MODELADO Y CONTROL DE UN AEROGENERADOR CONECTADO …oa.upm.es/50349/1/TFG_ADRIAN_RODRIGALVAREZ_SIBON.pdf · salidas del pasado, predecir el valor de las señales de salida futura,

MODELADO Y CONTROL

DE UN AEROGENERADOR

CONECTADO A LA RED

MEDIANTE UN DFIG

Trabajo Fin de Grado Enero 2018

Autor del trabajo:

Adrián Rodrigálvarez Sibón

Tutor del trabajo:

Jesús Félez Mindán

Modelado y control de un aerogenerador

i Adrián Rodrigálvarez Sibón

AGRADECIMIENTOS

Gracias a todos mis amigos y compañeros que me han apoyado durante estos 4 años de

sufrimiento, de alegrías y de esfuerzo. Con ellos todo esto ha sido más fácil y ameno. Han

conseguido llevarme a través de esta carrera y mostrarme muchas puertas que estoy ansioso

de abrir y de disfrutar.

Por supuesto, gracias a todos los profesores que me he encontrado durante mis años de

carrera. Todo ellos me han transmitido parte de sus conocimientos para ayudarme a

convertirme en un ingeniero competente. Muchas veces se nos olvida que son la parte

fundamental de nuestro éxito.

El cariño y apoyo que han depositado mis padres durante toda mi vida merece ser tomada a

parte. Gracias a ellos estoy donde estoy, soy como soy. Y me siento feliz y orgulloso de mí

mismo por vosotros. Por todo ello, gracias de corazón.

Agradezco a Jesús Félez la gran ayuda que me brindó en el comienzo de mi TFG, donde me

sentía un poco perdido. Me ayudó a centrar las ideas en el comienzo y eso me encarriló para

empezar con buen pie este proyecto.

Agradecer también a Carlos Veganzones por haberme echado una mano en el modelado del

DFIG. Me encontraba atascado y abrumado ante tantos factores que había que controlar y

tener en cuenta al usar este tipo de generadores. Pero Carlos, con su experiencia, me guió

hasta un modelado más simplificado de este generador, sin entrar en aspectos eléctricos (que

no es el objetivo de este proyecto).

Y, sobre todo, gracias a Christian. Mi mejor amigo que me ha acompañado desde que ambos

teníamos 3 años y, que a pesar de separarnos en primaria, no hemos perdido el contacto y

hemos seguido estando juntos en las malas y en las buenas. Gracias desde aquí hermano.

Agradecimientos

ii Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)


iii Adrián Rodrigálvarez Sibón

RESUMEN

La sostenibilidad del planeta es un tema que ha cobrado recientemente un gran impacto en

nuestra sociedad. La sostenibilidad se refiere a la capacidad de satisfacer necesidades

actuales sin perjudicar las condiciones de vida de generaciones futuras. Y el desarrollo

sostenible es un término relacionado con este último, que se refiere al modo de conseguir esa

sostenibilidad ambiental y económica.

El hecho de que últimamente este tema esté en boca de todos es debido principalmente al

crecimiento exponencial de la población. Este crecimiento supone un problema para el

equilibrio ambiental, pues no es posible que se utilicen fuentes de energía fósiles para

satisfacer todas las necesidades y que se pretenda mantener el planeta en unas condiciones

que sean aptas para la vida de cualquier ser vivo.

Una de las respuestas a cómo conseguir un desarrollo sostenible es aprovechando las

energías renovables. Las energías renovables son fuentes inagotables de energía que no

contaminan durante el aprovechamiento de las mismas. Una de estas fuentes de energía es

el viento.

Este proyecto trata sobre la principal herramienta para aprovechar la energía cinética del

viento: los aerogeneradores. Actualmente los aerogeneradores son una tecnología con unas

ciertas carencias en cuanto a la producción de energía eléctrica.

El carácter aleatorio del viento complica la generación de energía eléctrica eólica, porque

provocan situaciones desfavorables para la red de suministro como: picos de potencia y falta

de uniformidad. Por ese motivo este trabajo se centra en ese aspecto: el control de un

aerogenerador.

Para poder realizar un sistema de control de un aerogenerador se utilizará un programa de

software profesional como es Matlab. Concretamente se utilizará una herramienta de ese

programa: Simulink. Simulink permite tratar señales de forma rápida, sencilla y

esquematizada. Con esta herramienta se modelará un aerogenerador de gran potencia (4

MW) y se procederá al estudio de un sistema de control PID.

El modelado del aerogenerador que se ha realizado en este proyecto se divide en tres partes:

• La turbina eólica: es la parte del aerogenerador encargada de recoger la energía del

viento y transmitirla a un generador para la producción de electricidad.

• El generador: es necesario un modelado del elemento más importante del

aerogenerador, el generador. Con este elemento es posible transformar la energía

cinética de la turbina en energía eléctrica. En este trabajo se va a utilizar un tipo

especial de generador, el generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG).

Este generador permite al aerogenerador poder generar electricidad en un amplio

rango de velocidades del viento, lo que dota de flexibilidad a la turbina eólica.

• El sistema de control: es el objeto de este trabajo, conseguir un sistema de control

capaz de manejar las condiciones de funcionamiento del aerogenerador y suavizar la

generación de electricidad de forma que sea más fácil para las empresas de

generación eléctrica adecuar la oferta a la demanda.

Resumen

iv Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)

La elección de este tipo de generador es porque incorporan un convertidor back to back en el

circuito del rotor. Esto permite que la electricidad circule del rotor a la red o viceversa. Este

tipo de controlador también permite controlar los parámetros eléctricos de la corriente que

circula por el rotor. Por este motivo es posible conectar directamente el estátor a la red, porque

independientemente del régimen de giro del rotor (subsíncrono, supersíncrono o síncrono),

los parámetros eléctricos del rotor son controlados para generar en el estátor una corriente

que posea la tensión y frecuencia propia de la red.

Por lo tanto se consigue que el aerogenerador funcione para diferentes valores de velocidad

de rotación de la turbina. Pero es necesario controlar ese giro de la turbina mediante dos

sistemas:

• Control del par del generador: el par del generador se controla en el tramo por debajo

de la potencia nominal del aerogenerador. El objetivo de este sistema es seguir una

relación óptima entre la velocidad angular de giro del rotor y la velocidad del viento

que asegura la máxima extracción de potencia del viento.

• Pitch Control: o control del ángulo de ataque de las palas. Este sistema actúa cuando

el aerogenerador funciona a su potencia nominal. El objetivo de este sistema es ir

aumentando el ángulo de ataque de las palas a medida que aumenta la velocidad del

viento. De esa forma el aerogenerador captura la misma potencia del viento a pesar

de que la velocidad del viento siga aumentando.

Ambos sistemas se han modelizado como funciones de transferencia de primer orden. Que

se caracterizan mediante 3 factores: la ganancia; el retraso; y el tiempo de establecimiento

del 63%.

Como estos sistemas por sí solos no responden correctamente a las solicitaciones del viento

es necesario añadir unos controladores a cada uno de los sistemas. Es por ello que se prueba

a añadir controladores PI o PID.

En el caso del control del par del generador se aprecia que es suficiente con un control PI

para que responda correctamente a las variaciones del viento. En cambio, para el Pitch

Control se observa que un controlador PID no es el idóneo ya que no es capaz de mantener

al aerogenerador en su valor de potencia nominal.

Por esta razón es necesario buscar una alternativa de controlador que sea capaz de manejar

el problema del Pitch Control. Una posible línea de mejora sería la implantación de un control

predictivo por modelo (MPC). Este controlador es capaz de, según los valores de entradas y

salidas del pasado, predecir el valor de las señales de salida futura, estimar los errores futuros

a partir de ellos y calcular las señales de control necesarias para hacer frente a esos errores.

Para concluir, se ha determinado que un control PID para el manejo del Pitch Control del

aerogenerador de velocidad variable no es el ideal. Y que una posible línea de investigación

y desarrollo es tratar de introducir un control predictivo por modelo y realizar simulaciones

para comprobar que es un controlador idóneo para esta labor.

Códigos UNESCO:

• 3301.17: Hélices rotatorias.

• 3301.18: Estabilidad y control.

• 3322.02: Generación de energía.

• 3322.03: Generadores de energía.


v Adrián Rodrigálvarez Sibón

Executive summary

vi Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)

EXECUTIVE SUMMARY

The sustainability of the earth is a topic that has caused lately a great impact in our society.

The sustainability is related to the capability of fulfilling the actual necessities without damaging

the living conditions of future generations. Sustainable development is a concept related to the

aforementioned issue, which refers to the way of achieving this environmental and economic

sustainability.

Nowadays this is a current topic due to the exponential growth of population. This growth

means a problem for the environmental balance because is not possible to continuing to use

fossil fuels in order to satisfy all the necessities and pretending keeping the earth in good

conditions for living.

One of the answers on how to achieve a sustainable development is utilize renewable

energies. The renewable energies are unlimited sources that provide energy without polluting.

One of these sources is the wind.

This thesis is about the main tool to catch energy from wind: the wind turbines. Nowadays wind

turbines are a technology with some shortcomings in terms of generating electricity.

The random behaviour of wind makes difficult the generation of electricity from wind power

because it creates adverse situations for the grid, like power spikes and lack of uniformity. For

this reason this paper is focused on this matter: wind turbine’s control.

To be able to build a control system of a wind turbine it will be used a professional software

such as Matlab. In particular, it will be used a tool from that software: Simulink. Simulink allows

to handle signals in a fast, easy and clear way. With this tool will be possible to model a wind

turbine of great power (4 MW) and a PID control will be implemented.

The model from the wind turbine that has been used in this thesis is split in three parts:

• Wind turbine: it is the part that is destined to catch the energy from wind and carry it to

a generator in order to produce electricity.

• The generator: it is necessary a model of the most important component of a wind

turbine, the generator. With this element is possible to transform kinetic energy from

the wind turbine into electricity. In this paper a special kind of generator is going to be

used, the doubly fed induction generator (DFIG).

This generator allows the wind turbine to produce electricity from a wide range of wind

speeds, which makes the wind turbine more flexible.

• The control system: is the main aim of this thesis, achieving a control system that is

capable of handling the operation conditions of the wind turbine and smoothing the

generation of electricity in the way it makes easier for electricity companies to equal

supply and demand.

The choice of this kind of generator is because it is equipped with a back to back converter

which process all the rotor power. This makes possible that electricity circulates to the grid

from the rotor, or vice versa. For this reason is feasible connecting directly stator and grid,

because whatever the rotor speed (sub synchronism, super synchronism or synchronism), the


vii Adrián Rodrigálvarez Sibón

electrical properties of the rotor are controlled in order to generate current on the stator with

the same voltage and frequency as are on the grid.

Hence, it is possible operating the wind turbine in a wide range of rotor speed. But it is

necessary to control this rotor speed by two different systems:

• Control torque in the generator: the torque in the generator is controlled in the

conditions below wind turbine’s nominal power. The aim of this system is to follow an

optimum relation between the rotor speed and the wind speed that ensures the

maximum extraction of power from the wind.

• Pitch Control: this system works when the wind turbine is held in its nominal power.

The objective of this system is increasing the pitch angle while wind speed is increasing

too. In that way the wind turbine catches the same amount of power from the wind

despite the fact that the wind speed is increasing.

Both systems have been modelled as first-order transfer functions. Which are characterized

by 3 factors: the gain, the delay and the setup time of the 63%.

As these systems by themselves doesn’t work properly, because of the behaviour of the wind,

is necessary to add controllers to either systems. This is the reason why adding PI and PID

controllers is used in this paper.

In the case of controlling the torque in generator it is clear that a PI controller is enough to

perform properly to the wind fluctuations. Instead, for the Pitch Control is seems that a PID

controller is not capable of handling the system in order to keep wind turbine at nominal power.

For this reason it is necessary looking for another alternative controller which will be capable

of managing the problem of Pitch Control. One of this possible alternatives will be the

implementation of a model predictive control (MPC). This control is able to, according to

previously input and outputs on the past, predict the value of future outputs, and estimate the

future errors. And calculate the control signals necessary for manage these errors.

To conclude, it has been established that a PID controller in order to manage the Pitch Control

system is not optimum. And that one possible aim of research and development is trying to

introduce a model predictive control and run simulations to ensure that this controller is ideal

for this task.

Executive summary

viii Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)


1 Adrián Rodrigálvarez Sibón

ÍNDICE

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................. i

RESUMEN ............................................................................................................................ iii

EXECUTIVE SUMMARY ....................................................................................................... vi

ÍNDICE .................................................................................................................................. 1

1. ALCANCE Y OBJETIVOS DEL PROYECTO..................................................................... 4

2. TEORÍA DE LOS AEROGENERADORES ........................................................................ 7

2.1. ENERGÍA EÓLICA ...................................................................................................... 7

2.1.1. GENERACIÓN EÓLICA EN ESPAÑA .................................................................. 7

2.1.2. DESVENTAJAS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA ............................11

2.1.3. VENTAJAS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA ...................................12

2.2. AEROGENERADORES .............................................................................................14

2.2.1 TIPOS DE AEROGENERADOR ...........................................................................14

2.2.1.1 SEGÚN LA ORIENTACIÓN DEL EJE DE ROTACIÓN ..................................14

2.2.1.2 SEGÚN LA ORIENTACIÓN RESPECTO AL VIENTO ...................................23

2.2.1.3 SEGÚN EL NÚMERO DE PALAS ..................................................................24

2.2.1.4 SEGÚN EL TIPO DE TORRE ........................................................................27

2.2.1.5 SEGÚN LA ZONA DONDE ESTÉN INSTALADAS ........................................28

2.2.1.5 SEGÚN EL TIPO DE GENERADOR ..............................................................30

2.2.2 PARTES DEL AEROGENERADOR DE EJE HORIZONTAL ................................43

2.2.3 BASE MATEMÁTICA DE LA ENERGÍA EÓLICA .................................................49

2.2.3.1 ENERGÍA DEL VIENTO .................................................................................49

2.2.3.2. COEFICIENTE DE POTENCIA .....................................................................51

2.2.3.3. PERFIL DE VELOCIDAD DEL VIENTO ........................................................60

2.2.3.4. CAJA MULTIPLICADORA.............................................................................65

2.2.3.5. GENERADOR ASÍNCRONO DE DOBLE ALIMENTACIÓN (DFIG) ..............70

2.2.3.6. ESTRATEGIA DE CONTROL DEL AEROGENERADOR .............................74

3. MODELADO DEL AEROGENERADOR ...........................................................................79

3.1. MODELADO DEL BLOQUE DE VIENTO ...................................................................80

3.2. MODELADO DEL BLOQUE DE LA TURBINA ...........................................................81

3.3. MODELADO DEL BLOQUE DEL GENERADOR DFIG ..............................................83

3.4. MODELADO DEL BLOQUE DE CONTROL ...............................................................87

4. SIMULACIONES Y RESULTADOS ..................................................................................94

4.1. SIMULACIÓN CON VIENTO CRECIENTE HASTA PARADA DE AEROGENERADOR

.........................................................................................................................................98

Índice

2 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)

4.2. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL PRIMER TRAMO DE CONTROL

....................................................................................................................................... 101

4.3. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL SEGUNDO TRAMO DE CONTROL

....................................................................................................................................... 103

4.4. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO ALREDEDOR DE SU VALOR NOMINAL

....................................................................................................................................... 105

5. CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS ........................................................................ 109

6. IMPACTO SOCIAL, ECONÓMICO Y AMBIENTAL......................................................... 113

6.1. IMPACTO AMBIENTAL ........................................................................................... 113

6.2. IMPACTO ECONÓMICO ......................................................................................... 114

6.3. IMPACTO SOCIAL .................................................................................................. 116

7. PLANIFICACIÓN TEMPORAL Y PRESUPUESTO......................................................... 118

7.1. ESTRUCTURA DE DESCOMPOSICIÓN DEL PROYECTO (EDP) .......................... 118

7.2. DIAGRAMA DE GANTT ........................................................................................... 118

7.3. PRESUPUESTO ...................................................................................................... 120

8. REFERENCIAS .............................................................................................................. 123

9. ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................... 125

10. ANEXO I ....................................................................................................................... 128



Alcance y objetivos del proyecto


1. ALCANCE Y OBJETIVOS DEL PROYECTO

Este proyecto nace de las necesidades actuales de fomentar y perfeccionar las energías

renovables. Ante una creciente concienciación de la sostenibilidad energética la energía eólica

es una de las posibles soluciones a los problemas que acarrean el uso de combustibles fósiles

para la generación de energía eléctrica. El uso de combustibles fósiles está generalizado en

plantas de generación eléctrica, y su utilización conlleva problemas medioambientales como

emisiones de gases invernaderos.

El objetivo de este proyecto es diseñar un dispositivo de control para un aerogenerador de

4MW de 110 metros de diámetro de pala. Se va a utilizar la herramienta de Matlab: Simulink.

Esta herramienta de trabajo es ideal para la simulación de sistemas de control y para el

manejo de señales. Es una herramienta que se actualiza constantemente cada año

introduciendo cada vez mayores posibilidades. Cuenta con elementos que simplifican mucho

el esquematizado y funcionamiento de estructuras de control. Se simplifica además todo el

cálculo matemático al introducir bloques de sistemas complejos como lo son los controladores.

Además permite el uso conjunto del programa de compilación de Matlab junto con Simulink,

lo que aumenta la flexibilidad y calidad de los proyectos realizados con esta herramienta. Por

estas razones es el programa idóneo para el estudio y el desarrollo de este trabajo.

Figura 1. Simulink & Matlab

El alcance de este proyecto abarca el modelizado de la turbina eólica, del generador eléctrico

y del control del aerogenerador. Se va a considerar un modelo de una sola vía y no un modelo

de dos vías. La vía que se considera es generador red eléctrica; y no la inversa. Por tanto

durante el modelado no se van a considerar posibles situaciones donde se varíen las

condiciones de la red, como por ejemplo:

• Huecos de tensión.

• Sobretensiones.

• Bajada de tensión.



• Distorsión de la forma de onda.

• Transiciones.

• Etc.

Aun así estos problemas, aunque no frecuentes, sí son importantes y es necesario tenerlos en cuenta

en el control de los aerogeneradores. La electrónica debe ser capaz de afrontar esta serie de problemas

evitando los posibles daños que puedan aparecer en la turbina eólica o en el propio generador.

Debido a la complejidad de estos fenómenos sería necesario un estudio igual de complejo y extenso

que el que se ha realizado para el estudio del modelado en una vía. Por tanto no va a ser posible su

implementación en este proyecto.

El diseño de las palas de la turbina eólica es una factor importante en el diseño de un aerogenerador.

Pero debido a que este diseño es tema aerodinámico no se va a entrar en esta faceta del proyecto de

diseño. Tampoco se tratan temas constructivos (como el estudio de la cimentación) ni temas de

emplazamiento (estudio del emplazamiento óptimo para el asentamiento de un parque eólico).

En conclusión, el objetivo de este proyecto es realizar un control adecuado de los mecanismos de los

que dispone un aerogenerador para controlar la potencia que se extrae del viento y evitar los problemas

que puedan aparecer en la red de suministro eléctrico derivados de la generación eólica sin ningún tipo

de regulación.

Alcance y objetivos del proyecto




2. TEORÍA DE LOS AEROGENERADORES

2.1. ENERGÍA EÓLICA

2.1.1. GENERACIÓN EÓLICA EN ESPAÑA

La energía eólica es la energía renovable que más desarrollada se encuentra en la actualidad

de entre todas las demás. En España la contribución de energía eólica a la red de suministro

eléctrico es importante si tenemos en cuenta la cantidad de demanda que cubre. En la

siguiente figura se muestra la potencia instalada en el territorio nacional.

Figura 2. Potencia instalada en España [1]

España siempre ha apostado fuertemente en lo referente a energía eólica, siendo uno de los

líderes europeos al respecto. Aprovechando su situación geográfica y climática se ha dirigido

hacia esta energía renovable disminuyendo de ese modo el número de instalaciones que

suministran electricidad a la red nacional mediante otras fuentes no renovables como carbón

y gas.

La capacidad de generación de energía eléctrica eólica a finales de 2016 supone el 21,9% de

la potencia nacional instalada. También supone el 47,3% de la potencia instalada nacional

procedente de fuentes renovables, seguida de cerca de la energía hidráulica (35,5%). [1]

España, a pesar de encabezar la generación eléctrica eólica europea, en los últimos años ha

habido un retraimiento de la misma como se puede observar en la siguiente figura.

