque sin perjudicar la vida útil del mismo, mediante la mejora de la Operación y el Mantenimiento.

A lo largo de todos estos años, en los que la energía eólica ha experimentado una rápida expansión en nuestro país, las aplicaciones para el seguimiento y control de parques existentes en el mercado, han estado vinculadas a los scadas específicos de la tecnología eólica implantada en cada emplazamiento, conllevando una serie de limitaciones para el promotor a la hora de evaluar los rendimientos de la instalación:

Programas enfocados a tecnólogos y empresas de mantenimiento con accesos restringidos y diferentes privilegios.

Elaboración de un número limitado de informes con desconocimiento por el promotor de la metodología utilizada y sin posibilidad de validar datos.

Aplicaciones no universales solamente vinculadas a cada fabricante de aerogeneradores.

6.2 OPERACIONES DE CONTROL La función principal de las actividades de control pasa por mantener la estabilidad del sistema eléctrico, operando tanto sobre la subestación eléctrica como sobre los aerogeneradores siguiendo unos criterios básicos:

- Maximizar la energía generada por los aerogeneradores - Reducir los tiempos de parada - Pre-diagnosis de fallos: Una monitorización de los mismos. - Control de la potencia activa y reactiva

Para la optimización de la explotación de los parques eólicos es necesario un sistema de gestión integral (telecontrol). Esto hace que este tipo de instalaciones se exploten en régimen semi-presencial, donde no es necesario personal de explotación y de mantenimiento en el parque eólico. Solo es necesaria su presencia en las tareas de supervisión, de mantenimiento y avería. La monitorización depende del sistema informático que almacena los datos y del programa de gestión de cada empresa.

En los parques de generación de energía eólica hay que tener en cuenta que operan las 24h al día y por tanto, se supone que la producción energética es continua. De este modo, se hace indispensable obtener unos sistemas que nos permitan controlar y maximizar la producción de los equipos que conforman el parque la mayor parte del tiempo posible, esto se realiza mediante dos modos operativos, las operaciones diurnas donde se llevan a cabo todas las labores de mantenimiento en las instalaciones y una nocturna, normalmente remota, en la cual se hace una supervisión del mantenimiento y se pueden realizar actividades específicas de mantenimiento si éstas fueran necesarias. Parte del sistema de control o telecontrol, gestiona

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las plantas con el apoyo local de los técnicos de explotación y mantenimiento, realizándose las actuaciones de mantenimiento normales y de averías en horario laboral diurno generalmente y solo las actuaciones de emergencia en periodo nocturno.

El centro de operación es un elemento clave en la vida del parque eólico ya que se encarga de una serie de aspectos fundamentales para el buen funcionamiento del mismo, como realizar las facturaciones de energía generadas por la planta, programar los trabajos de mantenimiento, establecer el control y seguimiento de dichos trabajos, seguir las directrices del mercado para lo operación del parque, es decir, vigilar los periodos en los cuales se produce una sobrecapacidad de generación y por lo tanto habrá que regular y gestionar la energía generada. Hacer las predicciones de energía para su venta en el mercado libre y realizar los informes de seguimiento de la actividad.

6.3 OPERACIÓN REMOTA La operación remota se realiza de forma centralizada, en centros de control, lo que permite reducir costes y manejar toda la capacidad eólica de un gran operador de una forma global. De esta forma se pueden organizar mejor los recursos y gestionar mejor la red eléctrica.

Los objetivos de una operación remota eficiente son claros, por una parte reducir los costes de operación, controlar la energía entregada a la red, tanto en calidad como en cantidad, la comunicación con otros centros remotos y por otra parte aspectos basados en la gestión y almacenamiento de la información recopilada ya sea del propio parque o incluso de tipo meteorológico. A parte de estos aspectos, existe un objetivo que se ha convertido en una parte importante del parque y es la predicción de energía, este punto es importante porque, cada vez más en sistemas donde ya la capacidad de generación eólica supone un 30-40% de la capacidad total del sistema, es muy necesario que se realicen predicciones de la energía a generar para posteriormente evaluar su coste en el mercado y por lo tanto, cobra un efecto fundamental en los ingresos y rentabilidad que obtendrá un parque eólico.

Normalmente hay una superposición de centros de control. La compañía eléctrica siempre supervisa la energía generada sea o no titular de las instalaciones eólicas y luego el operador de las plantas (el mantenedor) realiza su supervisión.

En las centrales de generación es necesario disponer de una herramienta (hardware y software) capaz de disponer de una información (remota y/o local) de cada uno de los elementos que componen el parque eólico (aerogeneradores, subestación transformadora y torre meteorológica). Los sistemas de control y de comunicaciones que realizan estas tareas se denominan SCADA (sistemas para la supervisión, control y adquisición de datos)

Con la monitorización se consigue una gestión más eficaz ya que se analizan todas las plantas y dispositivos de cada una de ellas desde una sola ubicación. Se reducen tantos aspectos operativos como económicos ya sean financieros o de operación y mantenimiento del parque eólico, y como consecuencia se consigue una maximización de la producción de energía y del tiempo de actividad del sistema.

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Ilustración 20. Funciones de la Teledetección

En la imagen anterior podemos apreciar las funciones de un sistema SCADA de teledetección, uno de los aspectos más relevantes es la generación de informes dada su importancia para el análisis de averías y para la predicción de posibles problemas. Hoy por hoy se están dedicando grandes esfuerzos a desarrollar en este sentido, herramientas útiles que te orienten de cuál va a ser la evolución del estado de las máquinas en un futuro.

El sistema está compuesto por una unidad central, que tiene una base de datos normalmente emplazada en el parque y se comunica con el sistema eólico con una red de fibra óptica y con cada una de las máquinas que lo componen.

A través de la nube se comunica la base de datos a un centro de operación que también dispone de una base de datos y de almacenamiento.