Teoría de los aerogeneradores


Figura 3. Evolución de la potencia eléctrica eólica instalada desde 1998 hasta 2016 [2]

Las barras azules representan la potencia instalada en un determinado año en el territorio

nacional. Las barras rojas corresponden a la potencia nueva introducida en un determinado

año. Como puede apreciarse a habido un estancamiento en la instalación de puntos de

generación eólica.

En la figura 3 se puede observar la cantidad de energía eléctrica generada en cada años

desde 2004 hasta 2016. La generación eólica ha crecido con la potencia instalada, lo cual es

coherente. Pero a partir de 2013 no ha habido un aumento significativo de potencia instalada.

Aun así la generación de energía eólica en esos años ha alcanzado valores dispares. Desde

los 54.300 GWh generados en 2013 hasta los 47.300 generados en 2016.

Este dato nos da una idea de cómo de imprevisible es la energía eólica ya que depende de

un factor totalmente cambiante y que no es posible de controlar, como es el viento.



Figura 4. Generación eléctrica en España desde 2004 hasta 2016 [2]

Otro aspecto importante a tener en cuenta en la generación de electricidad para el suministro

eléctrico es el conocido como factor de carga o factor de planta. El factor de carga refleja qué

porcentaje de la potencia instalada ha sido utilizada para generar electricidad durante un

período de tiempo, normalmente un año.

Como dato orientativo las plantas de generación por carbón tienen un factor de carga del 55%,

las hidráulicas de un 38% y las nucleares un 92%. E factor de carga de parques eólicos tiene

un valor promedio del 37%. Concretamente en España el factor de carga en 2016 dividido en

meses es el que se muestra en la siguiente figura.



Figura 5. Factor de carga de las instalaciones eólicas en España en 2016 [2]

Como puede observarse el factor de carga de los parques eólicos de España es muy variable.

Esto es debido a que depende sobre todo de:

• Época del año

• Factores meteorológicos (borrascas, anticlicones)

• Horas de sol

• Etc

Todos estos factores afectan al viento que es utilizado para generar energía eléctrica. En los

límites de borrascas y anticiclones se produce una gran cantidad de viento debido

principalmente a la diferencia de presiones entre ambas.

La época del año afecta directamente a la aparición con una mayor o menor frecuencia de

estos frentes de borrascas y anticiclones.

Cuanto mayor sea el número de horas de sol mayor es la contribución a que la superficie

adquiera más temperatura, transfiriendo ese calor al aire que se encuentra próximo a la

misma. Produciéndose así corrientes ascendentes y descendentes de convección del aire.



2.1.2. DESVENTAJAS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA

La variabilidad de la producción eólica se debe al factor de velocidad del viento, el cual es

impredecible e incontrolable. Pero hay otros muchos factores que suponen una serie de

desventajas en la producción eólica:

• Debido a la variabilidad de la producción de parques eólicos a veces es necesario

suplir la demanda eléctrica aumentando la producción en otras instalaciones como las

centrales térmicas.

• Los parques eólicos deben estar alejados de núcleos de población y de su área de

futura expansión ya que entre otros aspectos producen contaminación acústica.

• Debido a que deben estar situados lejos de los núcleos de población la cantidad de

infraestructuras (torres de tensión y cableado) necesaria es enorme, la cual supone

también un impacto en el paisaje.

• La operatividad de un aerogenerador se sitúa entre un mínimo y un máximo de

velocidad del viento. Por debajo o por encima de ese rango el aerogenerador no

produce electricidad. Es necesario un mínimo de velocidad de viento para que el

generador del aerogenerador se acople a la red de forma segura. Además, por encima

de un cierto valor es necesario parar el aerogenerador para evitar efectos de ruido,

vibraciones o tensiones en los materiales.

• La extensión requerida para instalar un parque eólico con una cierta potencia es

mucho mayor que la necesaria para instalar una planta de carbón de la misma

potencia. Esto supone un impacto en el paisaje enorme y es necesario la realización

de un estudio de impacto ambiental para reducir sus efectos negativos.

• Suponen un peligro para la fauna aviar debido al giro de las palas. Los parques eólicos

pueden entorpecer el itinerario migratorio de algunas aves.

• El estudio de emplazamiento y el estudio de diseño suponen alrededor de 4 años.



2.1.3. VENTAJAS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA

A pesar de todos estos inconvenientes la producción eléctrica es una de las fuentes de energía

más sostenibles. Presentan un gran número de ventajas:

• Rebaja la emisión de gases de efectos invernaderos a la atmósfera al sustituir a otros

tipos de generación eléctrica como el carbón y el gas.

• Se trata de una fuente inagotable de recursos.

• Contribuye al desarrollo sostenible.

• Supone un ahorro de dinero futuro si se tienen en cuenta que reducen los costes

asociados a la reparación de daños ambientales.

• Vida útil del aerogenerador de hasta 25 años.

• Posibilidad de emplazamiento en mar o tierra.

Figura 6. Parque eólico offshore

• Al tratarse de una producción autóctona disminuye la dependencia de mercados

exteriores.

• Rápido tiempo de construcción e instalación en parques eólicos en tierra (6 meses).

• Su instalación es compatible con otros usos del suelo como la producción agrícola.



Figura 7. Uso agrícola del suelo cercano a un aerogenerador

• Facilidad de desmantelación, lo que permite recuperar totalmente la zona para otros

usos o actividades.

• Genera más puesto de trabajo que cualquier otra planta de producción de igual

potencia instalada.



2.2. AEROGENERADORES

2.2.1 TIPOS DE AEROGENERADOR

Se puede distinguir diferentes tipos de aerogeneradores ateniendo a las siguientes

características:

2.2.1.1 SEGÚN LA ORIENTACIÓN DEL EJE DE ROTACIÓN

a) Aerogeneradores de eje vertical: VAWT (Vertical Axis Wind Turbine). El eje de

rotación de las palas es perpendicular al suelo donde apoya.

Las principales ventajas de estos aerogeneradores es que no requieren un sistema

de orientación de las palas para optimizar la generación eólica de electricidad. Ya que

independientemente de la dirección del viento siempre produce la misma cantidad de

energía.

Figura 8. Ejemplo de aerogenerador de eje vertical

Al no requerir un sistema de orientación se ahorra de este modo las altas tensiones en

las palas que suelen aparecer en los aerogeneradores horizontales durante el

movimiento de orientación de las palas.

Otra ventaja de los aerogeneradores verticales es que al poder prolongar el eje de

rotación de las palas hasta el suelo es posible colocar el generador eléctrico en la base

del mismo. Esto facilita las labores de mantenimiento al disponer de una forma más

accesible de la parte de generación del aerogenerador. A diferencia de los

aerogeneradores de eje horizontal, donde el generador se coloca en la góndola

(cubículo superior del aerogenerador, situado detrás del rotor).



Además por su diseño es capaz de soportar rachas de vientos y turbulencias

intermitentes durante su funcionamiento.

Pueden ser instaladas al nivel de suelo al no requerir mucho viento para producir

electricidad (la velocidad de arranque suele rondar unos 10 𝑘𝑚/ℎ). Esto provoca que

el rotor de este tipo de aerogeneradores sea muy silencioso al no alcanzar velocidades

elevadas de rotación. Lo cual hace posible su instalación muy cerca de viviendas

personales incluso dentro de núcleos urbanos.

Adicionalmente, debido a que las palas alcanzan una menor velocidad debido a su

diseño, es menos susceptible a romper con vientos fuertes.

Figura 9. Ejemplo de compatibilidad de VAWTs con la vida cotidiana

En general requieren pocos costes de mantenimiento y de instalación debido a que no

es necesario que el aerogenerador alcance una altura excesiva para una generación

aceptable de energía eléctrica.

Al ser aerogeneradores más compactos es posible su instalación en lugares más

restrictivos en cuestión de dimensiones.

Además presentan un riesgo menor para las aves debido a su menor tamaño, menor

masa y menor altura.



Sin embargo también presentan una serie de inconvenientes generales. Es

necesario que el aerogenerador se encuentre motorizado para poder arrancarlo.

Debido a su diseño este tipo de aerogeneradores tienen más posibilidades de pararse

(debido a la menor inercia de su rotor) y de caerse de su punto de anclaje. Por lo tanto

no son especialmente idóneas para zonas con fuertes vientos.

Por último, debido a su menor tamaño generan menos cantidad de energía que un

aerogenerador de eje horizontal.

Hay muchos tipos de aerogeneradores verticales, en los cuales destacan:

i. Aerogenerador Savonius: es el aerogenerador de eje vertical más simple.

Consta de una serie de palas sin ningún perfil aerodinámico, simplemente se

compone de un número determinado de palas en forma de semicilindro o

superficie curvilínea.

Figura 10. VAWT tipo Savonius de 2 palas

Este tipo de aerogeneradores también se denominan de “resistencia”. Reciben

este nombre ya que el rotor gira debido a la resistencia que ofrecen las palas

al paso del viento. Esta técnica de funcionamiento es diferente al resto de

aerogeneradores, los cuales aprovechan la fuerza de sustentación sobre las

palas para llevar a cabo el giro del rotor.

Los aerogeneradores Savonius pueden tener diferentes disposiciones de palas

o características concretas. Por ejemplo pueden disponer de 3 palas. O incluso

tener las palas dispuestas a lo largo de un perímetro circular recibiendo el

nombre de “barril”.



Figura 11. Savonius de "barril", de dos palas y de tres palas

También puede haber un hueco entre el eje de rotación de las palas y las

propias palas para permitir el paso del aire entre ellas y aprovechar así de una

manera más eficaz la fuerza del viento.

Figura 12. Alzado de un aerogenerador Savonius con separación entre palas y eje

Las palas se encuentran unidas al eje a través de unos pequeños cilindros

perpendiculares al mismo. Su pequeño tamaño reduce las perturbaciones del

viento a su paso de una pala a otra.

También es muy común encontrarse otro tipo de perfiles curvados que

aprovechan algo la fuerza de sustentación que realiza el viento sobre la pala

para hacer girar el rotor, complementando a la acción de giro llevada a cabo

por la fuerza de resistencia. De esta forma se aumenta la eficiencia del

aerogenerador. Es una variante del rotor de Savonius y se conoce como

aerogenerador Windside.



Figura 13. Ejemplo de aerogenerador Windside

Otra opción es disponer al aerogenerador de varios pisos de palas. Las palas

de cada piso se encontrarán desfasadas un cierto ángulo respecto al piso

superior. El ángulo de desfase será función del número de pisos. Con este

desfase se consigue que en una revolución de rotor sea mayor el intervalo de

ángulo en el que el rotor aprovecha la fuerza del viento.

Figura 14. Aerogenerador Savonius con división de pisos

Los aerogeneradores Savonius tienen una serie de características:

• Alcanzan bajas velocidades de giro (como máximo unas 60 𝑟𝑝𝑚).

• Tienen poca eficiencia debido a que son aerogeneradores de

resistencia.



• Sólo pueden ser utilizados en vientos de poca fuerza y en un rango

limitado.

• Necesidad de un control para mantener la velocidad en un rango donde

la eficiencia sea aceptable.

• Palas fijas, lo que impide reducir la superficie aerodinámica para hacer

frente a vientos más fuertes.

• Necesidad de una estructura que resista los vientos fuertes.

• Al alcanzar velocidades bajas el ruido que provoca es muy bajo.

• Para aplicaciones de baja potencia (suelen estar en potencias por

debajo de 1𝑘𝑊).

ii. Aerogenerador Darrieus: a diferencia de los anteriores este tipo de

aerogeneradores son de “sustentación”. Esto se debe a que el las palas tienen

un perfil de ala que es capaz de aprovechar la fuerza del viento para generar

una fuerza vertical (de sustentación).

Figura 15. Aerogenerador con rotor Darrieus

Comparados con los aerogeneradores de “resistencia”, los aerogeneradores

de “sustentación” tienen una mayor eficacia.

Aunque presentan una gran desventaja frente a los aerogeneradores de

Savonius, y es que no pueden ser arrancados por sí solos (a diferencia de



éstos últimos). Por lo tanto para ser arrancados deben disponer de una de las

siguientes opciones:

• Sistema motorizado de arranque. Que puede tratarse del propio

generador al que se cambia la polaridad para que funcione como motor

y girar así el rotor hasta una cierta velocidad para luego volver a la

conexión de generador; o utilizando un motor auxiliar conectado al

propio eje.

• Acoplando al aerogenerador de rotor Darrieus un rotor de Savonius

para poder arrancar el aerogenerador. Esta opción resta algo de

eficiencia al conjunto pero simplifica el control.

Figura 16. Rotor Darrieus-Savonius (Taiwán, 2009) [3]

Existen diferentes variantes de aerogeneradores Darrieus. La primera de ellas

es el rotor Darrieus que ha sido mostrado con anterioridad. Es el VAWT más

extendido comercialmente y con más éxito debido a su gran eficiencia y la

posibilidad de instalarlo en un espacio reducido. Para el diseño de las curvas

de las palas se utiliza la curva de Troposkien [4], aunque también es posible

usar la curva de catenaria.

La siguiente variante es el rotor Darrieus H o “Giromill”. Trata de 3 o más palas

verticales unidas al eje por unos brazos horizontales. Las palas van variando

su orientación a medida que el rotor coge velocidad para poder aprovechar de

un modo más óptimo la fuerza del viento.



Figura 17. Rotor tipo Darrieus H

La última variante de tipo Darrieus es el de rotor helicoidal. La diferencia con el

resto radica en que las curvatura de las palas reduce los momentos flectores a

los que están sometidas [5]. Esto es debido a que la pala recibe tanto viento

de sotavento como de barlovento. Se puede ver el aspecto de la turbina en la

figura 7.

Las principales características de un aerogenerador con rotor Darrieus son las

siguientes:

• Aerogenerador que puede alcanzar velocidades de giro mayores que

un rotor de Savonius (alrededor de 100 𝑟𝑝𝑚).

• Mayor eficiencia que el resto de aerogeneradores verticales pero menor

que los HAWT.

• Se adapta a los cambios de dirección del viento.

• También puede aprovechar vientos con una cierta componente vertical

de velocidad (a diferencia de los aerogeneradores con rotores de

Savonius).

• Sólo pueden ser utilizados en vientos de poca fuerza y en un rango

limitado, aunque es un rango más amplio que en las turbinas de

Savonius.

• Necesidad de un sistema de freno para parar el rotor cuando las

condiciones del viento no sean las idóneas para el funcionamiento del

aerogenerador.

• Compatible para aplicaciones de mayor potencia (turbinas de gran

altura pueden ofrecer más de 750𝑘𝑊 [5]).



• Capaz de trabajar con viento turbulentos.

• Poco ruidoso ya que las vibraciones se transmiten a la cimentación.

b) Aerogeneradores de eje horizontal: HAWT (Horizontal Axis Wind Turbine). El eje de

rotación es paralelo al plano del suelo.

Son los aerogeneradores más utilizados y en los cuales se va a centrar este proyecto.

Más adelante se dedicará un apartado completo para entrar más en detalle en este

tipo de aerogeneradores.

En este apartado se introducirá brevemente algunas de sus características. Su eje de

rotación sigue la dirección del viento. Son los mejor aprovechan las corrientes de aire

y por lo tanto son los que mayor eficiencia pueden aportar al proceso de producción

eléctrica. Un ejemplo de HAWT es el mostrado en las figuras 5 y 6.



2.2.1.2 SEGÚN LA ORIENTACIÓN RESPECTO AL VIENTO

Esta clasificación sólo tiene sentido para aerogeneradores de eje horizontal. Ya que como se

ha explicado antes los aerogeneradores de eje vertical no necesitan un sistema de orientación

con respecto al viento ya que, independientemente de la dirección del viento, reciben la fuerza

del viento de forma perpendicular a su eje.

Por tanto la siguiente clasificación solo es aplicable a los HAWT. Más adelante se entrará en

detalle de cómo son capaces de orientar las palas en la dirección del viento. Por tanto, según

el tipo de orientación, los aerogeneradores se clasifican en:

• A barlovento: el aire se encuentra antes con el rotor que con la torre. Tienen una

mayor eficacia que los aerogeneradores a sotavento ya que no presentan una

interferencia aerodinámica con la torre. Aunque tienen el inconveniente de no alinearse

automáticamente con la dirección del viento, por lo que necesitan disponer de un

elemento de orientación en la góndola.

• A sotavento: el aire se encuentra antes con la torre que con el rotor. No es necesario

un sistema de orientación pues ya se alinean automáticamente con la dirección del

viento, en cambio poseen una menor eficacia que los aerogeneradores a barlovento.

Además presentan la posibilidad de disponer de un rotor más flexible para resistir los

vientos fuertes.

La orientación automática de la turbina a sotavento se produce debido a que las palas

tienen una cierta conicidad respecto al eje de giro. Cuando cambia la dirección del

viento, debido a la conicidad en las palas, se crea un momento que hace rotar todo el

conjunto (rotor, góndola y buje) para alinearse con ella.

Figura 18. Aerogenerador a sotavento (izquierda) y a barlovento (derecha)



2.2.1.3 SEGÚN EL NÚMERO DE PALAS

Anteriormente ya se ha comentado diferentes variantes de aerogeneradores verticales en los

que puede haber un número de palas diferentes. Pero en este apartado no se va a hablar de

aerogeneradores de eje vertical, sino que se va a diferenciar a los HAWT según su número

de palas.

Hay diferencias significativas entre rotores con diferente número de palas. Según el número

de palas los aerogeneradores son más convenientes para una serie de condiciones de

operación que otros.

A continuación se muestran las características del aerogenerador según el número de palas:

• Tripala: es el diseño más extendido en el mercado de la producción eólica pues el que

mayores prestaciones ofrece. El rotor consta de 3 palas formando 120º entre cada una

de ellas.

Debido a las características de su momento de inercia presentan la ventaja de un giro

más suave y uniforme. Todo ello minimiza los esfuerzos en las palas o la estructura.

Es el diseño de rotor que menos velocidad necesita para producir la misma potencia

eléctrica. Al ser la velocidad de rotación del aerogenerador menor la generación de

ruido es menor. Además se prolonga la vida de los componentes y se reducen los

costes por mantenimiento. Un ejemplo de generador tripala es el mostrado en las

figuras 5 y 6.

• Bipala: reduce el coste de masa y, por tanto, de material respecto al rotor tripala.

Presenta el inconveniente de sufrir mayores esfuerzos dinámicos.

Al tratarse de un número par de palas, en el instante que una de ellas pasa por la torre,

ésta deja de recibir viento (término acuñado en inglés de “tower shadow”). Ello provoca

una inestabilidad de momentos en el rotor que supone la aparición de grandes

esfuerzos en la base de la pala opuesta, los cuales pueden llevar a su rotura. Por esta

razón los aerogeneradores bipala presentan un rotor basculante que permite un cierto

giro angular vertical del eje de rotación del rotor, reduciendo así los esfuerzos en las

palas.

Los generadores bipala deben alcanzar una velocidad de giro mayor que los tripala

para producir la misma potencia eléctrica. Una mayor velocidad de giro del rotor

supone un desgaste más acusado de ejes, cojinetes, rodamientos, etc, y además

conlleva un aumento de los niveles de ruido.



Figura 19. Aerogenerador bipala con buje basculante

• Monopala: presenta una reducción de masas y de coste respecto al rotor bipala. Si

bien esta reducción de peso está más centrada en la caja multiplicadora y el generador

que en el hecho de ahorrar un pala en el rotor. Esto se debe a que es necesario un

contrapeso de la pala para evitar un funcionamiento inestable de la turbina que dé

lugar a vibraciones o esfuerzos inesperados en la estructura, como por ejemplo cargas

de fatiga. Aun así sí se ahorra en costes de fabricación al no ser necesario la

fabricación de una segunda pala.

Necesitan alcanzar incluso una velocidad mayor que los rotores bipala para igualar la

potencia generada por un aerogenerador tripala. Ello conlleva un gran aumento del

ruido producido por la turbina, que es del orden del doble que el rotor tripala.

Figura 20. Aerogenerador monopala en funcionamiento

El hecho de que el uso de los aerogeneradores tripala esté tan extendido es debido a que son

los que presentan una mayor producción de energía y no acarrean los problemas de



generación de ruidos de las turbinas bipala y monopala (relacionado con su mayor velocidad

de giro).