Ilustración 21. Comunicación remota

En la imagen podemos ver un centro de control donde están monitorizados los diferentes

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parques controlados, en este caso se ve la península ibérica y en diferentes colores tendríamos los distintos estados de las máquinas. Y un pequeño pantallazo de los parámetros que se monitorizan en una máquina eólica, desde la multiplicadora al generador eléctrico, el convertidor de potencia, todos los temas de vibraciones en los rodamientos principales, el sistema de giro, el intercambio de calor, que sería el sistema de refrigeración.

También en la parte inferior derecha se ve el estado de los contadores, muchas veces, los encargados de la monitorización principal y el acceso al mismo son tanto la compañía de distribución de energía como el operador de red.

6.3.1 SISTEMA DE COMUNICACIÓN El sistema de comunicación se realiza mediante un tendido de fibra óptica tanto intraparque como extraparque, es decir, las máquinas están comunicadas entre sí con un cable de fibra óptica normalmente con tecnología monomodo, para distancias pequeñas (menores de 2km), ya que éstas son más económicas. Si las distancias son mayores se utiliza tecnología multimodo y a partir de este sistema de adquisición de datos normalmente ya se están instalando junto con el tendido de la línea de evacuación un cable de fibra óptica para la comunicación con el centro de operaciones. En aquellas instalaciones dónde el tendido de dicho cable es muy caro o no se ha realizado en su momento se dispone de un ancho de banda con una conexión satélite que te garantiza un mínimo de datos de comunicaciones

6.3.2 SISTEMA TELECONTROL El telecontrol es el sistema de gestión y control a más alto nivel en un aerogenerador, intercambia información con otros sistemas que componen el parque eólico, activa sistemas en casos determinados como las paradas de emergencia, ajusta consignas de control como la limitación de potencia o la regulación de la velocidad y habilita el paso a los diferentes modos de funcionamiento del aerogenerador.

Las actividades que se realizan con este sistema adquieren diferentes aspectos tales como la gestión de alarma y la visualización de los estados de los componentes como se ha comentado anteriormente o como la realización de gráficos de tendencias o reportar informes de un modo programado, estamos hablando de los respectivos informes semanales, quincenales o mensuales de explotación dependiendo de la estrategia de gestión.

Hay que evitar todo tipo de informaciones que puedan ser duplicadas. Si lo que duplicamos es la gestión de esa información, con la base de datos tanto local, como la base de datos remota.

Algunas veces presenta cierta dificultad integrar en un mismo centro de operación, diferentes tecnologías eólicas al disponer de diferentes SCADA cada una de ellas. Se requiere una labor de integración.

Hay que tener muy presente el tema de jerarquía de permisos de los usuarios. Por ejemplo, cuando el personal de mantenimiento accede a la máquina debe informar al centro de control pero una vez la máquina está parada y bloqueada debe ser el operario de mantenimiento el

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que tenga la única capacidad de controlar y operar la máquina para ello se dispone de unos sistemas de bloqueo. Esto mejora la seguridad en la planta.

Nuevamente se incide en la reportación de Informes ya que es un aspecto fundamental para poder predecir el funcionamiento de las máquinas o de los equipos en un futuro. En los informes se controlan aspectos como:

- Producción, alarmas y factores de utilización tanto de cada aerogenerador como global del parque

- Arranques y paradas de cada aerogenerador - Previsiones de producción y datos reales

Los informes que se suelen realizar contienen una serie de parámetros básicos, más o menos para todos los explotadores.

Las operaciones de mantenimiento se deben juntar con las previsiones de producción para poder acertar éstos. Ya que en algunos mercados la no correcta previsión de los datos de producción puede acarrear algún tipo de disminución en las cantidades a recibir en concepto de penalizaciones por mala previsión, con lo cual es muy interesante y muy necesario, programar las actividades de mantenimiento con las previsiones de producción y para ello se utilizan una serie de parámetros:

- Factor de capacidad

𝐹𝐶 =𝐸𝑝(𝑘𝑊ℎ)

𝑃𝑛(𝑘𝑊) ∙ 𝑇(ℎ)

Nos informa sobre la energía producible, cuanta energía hemos producido en función del año. Es decir, si lo trasladamos a horas anuales (8760h) una central eólica se dice que es económicamente rentable cuando se encuentra por encima del 25%, lo que significan 2200h de trabajo. Este factor de capacidad suele ser más elevado en los parques off-shore encontrándonos en rangos del 35%-40%, es decir pudiendo alcanzar hasta 4000h de trabajo anuales.

La disponibilidad también es muy importante y nos viene a decir cuánto tiempo sobre el que podía haber estado funcionando la máquina ha estado funcionando realmente. Esta disponibilidad se puede dividir en diferentes conceptos y que luego cada fabricante o cada tenedor de activos los adapta un poco a su forma de entender cómo se debe medir. Pero básicamente tenemos:

- Disponibilidad de viento (Dv)

𝐷𝑣 =𝑇𝑣(ℎ)𝑇(ℎ)

𝑇𝑣:𝑁° 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜

- Disponibilidad técnica del aerogenerador (Da)

𝐷𝐴 =𝑇𝑑(ℎ)𝑇(ℎ)

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𝑇𝑑:𝑁° 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑒𝑟𝑜𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

- Disponibilidad efectiva del aerogenerador (De)

𝐷𝑒 =𝑇𝑝(ℎ)

𝑇𝑣(ℎ) − 𝑇𝑓𝑟(ℎ) − 𝑇𝑝𝑗(ℎ)

𝑇𝑣:𝑁° 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑇𝑓𝑟:𝑁° 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑑 𝑓𝑢𝑒𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑇𝑝𝑗:𝑁° 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑗𝑢𝑠𝑡𝑖𝑓𝑖𝑎𝑐𝑎𝑑𝑎

La disponibilidad efectiva del aerogenerador es realmente la que evalúa el servicio que se está dando con ese aerogenerador. Este parámetro se utiliza para medir la bondad de la gestión del mantenimiento. En ella tenemos en el numerador el tiempo que la máquina ha estado produciendo y en el denominador las horas de viento restadas las horas en las que la red ha estado fuera de servicio y las horas de parada justificada, con ello obtenemos un coeficiente que suele estar entre el 95-99,5%. Que es un parámetro adecuado para todos los productores y para todos los explotadores.. Valores por debajo del 95% de disponibilidad son preocupantes y deben tomarse acciones correctoras porque probablemente la gestión del mantenimiento no sea la adecuada.

Para ello también podemos analizar todos los parámetros vinculados al tiempo medio entre fallos. Lo que podemos analizar aquí es las horas de parada de la máquina en función del número de fallos y este se puede repetir por tipología de fallos o en global, en conjunto, por el número de aerogeneradores. Estos indicadores nos dan una visión de la fiabilidad de máquina y que tipo de fallos son más repetitivos.

- Tiempo medio entre fallos (mtbf)

𝑚𝑡𝑏𝑓 =𝑇(ℎ)𝑁𝑓

𝑚𝑡𝑏𝑓𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =𝑇(ℎ) ∙ 𝑁𝑎,𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑁𝑓

𝑁𝑓:𝑁° 𝑑𝑒 𝑓𝑎𝑙𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑎𝑛𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 𝑇 𝑁𝑎,𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑁° 𝑑𝑒 𝑎𝑒𝑟𝑜𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠

Para poder calcular estos parámetros se deberán monitorizar en el sistema de teledetección una serie de datos:

- Datos básicos o Velocidad de viento, dirección y temperatura o RPM, del rotor, multiplicador, generador o Estado de los distintos componentes: temperaturas del grupo hidráulico, del

aceite, vibraciones en la torre, etc. - Sistema de cambio de paso

o Grupo hidráulico: Lo que se monitoriza es la posición de cada una de las palas así como las presiones del grupo

o Cilindros y válvulas - Sistema de orientación: Es un tema importante porque estos sistemas normalmente

tienen un límite de vueltas a realizar sobre la corona de giro tanto a la izquierda como

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a la derecha (sentido horario y antihorario) y la máquina una vez llega a este número máximo de vueltas y en función del factor de capacidad que tenga en ese momento y la potencia que esté generando, tiene ordenes de volver a una posición cero o mantenerse en esa posición hasta que las condiciones de viento disminuyan y la pérdida de energía por ese “reset” a la posición cero sea la menor posible.

o Moto reductores de giro o Cuenta vueltas (cableado)

- Sistema de refrigeración o Multiplicador o Generador o Góndola

A continuación se muestra un diagrama de cómo funciona la supervisión remota:

Ilustración 22. Diagrama de funcionamiento de teledetección.

Vamos recogiendo datos de cada uno de los puntos y los llevamos al sistema de supervisión, que le da un output al control de potencia. Es muy importante porque el control de potencia de este tipo de máquinas es un control de par y debe recibir los outputs de los diferentes sistemas para ver si alguno de ellos está fuera del rango de funcionamiento y debe o enviar una notificación o un aviso o debe generar una alarma y parar la máquina.

Se ha trabajado en definir y desarrollar una herramienta de optimización, genérica (aplicable a cualquier tipo de tecnología eólica) que permite verificar y cuantificar a gusto del usuario y al margen de la información de los scadas los parámetros más significativos desde la óptica de la

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explotación, como son cumplimientos de curvas de potencia, disponibilidades, pérdidas de energía, lucro cesante por actuaciones de mantenimiento, etc.

6.4 MANTENIMIENTO Las labores de mantenimiento son necesarias para un buen funcionamiento de todos los elementos que conforman un parque eólico (aerogeneradores, subestación, líneas de evacuación o los viales para acceder a los aerogeneradores) durante su vida útil.

En el mantenimiento Intervienen varios factores como la fiabilidad, que es la probabilidad del buen funcionamiento de las máquinas, el objetivo de esta fiabilidad es que estén los equipos disponibles; que realmente el equipo siempre esté en funcionamiento. A veces ocurre que no hay viento pero aun así el sistema debe estar preparado. Y la disponibilidad, que es el estado del equipo para entrar en servicio.

Podemos clasificar el mantenimiento en distintas clases atendiendo a diferentes aspectos

- Según su forma temporal o Programado: Mediante plannings semanal, mensual o anual, dependiendo de

las políticas de gestión empleadas. Los objetivos buscados en el mantenimiento programado son: la reparación de componentes con tiempo de ejecución controlada, una mayor previsión en recursos humanos y materiales, optimización de la reparación buscando la solución más adecuada, conseguir una pérdida de producción baja. Para la realización del mantenimiento programado se seguirán las instrucciones del fabricante, que normalmente indicara cada cuanto tiempo hay que revisar sus componentes, o también se podrá elaborar un plan de mantenimiento programado basado en nuestra observaciones de cómo se comportan las máquinas. Los trabajos que habitualmente se realizan en el mantenimiento programado se centran en las palas, en la torre, mejora de componentes y revisión de equipos fundamentales.

o No programado: Averías sucedidas en las máquinas las cuales tendremos que solucionar para que pueda seguir funcionando.

- Según sus estados o Preventivo: Se realiza para asegurar el buen funcionamiento de los equipos y

se planifica durante todo el año. Es el tipo más utilizado (Programado) o Correctivo: Se realiza para solucionar un fallo o avería en un equipo (no

programado) o Predictivo: Su objetivo es evaluar el estado del equipo y predecir su posible

fallo. Es planificado y nos ayuda a ver el estado de la máquina. Como consecuencia del análisis predictivo de la máquina podemos tomar dos acciones, una acción de mantenimiento preventivo y planificar una reparación o puesta a cero de algún componente o automáticamente un mantenimiento correctivo si la degradación de este equipo es demasiado rápida. Es el menos utilizado y en el que más investigaciones se están realizando.