Figura 21. Coeficientes de potencia según tipo de aerogenerador [6]

En la figura 20 se puede observar cómo varía el coeficiente de potencia (que está relacionado

con la eficiencia de la turbina) según el “tip-speed ratio” o velocidad de la punta de las palas.

Este último término es la relación de la velocidad del extremo de la pala con la velocidad del

viento.

Como se observa en la figura, los HAWT son los que mayor coeficiente de potencia presentan.

Dentro de ellos se puede observar que al aumentar el número de palas se tiende hacia zonas

de mayor eficiencia.

El hecho de que no existan generadores de alta potencia de un número de palas mayor que

3 es debido a los siguientes puntos:

• Mayor número de palas supone un mayor coste inicial del proyecto

• La eficiencia que se gana al aumentar el número de palas cada vez es menos

significativa y no compensa el aumento de gastos de fabricación e instalación de la

turbina (pasar de 3 palas a 4 sólo aumenta el coeficiente de potencia en 0,5%

aproximadamente).

• La opción más más económicamente rentable después del rotor tripala sería un

aerogenerador de 4 palas. Pero en este caso aparecería el problema del tower

shadow, lo que provocaría inestabilidad a la estructura y aparición de cargas de fatiga.

Por estas razones el tipo de aerogenerador más extendido en la producción eléctrica a través

de la energía eólica es la del generador tripala



2.2.1.4 SEGÚN EL TIPO DE TORRE

Como se observa en la figura 17 puede haber dos tipos de torres en los aerogeneradores.

Las torres en celosía y las torres tubulares.

Las torres en celosía son una opción no muy común en las torres de aerogeneradores.

Principalmente se usan en aerogeneradores a sotavento. Las torres en celosía en

aerogeneradores a sotavento evitan que se produzcan las cargas cíclicas que aparecerían en

la pala de un aerogenerador de torre tubular al pasar por detrás de la torre (tower shadow).

Estas cargas cíclicas se deberían al hecho de que la velocidad incidente del viento en la zona

de la torre es distinta a la del resto de área de recorrido de las palas.

Las torres de celosía necesitan inspecciones periódicas para verificar la correcta sujeción de

los distintos elementos de la misma. Esto supone unos gastos añadidos, por esa razón no es

muy común el uso de torres de celosía en aerogeneradores a barlovento.

Las torres tubulares son las más extendidas debido a la rigidez que aportan a la estructura

para afrontar las grandes fuerzas del viento. Si bien el gasto de construcción y fabricación es

el mayor de los tres tipos de torres.



2.2.1.5 SEGÚN LA ZONA DONDE ESTÉN INSTALADAS

Según dónde se instalen podemos hablar de dos tipos de aerogeneradores: los

aerogeneradores offshore, que se emplazan en el mar; o los aerogeneradores onshore, que

son los que se emplazan en tierra firme.

Hay muchos aspectos que diferencian a ambos tipos de aerogeneradores. Unos presentan

una serie de ventajas e inconvenientes frente a otros.

A continuación se va a comparar las características de una turbina offshore frente a una

turbina onshore [7].

Ventajas de una turbina offshore frente a uno onshore:

• En el mar no existen obstáculos que reduzcan la velocidad del viento. Esto favorece

que el viento circule a mayor velocidad.

• Hay menos turbulencia ambiental: hay menos cambios de fuerzas del viento que en

tierra. Ello provoca que disminuya la fatiga que soporta el aerogenerador y, por lo tanto,

aumente su vida útil.

• La frecuencia del viento en el mar es un 40% mayor que en tierra firme, por lo que los

parques eólicos marinos son más productivos que los terrestres.

• La gran disponibilidad de espacio permite construir parques eólicos más grandes con

un mayor número de aerogeneradores.

• Reduce el impacto visual sobre el paisaje al estar muy alejados de los centros urbanos.

Deben estar, al menos, a 3 kilómetros de la costa.

• Al estar tan alejados de la costa el ruido que producen deja de ser un problema, por lo

que se puede aumentar la velocidad de giro del rotor. Suponiendo una reducción de

peso y de costes de fabricación. Esto es posible ya que si se aumenta la velocidad de

giro del rotor, para producir la misma cantidad de energía, es necesario un menor par

motor captado del viento. Es decir, se necesita menos área de barrido, lo que supone

palas más pequeñas y consecuentemente menos material de construcción.

Aun así los parques eólicos marinos acarrean una serie de inconvenientes o desventajas

frente a los parques eólicos terrestres:

• La evaluación del sitio de emplazamiento y la etapa de diseño y autorización por parte

de la entidad pública competente para autorizar la instalación de un parque eólico

marino puede llevar alrededor de 4 a 6 años. Mientras que en tierra el tiempo de

evaluación y diseño puede llevar menos de 6 meses.

• La construcción y montaje del parque eólico marino ocupa alrededor de 2 a 3 años,

mientras que en tierra es alrededor de 1 año.

• No se disponen de infraestructuras eléctricas en el mar que conecten los parques

eólicos marinos de producción eléctrica con las principales zonas de consumo

(ciudades, industrias, etc.).

• La necesidad de instalar un cableado especial para el transporte de la electricidad

hasta las infraestructuras eléctricas terrestres encarecen la instalación de un parque

eólico.

• La tecnología necesaria para la cimentación de los aerogeneradores instalados en el

mar también encarecen a los mismos.

• Las labores de mantenimiento e inspección son más complicadas debido a que es

necesario trabajar en el mar.



• Los costes iniciales asociados a la construcción de un parque eólico marino aumentan

al aumentar la profundidad del terreno.

• Los aerogeneradores requieren una mayor separación entre ellos lo que implica un

mayor coste de cableado. Esta separación es necesaria ya que, debido a la baja

rugosidad del mar, las turbulencias del viento al pasar por una turbina permanecen

durante una distancia mayor que en tierra firme. Si no se permitiera esta separación

entre aerogeneradores las perturbaciones afectarían al resto de aerogeneradores

produciendo esfuerzo de fatiga y reduciendo la vida útil de los mismos.



2.2.1.5 SEGÚN EL TIPO DE GENERADOR

Dependiendo del tipo de generador que se utilice para la generación eléctrica en u

aerogenerador la estrategia de control y los límites de funcionamiento serán diferentes. Por

esta razón la elección de un generador adecuado en función de cómo se quiere aprovechar

un aerogenerador determinado es muy importante.

Los generadores se pueden dividir en generadores síncronos y en generadores asíncronos.

Los generadores síncronos generan una corriente alterna con una frecuencia que es función

de su régimen de giro. Mientras que los generadores asíncronos conectan su estátor

directamente a la red, por lo que se impone la frecuencia de la corriente alterna que generan

al aplicarse un par sobre su rotor.

Debido a esta diferencia se puede decir que los generadores asíncronos se conectan

directamente a la red eléctrica mientras que los generadores síncronos se conectan

indirectamente a la red. Es decir, como la electricidad generada por un generador síncrono no

tiene por qué tener las mismas características que la electricidad de la red (frecuencia), es

necesario hacer pasar esa electricidad a través de una serie de componentes electrónicos

que adecúan esa electricidad a la red. Se evita de ese modo problemas de acoplamiento a la

red o de picos de tensión.

Antes de comenzar la clasificación de los generadores es necesario saber que existen dos

tipos de turbinas eólicas: las de velocidad constante y las de velocidad variable. Las

diferencias entre ellas afectan a su estrategia de control, así como a la elección de generador

que deben utilizar.

Las turbinas de velocidad constante sólo pueden trabajar en un rango de velocidad muy

limitado. En ese rango de funcionamiento la velocidad del rotor se mantiene constante debido

a las necesidades de generación eléctrica correspondiente al circuito de aerogenerador, para

poder suministrar esa electricidad a la red.

Por otro lado, las turbinas de velocidad variable pueden trabajar en un rango de velocidades

aún mayor ya que el aerogenerador produce potencia a diferentes velocidades del rotor

(dentro de unos límites). La estrategia de control de estas turbinas, el esquema eléctrico y el

generador que necesitan serán diferentes a los que son necesarios en una turbina de

velocidad constante.

Comenzando con los aerogeneradores asíncronos:

a) Generador asíncrono de jaula de ardilla

Figura 22. Rotor de jaula de ardilla de una pequeña máquina de inducción



Es llamado así porque el rotor consta de dos partes. Primero consiste en un núcleo de

hierro formado por placas separas por un espacio muy pequeño. Este núcleo cuenta

con una serie de ranuras que han sido practicadas para introducir unas serie de barras

de cobre o aluminio que están unidas en sus extremos a unos anillos, cerrando así un

circuito eléctrico que posibilita que circule la corriente eléctrica por ella.

Recibiendo el nombre de “jaula de ardilla” debido a esta estructura de barras unidas

por anillos en los extremos.

Figura 23. Jaula de ardilla de un rotor de una máquina de inducción asíncrona [8]

La razón de por qué las barras de la jaula de ardilla del motor están levemente

inclinadas y no siguen la dirección del eje de revolución del anillo es la siguiente:

• Evita el ruido (zumbido electromagnético).

• Evita las vibraciones del motor.

El generador asíncrono de jaula de ardilla puede utilizarse para los dos tipos de turbina:

las turbinas de velocidad constante, y las turbinas de velocidad variable.

i. Turbina de velocidad constante con generador de jaula de ardilla:

El generador de jaula de ardilla usado para la generación de electricidad en

aerogeneradores de velocidad constante es el modelo más antiguo que se

empezó a usar en energía eólica.

Este tipo de generador presenta la ventaja de tener la mayor fiabilidad, robustez

y menor precio de entre el resto de generadores. Debido a la sencillez del rotor

y a la ausencia de contactos rozantes (propio de los rotores bobinados).

Esta máquina eléctrica sólo permite alrededor de 6% [9] de deslizamiento

cuando se conecta directamente a la red. Esto es debido a que si se supera

este rango de deslizamiento las características de la corriente generada en el

estátor pueden variar con respecto a la de la red (frecuencia).



Pero esto supondría que sólo puede actuar en un rango muy pequeño de

velocidades del viento, ya que la velocidad del viento no puede variar mucho

para mantener la velocidad del rotor prácticamente constante.

Para solucionar esto se suele aprovechar el efecto “stall” o entrada en pérdidas.

Este efecto ocurre en las palas del rotor de la turbina. Consiste

fundamentalmente en una disminución de la fuerza de sustentación

aerodinámica que ejerce el viento en las palas. Esta pérdida de fuerza de

sustentación provoca que el rotor baje su velocidad de giro.

Las palas de la mayoría de aerogeneradores de velocidad constante están

diseñadas con objeto de entrar en pérdidas a una cierta velocidad del viento.

Esta pérdida va aumentando a medida que aumenta la velocidad del viento. De

ese modo el rotor es capaz de mantenerse prácticamente a velocidad constante

en un rango mayor de velocidades.

El esquema eléctrico de un generador de jaula ardilla para un aerogenerador

de velocidad constante es el siguiente.

Figura 24. Esquema eléctrico de un generador de jaula de ardilla en un aerogenerador de velocidad constante [9]

El rotor capta la energía eólica del viento dentro del rango de funcionamiento

determinado por la velocidad del viento. La caja multiplicadora permite que la

velocidad de giro del rotor del generador sea el adecuado, cercano al de

sincronismo.

El contactor o “triacs” sirve para la conexión eléctrica de la máquina eléctrica a

la red. Evitando de ese modo su acoplamiento fuera del rango de

funcionamiento con objeto de no producir picos de tensión u otros problemas

que puedan afectar a la red.



El banco de capacitadores es necesario ya que la potencia reactiva producida

por el aerogenerador no es controlable. En necesario disponer de este banco

de capacitadores para corregir esta potencia reactiva y adecuarla a la red de

suministro eléctrico.

El transformador es necesario para la conversión de la tensión de la electricidad

generada en el aerogenerador para poder ser distribuida a largas distancias

hacia los núcleos o puntos de consumo.

El rotor dispone de unas palas que aprovechan el efecto “stall” para ampliar el

rango de velocidades del viento en el que la turbina puede trabajar y generar

potencia. A partir de un valor nominal del viento este efecto comienza a

producirse, de este modo el rango de funcionamiento comienza en la velocidad

nominal que se ha establecido durante el diseño de las palas.

El inconveniente de estos aerogeneradores es que es necesario que se paren

o se desacoplen durante los huecos de tensión. Los huecos de tensión son

reducciones bruscas de la tensión de la red eléctrica desde un 1 hasta un 90%

de la tensión declarada. Pueden tener duraciones de entre 10 milisegundos

hasta 1 minuto. Los huecos se pueden producir en una fase, en dos o en las

tres fases a la vez.

ii. Turbina de velocidad variable con generador de jaula de ardilla:

Un aerogenerador capaz de generar electricidad independientemente de la

velocidad angular del rotor supone que el rango operativo de la turbina es

mucho más amplio que el del anterior ejemplo.

Es posible que el aerogenerador aporte energía a la red eléctrica por debajo

de la velocidad de sincronismo. Esto se consigue gracias a un convertidor de

tipo back to back, el cual permite controlar la potencia activa y reactiva que se

suministra a la red. Y permite realizar esto a diferentes velocidades del rotor.

Aunque obviamente la cantidad de energía extraída del viento bajará con la

velocidad del propio viento.

Aun así, debido a que toda la energía que transmite la turbina a la red pasa por

este convertidor, los componentes del mismo deben ser capaces de soportar

toda la potencia del aerogenerador. Este es un factor limitante ya que impide

diseñar turbinas de gran potencia siguiendo este esquema.



Figura 25. Esquema eléctrico de un generador de jaula de ardilla en un aerogenerador de velocidad variable [9]

El rotor capta la energía eólica del viento dentro del rango de funcionamiento

determinado por la velocidad del viento, el cual es más amplio que en el caso

anterior. La caja multiplicadora permite que la velocidad de giro del rotor del

generador sea la más cercana posible a la de sincronismo para evitar un exceso

de trabajo del convertidor back to back.

En este caso no es necesario un contactor o “triacs” ya que el convertidor

permite que la turbina esté acoplada a la red durante un rango de velocidades

del rotor amplio.

El banco de capacitadores también es necesario ya que permite al convertidor

controlar la potencia reactiva de salida.

El transformador es necesario para la conversión de la tensión de la electricidad

generada en el aerogenerador para poder ser distribuida a largas distancias

hacia los núcleos o puntos de consumo.

Este caso difiere del anterior en la estrategia de control del anterior caso. Por

debajo de un cierto valor de velocidad del viento el convertidor se encarga de

controlar el par electromagnético del generador con objeto de mantener la

velocidad del rotor en la relación óptima de velocidad de punta de pala que

asegura la máxima extracción de potencia del viento. Por encima de ese cierto

valor nominal de la velocidad del viento se lleva a cabo el control del “pitch

angle” o ángulo de ataque de las palas.

Este control consiste principalmente en que se disminuye el ángulo de ataque

de las palas a medida que aumenta la velocidad del viento por encima de ese

valor nominal. De esta forma se delimita la potencia máxima que puede ofrecer

una turbina. Normalmente esta limitación viene del riesgo que supone manejar

más potencia por parte del convertidor o bien para evitar alcanzar velocidades

de rotación altas en el rotor, las cuales pueden llevar a problemas de ruido o

incluso de desgaste o rotura.



b) Generador asíncrono con control de deslizamiento

Este tipo de sistemas constituyen la tecnología más simple de generación eléctrica de

turbinas de velocidad variable. Al contrario de lo que pasaba con el anterior ejemplo el

rotor del generador se encuentra bobinado. Y en ellos se realiza un control de

deslizamiento mediante la regulación de una resistencia que se encuentra conectada

al circuito rotórico.

Todo ello permite controlar el par electromagnético del generador de la turbina en un

margen de velocidad comprendido entre la velocidad de sincronismo y alrededor de

un 10% por encima de la misma (velocidad supersíncrona) sin necesidad de que se

modifiquen ningún parámetro característico de la electricidad generada (como por

ejemplo la frecuencia)

Se puede aumentar el límite superior de velocidad de sincronismo siempre y cuando

sea posible aumentar la resistencia a controlar en igual medida. Si bien hay que tener

en cuenta que al aumentar la resistencia las pérdidas por calor en la misma son

mayores, lo cual es necesario tener en cuenta para la conveniencia o no de instalar un

sistema de refrigeración al generador.

El rotor bobinado difiere del rotor de jaula de ardilla en que, en vez de estar constituido

por barras de aluminio o cobre unidas en sus extremos por dos anillos, está constituido

de una serie de conductores que están bobinados en una serie de ranuras situadas en

la superficie del propio rotor. El número de polos del rotor debe coincidir con el número

de polos del estátor.

Figura 26. Rotor bobinado de un pequeño generador asíncrono

Circuitando cada uno de los grupos de conductores bobinados se encuentran los

anillos rozantes, los cuales se pueden observar que en la figura 25 aparecen a la

izquierda del grupo de conductores bobinados. Cada anillo rozante corresponde a un

grupo de conductores bobinados. En esta figura se observan tres anillos por tanto hay

3 grupos de conductores (3 polos).



Mediante estos anillos rozantes es posible acceder a los circuitos del rotor. Lo cual

permite inyectar y extraer energía del rotor o modificar sus parámetros, como la

resistencia del mismo.

Pero surge un problema con los anillos rozantes. La forma en la que se accede al

circuito rotórico cuando el generador está en funcionamiento es mediante el contacto

de los anillos rozantes con las escobillas. Al estar el rotor girando a velocidades muy

altas se va produciendo un desgaste de las escobillas. Por lo tanto este tipo de rotores

requieren un mantenimiento extra comparado con los rotores de jaula de ardilla.

Figura 27. Anillos rozantes y sistema de portaescobillas con escobillas instaladas

El control del par electromagnético del generador se puede realizar de dos formas

distintas:

i. Mediante resistencias rotóricas

Este sistema permite controlar el par electromagnético conectando una serie

de resistencias variables que permitirán modificar la resistencia total que

presenta el circuito en el rotor.

El conjunto de resistencias variables de denomina reóstatos y se encuentra

conectado en estrella. Al modificar la resistencia rotórica es posible controlar la

corriente que circula por el propio rotor y por tanto controlar el par

electromagnético (dentro de un rango de velocidades de giro del rotor limitado).



Figura 28. Esquema del rotor controlado por reóstatos [10]

A continuación se muestra el esquema del conjunto con regulación mediante

resistencias rotóricas. Un dato a tener en cuenta para el diseño es que un valor

de resistencia más grande permite obtener un mayor rango de velocidades de

generación de electricidad.

Figura 29. Esquema eléctrico de aerogenerador controlado por resistencias rotóricas [11]

Como se puede apreciar este esquema puede ser conectado a la red (o a un

transformador) ya que las propiedades eléctricas de la electricidad generada

con el aerogenerador son las correspondientes a la de la red (frecuencia, etc.).

ii. Con recuperación de la energía

El sistema descrito en el apartado anterior se desperdicia la energía que se

genera en el rotor del generador. Existe una variante que permite aprovechar

la energía generada en el rotor para sacar mayor energía de la fuerza eólica

del viento.



Por tanto, en vez de disiparse la energía en los reóstatos del rotor, a través de

una serie de componentes electrónicos es posible adecuar dicha energía extra

generada en el rotor para suministrarla a la red. Este método también es

conocido como método de Scherbius estático.

La conexión que ha de realizarse en este tipo de generadores es la siguiente:

Figura 30. Esquema eléctrico de un aerogenerador utilizando el método de Scherbius estático [11]

La potencia que es capaz de soportar la electrónica del circuito rotórico delimita

la potencia de diseño del aerogenerador. Y debido a ello, esta limitación de

potencia, delimita a su vez el rango de velocidad de giro del rotor

c) Generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG, Doubly-fed Induction

Generator)

Este generador también tiene un rotor bobinado, el cual está alimentado por un

convertir back to back. El convertir back to back está compuesto por dos convertidores

electrónicos CA/CC reversibles.

El convertidor situado más cerca del rotor (en el esquema eléctrico, CR) se encarga

de extraer o dar electricidad al rotor del generador. La electricidad pasa de corriente

alterna en el rotor a corriente continua en el circuito de control, o viceversa. Esta

corriente continua del ciclo de control pasa por el segundo convertidor CA/CC. En este

convertidor se transforma la corriente continua en corriente alterna con las

características de tensión y frecuencia adecuadas para suministrar al transformador o

a la red.