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Los trabajos de mantenimiento de un parque eólico tienen un riesgo elevado para los operarios, por diferentes motivos; los desplazamientos se efectúan a zonas de difícil acceso ya que los parques suelen estar ubicados en montañas o colinas, alejados de núcleos urbanos. El movimiento es de cargas pesadas con grúas de gran tonelaje en zonas de reducido tamaño. Se requiere un control de las cargas a gran altura y depositado en espacios muy reducidos y con gran precisión.

Son trabajos a la intemperie y en muchas ocasiones con condiciones climáticas adversas. Se suele realizar a alturas superiores a los 50m.

6.4.1 ACTIVOS A MANTENER 1) Línea de media tensión (MT) o de Alta Tensión (AT) del parque eólico. Se trata de mantener tanto la línea interior como la exterior, la de evacuación de energía, según indica la normativa. 2) Subestación transformadora del parque junto con todos sus activos 3) Línea subterránea de media tensión, que es la que va desde la subestación transformadora a cada uno de los aerogeneradores 4) Celdas e interruptores asociados 5) Aerogeneradores 6) Servicios auxiliares de energía, necesarios tanto para el funcionamiento de la subestación como para el funcionamiento de los aerogeneradores (SAIS) 7) El sistema de comunicaciones

6.4.2 MANTENIMIENTO PREVENTIVO Como se ha expuesto anteriormente se trata de un tipo de mantenimiento programable, que busca mantener cada elemento en unas condiciones óptimas de funcionamiento y evitar que se produzcan fallos. Se ha de tener en cuenta que afecte lo menos posible a la producción.

Se suele establecer de dos modos; de una forma temporal, es decir, una situación programada cada x horas o meses y de un modo asociado a las horas de funcionamiento del equipo.

Es importante tener en cuenta para optimizar este tipo de gestión, el emplazamiento en el que nos encontramos, ya que no es lo mismo operar una máquina en un entorno frío que uno cálido o semidesértico como puede ser el norte de África. Por ello, existen unas normas básicas o gamas de mantenimiento comunes para estas máquinas pero que se deben adaptar al entorno y la situación particular de cada parque eólico.

Las actividades más frecuentes para este tipo de mantenimiento pueden ser los ajustes electrónicos o mecánicos, los aprietes de tornillos, engrase de los elementos o sustitución de elementos desgastados.

Uno de los activos que suele seguir este tipo de mantenimiento son los componentes eléctricos de alta tensión. Se trata de un mantenimiento periódico, existe una gama de mantenimiento establecida por la ley que exige una revisión general de los activos anual y trianualmente.

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También en esta gama se especifica que debe establecerse el cambio de aceite de los transformadores según la frecuencia requerida por el fabricante, normalmente 10 años, pero durante los 10 años se va haciendo una revisión del tipo de aceite, densidad, temperatura del aceite, para prever de una forma más eficaz esta programación de cambio de aceite.

El mantenimiento de las líneas aéreas se lleva a cabo mediante una inspección visual y un cambio o limpieza de los aisladores según la condición en la que se encuentren. Las líneas subterráneas en principio no requieren ningún tipo de mantenimiento, sin embargo, se debe supervisar los registros de acceso al cable por ver que no se introduzca ningún tipo de roedor o que no se produzca inundación en su ubicación.

Otro activo en el cual se realizan labores de mantenimiento preventivo son los aerogeneradores, en ellos se realizan cuatro gamas básicas de mantenimiento para los entornos generales

- Existe un mantenimiento que se lleva a cabo a los tres meses de la puesta en marcha, que es un mantenimiento único y que se trata de una revisión dedicada a comprobar todos aquellos componentes que se ensamblaron en el parque que no hayan sufrido ningún tipo de afloje o holgura.

- Revisiones semestrales - Revisiones anuales - Cambios de aceite, programados fuera de las revisiones semestrales o anuales.

También existe mantenimiento preventivo de palas que se programan en función del entorno; por ejemplo en el sur de España y en el norte de África, las palas sufren más erosión por los vientos del Sahara que arrastran más material sedimentario y en el norte de Europa las palas sufren más de problemas de enmohecido y humedades por ser entornos muy húmedos.

Cada gama de mantenimiento tiene su norma, la norma es un detalle específico de cómo debe realizarse cada una de las actividades descritas en la gama de mantenimiento. Todas estas gamas se van actualizando y se van adaptando a la normativa local y a la evolución de las tecnologías. Por ejemplo, lo que se hace muchas veces es incorporar mejoras a las máquinas que eliminan algunas gamas de mantenimiento y pueden introducir otras.

6.4.3 MANTENIMIENTO CORRECTIVO El mantenimiento correctivo consiste en la reparación de una falta aparecida por una avería del sistema o por un requerimiento del mantenimiento predictivo. Este tipo de mantenimiento no es planificado y se clasifica en:

- Pequeño correctivo: Se repara en el mismo día en que aparece la avería. Se trata de pequeños elementos que se pueden reparar con los elementos de mantenimiento preventivo.

- Gran correctivo: Aunque no se planifique en calendario, se debe planificar, ya que afecta a equipos de grandes dimensiones y necesita de medios auxiliares para su reparación. Suponen un tiempo de parada importante para la máquina. Cuando se

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hacen los análisis de mantenimiento, es muy importante analizar los tiempos medios entre fallos para poder ver si este mantenimiento correctivo supone un gran tiempo de parada y un gran coste tanto en mano de obra como en materiales. El gran correctivo se realiza con elementos muy pesados que requieren de una infraestructura para la reparación que no se encuentra disponible en el propio parque y por lo tanto se organizan de forma regional o nacional. Como hemos hablado, el gran correctivo supone el cambio de grandes componentes como puede ser el caso de las multiplicadoras que requiere de elementos grúa debido a su peso, así como las palas, el transformador, algún componente hidráulico, la corona de giro. Por lo tanto, para realizar estos cambios necesitas una buena planificación de la acción en el tiempo de duración de la reparación.

Ilustración 23. Cambio de la multiplicadora

Es importante destacar la influencia de las condiciones meteorológicas, por ejemplo no se puede realizar un cambio de multiplicador con vientos superiores a los 10-12m/s o realizar un cambio de transformador en un día lluvioso por el riesgo de que surjan problemas de aislamiento.

6.4.4 MANTENIMIENTO PREDICTIVO Cada vez es más importante este tipo de mantenimiento. Nos ayuda a predecir el estado de la máquina y a anticiparnos a cual van a ser las acciones preventivas a realizar en el próximo mantenimiento. Hoy por hoy es poco utilizado ya que no se encuentra muy desarrollado, sin embargo, es el tipo de mantenimiento que hay que intentar ya que nos hace ser más competitivos y llevar a cabo un mantenimiento mucho más eficaz.

Las técnicas más habituales que sigue este tipo de mantenimiento son:

- Análisis de vibraciones: Requiere de un análisis muy detallado de los datos y mediante un método de análisis numérico se llega a la conclusión del grado de deterioro de los componentes. Están basados en procesos de cálculo.

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- Estados de temperaturas: Se basan en el uso de termografías que nos aportan mucha información sobre el estado de los componentes eléctricos o mecánicos dónde es muy difícil encontrar problemas por vía de vibraciones. Este tipo de análisis se basan más en la experiencia operativa ya que el operador tiene que ser capaz de identificar y relacionar el nivel o código de colores, con las acciones correctivas que se deben tomar.

- Monitores de estados de funcionamiento. Se analiza cada elemento, la tensión, o la densidad del aceite y en función de eso vamos haciendo un sistema o un modelo que nos va a indicar cuando esa pieza tiene probabilidades de dejar de funcionar correctamente. Muy similar a las técnicas empleadas por las vibraciones.

Ilustración 24. Termografías

6.4.5 MANTENIMIENTO DE LA OBRA CIVIL El mantenimiento de la obra civil es siempre la gran olvidada y es obligado por ley que siempre se deba tener en buen estado los accesos al parque eólico, ya que en caso de reparación de gran correctivo en la que haya que sustituir una pala que ha sido alcanzada por un rayo, el vial se debe encontrar en el mismo estado que cuando se puso en marcha el parque porque si no primero se debe reparar el vial y posteriormente realizar la labor de mantenimiento, lo que supone un incremento de la duración y por lo tanto del coste.

Se debe realizar una vez al año una vez concluida la época de lluvias. Se requiere de una nivelación, refinado, planeado, compactado y por último limpieza y rehabilitación de cunetas

Ilustración 25. Reparación del vial

6.4.6 PRINCIPALES AVERÍAS

6.4.6.1 Pequeñas averías

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Normalmente las averías que se dan en los aerogeneradores suelen ser pequeñas averías que se pueden arreglar en poco tiempo menos de 24 horas, las averías pueden deberse a:

- Condiciones de operación. - Mala reparación de un componente. - Fallo de calidad o diseño del componente. - Fallo humano. - Rearme local por seguridad del aerogenerador, al detectarse vibraciones extrañas,

presiones inseguras, exceso de temperaturas o torsión de cables. - Rearme remoto ocasionalmente debo a fallos de lectura o funcionamiento temporal.

AVERIAS y ALARMAS ELECTRICAS.

Las averías y alarmas eléctricas que más se suelen dar son fallos en los instrumentos de medida como son: el anemómetro, la veleta, los sensores de temperatura, velocidad, vibración, presión. Las posibles causas que los originan son:

- Por un aviso real de la alarma. - Por un mal ajuste del sensor. - Por desajuste del sensor por el funcionamiento. - Por condiciones adversas (temperatura, climatología, etc.)

Ilustración 26. Equipo eléctrico quemado

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Ilustración 27. Fallo del contador de vueltas

El aparellaje de maniobra es otro de los componentes eléctricos que puede fallar. Está compuestos por contactores, relés, magneto-térmicos, electro válvulas. Las causas que pueden conducir al fallo son, el fallo por fatiga del componente, mal conexionado de los cables, etc.

En los equipos eléctricos es importante realizar termografías ya que se pueden detectar puntos calientes que podrían derivar en fallos y averías en un futuro.

Después de una avería por tormenta eléctrica hay que inspeccionar todo el sistema eléctrico y anti-rayos para buscar posibles averías provocadas por el rayo que se puede a ver derivado y estropeado instrumentos por todo el aerogenerador, por lo que los principales elementos a revisar son el protector de rayos generador, el panel eléctrico, el rodamiento principal y las palas.

MECANICO/HIDRAULICAS.

Son fallos que se dan en sistemas mecánico-hidráulicos, principalmente por la degradación del aceite.

- Generadores: sobrecalentamiento por falta de engrase o humedad en los rodamientos, falta de refrigeración en los bobinados.

- Multiplicadora: retenes dañados, mal conexionado en refrigeración hidráulica y filtros. - Sistemas hidráulicos: Fugas y contaminación de aceite. - Bombas.

Las averías son debidas a:

- Aceite contaminado, de todas las averías las relacionadas con la contaminación del aceite representan entre un 70-80%.

- Rotura mecánica del componente. - Mala reparación del sistema.

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- Sobrecarga del sistema.