Es decir, el convertidor CR situado al lado del rotor permite regular la amplitud,

frecuencia y fase de la tensión aplicada al rotor, lo cual permite la regulación del par

electromagnético en un amplio rango de velocidades. Incluso a velocidades muy por

debajo de la de sincronismo (velocidades subsíncronas).

Por otro lado, en el convertidor CG, el cual está situado al lado de la red, hace posible

regular la potencia activa y la potencia reactiva que se suministra a la red desde el

rotor.



Figura 31. Turbina con un generador DFIG [11]

El estátor se conecta a la red directamente a través de unos “triacs” ya que no necesita

ningún tipo de adecuación eléctrica a la red pues ya posee las características eléctricas

de la misma.

Presenta muchas diferencias frente al aerogenerador de velocidad variable con

generador de jaula de ardilla, a pesar de que ambos poseen el mismo convertidor. Las

diferencias radican en:

• En el caso del generador de jaula de ardilla no se aprovechan las corrientes

del rotor.

• En este caso el convertidor se encuentra en el circuito rotórico, a diferencia de

la turbina con generador de jaula de ardilla donde el convertidor back to back

se encuentra en el circuito del estátor.

• En este caso el convertidor sólo maneja alrededor de un 30% de la potencia

que suministra el aerogenerador. Mientras que en el otro caso la electrónica

del convertidor debe hacer frente al 100% de la potencia generada por el

aerogenerador.

Actualmente el uso de aerogeneradores con generadores de inducción de doble

alimentación está muy extendido, siendo el generador por excelencia en los nuevos

parques eólicos.

El hecho de que el aerogenerador pueda aportar potencia a la red en un amplio rango

de velocidades del rotor hace este tipo de sistema el más rentable y eficaz de todos

los vistos hasta ahora. Tanto a velocidades muy por debajo de la síncrona (régimen

subsíncrono) así como a velocidades muy por encima de la misma (régimen

supersíncrono), el control del rotor permite que el aerogenerador aporte potencia a la

red. Más adelante se entrará más en detalle del modo de funcionamiento del generador

en ambos regímenes de funcionamiento.

Por ese motivo este tipo de sistema de generación eléctrica eólica a través de un

generador de inducción de doble alimentación será el que se utilizará y simulará en

este trabajo.



A continuación se hablará de los generadores síncronos que también pueden ser utilizados

en turbinas eólicas para la generación de energía eléctrica para la red. La principal diferencia

con los que generadores asíncronos es que la frecuencia de la energía producida en un

generador síncrono depende de la velocidad de rotación del rotor, así como del número de

polos de la máquina eléctrica.

Mientras que un generador asíncrono es posible un cierto deslizamiento entre la velocidad del

rotor y la de sincronismo sin que varíen las propiedades eléctricas de la electricidad generada

(como tensión y frecuencia); en un generador síncrono esto no ocurre, por lo que es necesario

un sistema eléctrico concreto para la conversión de las propiedades eléctricas de la energía

producida para poder suministrarla a la red.

La frecuencia que posee la corriente alterna que produce un generador trifásico es la

siguiente:

𝑓 =𝑝 · 𝑛

60

( 1)

Donde 𝑓 representa la frecuencia de la corriente alterna generada; 𝑛 es la velocidad de giro

del rotor en revoluciones por minuto (rpm); y 𝑝 es el número de pares de polos.

Por tanto dependiendo de las condiciones de giro del rotor y del número de pares de polos

obtendremos una corriente alterna de una determinada frecuencia.

El rotor de los generadores asíncronos debe ser alimentado por corriente continua, de esta

forma, cuando el rotor gira es capaz de crear un campo magnético que induce una corriente

en el estátor que es la que se suministra a la red.

Como la frecuencia de la electricidad que suministra al estátor depende de la velocidad de

giro del rotor y la frecuencia de la red siempre se mantiene constante (50 𝐻𝑧 en Europa y

60 𝐻𝑧 en EE.UU.), en principio se puede suponer que las turbinas eólicas con generadores

síncronos deben operar a una velocidad constante del rotor.

Pero la realidad es que los aerogeneradores con generadores síncronos trabajan a velocidad

variable. Esto es posible debido a que los generadores no se conectan directamente a la red,

sino que pasan a través de una serie de elementos electrónicos para adecuar las

características de la electricidad generada a las de la red.

Principalmente se utilizan dos tipos de generadores síncronos:

d) Generador síncrono con rotor bobinado

Como se ha explicado más arriba en este caso, al estar el rotor bobinado, es necesario

hacer circular una corriente en continua a través de esos conductores. La forma más

usual de realizar esto es alimentando al rotor con una fuente externa que lo provee de

corriente eléctrica. Este método de alimentación del rotor se llama excitación

independiente. Aunque también es posible que la fuente sea parte de la electricidad

extraída del estátor.

Para conectar el circuito rotórico con la fuente es necesario hacerlo mediante unas

escobillas y anillos rozantes, como en el caso de generadores asíncronos con rotor

bobinado.



Hay dos tipos posibles de fuente de excitación: una fuente de excitación de corriente

alterna, la cual es necesario que pase a través de un rectificador al rotor para

transforma

Figura 32. Esquema de una turbina eólica con un generador síncrono con rotor bobinado excitado a través del estátor [11]

Como se puede apreciar en la figura 31 se puede observar un rectificador y un inversor

en el circuito del estátor. Estos dos elementos son los que forman un convertidor

parecido al convertidor back to back, pero no idéntico. Este convertidor es necesario

para suministrar energía a la red, adecuando sus propiedades a las de la misma.

Después de rectificar la electricidad procedente del generador (transformarla desde

corriente alterna a corriente continua) parte de ella es tomada para alimentar el rotor

del generador y permitir de ese modo que el generador siga funcionando. Más

adelante esta corriente continua pasa a través del inversor para transformarse en

corriente alterna.

Después del inversor se encuentra el banco de capacitadores que tiene el objetivo de

regular la potencia reactiva generada en las bobinas del generador. Después de este

proceso a electricidad está en condiciones de ser suministrada a la red a través del

transformador.

e) Generador síncrono con imanes permanentes

Esta es una variante del sistema explicado anteriormente. En este caso se sustituye

el rotor bobinado por un rotor dispuesto con imanes permanentes en su periferia.



Figura 33. Rotor de imanes permanentes de un pequeño alternador

Al no necesitarse una fuente externa que alimente al rotor bobinado se ahorra el hecho

de tener que conectar un circuito externo al circuito rotórico. Por tanto se elimina es

sistema de escobillas y anillos rozantes. Lo que implica que el rotor no necesita

mantenimiento de ningún tipo.

Debido a su sencillez estructural y funcional la instalación del mismo en el generador

es más fácil que la de un rotor bobinado.

Al no ser necesario una fuente externa para que circule corriente por el rotor y así crear

el campo electromagnético se ahorra energía al usar imanes. La energía que se ahorra

es alrededor del 20%.

Por tanto el esquema del sistema se simplifica con respecto al anterior quedando de

la siguiente forma.

Figura 34. Esquema de una turbina eólica con un generador síncrono con rotor de imanes permanentes [11]



2.2.2 PARTES DEL AEROGENERADOR DE EJE HORIZONTAL

Normalmente los aerogeneradores se agrupan conjuntamente en una zona adecuada para el

aprovechamiento energético del viento. Es lo que se denomina parque eólico. En un parque

eólico la totalidad o la mayoría de turbinas eólicas son del mismo tipo (horizontales o

verticales, con generador asíncrono o síncrono, etc.). Esto se debe a que los aerogeneradores

de un parque eólico se encuentran todos conectados a la misma estación de control, por tanto,

cuanta menor variedad de aerogeneradores menor es el trabajo que deben hacer los

operarios para el control del parque eólico.

Los aerogeneradores tienen 4 partes totalmente diferenciadas a simple vista:

• Las palas

• El buje

• La góndola

• La torre

Figura 35. Elementos diferenciados de un aerogenerador



La turbina es el conjunto de palas y buje. El buje sirve de unión entre las palas y, por tanto,

recoge las fuerzas del viento que actúan sobre las mismas creando un par en la turbina que

se aprovecha para generar energía eléctrica.

La torre dota de una cierta altura a la turbina para que recoja el viento a una mayor altura

evitando así las turbulencias y las consecuentes pérdidas de velocidad del viento debidas a

elementos situados en el suelo (árboles, edificaciones, etc.). Además, por la torre circula el

cableado que transporta la energía producida en el generador.

Debajo de la torre se encuentra la cimentación, necesaria para soportar tanto el peso del

propio aerogenerador como las fuerzas ejercidas por el viento sobre el mismo, manteniendo

toda la estructura anclada al suelo.

Arriba de la torre se encuentra la góndola, donde residen la mayor parte de los elementos

importantes de la cadena de conversión de energía eólica a eléctrica (como el generador, la

multiplicadora, etc.).

Dentro de la góndola se encuentran los siguientes elementos:

• Eje de transmisión de baja velocidad: es el eje que transmite la velocidad de rotación

del rotor así como el par que aplica el viento sobre el mismo. Es el eje de entrada a la

caja de cambios.

Se sujeta con el soporte principal, que se encuentra en la cara posterior de la góndola.

El movimiento relativo entre el eje y el soporte es permitido gracias al deslizamiento

que hay entre los dos en la unión por cojinete.

• Caja multiplicadora: se encarga de transferir la potencia extraída del viento en el rotor

aumentando la velocidad de giro y disminuyendo el par transmitido. La caja

multiplicadora de un aerogenerador suele tener entre 3 o 4 etapas.

La salida de la caja multiplicadora es el eje de transmisión de alta velocidad, el cual

desemboca en el generador para la producción de electricidad.

• Eje de transmisión de alta velocidad: como se ha comentado antes es el eje que está

conectado al rotor del generador.

• Pitch System: es la electrónica que se encarga de controlar el ángulo de ataque de las

palas en función de las condiciones de funcionamiento en un instante determinado.

Este control es uno de los más utilizados en turbinas de velocidad variables. Aunque

también hay otros métodos que se pueden utilizar en aerogeneradores de velocidad

variable, como el stall control. Aunque este método pasivo de control solo permite un

rango menos amplio de velocidades del viento en los que puede actuar el

aerogenerador.

En el caso de turbinas eólicas de velocidad constante el único control posible es el

stall control.

• Controlador: posee toda la electrónica necesaria para la conversión de la electricidad

a los parámetros adecuados de frecuencia, tensión, etc.



Si la conexión del circuito del estátor a la red es directa el controlador sólo tiene que

manejar los parámetros del rotor. En este caso, si es posible aprovechar la electricidad

generada en el rotor (como pasa en un DFIG, generador de doble alimentación),

entonces el controlador necesitará la electrónica requerida para ello, como un inversor

y un rectificador. O por el contrario, si no es posible, sólo es necesario controlar la

intensidad que recorre el rotor con objeto de controlar el par, como por ejemplo con el

uso de resistencias rotóricas.

Si la conexión del estátor no es directa a la red, sino que pasa a través de una

electrónica necesaria para modificar sus parámetros y adecuarlos a la red, entonces

la electrónica debe ser capaz de manejar la potencia máxima de ese aerogenerador.

• Frenos: hay dos tipos de freno. Frenos mecánicos y frenos electromagnéticos. Todos

los aerogeneradores tienen al menos freno mecánico. Algunos, además, cuentan con

un freno electromagnético.

El freno electromagnético es utilizado por algunos aerogeneradores cuando deben

frenar el aerogenerador desde una velocidad de rotación elevada, después aplican el

freno mecánico para parar completamente el rotor.

Algunos aerogeneradores pequeños, tanto de eje vertical como de eje horizontal, sólo

disponen del freno mecánico. Ya que este freno es suficiente para provocar la parada

del aerogenerador desde cualquier velocidad de rotación que pueda adquirir el rotor.

Normalmente el freno se coloca en el eje de salida de la caja multiplicadora, que

aunque la velocidad de giro es muy elevada, el par que hay que aplicar con el freno

en ese punto es menor que en el eje de entrada.

• Veleta y anemómetro: la veleta es el sensor que permite determinar desde que

dirección viene el viento; mientras que el anemómetro permite conocer el valor de la

velocidad del viento a la altura de la góndola.

Figura 36. Conjunto veleta (parte superior de la imagen) - anemómetro (parte inferior de la imagen)

• Sistema de giro del ángulo de guiñada: este sistema sirve para direccionar el conjunto

góndola, buje y palas hacia la dirección del viento. Este sistema se ayuda de los datos

medidos con la veleta para realizar el control del giro de guiñada. El giro se lleva a

cabo mediante la acción de un motor (yaw motor).



• Sistema de refrigeración: algunas turbinas eólicas necesitan que el generador sea

refrigerado debido a las altas temperaturas que se alcanzan consecuencia de las altas

intensidades eléctricas que recorren los circuitos rotóricos y estatóricos.

El refrigerante del generador es aceite. Para disminuir la temperatura del mismo es

necesario evacuar el calor que recoge del generador, por eso se dispone de unos

intercambiadores de calor dentro de la góndola. Normalmente se trata de un

intercambiador agua-aceite, y el sistema de enfriamiento del agua también se

encuentra en la propia góndola.

• Embrague: el embrague se encuentra en el eje de alta velocidad, justo entre el

generador y el freno. Así, cuando es necesario una parada de emergencia se

desembragan los ejes y se empieza a aplicar el freno en el eje conectado a la turbina

eólica.

Figura 37. Componentes dentro de la góndola de un HAWT [17]

Los aerogeneradores transfieren la potencia que recogen en el rotor hacia el generador. La

energía eléctrica producida en el mismo pasa a través de unos cables que bajan por la torre

hacia la cimentación del aerogenerador. Estos cables se encuentran enterrados bajo tierra a

lo largo de todo el parque eólico hasta que llegan a la subestación del mismo.

En la subestación toda la energía generada pasa a través de los transformadores. Estos

transformadores sirven para adecuar la tensión y corriente eléctrica generada en las turbinas.

Sus parámetros se adecúan a los de la red eléctrica de alta tensión.

En los transformadores la tensión se eleva y, por consiguiente, la intensidad disminuye con

objeto de evitar pérdidas por efecto Joule durante el transporte de la electricidad hasta los

puntos de consumo.



La potencia perdida por la acción del efecto Joule cumple la siguiente ecuación:

𝑃𝑗 = 𝐼2 · 𝑅 ( 2)

Siendo 𝐼 la intensidad que recorre los cables de alta tensión; siendo 𝑅 la resistencia de los

cables de alta tensión desde el punto de generación eléctrica (parque eólico) hasta los puntos

de consumo (ciudades o industrias).

Toda energía eléctrica por efecto Joule se transforma en energía térmica. Por tanto, para

disminuir su efecto se busca disminuir la intensidad de la electricidad que recorren los cables

de alta tensión. Esta es el principal objetivo de los transformadores.

Durante la conversión de la energía se pierde una cierta potencia debido al funcionamiento

de los transformadores.

𝑃𝑒 = 𝑃𝑚 · 𝜂𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓 ( 3)

La anterior ecuación representa estas pérdidas durante la conversión a través de un

rendimiento de los transformadores 𝜂𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓. La potencia saliente del generador de la turbina

eólica 𝑃𝑚 (donde hay pérdidas de potencia debido a pérdidas de par en la caja multiplicadora)

sufre las transformaciones pertinentes de sus parámetros de tensión e intensidad para

adecuarse a la red eléctrica. El rendimiento de los transformadores suele rondar valores

cercanos al 95%.

Figura 38. Esquema de un parque eólico [16].

Las subestaciones eléctricas de los parques eólicos son las denominadas subestaciones

eléctricas “elevadoras”. Este tipo de subestaciones es la misma que las que se encuentran en



otro tipo de plantas de generación eléctrica, como plantas nucleares, presas, plantas de gas

o de carbón, etc. Elevan la tensión de la electricidad generada hasta unos 132, 220 o 400 kV

para entregarla a la red de transporte.

Posteriormente se reduce la tensión de la electricidad en las denominadas subestaciones

eléctricas “reductoras”, hasta unos 10 o 66 kV y esta energía se entrega a la red de

distribución.

Por último, la energía en esta red de distribución es llevada hasta centros de transformación

de baja tensión donde se reducen sus niveles de tensión hasta unos 400 V (típicamente).



2.2.3 BASE MATEMÁTICA DE LA ENERGÍA EÓLICA

2.2.3.1 ENERGÍA DEL VIENTO

A la hora de realizar un modelado de un aerogenerador es necesario representar

matemáticamente todos los procesos que ocurren en la generación eólica de electricidad.

Como el viento es el factor característico más importante es necesario empezar por el mismo.

El viento posee cierta energía en su movimiento y esta energía es de tipo cinética. Siendo 𝑚

una masa de aire que se desplaza en una dirección con una velocidad 𝑣, la energía que posee

esa masa es:

𝐸 =1

2· 𝑚 · 𝑣2

( 4)

Contabilizar la energía del viento en unidades de masa no es algo cómodo para modelizar por

lo que se suele pasar a medir por unidad de volumen, quedando la ecuación (2) de la siguiente

forma:

𝑒 =1

2· 𝜌 · 𝑣2

( 5)

Donde 𝑒 es la energía por unidad de volumen y 𝜌 es la densidad del aire.

Sabiendo que el flujo volumétrico de aire �̇� que pasa a través de un área 𝐴 viene determinado

por la siguiente expresión:

�̇� = 𝐴 · 𝑣 ( 6)

Es posible sacar la potencia del aire que pasa a través de esa cierta área a una cierta

velocidad y con una densidad determinada, quedando la expresión de la potencia del aire de

la siguiente forma:

𝑃 = 𝑒 · �̇� =1

2· 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3

( 7)

En nuestro caso el área 𝐴 representa la superficie circular de recorrido de las palas que se

puede calcular de la siguiente forma:

𝐴 = 𝜋 ·𝐷4

4

( 8)

Donde 𝐷 representa el diámetro de esa misma área de recorrido.

De la ecuación (7) es posible deducir una serie de factores a tener en cuenta:

• La potencia del viento tiene una gran dependencia de la velocidad del mismo (elevado

al cubo)

• Es conveniente la instalación de aerogeneradores a nivel del mar, donde mayor será

la densidad del aire, y por tanto, donde mayor potencia se puede extraer del mismo.



• Cuanta mayor sea el área de recorrido de las palas mayor potencia puede extraerse

La densidad el aire a nivel del mar (1 atmósfera de presión y a 25ºC) es de 𝜌 = 1,225 𝑘𝑔/𝑚3.

Si bien es cierto que la velocidad del viento puede variar el valor de esta densidad esta

variación se puede considerar despreciable en un rango de velocidades dentro del rango de

operación de un aerogenerador (para velocidades no mayores de 25 𝑚/𝑠). Por tanto se va a

considerar constante la densidad del aire para cálculos posteriores.



2.2.3.2. COEFICIENTE DE POTENCIA

Pero no es posible convertir la totalidad de la energía cinética del viento en energía mecánica

para el movimiento del rotor de la turbina. Esto se debe a que si se aprovechara el 100% de

la energía cinética del viento que pasa por las palas, entonces en el volumen posterior

inmediatamente próximo al rotor estaría totalmente inmóvil. Esto provocaría que el caudal

posterior a ese instante en el que se ha capturado el 100% de la energía descendiera hasta

cero.

Por lo tanto, para representar la fracción de potencia que se extrae del viento es necesario

definir un nuevo factor, denominado coeficiente de potencia:

𝐶𝑝 =𝑃

12

· 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3

( 9)

Un valor que representa los valores que suele tomar este coeficiente de potencia en

aerogeneradores modernos rápidos es de casi 0,5. Este es el valor normal de un HAWT de

rotor tripala, que son aquellos rotores que sacan un mejor aprovechamiento de la energía

cinética del aire. Se conocen como generadores rápidos porque al tener pocas palas el

momento de inercia del rotor es menor, por lo que la velocidad de giro que puede alcanzar el

mismo e muy elevada.