Ilustración 28. Manguera degradada

Durante la operación normal, el aceite está expuesto a condiciones que pueden descomponerlo por oxidación. Se debe al calentamiento y al batido del aceite en presencia de aire, catalíticos metálicos o agua. Los ácidos orgánicos que son solubles en el aceite e insolubles al agua aparecen tras la oxidación. Esto hace que los componentes del sistema queden expuestos a un riesgo de corrosión todavía mayor, la oxidación puede conllevar la formación de barros que pueden formar depósitos en conducciones y componentes. La oxidación además produce ácidos carboxílicos, para neutralizarlos, se añaden al aceite sustancias básicas que constituyen la “reserva básica” del aceite (TBN), si el TBN baja del 50% del que tiene el aceite nuevo, hay que sustituir. El aceite oxidado tiene un olor rancio y fuerte.

Ilustración 29. Oxidación

Las burbujas de aceite se dan a menudo si el depósito es pequeño en relación con la demanda de aceite del sistema. Las burbujas no tendrán tiempo de flotar hacia la superficie y dejar el aceite antes de ser succionadas de nuevo por la bomba. También puede entrar aire al sistema a través de bombas deterioradas o conducciones rajadas. A menudo se introduce aire en el sistema al reemplazar algún componente. El aire puede eliminarse mediante un sangrado o purgado. La presencia de aire en grandes cantidades puede dar lugar a la destrucción de las bombas por el efecto de cavitación. Al presurizar las burbujas de aire, éstas explotan, cuando las burbujas explotan, el aceite implosiona rápidamente creando presiones de hasta 400 bares, si la implosión tiene lugar cerca del cuerpo de la bomba se podrán producir daños en la misma.

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Una bomba puede quedar totalmente inutilizada tras pocos minutos de funcionamiento con cavitación.

6.4.6.2 Grandes averías

Las grandes averías ocurren en pocas ocasiones, pero debido a su gravedad pueden parar el aerogenerador durante mucho tiempo, ya que afectan directamente a componentes principales y sus elementos como son: la multiplicadora, el generador, el transformador, las palas o los sistemas de giro.

AVERIAS ELECTRICAS.

Las grandes averías que más se suelen dar son principalmente eléctricas y se dan en los siguientes componentes:

- Generador: Por defecto de aislamiento, mal conexionado en el bornero, falta de aislamiento en el estator.

- Transformador: Por sobrecalentamiento por falta de refrigeración, falta de aislamiento, mal dimensionado del T. a potencia nominal, mal conexionado.

- Celda MT: Por fallo en fusibles.

Ilustración 30. Falta de aislamiento

AVERIAS MECANICAS.

En la multiplicadora las principales averías que se pueden dar son las relacionas con la degradación y rotura de las ruedas dentadas y los piñones, con los rodamientos por falta de lubricación principalmente o por que se han introducido objetos extraños que han provocados daños, averías o desgaste, también pueden ser provocadas por fatiga por flexión, por fatiga por contacto, por deformación plástica o por fiasuración.

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Ilustración 31. Degradación de ruedas dentadas

En las palas las principales averías que se dan son las relacionadas con problemas en los rodamientos de las palas, daños en las palas como son grietas y fisuras estructurales e impactos de rayos, además de los siguientes:

- Falta de engrase. - Contaminación de la grasa (hidráulico, agua). - Vibraciones. - Mal dimensionado del rodamiento. - Ajuste del ángulo. - Daños estructurales de diseño. - Impacto de aves.

Ilustración 32. Daños provocados por un rayo

Generalmente las averías mecánicas suelen producirse por el desgaste de las piezas cuando están mal lubricadas o sometidas a sobre esfuerzos.

6.5 ANÁLISIS, CONTROL Y SEGUIMIENTO DEL MANTENIMIENTO Una vez realizadas las labores de mantenimiento, hay que llevar a cabo una parte importante en la explotación como es el análisis y seguimiento de las acciones realizadas. Se trata no solamente de reparar, sino de organizar, es decir de optimizar la explotación.

Para ello se llevan a cabo una serie de análisis exhaustivos sobre todas las actividades realizadas:

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- Tiempos empleados para realizar las actividades - Materiales utilizados - Nº de incidencias repetitivas - Tipología de incidencias - Distribución de las incidencias en cuanto a tipo y localización

Ejemplo de los datos recopilados:

- Movimiento de energía: El informe refleja los flujos de energía eléctrica del parque eólico (energía generada, energía consumida en aerogeneradores y edificio de control, flujos de reactiva y pérdidas eléctricas en el parque) a partir de los contadores de subestación y de los aerogeneradores.

- Viento en torres anemométricas: Se muestran las características del recurso eólico (viento, dirección, densidad, presión, temperatura, etc.) registrado en las torres anemométricas de medición existentes en el parque en un intervalo de tiempo seleccionado.

- Viento en aerogeneradores: Se reflejan las características del viento incidente en las posiciones del parque, a partir de los valores medios de la velocidad de viento registrada en intervalos diez-minutales en el anemómetro de góndola de cada aerogenerador.

Al final de este análisis tendré una serie de indicadores vitales para el correcto funcionamiento:

- Tasa media de fallos - Necesidades de material - Necesidades de horas hombre (HH) y su localización - Introducción de mejoras de máquina

Estos indicadores dirán, cuanto de buena es mi explotación de parque eólico en comparación con otros parques. Obtendré que necesidades de materiales tendré en mi sistema de mantenimiento, cuantos operarios me hace falta tener y dónde habrá que localizarlos. Se muestra un ejemplo de los tipos de datos que reflejan los análisis mediante algún tipo de software específico (GMAO), capaces de parametrizar todas aquellas series de variables que quieres analizar:

- Resumen de producción y horas equivalentes: El informe refleja de forma comparativa la energía producida por los aerogeneradores del parque en un período de tiempo seleccionado previamente, así como otras variables relacionadas (disponibilidades, factor de capacidad, etc.)

- Curva potencia aerogeneradores: Representa el grado de cumplimiento de la curva de potencia de los aerogeneradores en los períodos seleccionados. Se utilizan los datos diez-minutales de potencia generada y viento incidente en aerogeneradores, los cuales son normalizados a la densidad del aire a nivel del mar 1,225 Kg/m3 (según norma UNE 61.400-12). A partir de los valores diez-minutales de densidad de aire registrados en las torres anemométricas de parque, se corrige la potencia generada en el caso de máquinas de paso fijo, o corrigiendo la velocidad de

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viento incidente si se trata de máquinas de paso variable. El informe incorpora filtros de datos para calcular la curva de potencia por sectores perturbados y no perturbados, por rango de vientos, por intervalos de densidad, etc.

Ilustración 33. Curva de Potencia

Se incorporan los siguientes filtros:

- Densidad de aire: permitiendo obtener la curva de parque para un rango de densidad de aire en el emplazamiento determinado.

- Dirección de viento incidente en torres anemométricas: permitiendo obtener la curva de parque para los sectores seleccionados.

- Porcentaje de disponibilidad de potencia de parque: obteniéndose la curva de parque cuando la disponibilidad supera el porcentaje seleccionado.

- Selección de aerogeneradores indisponibles: permitiendo obtener la curva de parque descontando esos aerogeneradores, algo de gran utilidad para los sistemas de predicción de generación.

Curva de parque Diez-minutal: se utilizan los datos diez-minutales de viento de las torres anemométricas de parque, y los datos diez-minutales de potencia del sumatorio de todos los aerogeneradores del parque.

Curva de parque Horaria: se utilizan los datos horarios de viento de las torres anemométricas de parque y los datos horarios de potencia del contador de subestación, o del sumatorio delos aerogeneradores del parque obtenido de la base de datos de los tecnólogos.

Mapa de datos: El informe representa de forma visual (en períodos diez-minutales) para cada aerogenerador y mes, información de: los períodos con ausencia de datos de potencia activa generada, los períodos con errores de indisponibilidad, los períodos con ausencia de tensión,

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las paradas manuales programadas por parte de la explotación, los intervalos con ausencia de generación pero con viento suficiente y los períodos con operaciones de mantenimiento en máquina.

Disponibilidades: El informe refleja en gráfico de barras, los porcentajes de disponibilidad y de energía perdida por indisponibilidad para los aerogeneradores y períodos seleccionados.

Para cada aerogenerador se pre-configura una plantilla de incidencias en la que se seleccionan los errores que causan indisponibilidad. De la misma forma, el programa permite calcular la energía perdida en los períodos con viento de generación, en los que el aerogenerador refleja producción nula y sin existencia de error.

Desviación de energía: El informe refleja la energía perdida por los aerogeneradores en los períodos con máquina disponible debida al incumplimiento de curva. Se utilizan los datos diez-minutales de potencia generada y viento incidente en aerogeneradores, referidos a la densidad diez-minutal registrada en el emplazamiento de las torres anemométricas de parque. El cálculo se realiza para cualquier rango de vientos de generación, permitiendo la posibilidad de filtrar sectores perturbados.

Imagen: Fragmento de Informe de Desviación de Energía

Además con este tipo de análisis se puede identificar malas praxis en el mantenimiento, por falta de formación o por deformación en alguno de los procesos o procedimiento.

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6.6 MEJORAS DE MÁQUINAS Las mejoras de las máquinas pueden provenir de una serie de averías que se quieren evitar o solucionar o puede ser el caso de un cambio legislativo, o mejora de diseño para eliminar tareas de mantenimiento preventivo. A veces algún tipo de aerogenerador contiene defectos de diseño y son muy repetitivas las incidencias de mantenimiento por lo que habrá que realizar esta labor de mejora.

En los últimos años se han introducido modificaciones en la legislación europea en lo referido a los huecos de tensión y al control de la energía reactiva. Esto se debe básicamente a que la capacidad instalada en energía eólica ya supone un 30% de la capacidad de generación total del sistema y se busca una mejora en la estabilidad del sistema. Por ejemplo si hay un hueco o un microcorte en la red de transporte energético, se trata de que la recuperación del sistema sea rápida. Para ello los aerogeneradores no se deben desconectar.

Este tipo de actividades también se realiza en épocas especiales, por ejemplo, para cada zona geográfica se identifican unos periodos donde la producción o el recurso eólico son más bajos y se programan estas actividades para que sean realizadas de forma masiva y con el menor coste posible en cuanto a pérdidas de producción se refiere.

6.7 ORGANIZACIÓN DE RECURSOS Normalmente las actividades se realizan a través de centros regionales de operación los cuales tienen un número de activos a explotar en un radio determinado.

Actualmente se suele establecer que cada centro regional tiene una potencia cercana al GW en unos radios de alrededor de 200km. Estos núcleos están divididos a su vez en entidades más pequeñas o centros de explotación que suelen tener una potencia de 200MW. Para cada centro en función de las necesidades de cada uno se determinan una serie de recursos específicos y una serie de recursos compartidos con ese centro regional de operación.

El caso de estos recursos compartidos pueden ser los elementos auxiliares necesarios para el mantenimiento correctivo de gran correctivo y los temas relacionados con las mejoras de máquinas.

Cada centro regional suele tener un almacén regulador y un órgano de gestión y administración. En éste se realizan las actividades de planificación regional y zonal de cada parque y también se realizan las actividades de planificación de mantenimientos correctivos. Esta planificación es muy dinámica y se suele actualizar diariamente y es muy importante compaginarla con el operador del sistema para relacionar los mantenimientos correctivos con la previsión de generación para no generar perturbaciones ni discrepancias en la predicción de energía que se genera y poder ser lo más cercanos posibles a las predicciones y de este modo no incurrir en problemas de penalizaciones por desvíos.