Si se mira en la figura 20 puede detectarse que al ir aumentando el número de palas el

coeficiente de potencia 𝐶𝑝 va aumentando. Pero esto sólo es cierto hasta llegar a un número

de palas de 4, que es el valor óptimo. El 𝐶𝑝 en este caso puede sumar un 0,05 respecto al

rotor tripala. La razón de por qué no es común ver un aerogenerador con un rotor de 4 palas

es debido a varios factores:

• Aparición de efecto de tower shadow al tratarse de un número de palas par.

• Incremento de costes de fabricación y montaje por sólo aumentar un 0,05 el coeficiente

de potencia.

El efecto de tower shadow es posible evitarlo instalando un rotor basculante, pero ello

encarece el proyecto y puede ser un limitante de las dimensiones y potencia del

aerogenerador.

Pero a partir de un número de palas mayor que 4 el coeficiente de potencia disminuye. Esto

se debe a que, al aumentar el número de palas, los efectos aerodinámicos de unas palas

perturban a las demás al crear perturbaciones del viento después de la pala. Y al final, en las

fuerzas que generan el giro hay una mayor componente de las fuerzas de arrastre que de las

fuerzas de sustentación. Esto hace bajar progresivamente el valor de 𝐶𝑝 hasta 0,3 como se

puede observar en la figura 20.

Con todo ello se concluye que los aerogeneradores rápidos presentan una serie de ventajas

frente a los aerogeneradores lentos:

• Se obtienen mayores valores de 𝐶𝑝, y además, se obtienen valores aceptables del

mismo en un amplio rango de velocidades del rotor.

• Usan rotores más ligeros con objeto de aumentar la velocidad del extremo de la pala,

lo cual supone un ahorro en costes.

• La mayores velocidades que alcanza el rotor produce, que a igualdad de potencia, el

par que es necesario alcanzar sea menor (como se muestra posteriormente en la



ecuación (10)). Y alcanzar velocidades más altas y captar un menor valor de par

conlleva las siguientes ventajas: se requiere una relación menor de multiplicación en

la caja de engranajes, reduciéndose su coste y aumentando el rendimiento; y las

solicitaciones del rotor asociado a las cargas debidas al par son menores, por lo que

el dimensionamiento de la anchura de las palas también lo será.

• El acople con el generador a bajas velocidades del viento es más fácil. Debido a que

el 𝐶𝑝 a ese rango de funcionamiento es bajo y produce bajo par, lo cual es compatible

con el bajo par que tiene los generadores en el arranque.

Un aerogenerador por tanto genera una cierta potencia que es función del par al que está

sometido (𝑀𝑤) y de la velocidad del rotor (𝜔𝑤):

𝑃𝑤 = 𝑀𝑤 · 𝜔𝑤 ( 10)

Y a su vez esta potencia coincidirá con la que es capaz de extraer del aire:

𝑃𝑤 = 𝑀𝑤 · 𝜔𝑤 =1

2· 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3

( 11)

El coeficiente de potencia es función de dos parámetros que son: el “tip-speed ratio” o

velocidad del extremo de pala (𝜆) y del “pitch angle” o ángulo de ataque de las palas (𝛽).

𝐶𝑝 = 𝐶𝑝(𝜆, 𝛽) ( 12)

El “tip-speed ratio” representa la velocidad del extremo de las palas frente a la velocidad del

aire. Por tanto no es un factor de medida absoluta, sino relativa. Lo cual hay que tener en

cuenta en los gráficos de 𝐶𝑝 (eje y) frente a 𝜆 (eje x).

𝜆 =𝜔𝑤 · 𝑅

𝑣𝑤

( 13)

Normalmente en aerogeneradores de eje horizontal la curva 𝐶𝑝 − 𝜆 presenta una variación

mínima del coeficiente de potencia en un rango amplio del tip-speed ratio. Este hecho refleja

la gran eficiencia del aerogenerador en diferentes condiciones de velocidad, lo cual presenta

una gran ventaja frente al resto de aerogeneradores. Es usual encontrase el punto de máxima

eficiencia (máxima 𝐶𝑝) alrededor de un valor de tip-speed ratio de: 𝜆 = 8.

El otro factor es el ángulo de ataque de las palas. Representa el ángulo que forma la propia

pala con el plano de giro del motor. Se puede observar de una forma más clara cuál es este

ángulo en la siguiente figura.



Figura 39. Perfil de pala de un aerogenerador de eje horizontal

El ángulo de ataque de las palas normal es de 0º, es decir, la pala se sitúa sobre el plano de

giro del rotor. A medida que se aumenta el ángulo de ataque de las palas disminuye la fuerza

de sustentación sobre la pala, lo que se traduce en un menor par sustraído del viento. Y por

tanto disminuye la potencia recogida por el rotor. Por ello, para que la ecuación número (11)

represente esta bajada de potencia en el rotor es necesario que al aumentar el ángulo de

ataque disminuya el valor de 𝐶𝑝.

Por tanto al aumentar el ángulo de ataque disminuye el valor de 𝐶𝑝. El sentido de querer que

disminuya la potencia recogida radica en diversas limitaciones cuando el viento supera un

cierto valor de velocidad:

• Limitaciones del generador, ya sean por temperatura, valores de corriente, etc.

• Limitaciones en la electrónica de control del generador, que no es capaz de manejar

más de una cierta cantidad de energía.

• Limitaciones de ruido que pueden aparecer en el rotor cuan este alcanza una velocidad

de giro elevada consecuencia del creciente par que aplica el viento en el rotor.

• Limitaciones debidas a solicitaciones en la estructura, como fuerzas cíclicas

producidas por la vibración del rotor a una alta velocidad de giro.

Derivándose de la ecuación (11) y (10) es posible calcular el par que sufre el rotor del

aerogenerador a una cierta velocidad de rotación del mismo 𝜔𝑟:

𝑀𝑤 =

12 · 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3

𝜔𝑟

( 14)

Con esta expresión es posible conocer en cada instante cuál es el par que sufre el rotor en

determinadas condiciones de operación. Y como se puede observar, la aumentar el ángulo

de ataque disminuye el valor del coeficiente de potencia, disminuyendo consecuentemente el

par ejercido sobre la turbina. Esto permite controlar de forma más segura la velocidad de giro

del rotor, ya que no se acelera de forma descontrolada a grandes velocidades del viento.



Pero el valor de 𝐶𝑝 tienen un límite físico que es imposible de sobrepasar, este límite superior

se conoce como coeficiente de Betz. A continuación vamos a proceder a la demostración

matemática del coeficiente de Betz.

Para el cálculo del límite de Betz se supone que la velocidad del viento a través de la turbina

es la media de las velocidades antes y después de la misma:

𝑉 =𝑉1 + 𝑉2

2

( 15)

Figura 40. Representación de la evolución del viento a través del rotor

La ecuación (15) es demostrada en la publicación de Albert Betz: “Wind-Energie” en 1926

[12]. Recogiendo la ecuación (4) y derivando respecto al tiempo obtenemos la siguiente

ecuación:

𝑃 =𝑑𝐸

𝑑𝑡=

1

2· �̇� · 𝑣2

( 16)

Que representaría la potencia del viento. La potencia que se extrae del viento en un

aerogenerador es función de las velocidades del mismo antes y después del plano de la

turbina:

𝑃𝑤 =1

2· 𝑚�̇� · (𝑉1

2 − 𝑉22)

( 17)

Que representa la cantidad de energía cinética que pierde el viento a su paso por la turbina.

Esa energía pérdida por el viento es la que recoge la turbina. El flujo de caudal másico de aire

también se verá afectado por la velocidad que tenga el viento a su paso por el plano de la

turbina:

𝑚�̇� = 𝜌 · 𝐴 · 𝑉 = 𝜌 · 𝐴 ·𝑉1 + 𝑉2

2

( 4)

Sustituyendo en la ecuación (17) el valor de 𝑚�̇� por el calculado en la ecuación (18) se tiene

la siguiente expresión:



𝑃𝑤 =1

2· 𝜌 · 𝑉 · 𝐴 · (𝑉1

2 − 𝑉22)

( 5)

Para manejar la anterior ecuación se introduce una nueva variable que representa la fracción

de velocidad del viento que se pierde a su paso por la turbina del aerogenerador, también

llamado coeficiente de velocidad inducida 𝑎. Quedando las siguientes series de ecuaciones

para el cálculo posterior:

𝑉 = 𝑉1 · (1 − 𝑎) ( 20)

𝑉2 = 𝑉1 · (1 − 2𝑎) ( 21)

Estas dos últimas ecuaciones, junto con la ecuación (15) permiten expresar la ecuación (19)

de la siguiente forma:

𝑃𝑤 =1

2· 𝜌 · 𝑉1

3 · 𝐴 · (1 − 𝑎) · (1 − (1 − 2𝑎)2) ( 22)

Ahora se va a proceder a calcular los puntos donde la derivada frente respecto de 𝑎 de la

anterior función sean igual a cero, para determinar el máximo de la misma. Para ello

cogeremos sólo la parte de la ecuación que nos interesa:

𝑓(𝑎) = (1 − 𝑎) · (1 − (1 − 2𝑎)2) = 4𝑎 − 8𝑎2 + 4𝑎3 ( 23)

Derivando la ecuación (23) respecto de 𝑎:

𝜕𝑓(𝑎)

𝜕𝑎= 4 − 16𝑎 + 12𝑎2

( 24)

Ahora, igualando la derivada a cero obtenemos los puntos singulares de la función que

estamos manejando. Resolviendo la ecuación de segundo grado:

𝑎 =16 ± √162 − 4 · 4 · 12

2 · 12

De esta igualdad se obtiene que 𝑎 =1

3 y 𝑎 = 1. El segundo resultado no representa un máximo

ya que en ese caso 𝑉 = 0, por lo tanto el flujo másico sería cero y por consiguiente también

sería cero la expresión de la potencia extraída del viento (19). Aun así es posible determinar

matemáticamente si se trata de un máximo o de un mínimo. Para ello calculamos la segunda

derivada:

𝜕2𝑓(𝑎)

𝜕𝑎2= −16 + 24𝑎

( 25)



Sustituyendo en la ecuación anterior los valores de 𝑎 donde hay puntos singulares tenemos

los siguientes valores:

𝜕2𝑓(𝑎 = 1)

𝜕𝑎2= −16 + 24 = 8 > 0

Por lo tanto 𝑎 = 1 se trata de un mínimo.

𝜕2𝑓(𝑎 = 1/3 )

𝜕𝑎2= −16 +

24

3= −8 < 0

El punto 𝑎 =1

3 corresponde a un máximo de la función 𝑓(𝑎). Ahora se procede a calcular el

valor correspondiente a ese punto en la función utilizando la ecuación (20):

𝑓(𝑎 = 1/3) = 4 ·1

3− 8 · (

1

3)

2

+ 4 · (1

3)

3

=16

27= 0,5926 = 59,26%

( 26)

Se obtiene de esa forma el valor máximo posible físicamente que puede obtener el coeficiente

de potencia 𝐶𝑝.

A continuación se muestra la gráfica de la función 𝑓(𝑎) donde se puede observar que los

puntos singulares ciertamente corresponden con el máximo y el mínimo calculados.

Figura 41. Curva de la función f(a)



Los cálculos realizados hasta ahora tienen en cuenta la velocidad incidente del viento en el

plano del rotor así como la velocidad de salida del mismo. Pero estos no son valores que se

manejen o puedan ser controlados fácilmente para seguir una estrategia de control del

coeficiente de potencia 𝐶𝑝. Los parámetros que se controlan en le aerogenerador son los

anteriormente calculados, que son:

• El ángulo de ataque 𝛽

• El tip-speed ratio 𝜆

Por ello es necesario conseguir una expresión en la que el coeficiente de potencia dependa

de estos dos parámetros. La siguiente expresión es generalmente utilizada para determinar

el 𝐶𝑝 en la mayoría de simulaciones de aerogeneradores [13]:

𝐶𝑝(𝛽, 𝜆) = 𝑐1 · (𝑐2

𝜆𝑖− 𝑐3 · 𝛽 − 𝑐4 · 𝛽𝑐5 − 𝑐6) · 𝑒

−𝑐7𝜆𝑖

( 27)

Siendo 𝜆𝑖:

𝜆𝑖 =1

1𝜆 + 𝑐8 · 𝛽

−𝑐9

𝛽3 + 1

( 28)

Estando el ángulo de ataque (𝛽) en grados.

Donde los diferentes coeficientes “𝑐” toman valores distintos según se traten de turbinas

eólicas de velocidad variable o de velocidad constante. Los diversos valores que pueden

tomar están recogidos en la siguiente tabla:

Figura 42. Valores de los coeficientes de 𝐶𝑝 dependiendo del tipo estrategia de velocidad del rotor que

se utilice [13]

Como puede observarse los valores de los coeficientes cambian dependiendo del caso de

tipo de turbina ante el que nos encontremos. En el caso de aerogenerador de velocidad

constante todos los coeficientes que acompañan al ángulo de ataque son nulos; a excepción

de 𝑐9, que aun así no es un término representativo que modifique en exceso el valor del

parámetro 𝜆𝑖.

A Continuación se va a proceder a representar las curvas del coeficiente de potencia

correspondiente a la fila de aerogenerador de velocidad variable, que es modelo que se va a

utilizar en este proyecto. Se representará la variación de la curvas en función de 𝜆 para

distintos valores discretos de 𝛽.



Figura 43. Representación gráfica de las curvas de 𝐶𝑝 frente a 𝜆 para valores discretos del ángulo de ataque (𝛽)

Como ya se adelantó anteriormente, al aumentar el ángulo de ataque se disminuye el valor

de 𝐶𝑝. Además se puede comprobar que el pico de máximo coeficiente de potencia ronda el

valor de 0,45 y corresponde a un valor cercano a 𝜆 = 8; además este se alcanza cuando el

ángulo de ataque de las palas es nulo, es decir, cuando la pala se sitúa completamente

paralela al plano de giro del rotor. En esta situación la pala sufre la mayor fuerza de

sustentación posible y por tanto es donde mayor potencia puede captar.

Hay que tener en cuenta que aunque el límite físico del coeficiente de potencia esté

determinado por el coeficiente de Betz en 0,5926, aún se está muy lejos de acercarse a ese

valor. Tecnológicamente aún no es posible alcanzar un valor de 0,5 en el coeficiente de

potencia.

Se puede observar que hasta un cierto valor de 𝜆 = 2 el valor de 𝐶𝑝 es muy bajo. Si se observa

la ecuación (13): un valor de 𝜆 bajo significa que la velocidad de desplazamiento del extremo

de las palas es baja en relación con la velocidad del viento. Valores bajos del tip-speed ratio

corresponden con los instantes de arranque de los aerogeneradores. En estos momentos

durante el arranque y acople del generador a la red no es posible extraer potencia del viento.

Se puede observar que al aumentar mucho 𝜆 el coeficiente de potencia cae. Estos valores

representan velocidades anormalmente rápidas del rotor frente a la velocidad del viento.

Estos casos de valores de 𝜆 altos se producen principalmente cuando la velocidad del viento

es muy alta. Ante estas situaciones de velocidades altas de la turbina eólica es necesario

realizar una parada de emergencia. La parada de emergencia se lleva a cabo por razones de

seguridad, ya que, bajo estas condiciones de viento, es peligroso que el aerogenerador

continúe funcionando: puede provocar la aparición de cargas de fatigas debido a las

vibraciones consecuencia de las rachas turbulentas de aire y de la velocidad de rotación del



rotor. Todo ello puede reducir la vida útil de la estructura y de los componentes eléctricos y

electrónicos.

Esta caída del valor de 𝐶𝑝 al aumentar 𝜆 es más prematuro al ir aumentando el ángulo de

ataque. Esto es consecuencia de que al aumentar el valor del ángulo de ataque, menor es la

componente de la fuerza de sustentación que actúa sobre la pala. Por lo tanto el par imprimido

sobre las mismas se pierde a velocidades de rotación más bajas.



2.2.3.3. PERFIL DE VELOCIDAD DEL VIENTO

El perfil de velocidades del viento es cambiante en función de la altura. Cuanto más alejado

del suelo mayor será la velocidad del viento. Esto se debe a que cerca del suelo los obstáculos

tales como árboles, casas, o simplemente el relieve del suelo donde está emplazado el

aerogenerador provocan que la velocidad del viento disminuya. Esta disminución se debe a

que aparecen corrientes turbulentas por el choque del viento con los obstáculos, provocando

así la reducción de su velocidad.

Para estudiar las condiciones del viento en un determinado lugar se utiliza la siguiente

expresión:

𝑢(𝑧) =𝑢∗

𝜅· (ln

𝑧

𝑧0+ 𝜓)

( 29)

Donde 𝑢(𝑧) representa la velocidad del viento a una determinada altura; 𝜅 es la constante de

von Kármán que toma valores alrededor de 0,4; 𝑧 es la cota de altura donde se quiere conocer

la velocidad del viento; 𝑧0 es la altura de rugosidad y da una idea de cómo de escarpado o

cuantos obstáculos posee el emplazamiento de donde se desea extraer la velocidad del

viento; 𝑢∗ es la velocidad del viento en un punto fuera del perfil de turbulencias del viento,

normalmente suele estar a 1 kilómetro de altura; y, por último, 𝜓 que es la función de

estabilidad atmosférica.

La función de estabilidad atmosférica normalmente influye cuando el valor de 𝑧 es bajo, por lo

tanto, en la resta dentro del paréntesis tiene más peso que el logaritmo. Es decir, afecta en la

medición del viento a bajas alturas. Toma diferentes valores:

• 𝜓 > 0 durante el día.

• 𝜓 < 0 durante la noche.

• 𝜓 = 0 cuando se encuentra nublado.

Cuando nos encontramos en condiciones de cielo nublado la estabilidad atmosférica es nula,

en este caso se dice que nos encontramos en condiciones neutras de viento. Esto es debido

a que cuando está nublado el Sol no calienta la superficie del suelo, por lo que no se forman

corrientes de convección del aire.

Estas corrientes de convección ayudan a crear un flujo más rápido de aire. Por tanto es

razonable que el valor de esta función de estabilidad atmosférica sea positiva durante el día

y negativa por la noche.



Figura 44. Perfil de velocidad del viento para distintas condiciones atmosféricas [14]

Como se puede ver en la anterior gráfica la función de estabilidad sólo afecta en valores bajos

de altura, lo cual es lógico ya que en alturas bajas es donde más afecta las corrientes de

convección del aire. Durante el día esta función representa el incremento de velocidad del aire

a la altura del suelo, mientras que de noche refleja su disminución debido a la desaparición

de estas corrientes de convección.

La ecuación (29) corresponde con una instalación onshore, si se tratara de una instalación

offshore la ecuación sería ligeramente distinta:

𝑢(𝑧) =𝑢∗

𝜅· (ln

𝑧

𝑧0− 𝜓)

( 30)

El cambio de signo dentro del paréntesis es consecuencia del diferente comportamiento del

aire cercano a la superficie del mar frente al del aire cercano a la superficie terrestre. Durante

el día la velocidad del viento cercano al mar es menor, mientras que durante la noche es

mayor.

Esto es debido a la baja inercia térmica del agua frente al aire. Durante las horas de luz del

día el mar va incrementando su temperatura progresivamente, pero debido a su baja inercia

térmica no hasta la noche cuando alcanza su máximo valor de temperatura. Es en esos

momentos cuando el mar transfiere parte del calor acumulado al aire que está en contacto

con su superficie, formando así corrientes de convección durante la noche.

Durante el día ocurre lo contrario, después de haber transferido parte de su energía térmica

al aire y de no recibir calor de ninguna fuente (Sol) durante las horas de noche, el mar se

encuentra a una temperatura inferior comparado con el ambiente. Por tanto, el mar recoge



calor del aire que se encuentra cercano a su superficie, enfriándolo de ese modo.

Desfavoreciendo la aparición de corrientes de convección.

Por esta razón durante la noche la contribución de la función de estabilidad es positiva:

• 𝜓 < 0 ; (−𝜓 > 0)

Y durante el día es negativa:

• 𝜓 > 0 ; (−𝜓 < 0)

Con respecto a la altura de rugosidad 𝑧0 hay diferentes valores que puede tomar esta variable

en función del tipo de terreno donde queramos medir la velocidad del viento. La siguiente

figura muestra algunos de estos posibles valores:

Figura 45. Diferentes valores que puede tomar la rugosidad del terreno en diferentes escenarios [14]

Como se puede observar en la figura cuanto mayores sean los obstáculos en el terreno mayor

es el valor de la rugosidad 𝑧0. Así, por ejemplo en mar abierto los valores de la rugosidad del

terreno rondan 0,0002; mientras en bosque denso o en ciudad se encuentra entre 0,8 y 1.

Las ecuaciones (29) y (30) son ecuaciones que se utilizan en el estudio de emplazamiento de

un aerogenerador en un sitio concreto. Necesita una toma de datos exhaustiva para poder

calcular o estimar los diferentes parámetros que afectan a la ecuación. Estas ecuaciones

sirven en consecuencia para la parte de estudio y diseño del aerogenerador y del sitio de

emplazamiento.

Si se quiere conocer la velocidad en el momento concreto de funcionamiento hay otra

ecuación. Esta ecuación tiene un sentido más local del cálculo de la velocidad del viento:

𝑢(𝑧) = 𝑢𝑟 (𝑧

𝑧𝑟)

𝑛

( 31)



Donde 𝑢(𝑧) representa la velocidad a una altura 𝑧; y 𝑢𝑟 es la velocidad del viento medida a

una altura 𝑧𝑟. Esta altura normalmente se sitúa 30 metros por encima del punto de velocidad

nula. El factor 𝑛 es un factor que representa el efecto del relieve del terreno u obstáculos que

se encuentran en el mismo (parecido a la rugosidad).

El factor 𝑛 toma diversos valores en función del terreno donde se desee realizar las medidas

de velocidad del viento:

Figura 46. Valores de 𝑛 en función del tipo de terreno

Como pasaba con el factor 𝑧0 en las ecuaciones (29) y (30), al aumentar la cantidad de

obstáculos o al ser el relieve más abrupto el coeficiente 𝑛 crece. Pero en el caso de la ecuación

(31) un aumento de 𝑛 supondría un aumento de la velocidad del viento con la altura.

En realidad eso no es cierto. Pues al encontrarnos un terreno lleno de obstáculos (como por

ejemplo los edificios de una ciudad) el valor de 𝑧𝑟 será mucho mayor, pues en principio debería

situarse 30 metros por encima de la altura donde la velocidad es nula. En una ciudad ese

punto sería 30 metros por encima de los tejados de los edificios. Por tanto al crecer 𝑧𝑟

disminuye el valor del cociente de alturas y por tanto disminuye el valor de la velocidad del

viento con la altura.

Figura 47. Perfil de velocidades del viento en función de la ecuación (31)



Como puede observarse en la anterior figura, un aumento del valor de 𝑛 no supone un

aumento de la velocidad del viento a una determinada altura, ya que al aumentar 𝑛 también

aumenta 𝑧𝑟. De esta forma se crean perfiles de viento más alargados en terrenos con edificios

(perfil de la izquierda) y perfiles más “comprimidos” en terrenos abiertos y llanos (perfil de la

derecha).

La ecuación (31) se usa más para determinar el perfil de velocidades en un determinado

instante. Por tanto es ideal para el cálculo del viento con respecto a la altura.

Como existen aerogeneradores de 100 metros de diámetro de pala el perfil de velocidades

del viento puede variar para diferentes alturas del área de barrido del aerogenerador. Para la

estimación de la velocidad del viento y el control del aerogenerador es importante determinar

este perfil de velocidades.

En este proyecto se supondrá que la velocidad media del viento corresponde con la velocidad

medida por el anemómetro situado encima de la góndola del aerogenerador.



2.2.3.4. CAJA MULTIPLICADORA

La caja multiplicadora es necesaria ya que las velocidades de rotación que alcanzan las

turbinas eólicas no son suficientes para acercarse a las velocidades de rotación que son

requeridas en los generadores para trabajar en su rango de funcionamiento.

Se procede a sustituir unos cuantos valores orientativos en la ecuación (1) para estimar qué

velocidad es necesaria en el rotor del generador:

• 𝑓 = 50 𝐻𝑧, según la red eléctrica europea.

• 𝑝 = 2, número de pares de polos del generador.

Entonces obtenemos que:

𝑛 =𝑓 · 60

𝑝=

50 · 60

2= 1500 𝑟𝑝𝑚

Este valor correspondería a la velocidad de sincronismo de un generador de 2 pares de polos

conectado a la red eléctrica europea. Como los aerogeneradores de eje horizontal alcanzan

como máximo alrededor de 25 rpm de velocidad de rotación es necesario una caja

multiplicadora para conseguir una velocidad de rotación mayor en el generador. Normalmente

estas cajas multiplicadoras constan de una serie de engranajes en varias etapas (3 y 4 etapas

comúnmente).

Aun así hay dos posibles tecnologías que pueden usarse en los aerogeneradores:

• Caja multiplicadora

• Direct Drive

El Direct Drive es una tecnología que evita el uso de caja multiplicadora. En estos casos se

utilizan generadores multipolares, con un número de par de polos elevado. Si este número de

pares de polos es suficientemente alto es posible conectar directamente ambos ejes (el del

generador y el de la turbina). Al ahorrarse el uso de una caja de cambios aparecen una serie

de ventajas:

• Hay menos probabilidades de fallo del sistema al evitar el uso de engranajes que

pueden sufrir roturas.

• Se reduce el uso de lubricantes, así como decrecen los costes y el tiempo de

mantenimiento. Bajando así el número de paradas y arranques del sistema, que

desgastan un gran número de componentes.

Pero la principal desventaja de la tecnología Direct Drive es que la adquisición de un

generador multipolar es costosa. Además de que este tipo de generadores son muy pesados

y ello conllevaría a mayores solicitaciones estáticas de la estructura.

A pesar de las ventajas del Direct Drive, el uso de cajas multiplicadores está más extendido,

ya que con la tecnología Direct Drive no es posible la construcción de grandes

aerogeneradores. La principal razón es la aparición de problemas estructurales y de seguridad

cuando los rotores alcanzan velocidades muy altas. Así como la imposibilidad de realizar un

control adecuado con inercias del rotor tan altas.

Existen dos tipos etapas multiplicadoras ampliamente utilizadas en la industria de la

generación eléctrica eólica:



• Multiplicadora de eje planetario: la etapa multiplicadora de eje planetario tiene una

mayor relación de transmisión, ya que es capaz de usar una relación máxima de 1:12.

Ocupa menos espacio, lo que permite reducir las dimensiones de la góndola, así como

facilitar las operaciones de mantenimiento. Es capaz de soportar mayores cargas.

Suele usar engranajes helicoidales.

Figura 48. Etapa multiplicadora de eje planetario. [4]

Como se puede observar en la foto la caja multiplicadora de eje planetario está

compuesta de varios elementos. La corona dentada es la encargada de transmitir la

velocidad de giro de la turbina, es por tanto el eje de entrada. Esta velocidad de giro

es transmitida a los satélites, que corresponderían al eje intermedio. Los satélites se

encuentran sujetos por el eje portasatélites. Por último, los satélites transmiten su la

velocidad de giro al piñón planeta, que corresponde al eje de salida.

• Multiplicadora de eje paralelo: se suele usar para la primera o la segunda etapa,

dependiendo de la potencia que se quiera transmitir. Permite que los ejes de entrada

y de salida no coincidan. Generalmente usan engranajes de dientes rectos con una

relación máxima de transmisión de 1:5.



Figura 49. Etapa multiplicadora de eje paralelo [4].

La figura de arriba muestra el aspecto de una etapa multiplicadora de eje paralelo de

un aerogenerador.

Existen diversos tipos de configuración de etapas en una caja multiplicadora de un

aerogenerador. En multiplicadoras de tres etapas existen las siguientes posibles

configuraciones: una planetaria y dos paralelas; dos planetarias y una paralela.



Figura 50. Ejemplo de caja multiplicadora de un aerogenerador [15].

Como se puede observar la figura de arriba representa una caja multiplicadora de un pequeño

aerogenerador con dos etapas de multiplicación.

La primera etapa (a la izquierda de la imagen) corresponde con una multiplicación de eje

planetario. El eje que entra en esta etapa corresponde al eje del rotor de la turbina eólica, es

por tanto el eje de entrada (eje lento).

La segunda etapa (a la derecha de la imagen) se trata de una etapa de eje paralelo conectado

al eje de salida (eje rápido). Este eje corresponde al rotor del generador.

Para el modelado matemático de la caja multiplicadora se utilizan las siguientes ecuaciones:

ω̇ =1

𝐼𝑤· (𝑀𝑚 − 𝜙 · 𝐾𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 − �̇� · 𝐵𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥)

( 32)

Ω̇ =1

𝐼𝑔𝑒𝑛· (−𝑀𝑔𝑒𝑛 +

1

𝑁(𝜙 · 𝐾𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 + �̇� · 𝐵𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥))

( 33)

�̇� = 𝜔 −1

𝑁· Ω

( 34)

La ecuación (32) corresponde con el lado de la turbina del aerogenerador. La velocidad de

rotación de la turbina está representada en la variable ω. 𝐼𝑤 corresponde al momento de

inercia del conjunto buje y rotor. El par ejercido por el viento es 𝑀𝑚.

La caja de cambios debe ser caracterizada a través de dos parámetros: la constante de rigidez

torsional 𝐾𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 y la constante de fricción viscosa 𝐵𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥.

En la ecuación (33) se modeliza el lado del generador, donde Ω es la velocidad de rotación

del eje de salida, es decir, la velocidad de rotación del rotor del generador eléctrico. 𝐼𝑔𝑒𝑛 es el

momento de inercia del eje del rotor; mientras que 𝑀𝑔𝑒𝑛 es el par resistente que ejerce el



generador para la generación de electricidad. En este lado de la conversión, la contribución

de par debida a las constantes de rigidez y viscosidad de la caja multiplicadora se encuentran

reducidas debido a la relación de transmisión de la misma (𝑁).

Por último la ecuación (34) representa la diferencia de velocidades de rotación (con la

correspondiente conversión 𝑁) entre el eje de salida y el eje de entrada. Esta ecuación sirve

para mantener la continuidad de giro entre los ejes de entrada y de salida.

Con respecto al par transmitido a través de la caja de cambios hay que hacer la siguiente

consideración. Debido a la fricción de los cojinetes y a la transmisión de fuerzas entre los

engranajes se pierde cierta cantidad del par transmitido, por eso es necesario plasmar esta

pérdida con un rendimiento.

Si el par extraído del viento es 𝑀𝑤 y el par que realmente es transmitido después de las

pérdidas de la caja multiplicadora es 𝑀𝑚 (como aparece en la ecuación (32)), ambas variables

se encuentran relacionadas por la siguiente expresión:

𝑀𝑚 = 𝜂𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 · 𝑀𝑤 ( 35)

Donde 𝜂𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 representa el rendimiento de la transmisión de la caja multiplicadora.

Normalmente el rendimiento de este tipo de multiplicadoras ronda el 98%.



2.2.3.5. GENERADOR ASÍNCRONO DE DOBLE ALIMENTACIÓN (DFIG)

El generador utilizado en este modelo será el DFIG (Doubly fed induction generator). Es una

máquina de inducción de velocidad variable, ampliamente utilizada en generadores eólicos.

Su principal característica es que puede generar electricidad de una tensión de valor eficaz y

frecuencia constante a diferentes velocidades de giro.

Esto es posible gracias a que el rotor devanado es alimentado con un convertidor back to

back, este convertidor está compuesto a su vez por dos convertidores CC/CA reversibles.

Este convertidor permite controlar todas las características de la electricidad que alimenta al

rotor. Al variar estas características es posible mantener la tensión eficaz y la frecuencia de la

electricidad generada en el estátor en unos valores constantes.

A su vez, como el convertidor es reversible es posible también controlar las características de

la electricidad que sale del rotor hacia la red y adecuarla a sus características.

Figura 51. Esquema de un generador eólico con DFIG [11].

Es posible tanto alimentar al rotor como obtener potencia de él gracias al propio convertidor.

Cuando el generador trabaja en régimen subsíncrono se alimenta el rotor con electricidad de

unas ciertas características; mientras que si el generador se encuentra en régimen

supersíncrono es posible obtener también potencia del rotor (a parte de la potencia que ya se

extrae del estátor).

En ambos casos el convertidor back to back se encarga de adecuar las características

eléctricas de las corrientes en el rotor:

• Se adecúan a las propiedades de la red eléctrica cuando se capta potencia del rotor

(régimen supersíncrono)

• Se adecúan a las características eléctricas necesarias para mantener la tensión eficaz

y la frecuencia de las corrientes del estátor a las de la red. Las características de las



corrientes que se alimentan al rotor dependen, en cada instante, del régimen de giro

de la turbina eólica.

El principio de funcionamiento es el siguiente: la alimentación del estátor crea un campo

magnético giratorio en el interior del generador cuya velocidad está determinada por la

siguiente ecuación:

𝜔𝑠 =2 · 𝜋 · 𝑓𝑠

𝑝

( 36)

Donde 𝜔𝑠 es la velocidad angular de giro del campo magnético creado por el estátor, 𝑓𝑠 es la

frecuencia de la electricidad que alimenta el estátor, que es la frecuencia de la red eléctrica;

𝑝 es el número de par de polos del generador.

Si el rotor es alimentado también por una corriente alterna crea un campo magnético cuya

velocidad angular de giro se calcula como:

𝜔𝑟 =2 · 𝜋 · 𝑓𝑟

𝑝

( 37)

Donde el número de pares de polos 𝑝 son los mismos que los del estátor; y donde 𝑓𝑟 es la

frecuencia de la corriente alterna que alimenta el rotor, que no es la misma que la de la red.

Esa frecuencia será la que haya sido determinada por el convertidor CC/CA reversible que

está del lado del rotor.

De tal forma, la combinación de ambas velocidades angulares será la velocidad angular

mecánica del eje:

𝜔𝑚 = 𝜔𝑠 − 𝜔𝑟 ( 38)

Como se puede apreciar en la ecuación (38), el hecho de poder controlar la velocidad angular

de rotación del campo magnético del rotor hace posible que el DFIG pueda operar en

condiciones de subsincronismo y aun así poder aportar potencia a la red.

A partir de estos valores es posible determinar el deslizamiento:

𝑠 =𝜔𝑠 − 𝜔𝑚

𝜔𝑠=

𝜔𝑟

𝜔𝑠

( 39)

Como se deduce de la ecuación (39) el deslizamiento es totalmente controlable. Y según el

deslizamiento el par resistente del generador cambia de valor, como se muestra en la

siguiente imagen. Por lo que, en última instancia el par resistente del generador es controlable.



Figura 52. Curva de régimen par-velocidad de un generador asíncrono [11]

De la anterior ecuación se puede deducir que:

𝑓𝑟 = 𝑠 · 𝑓𝑠 ( 40)

Cuando la velocidad angular del rotor es mayor que la velocidad síncrona, el deslizamiento es

negativo. En este caso el rotor entrega energía eléctrica, es lo que se conoce como modo de

generación supersíncrono.

En el caso contrario, cuando la velocidad del rotor es menor que la velocidad de sincronismo,

la velocidad angular de deslizamiento es positiva por lo que el rotor recibe energía eléctrica

de la red. Este hecho es conocido como modo de generación subsíncrono.

El convertidor también permite controlar la potencia activa y reactiva que se suministra a la

red a través del rotor o viceversa.

En cuanto a la potencia activa que es entregada a la red, si el deslizamiento es positivo (𝑠 >

0; régimen subsíncrono), el signo de la potencia activa del rotor es negativa, es decir, el rotor

consume potencia de la red. Pero a su vez el estátor aporta potencia a la red. Y en un balance

neto de potencias el aerogenerador en su conjunto aporta potencia a la red.

Mientras que si el deslizamiento es negativo (𝑠 < 0; régimen supersíncrono), el signo de la

potencia activa del rotor es positiva, es decir, tanto el rotor como el estátor aportan potencia

a la red. Y, obviamente, el balance neto de potencias es positivo y el aerogenerador aporta

potencia a la red.

Por tanto, si la potencia activa recogida del viento es:

𝑃𝑚 = 𝑀𝑚 · 𝜔𝑚 ( 41)

Siendo 𝜔𝑚 la velocidad de rotación del rotor; y siendo 𝑀𝑚 el par resultante después de la caja

multiplicadora (𝑀𝑚 = 𝜂𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 · 𝑀𝑤).

Entonces, despreciando las pérdidas del generador, se obtiene que en régimen estático:



𝑀𝑚 = 𝑀𝑔𝑒𝑛 ( 42)

𝑃𝑚 = 𝑃𝑠 + 𝑃𝑟 ( 43)

El par mecánico es igual al electromagnético en un régimen estático. La potencia activa

mecánica es igual a la potencia activa del estátor y del rotor. Como sabemos que la potencia

del estátor es:

𝑃𝑠 = 𝑀𝑔𝑒𝑛 · 𝜔𝑠 ( 44)

Podemos despejar la expresión de la potencia activa del rotor:

𝑃𝑟 = 𝑀𝑚 · 𝜔𝑚 − 𝑀𝑔𝑒𝑛 · 𝜔𝑠 ( 45)

Como en régimen estático el par mecánico y el par electromagnético coinciden según la

ecuación (42) se obtiene que:

𝑃𝑟 = −𝑠 · 𝑃𝑠 ( 46)

Como conclusión, el generador DFIG permite un control del aerogenerador en un amplio rango

de velocidades del rotor debido a sus características. Por lo que es una de las opciones más

atractivas actualmente para elegir como generador de una turbina eólica.



2.2.3.6. ESTRATEGIA DE CONTROL DEL AEROGENERADOR

Se va a explicar la estrategia de control del aerogenerador con pitch control y un DFIG. La

explicación se llevará a cabo utilizando una curva que representa par ejercido por el viento

frente a velocidad de rotación del rotor. En la siguiente figura se pueden observar diferentes

curvas:

• La curva con trazado continuo representa puntos de potencia constante.

• Las curvas de trazado discontinuo que son crecientes son curvas que representan el

mismo coeficiente de potencia. La curva del máximo coeficiente de potencia del

aerogenerador está resaltada respecto al resto con una curva de trazado continuo.

• El resto de curvas corresponden al par que es capaz de recoger la turbina eólica a

diferentes velocidades del viento para diferentes velocidades del rotor.

Figura 53. Curva par - velocidad de rotación del rotor de un aerogenerador [17]

Las curvas del par aportado por el viento se calcula a partir de la ecuación (14); conociendo

que 𝐴 = 𝜋 · 𝑅2; y sabiendo la definición matemática de tip speed ratio (13):

𝑀𝑤 =

12 · 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝜋 · 𝑅5 · 𝜔𝑤

2

𝜆3=

12 · 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝜋 · 𝑅3 · 𝑣2

𝜆

( 47)

Cualquiera de las dos expresiones anteriores sirve para calcular las curvas del viento. En el

cálculo de estas ecuaciones hay que tener en cuenta que 𝐶𝑝 = 𝐶𝑝(𝛽, 𝜆), como se muestra en

la ecuación (27). En el cálculo de estas curvas del viento se ha supuesto 𝛽 = 0 y 𝜆 toma

diferentes valores a lo largo de la curva de viento constante en función del eje de abscisas

(velocidad de rotación del roto).



La curva de coeficiente de potencia máxima es el lugar geométrico de los puntos donde las

curvas de potencia constante y de par del viento son tangentes, es decir, son los puntos donde

mayor potencia se puede aprovechar del viento.

La estrategia de control de un aerogenerador con pitch control es la siguiente:

Cuando el viento está por debajo de un cierto valor mínimo la turbina de deja libre, sin

acoplarse al generador. Cuando se supera este valor mínimo del viento y el rotor presenta

una cierta velocidad de giro entonces la turbina y el generador se acoplan, comenzando así a

generar electricidad que se descarga a la red.

La estrategia de control después de acoplar la turbina al generador es seguir la curva de

coeficiente de potencia máximo, para aprovechar el mayor porcentaje de la fuerza del viento.

Esta curva de 𝐶𝑝𝑚á𝑥 se obtiene con un tip speed ratio óptimo 𝜆ó𝑝𝑡. Para mantener a la turbina

en la velocidad de giro que suponga el 𝜆ó𝑝𝑡 se realiza un control del par electromagnético del

generador, de esa forma es posible regular la velocidad del rotor, según muestra la siguiente

fórmula:

𝐽 · �̇�𝑤 + 𝐷(𝜔) = 𝑀𝑚 − 𝑁 · 𝑀𝑔𝑒𝑛 ( 48)

Donde 𝐽 es el momento de inercia de la transmisión completa visto del lado del rotor; y 𝐷(𝜔)

es una función que representa las pérdidas por fricción.