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6.8 IMPACTOS DE LA ENERGÍA EÓLICA Y MANTENIMIENTO AMBIENTAL

6.8.1 IMPACTO SOBRE LA FLORA Y LA EROSIÓN El desarrollo de la energía eólica, no tiene demasiados efectos negativos sobre la flora. Su cobertura se verá modificada en la fase de construcción del parque eólico, principalmente debido al movimiento de tierras para la construcción de los viales y las cimentaciones de las torres. Dependiendo de las condiciones climáticas y de la magnitud de las instalaciones eólicas, pueden aparecer problemas de erosión, supuesto que debe ser tenido en cuenta en las primeras fases de desarrollo del proyecto.

6.8.2 IMPACTO SOBRE LA AVIFAUNA Dependiendo de la altura y la velocidad a la que giren las palas de una turbina, existe un peligro potencial para las aves que vuelan. En el caso de la avifauna (exceptuando planeadoras) que vive normalmente en una zona con aerogeneradores el peligro de choque es relativamente bajo. De igual forma, para las aves migrantes diurnas el peligro de colisión es insignificante, ya que suelen divisar el obstáculo y modifican su ruta de vuelo a gran distancia de los parques eólicos. Las migrantes nocturnas si pueden tener mayores problemas de colisión, puesto que en condiciones adversas, las aves descienden a alturas más bajas, aumentando entonces el peligro de colisión.

Con respecto a la avifauna presenta mayores problemas el tendido eléctrico que los propios aerogeneradores. Los aerogeneradores son estructuras visibles más fácilmente evitables que los tendidos eléctricos. La electrocución y la colisión con los tendidos eléctricos son las dos causas de mortalidad más frecuentes, cuya incidencia varía según el tipo de especie afectada y el diseño de la red. Las rapaces son el grupo de aves más afectado. En condiciones de buena visibilidad generalmente las aves detectan el tendido, pero cuando la visibilidad se reduce es cuando se producen la mayor parte de los accidentes.

La solución más utilizada es la señalización de los cables mediante distintos métodos: tubos de polietileno, cintas de plástico, bolas de plástico etc.En numerosas ocasiones, se ha sugerido la necesidad de que el tendido eléctrico sea subterráneo, si no en todo su recorrido, sí en las partes más conflictivas. Supone un encarecimiento del coste que es ampliamente criticado por los promotores de los parques, sobre todo porque esta exigencia suele plantearse para los parques eólicos que generan escaso impacto en el medio, y no para la red general, la cual, dado su volumen y extensión es la que ocasiona la práctica totalidad de los problemas, tanto de electrocución como de colisión.

6.8.3 IMPACTO VISUAL La intrusión visual en el paisaje es la objeción más frecuentemente contra los aerogeneradores y es el principal factor que determina las actitudes públicas contra la aplicación de la energía eólica, por ello es un problema que no puede ser ignorado. La vegetación puede ser usada para disminuir la interferencia visual tanto a gran cómo pequeña distancia. Esto, unido a un correcto diseño del parque, reduce el impacto visual.

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6.8.4 IMPACTO SONORO Los aerogeneradores producen ruido derivado de su propio funcionamiento. El grado de molestia puede venir definido por cuatro factores:el propio ruido producido por el aerogenerador ,la posición de las turbinas , la distancia a la que se encuentran los residentes del área con respecto a los aerogeneradores y el sonido de fondo existente.

Ilustración 34.Niveles de ruido

6.8.5 MANTENIMIENTO MEDIOAMBIENTAL

En materia ambiental atendiendo a todos los impactos anteriores y especialmente a los que no se hayan corregido en el proceso de construcción se deben realizar labores de mantenimiento en función del emplazamiento del parque eólico y de la normativa autonómica existente. El seguimiento medioambiental comprende:

- Seguimiento de avifauna - Control de ruidos - Revegetación y mantenimiento de pastos - Gestión de residuos (aceites) - Desmantelamiento de la instalación al final de la vida útil

6.9 COSTES DE MANTENIMIENTO Estos costes dependen tanto de la producción, de la tecnología de máquina que se posee, del emplazamiento del parque eólico y de los envejecimientos del equipo.

El valor estimado es de unos 30000€/año/MW.

Los costes tienen un alto valor en la inversión inicial, y son muy bajos los debidos al mantenimiento manteniéndose constantes hasta los 10-15 años de explotación que vuelven a subir exponencialmente hasta los 25 años que es la vida útil del proyecto de un parque eólico.

Desglosando estos costes tenemos; los costos principales divididos en:

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- Inversión inicial. o Coste de los aerogeneradores. Constituye el concepto mayor. Si bien se

detecta una clara tendencia a la baja, una estimación es del orden de 325 a 400 €/m de área de rotor, en el rango de los 225 a 1 800 kW de potencia eléctrica nominal respectivamente.

o Otros costes. Suman un 25% del costo de los aerogeneradores. Incluye: Infraestructura civil y eléctrica. Transportes y montaje. Gestión y administración.

- Costes operativos. Su tendencia es a la baja según progresa la tecnología y se acumula experiencia, contándose con un horizonte del 2,5% de la inversión inicial.

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7. BIBLIOGRAFÍA

http://www.aeeolica.org/uploads/documents/pe06/PE06_6_2_Antonio_Mateo.pdf

http://www.abowind.com/es/gestion-de-parques-eolico/

http://www.opex-energy.com/eolica/mantenimiento_predictivo_eolica.html

http://imaisd.usc.es/ftp/oit/eventos/Memoria_Sotavento.pdf

http://www.energiaeolica.gub.uy/uploads/documentos/informes/informe+evaluacio+proy+eolica.pdf

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http://rabfis15.uco.es/lvct/tutorial/41/tema22/tema22-2.htm

http://www.cai.es/sestudios/pdf/ENERGIASRENO/07%20Analisis%20de%20viabilidad.pdf

http://www.fenercom.com/pdf/aula/recorrido-de-la-energia-energia-eolica.pdf