Figura 54. Seguimiento de la curva 𝐶𝑝𝑚á𝑥 con control del par electromagnético [17].

Lo ideal para la generación de potencia sería seguir esta curva hasta el punto de potencia

nominal del aerogenerador (que se considerará que es la curva de potencia constante

representada en la gráfica). Pero, normalmente, al crecer la velocidad de rotación del rotor

también crecen los niveles de ruido producido y aparecen modos de vibración en algunos



componentes del aerogenerador. Por ese motivo se suele limitar la velocidad de rotación del

rotor a un cierto valor. Cuando se llega a este valor de velocidad se cambia de estrategia de

control: ya no se intenta seguir la curva de 𝜆ó𝑝𝑡; ahora se busca mantener 𝜔𝑤 constante. La

forma de mantener constante la velocidad de rotación es la misma que en la etapa anterior,

controlando el par.

De ese modo, mientras la velocidad del viento sigue aumentando el rotor se mantiene a la

misma velocidad, pero aumenta el par obtenido del viento, por lo que también aumenta la

potencia que aporta la turbina eólica.

Figura 55. Control de la velocidad de rotación del rotor hasta alcanzar la potencia nominal del aerogenerador

[17].

Y se sigue esta estrategia de control hasta que se alcanza la potencia nominal del

aerogenerador cuando el viento ha llegado a un cierto valor de velocidad.

Específicamente, en este trabajo, no se va a utilizar un control limitante de la velocidad de

rotación del rotor (como el que se muestra en la figura anterior). El tamaño del rotor en nuestro

caso será de los de mayor tamaño actualmente, con alrededor de 60 m de radio. Con estos

tamaños el momento de inercia es enorme, lo que provoca que el aerogenerador se acelere

más lentamente. Además, según la ecuación (14), el par que puede capturar el rotor es mucho

mayor cuanto mayor sea el área de barrido de la turbina eólica.

Con estos valores tan elevados de par extraído del viento, para conseguir la misma potencia,

no es necesario que el rotor alcance velocidades altas de rotación. Como consecuencia nunca

sobrepasaría la velocidad crítica de ruidos (alrededor de 20 rpm).

Por lo tanto, casi la totalidad de aerogeneradores grandes no utilizan este tipo de control para

limitar la velocidad de rotación del rotor, evitando así ruidos y vibraciones. Este control es más

común en aerogeneradores pequeños.



A partir de este punto, mientras la velocidad del viento sigue aumentando, se intenta mantener

al aerogenerador en la velocidad de rotación límite y en el par que hace que la potencia

extraída sea la nominal. Esto se consigue realizando a partir de este punto un control de

ángulo de ataque de las palas (pitch control). A medida que aumenta la velocidad del viento

se aumenta el ángulo de ataque de las palas, de esa forma se pierde eficiencia bajando el

coeficiente de potencia del rotor. Con esto se consigue reducir el par que se extrae del viento,

pudiéndose mantener el aerogenerador en el punto de potencia nominal.

Figura 56. Punto que representa la zona de acción del pitch control [17].

Si se pudiera representar estas curvas en 3D (en el que el tercer eje es el ángulo de ataque)

se podría observar cómo, al aumentar la velocidad del viento, el punto de funcionamiento del

aerogenerador se desplaza perpendicular al plano de la figura 55. Es decir, a medida que

aumenta la velocidad del viento se va aumentado el ángulo de ataque de las palas mientras

se mantiene constante el par y la velocidad del rotor.

Cuando la velocidad del viento alcanza valores muy altos es peligro dejar el aerogenerador

en funcionamiento, por ello es preciso realizar la parada del rotor. Este proceso se lleva a

cabo de la siguiente forma:

• Se empieza a aplicar el freno electromagnético al eje de transmisión

• Se aumenta el ángulo de ataque de las palas hasta los 90º. De esa forma el rotor es

incapaz de recoger par del viento, por lo que ya no hay ninguna fuerza que lo acelere.

• Se desacopla el generador de la turbina eólica mediante el embrague.

• Se va frenando la turbina con el freno electromagnético hasta que se reduce lo

suficiente como para empezar a aplicar el freno mecánico.

Esta es la estrategia global de control del aerogenerador con pitch control y generador

asíncrono de doble alimentación (DFIG).





3. MODELADO DEL AEROGENERADOR

El modelado del aerogenerador y el control se realizará con las herramientas informáticas de

Matlab y Simulink. Matlab se utilizará como base para declaración de variables y constantes,

aligerando de ese modo el trabajo. Mientras que el modelo se realizará, junto con las

simulaciones, en Simulink. El archivo Principal.m de Matlab, donde se recogen el valor de

las constantes de simulación se encuentra adjunto en el Anexo I.

En primer lugar se va a ver el esquema global del modelo en Simulink. La siguiente figura

muestra que se ha dividido el modelo en cuatro bloques:

• Viento: donde se genera la señal del viento.

• Turbina: representa el rotor del aerogenerador.

• Generador: bloque que simula el DFIG.

• Control: es el bloque donde se encuentra la estrategia de control del aerogenerador

Figura 57. Esquema global del modelado en Simulink.

En este esquema global se ha colocado un scope que compara: la potencia que debería

aportar el generador siguiendo la estrategia de control; con la potencia que realmente

aporta.

Modelado del ae rogenerador


3.1. MODELADO DEL BLOQUE DE VIENTO

El bloque de viento simplemente es un conjunto de fuentes que aportan una determinada

señal para simular diferentes condiciones de viento. El tipo de fuentes utilizadas y la señal

de viento generada se especificarán en cada caso dentro del apartado de simulaciones y

resultados.

Un ejemplo de tipos de fuentes que se van a utilizar para generar la señal de viento son las

siguientes:

Figura 58. Ejemplo de fuentes de señal utilizadas en Simulink

Un ejemplo del esquema del bloque del viento sería el siguiente:

Figura 59. Ejemplo de bloque de generación de viento.

Como se puede apreciar son muchas las posibilidades para generar diferentes tipos de

señales de viento. Y al final el bloque sólo cuenta con un output: la velocidad del viento



3.2. MODELADO DEL BLOQUE DE LA TURBINA

El bloque de simulación de la turbina es bastante simple comparado con los otros dos bloques.

El bloque de la turbina cuenta con tres inputs y un output. El output o señal de salida es el par

que recoge el rotor del viento 𝑇𝑟. El valor de este par está determinado por la ecuación (14).

En esta ecuación se puede observar que el valor del par está determinado por las siguientes

variables y constantes:

• Densidad del aire 𝜌.

• Radio del área de barrido (o longitud de las palas) 𝑅.

• Velocidad del viento 𝑣𝑤.

• Velocidad angular del rotor 𝜔.

• Coeficiente de potencia 𝐶𝑝(𝜆, 𝛽).

Los últimos tres puntos corresponden a las variables de funcionamiento de la turbina. Tanto

𝐶𝑝 como 𝜆 se calculan dentro del bloque, el resto de variables deben ser introducidas

externamente en el bloque. Estas variables son 𝑣𝑤, 𝜔 y 𝛽. Y son, por tanto, los inputs o señales

de entrada del sistema.

Figura 60. Bloque de simulación de la Turbina.

Como se puede observar, del bloque Product sale el valor del par según la ecuación (14). La

constante K ha sido definida en el archivo Principal.m de Matlab como: 𝐾 = 0.5 ∗ 𝑅2 ∗ 𝜋 ∗ 𝜌.

Antes de la salida de la señal 𝑇𝑟 se tienen en cuenta las pérdidas en la caja multiplicadora,

por lo que se multiplica el par por el rendimiento de la misma (rend_gearbox).

El bloque del CalculoCp se encuentra limitado a la salida por el bloque de Saturation, que

limita el valor máximo teórico que puede alcanzar (límite de Betz) y el valor mínimo (cero).



Las entradas de este bloque son 𝜆 y 𝛽. El valor de 𝜆 se saca del bloque Divide que utiliza la

ecuación (13) para su cálculo.

Entrando dentro del bloque de CalculoCp se puede observar que se calcula el valor del

coeficiente de potencia con la ecuación (27).

Figura 61. Bloque de Turbina/CalculoCp.

Los valores de los coeficientes 𝑐 están recogidos en el Principal.m y toman los valores

propios de las turbinas de velocidad variable que están recogidos en la figura 41. Dentro del

bloque de CalculoCp se encuentra otro bloque que calcula el 𝜆𝑖 mediante la ecuación (28).

Figura 62. Bloque de Turbina/CalculoCp/landai.



3.3. MODELADO DEL BLOQUE DEL GENERADOR DFIG

El bloque de potencia del generador tiene dos señales de entradas: el par extraído del viento

por el rotor; y el par que debería recoger el rotor para seguir la estrategia de control. Esta

última entrada viene calculada desde la unidad de control.

Las salidas del bloque del generador son la velocidad de rotación del rotor, ya que el

generador DFIG es capaz de controlarlo gracias a su electrónica; y la potencia generada que

es transmitida a la red. A continuación se muestra el modelo de Simulink del bloque del

generador.

Figura 63. Esquema del bloque del Generador.

A continuación se va a dividir la anterior figura en dos para poder apreciar cada elemento de

una forma más nítida.

Figura 64. Esquema parcial del bloque Generador (1/2).



Figura 65. Esquema parcial del bloque Generador (2/2).

Empezando por la figura 63 se puede observar que el par captado por la turbina 𝑇𝑟 se resta

al par de referencia 𝑇𝑟(𝑟𝑒𝑓). Y ello resultado en el cálculo de un par inducido en el rotor

𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙. Este par inducido alimenta al rotor y es, al fin y al cabo, el control de par que

nos permite controlar la velocidad de giro del rotor. El sentido de realizar esta resta de ambos

pares se va a explicar indicando cómo se comporta el rotor en los dos tramos de control del

aerogenerador:

• Primer tramo de control (por debajo de la velocidad nominal del viento): en este tramo

el objetivo es seguir la curva de máximo coeficiente de potencia. El par de referencia

𝑇𝑟(𝑟𝑒𝑓) ha sido calculado con una variación de la ecuación (14):

𝑇𝑟(𝑟𝑒𝑓) =1

2· 𝑅3 ∗ 𝜋 · 𝜌 ·

𝑣𝑤2

𝜆𝑜𝑝𝑡· 𝐶𝑝𝑚á𝑥

( 49)

Que se obtiene utilizando la ecuación (13), que relaciona el tip speed ratio con la

velocidad del viento y con la velocidad angular del rotor.

La expresión que calcula el par extraído por el rotor es la expresión de la ecuación

(14), como ya se vio en el anterior apartado de este capítulo. Si se observa la ecuación

se comprobara que:

i. Si disminuye 𝜔𝑟 por debajo del valor de rotación que supone un valor óptimo

de landa (𝜆𝑜𝑝𝑡) aumenta el valor del par extraído del viento. En ese momento

se produce una diferencia entre 𝑇𝑟(𝑟𝑒𝑓) y 𝑇𝑟, siendo este último más alto. Esto

provoca que 𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙.sea positivo, por lo que se inducirá un par con ese

valor en el rotor del generador con objeto de aumentar la velocidad de rotación

del rotor 𝜔𝑟. De este modo la turbina vuelve al rango de funcionamiento donde

𝜆 es óptimo y, por tanto, el coeficiente de potencia es el máximo 𝐶𝑝𝑚á𝑥.



ii. Si aumenta 𝜔𝑟 por encima del valor de rotación que supone un valor óptimo de

landa (𝜆𝑜𝑝𝑡) disminuye el valor del par extraído del viento. En este caso

provocaría que 𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙.sea negativo, induciendo por tanto un par en el

rotor del generador que tiende a frenar el mismo, provocando así que el 𝜔𝑟

disminuya. De este modo se vuelve a valores óptimos del tip speed ratio

alcanzando el máximo coeficiente de potencia.

• Segundo tramo de control (por encima de la velocidad nominal del viento): en este

tramo el objetivo es mantener la velocidad de rotación del rotor en la nominal. La

explicación hecha en los puntos “i” y “ii” en el primer tramo de control también sirve

para comprender el porqué de la elección de los signos para el control de este tramo.

Tanto si se aumenta como si se disminuye 𝜔𝑟 el comportamiento es el mismo que en

el anterior tramos explicado.

Ahora bien, debido a la inercia eléctrica del generador, al tiempo de respuesta del control del

generador y a las limitaciones de electrónica, no es posible inducir el par requerido

instantáneamente. Por eso se introduce el bloque de Control par, que es una forma de modelar

esos retrasos e inercias.

Figura 66. Esquema del bloque Generador/Control par.

Para controlar el retardo simulado de la electrónica y la inercia 𝑡 del conjunto del generador

se utiliza un control PID. El tiempo 𝑡 se conoce como tiempo de establecimiento y es el tiempo

en segundos que tarda el sistema en alcanzar el 63% del valor final.

La salida de este bloque será por tanto el 𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑎𝑙, que es al final el par que se induce

en el generador. El cual determinará cómo varía la velocidad de rotación de la turbina.

Más adelante este par pasa a través de la Transfer Fcn1. Este bloque representa la ecuación

(48), donde 𝐷(𝜔) se ha supuesto una función lineal de la forma: 𝐷(𝜔) = 𝐷 · 𝜔. Es decir, la

fricción con los cojinetes produce un par que tiende a frenar el giro del rotor y este par es una

función lineal proporcional a la velocidad de giro del rotor.

Este par inducido en el rotor se ha utilizado para controlar la velocidad de giro de la turbina,

por lo que ha sido consumido por el sistema. Por esa razón se resta al par extraído del viento

𝑇𝑟 el par utilizado en el control del rotor 𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙. El par resultante es el par destinado a

la generación eléctrica del aerogenerador 𝑇𝑒 𝑛𝑒𝑡𝑜.

Continuando con la figura 64, a la salida de la Transfer Fcn1 obtenemos el valor de �̇�. Con

este valor de aceleración angular somos capaces de calcular la velocidad de rotación del rotor

a través de un integrador (representado como 1

𝑠). Pero este integrador debe tener un valor

inicial de velocidad de rotación de giro de la turbina, el cual es representado por el bloque de

𝜔𝑟0. Su valor numérico se encuentra definido en el archivo Principal.m.



Después se añade un bloque de saturación para evitar que la velocidad de rotación pase a

valores negativos, lo cual no tendría sentido en la simulación. El valor de la velocidad de

rotación de la turbina es enviado al bloque de Turbina para actualizar los valores del par

extraído del viento.

En paralelo de multiplica ese valor de 𝜔𝑟 por el par de generación eléctrica neto 𝑇𝑒 𝑛𝑒𝑡𝑜,

calculando así la potencia producida por el generador DFIG. Sin embargo al transformar la

electricidad a los valores nominales de la red de distribución eléctrica se pierde algo de

potencia en el proceso. Por tanto, a su paso por los transformadores, estas pérdidas de

potencia se tienen en cuenta a través de un rendimiento (rend_trans), cuyo valor está definido

en el archivo.m de Matlab.

En paralelo a ambos outputs se encuentra una línea de bloques que sirve para diferenciar

entre la potencia generada por el estátor y la generada por el rotor, calculadas a partir de las

ecuaciones (44) y (45), respectivamente.



3.4. MODELADO DEL BLOQUE DE CONTROL

En este bloque de se trata de calcular los parámetros de funcionamiento que consiguen: que

el aerogenerador extraiga la máxima potencia posible durante el primer tramo; y que

mantienen al aerogenerador en la potencia nominal en el segundo tramo.

La siguiente figura muestra la relación entre potencia y velocidad del viento. En ella se

distinguen con claridad los dos tramos de control que se pretenden llevar a cabo en este

proyecto.

Figura 67. Diferenciación de los dos tramos de control del aerogenerador.

Como se puede observar, en el momento que la velocidad alcanza una cierta velocidad

(denominada nominal) el aerogenerador llega a su potencia nominal, donde debe operar para

velocidades de viento mayores a la nominal.

A continuación se mostrará el bloque principal de control. En este bloque se puede apreciar

que la única entrada es a velocidad del viento, y las salidas de este bloque son: la potencia

de referencia, el par de referencia del rotor y el ángulo actual de las palas (que no el de

referencia). El ángulo de ataque de referencia de las palas se calcula en un subsistema del

bloque de control.

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

4000000

4500000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Po

ten

cia

(W)

Velocidad del viento (m/s)

Pot ref - Viento

𝑉𝑤𝑛𝑜𝑚 𝑉𝑤𝑙í𝑚

Tramo 2 Tramo 1 𝑃𝑜𝑡𝑛𝑜𝑚



Figura 68. Bloque de Simulink de Control



Empezando por arriba se observa el uso de un bloque de Data Store. Este bloque sirve para

grabar el valor cero cuando la velocidad del viento supera la velocidad límite de

funcionamiento del aerogenerador y es necesario comenzar la desconexión y parada del

mismo. Cuando se está por debajo de 𝑉𝑤𝑙í𝑚 el Switch5 escribe el valor de 0 en la variable

STOP; mientras que si el viento está por encima del límite 𝑉𝑤𝑙í𝑚 entonces la variable STOP

adquiere el valor 1. Esta variable se utiliza para gobernar diferentes Switchs posteriores y

controlar de ese modo el frenado del rotor.

Después se puede apreciar que el bloque de Control posee otros 2 subsistemas:

• Estrategia de control I: sirve para controlar el tramo 1 del aerogenerador. Como en

este tramo se busca seguir el valor de 𝜆ó𝑝𝑡 para mantenerse en el 𝐶𝑝𝑚á𝑥 las entradas

de este subsistema son esos propios valores, además de la velocidad del viento. La

salida es al final el valor del par que aseguraría al aerogenerador mantenerse en esos

valores de potencia máxima extraída.

• Estrategia de control II: este subsistema se encarga de controlar el tramo donde el

aerogenerador opera en potencia nominal. La única entrada de este subsistema es la

velocidad del viento. Las salidas son: el par nominal y la velocidad angular de giro del

rotor nominal (ambos valores constantes); y el ángulo de ataque de las palas que

asegura que el aerogenerador se mantiene en la potencia nominal.

El Switch1 determina qué valor ideal debería tener la velocidad de giro del rotor según el tramo

de control donde nos encontremos. La condición de cambio es la velocidad nominal del viento,

si nos encontramos en valores inferiores a la misma se recoge el valor de 𝜔𝑟 procedente del

calculado a través del valor de 𝑉𝑤 y de 𝜆ó𝑝𝑡; si no el valor procedente de Estrategia Control II.

El Switch también tiene la condición de cambio en la velocidad nominal del viento. Y

selecciona el valor del par de referencia según nos encontremos en el tramo 1 o en el 2.

Los siguientes Switchs (3,4,6) sirven para cambiar las variables de control cuando el

aerogenerador se encuentra por encima de 𝑉𝑤𝑙í𝑚 y es necesario realizar la parada de la turbina

eólica. El Switch3 sirve para indicar el par de frenado que se aplica al rotor durante el proceso

de parada. El Switch6 establece el giro de referencia del rotor a cero cuando se encuentra en

el estado de parada, pues se busca detener el rotor. El Switch4 establece la potencia de

referencia a cero, pues en este tramo se desconecta el generador de la red.

Ahora se procede a explicar el bloque de Estrategia de Control I en detalle.



Figura 69. Esquema del bloque Control/Estrategia de Control I.

El bloque de constante representa la siguiente expresión: 𝐾𝑟𝑒𝑓 = 0.5 ∗ 𝑅2 ∗ 𝜋 ∗ 𝜌. Este bloque

representa el cálculo del par de referencia usando la ecuación (49).

El siguiente bloque de control es Estrategia de Control II, que es más complejo que este

bloque anterior. El esquema del mismo se representa en la siguiente figura:



Figura 70. Esquema del bloque de Control/Estrategia de Control II.



Empezando por los bloques de la parte superior se ha utilizado otra variable STOP2 mediante

un Data Store para determinar cuándo se encuentra el aerogenerador en el estado de parada.

Funciona de la misma forma que el utilizado en el bloque Control. En este subsistema

simplemente se utiliza para cambiar la orientación de las palas a 90º durante el estado de

parada, de esta forma el par recogido por la turbina es nulo.

El Switch1, Switch2 y Switch3 tienen la condición de cambio en la velocidad de viento nominal.

Se ha hecho así porque en este bloque también se controla el ángulo de ataque de las palas

durante el tramo 1 (que debe ser de 0º). Por lo tanto es necesario diferenciar entre ambos

tramos mediantes estos Switchs. Mientras que Switch tiene la condición de cambio en la

variable STOP2, es decir, en la velocidad límite del viento. Y se encarga de establecer el

ángulo de ataque de las palas a 90º en la parada.

El bloque de Divide1 utiliza las siguientes variables para sacar el valor ideal que debe tener

𝐶𝑝 para mantener al aerogenerador funcionando a la potencia nominal:

• 𝜆

• 𝑉𝑤

• 𝑇𝑛𝑜𝑚

• 𝐾𝑟𝑒𝑓

Con estos valores se calcula el 𝐶𝑝𝑟𝑒𝑓 el cual se lleva a un control realimentado que sirve para

calcular el 𝛽𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 que deben tener las palas para extraer la potencia nominal del

aerogenerador. Esta señal se pasa a través de una función de transferencia que simula los

retardos y tiempos de establecimiento del Pitch Control (motores, electrónica de control, etc).

Y al final, la variable de salida es el 𝛽 de las palas en un cierto instante.



Simulación y resultados


4. SIMULACIONES Y RESULTADOS

En este apartado se van a mostrar las diferentes respuestas de los sistemas de control frente

a diversos escenarios. Se van a escoger escenarios que conlleven un desafío para los

controladores programados. Los diferentes escenarios que se plantean son los siguientes:

• Simulación con viento creciente hasta parada del aerogenerador (para mostrar el

comportamiento de todas las variables manipuladas durante los tramos de

funcionamiento del aerogenerador).

• Variando 𝑣𝑤 en los límites dentro del primer tramo de control.

• Variando 𝑣𝑤 dentro de los límites del segundo tramo de control.

• Variando 𝑣𝑤 alrededor del valor nominal del viento, de manera que se alternan ambos

tramos de la estrategia de control.

El generador y el pitch control se han modelado utilizando una función de transferencia de

primer orden en el dominio de Laplace. Este tipo de aproximación es simple, y es adecuada

para conocer y representar el comportamiento de cualquier sistema. La forma de la función

de transferencia es:

𝑌(𝑠)

𝑋(𝑠)=

𝐾

1 + 𝑡𝑝 · 𝑠· 𝑒−𝑇·𝑠

( 50)

Donde:

• 𝑌(𝑠) es la variable de salida.

• 𝑋(𝑠) es la variable de entrada.

• 𝐾 es la ganancia.

• 𝑡𝑝 es el tiempo de establecimiento del 63%.

• 𝑇 es el tiempo de retardo.

La ecuación (50) se puede representar en Simulink mediante los siguientes bloques:

Figura 71. Ejemplo de sistema modelado como función de transferencia de primer orden.

El retraso 𝑇 se implementa mediante la función Transport Delay de Simulink; mientras que el

resto de parámetros para definir la función de transferencia se encuentran en el bloque

Transfer Fcn.



A continuación se va mostrar en una gráfica como respondería una señal que pasa a través

de una función de transferencia de primer orden como la que se muestra en la figura 71. En

este caso se ha aplicado una entrada de escalón de 1 ante una función de transferencia de

ganancia 1, retardo 5s y tiempo de establecimiento del 63% de 7s.

Figura 72. Respuesta ante un escalón de una función de transferencia de primer orden.

Los dos sistemas que se van a modelar de esta forma, como se pudo apreciar en el apartado

de Modelado, son el sistema de control del par del generador y el pitch control. Se van a definir

sus funciones de transferencia con los siguientes valores:

• Generador: 𝐾 = 1; 𝑇 = 30; 𝑡𝑝 = 150.

• Pitch Control: 𝐾 = 1; 𝑇 = 20; 𝑡𝑝 = 15.

Existen diferentes tablas que nos ayudan a elegir correctamente los parámetros de los

controladores PID según la función de transferencia que controlan. Pero antes de enseñar las

tablas se va a mostrar cómo es la estructura de un PID y qué parámetros se definen en el

mismo.

Un PID está formado de una parte proporcional (P), parte derivativa (D) y parte integral (I).

Los parámetros que se controlan son: 𝐾𝑐 para la parte proporcional; 𝑇𝑑 para la parte derivativa

y 𝑇𝑖 para la parte integral. Hay dos posibles configuraciones para definir un PID: esquema

ideal o esquema en paralelo. Si se utiliza un esquema ideal se tiene el siguiente esquema de

PID:



Figura 73. Esquema ideal de un PID

Esta distribución cumple la ecuación:

𝑃(1 +1

𝑇𝑖 · 𝑠+ 𝑇𝑑 ∗

𝑁

1 + 𝑁 ·1𝑠

) ( 6)

Siendo 𝑁 un parámetro que permite que el PID tenga causalidad y sea realizable físicamente.

Por defecto tiene un valor de 100.

Pasando ahora a las tablas que nos ayudan a establecer los parámetros del PID es necesario

apuntar que hay dos vías. La de Ziegler-Nichols (Z-N) y la de AMIGO. Cada una de ellas tiene

unas reglas para saber en qué situación es óptimo utilizar cada una de las dos vías.

Figura 74. Tabla de Ziegler-Nichols.

La tabla de arriba muestra los valores que deben tomar los factores del PID según Ziegler-

Nichols. Estos valores son correctos aplicarlos cuando 0,1 < 𝑟 < 0,9 siendo 𝑟 =𝑇

𝑡𝑝.



La que se muestra a continuación corresponde a AMIGO, y es adecuado utilizarlo cuando

0,25 < 𝑟 < 2. Además, solo se asegura una buena respuesta derivativa cuando 𝑟 > 1.

Figura 75. Tabla de AMIGO.

Según los valores que se han dado a las funciones de transferencia se puede calcular las

variables de los controladores en cada caso. Estos valores se recogen a continuación:

Figura 76. Valores PID del Pitch Control.

Figura 77. Valores del PID del control del par del generador.

Es necesario apuntar que la 𝑟 del Pitch Control es 1,333 por lo que un PID mediante amigo

sería lo ideal; mientras que para el control del par del generador la 𝑟 es de 0,2 en cuyo caso

lo ideal es el uso de un PI o PID calculado mediante Z-N.

Z-N Kc Ti Td AMIGO Kc Ti Td

P 0,75 -

PI 0,675 66,6 PI 0,228827 15,83019

PID 0,9 40 10 PID 0,5375 18,60465 7,142857

Z-N Kc Ti Td AMIGO Kc Ti Td

P 5 -

PI 4,5 99,9 PI 1,205556 116,4783

PID 6 60 15 PID 2,45 88 14,15094



4.1. SIMULACIÓN CON VIENTO CRECIENTE HASTA

PARADA DE AEROGENERADOR

En este apartado solo se pretende mostrar cómo se comporta el aerogenerador en

funcionamiento normal. Se pretende hacer ver cómo varían las diferentes variables del mismo

en los diferentes tramos de control. En este apartado no se pretende comparar los diferentes

controladores, ya que un viento creciente constante es una situación realmente atípica. Aun

así hay que añadir unos valores a los PID, y se ha optado por un PI calculado mediante Z-N

para el control del par del generador y un PID calculado mediante AMIGO para el control del

ángulo de ataque de las palas. Se obtienen los siguientes resultados:

En esta figura se puede apreciar las dos zonas diferentes de control en el aerogenerador. A

continuación se muestran el coeficiente de potencia, el tip-speed ratio y el ángulo de ataque

de las palas.



Como se puede observar hay un primer tramo donde se mantiene 𝜆 en su valor óptimo para

obtener el coeficiente de potencia máximo. A partir de un cierto punto se entra en el segundo

tramo de control y se empieza a variar el ángulo de ataque de las palas para seguir extrayendo

la potencia nominal. Por último se supera la velocidad del viento límite y se produce la parada

de emergencia de la turbina eólica. En la parada en ángulo de ataque de las palas se pone a

90º y se induce un par de frenado en el rotor (descenso acusado de 𝜆). A continuación se va

a mostrar la gráfica de la velocidad angular del rotor.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0 200000 400000 600000 800000 1000000

Cp

0

20

40

60

80

100

0 200000 400000 600000 800000 1000000

Beta

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 200000 400000 600000 800000 1000000

Landa



Aquí también se puede apreciar los dos tramos de control: el primero, donde la velocidad

angular sigue con una relación proporcional a la velocidad del viento para mantener el 𝜆ó𝑝𝑡; y

el segundo, donde la velocidad angular de rotación se mantiene en la nominal para extraer la

potencia nominal del viento.

En la gráfica anterior se puede observar la aportación de potencia del generador DFIG por

separado, es decir, la aportación que hace el estátor y la aportación que hace el rotor. La

potencia entregada por el rotor es siempre negativa, y según el criterio de signos explicado

en el apartado de Teoría de los aerogeneradores eso significa que el rotor está consumiendo

potencia. Es decir, nos encontramos a lo largo de todo el rango de operación por debajo del

régimen de sincronismo. Eso suele ser común en aerogeneradores de grandes dimensiones

(como el nuestro), donde la gran cantidad de par recogido y las grandes inercias de la turbina

suponen que el rotor no alcance altas velocidades de rotación.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

0 200000 400000 600000 800000 1000000

Wr

-1000000

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

0 200000 400000 600000 800000 1000000

Potencia suministrada

Potencia estátor Potencia rotor



4.2. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL

PRIMER TRAMO DE CONTROL

En esta simulación se estudiará el comportamiento del controlador del par del generador, el

cual deber ser capaz de seguir el valor de 𝜆ó𝑝𝑡. Se comprobarán los diferentes valores

calculados para el controlador para determinar el idóneo. Simplemente se mostrarán las

señales de viento, par inducido en el rotor y velocidad angular; ya que el resto de señales son

irrelevantes en este escenario. Las gráficas de 𝜆 no se muestran debido a que no es posible

apreciar diferencias entre los controladores ya que tienen una variación parecida a la del

viento.

Durante las simulaciones se ha comprobado que los controladores PID se comportan peor

que los PI. Los PID tienen un comportamiento muy brusco que no sigue una continuidad. Este

hecho corrobora que los valores de 𝑟 de la función de transferencia del control del par no son

los idóneos para un uso de PID, por lo que se procede a eliminar a los mismos de los

resultados.

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Velocidad angular del rotor

PI (Z-N) PI (AMIGO)



Como se puede apreciar en la gráfica del par inducido con el control AMIGO es el más

adecuado porque realiza un control menos brusco que el PI calculado por Z-N. Incluso se

puede apreciar que en la velocidad angular de giro del rotor tampoco se producen pequeñas

variaciones con el PI AMIGO.



4.3. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL

SEGUNDO TRAMO DE CONTROL

En este escenario se verá el comportamiento del aerogenerador cuando trabaja en el tramo

de potencia nominal. En este tramo el aerogenerador debe de ser capaz de mantener a

velocidad angular de giro nominal y el par que capture del viento también deber ser el más

cercano al nominal. En este escenario se mostrarán las gráficas de 𝛽, 𝐶𝑝, potencia extraída y

velocidad del viento. La potencia nominal del aerogenerador es de 4 MW.

Análogamente a como ocurría en el anterior escenario el uso de PI en el pitch control no es el

correcto, dando resultados poco óptimos para la generación de energía, por lo que solo se

mostrarán los resultados calculados con PIDs.



Como se puede observar en las gráficas de potencia ambos controladores no son capaces de

mantenerse en la potencia nominal, ambos la superan. Por tanto se deduce que un controlador

PID no es suficiente para llevar a cabo el control del ángulo de ataque de las palas de los

aerogeneradores. Es necesario utilizar otro dispositivo de control que mantenga al

aerogenerador cerca de la potencia nominal.

Aun así se puede comprobar que el controlador PID calculado por AMIGO es que mejor

comportamiento tiene porque es el que menos 𝐶𝑝 consigue, por lo que es el que más se acerca

a la potencia nominal.



4.4. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO ALREDEDOR

DE SU VALOR NOMINAL

En este apartado se simulará la situación más crítica del conjunto del aerogenerador: cuando

se encuentra operando alrededor de la velocidad nominal del viento. Este escenario es el más

crítico porque supone el uso de ambos sistemas de control en sus límites de funcionamiento.

Para esta simulación se usarán los controladores:

• Control de par de generador: PI calculado con AMIGO.

• Pitch Control: PID calculado con AMIGO

En este escenario se va a representar las siguientes variables: 𝛽, 𝜆, 𝐶𝑝, velocidad del viento,

velocidad angular del rotor, potencia de referencia y potencia extraída.





Como puede observarse la inercia de la turbina eólica provoca que, aunque se esté en el

rango de funcionamiento a potencia nominal, no se alcanza dicho estado hasta unos 1500

segundos después (casi media hora). Y como puede verse en la gráfica de la velocidad

angular requiere ese tiempo para pasar de 1.1 rad/s a unos 1.6 rad/s. A esta velocidad de giro

el aerogenerador se encuentra en régimen supersíncrono, pero gracias a la versatilidad del

generador DFIG, es posible generar electricidad en cualquier rango de velocidades de giro.

El ángulo de ataque de las palas no ha aumentado tanto como debería porque se buscaba un

valor de par nominal. Como 𝜆 ha alcanzado valores muy altos, según la ecuación (27), ese

mismo hecho hace que el coeficiente de potencia disminuya. Por lo que no es necesario que

el ángulo de ataque de las palas varíe tanto como debería.





5. CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS

Como se ha podido ver en los escenarios planteados en el anterior capítulo un controlador

PID no es suficiente para controlar el ángulo de ataque de las palas. Es necesario un

controlador que evite los problemas que aparecen con el PID:

• Picos de potencia.

• Falta de continuidad en la entrega de energía.

Estos problemas acarrean graves daños a las redes de suministro eléctrico. Como la

producción debe adecuarse a la demanda lo máximo posible estos picos de potencia son un

problema muy grave. Por esa razón la energía eólica está en entredicho actualmente. No

todos los aerogeneradores son capaces de controlar a la perfección la potencia que entregan.

Esto se acrecienta, además, por el hecho de que los aerogeneradores no son productores

aislados, sino que se encuentran en funcionamiento con otros tantos aerogeneradores (los

que forman parte de su parque eólico). Como el viento que se recoge en un parque eólico es

prácticamente el mismo en toda su extensión entonces es plausible suponer que todos los

aerogeneradores se comportan exactamente igual. Entonces si hay un pico de potencia en un

aerogenerador, al final, si se multiplican por todos los aerogeneradores del parque eólico, el

pico de potencia se incrementa a valores muy altos.

Estos picos de potencia se deben compensar parando otros procesos de producción eléctrica

para seguir manteniendo la producción pareja a la demanda. Pero muchas veces realizar

estas paradas no es posible, debido a la naturaleza de otros procesos:

• Ciclo Rankine para la generación eléctrica: se tarda minutos en arrancar la turbina de

vapor después de pararla, por lo que no cuenta con la suficiente flexibilidad.

• Centrales nucleares: mantienen una producción constante y su parada supone una

pérdida de eficiencia en la red importante. Además son las que mayor factor de carga

tienen.

• Ciclo Brayton para la generación eléctrica: parecido al caso del ciclo Rankine. Las

turbinas de gas presentan algo más de flexibilidad que las turbinas de vapor, pero un

constante proceso de arranque y parada podrían deteriorar los elementos del sistema

de generación.

• Etc.

Por eso es necesario un control preciso y de calidad para la generación eléctrica eólica. Una

posible solución para mejorar el control del Pitch Control sería la implementación de un control

predictivo o MPC (Model Predictive Control). Este tipo de control es común en procesos

químicos como plantas de refinería.

Este control permite buscar el óptimo del proceso para intervalos de tiempos inmediatos

teniendo en cuenta los tiempos futuros. Es decir, este controlador tiene la capacidad de

manejar acontecimientos futuros y saber responder en consecuencia. El esquema de un

controlador MPC es el mostrado a continuación:

Conclusiones y líneas futuras


Figura 78. Esquema de un MPC.

El MPC realiza una optimización iterativa y de horizonte finito de un modelo de planta, es

decir, en cada instante de tiempo recalcula las salidas para determinar cuál será el estado

óptimo del instante inmediato a partir de las entradas y salidas anteriores.

La metodología de los MPC consiste en el cálculo de unas señales de salida futuras del

proceso a lo largo de un determinado horizonte 𝑁, que se llama horizonte de predicción. Este

horizonte es computado cada instante t de tiempo. Así se obtiene unas predicciones de

señales de salida desde 𝑡 + 1 hasta 𝑡 + 𝑁 con los datos de las señales conocidas hasta el

instante 𝑡 y con las señales de control que son calculadas desde el instante 𝑡 hasta 𝑡 + 𝑁 − 1.

Las señales de control se calculan minimizando la llamada función objetivo, que en muchos

casos se trata de una función de error entre el estado del proceso y el valor de referencia que

debe seguir. A menudo se suele añadir a esta función el costo computacional de los cálculos

de las señales de control. De ese modo se llega a un consenso entre tiempo de cálculo y error

mínimo del proceso.

De todas las señales de control evaluadas para el horizonte de predicción solo entra al sistema

la señal en el instante 𝑡 y el resto de señales de control no se consideran ya que serán

recalculadas en el siguiente instante de tiempo (𝑡 + 1) con los nuevos datos del proceso.

Nótese que estas señales de control no son desechadas, pues puede darse el caso de que

se controle un sistema en el que no se introducen perturbaciones y por tanto estas señales

de control calculadas a lo largo del horizonte de predicción serán utilizadas en los instantes

futuros.

Además, las señales de control no necesariamente se calculan desde el instante t hasta el

instante 𝑡 + 𝑁 − 1 como se ha explicado anteriormente. Es posible utilizar un horizonte de

predicción dado y calcular las señales de control sólo hasta la primera cuarta parte del mismo,

de ese modo es posible evitar trabajo de cálculo computacional extra. Es el denominado

horizonte de control.



Por tanto, en cuanto a líneas futuras de desarrollo del actual proyecto, se encuentran algunas

posibilidades de mejora:

• Implementación del MPC en el sistema del Pitch Control para evitar picos de potencia

generada por el aerogenerador.

• Desarrollo del modelo de frenos del aerogenerador (freno electromagnético y freno

mecánico).

• Mayor detalle en el modelado del generador DFIG.

Está claro que muchas de las mejoras planteadas requieren una ampliación de los

conocimientos que actualmente posee este proyecto. Por lo tanto, todas estas propuestas,

deberían comenzar como continuación de este trabajo para ahorrar tiempo y esfuerzo a los

futuros autores de las investigaciones.

Conclusiones y líneas futuras




6. IMPACTO SOCIAL, ECONÓMICO Y AMBIENTAL

Está claro que la instalación de un aerogenerador o de un parque eólico tiene diversos

impactos en la sociedad, en la economía y el medioambiente. A continuación se entrará a

explicar en detalle en qué medida afectan a estas tres áreas la instalación de

aerogeneradores.

6.1. IMPACTO AMBIENTAL

Como es normal, la instalación de un parque eólico requiere de grandes extensiones de

terreno. Cuanto más grandes sean los aerogeneradores mayor extensión ocuparán. Esto

ocurre porque al aumentar el tamaño de los rotores el área de barrido también aumenta, por

lo que las perturbaciones del viento detrás de las palas, al producirse en un área mayor,

necesitarán una distancia mayor para poder estabilizarse. Es decir, la distancia entre

aerogeneradores debe ser mayor cuanto mayor sean sus tamaños.

Por tanto, el uso del suelo aumenta con el aumento del tamaño del aerogenerador. Y todo ello

supone un impacto visual mayor. Sin embargo, el suelo puede ser recuperado para cualquier

actividad de una forma sencilla y rápida una vez que se desinstale el aerogenerador, como

por ejemplo: actividades agrarias, edificación, etc.

Los aerogeneradores suponen un peligro para la fauna, concretamente para las aves. Ya que

durante el giro del rotor las palas pueden golpear a las aves que pasan por su área de barrido.

Figura 79. Aves volando en las inmediaciones de un aerogenerador.

De hecho los parques eólicos podrían ser considerados como obstáculos peligrosos en los

itinerarios migratorios de muchas aves.

Pero no solo pueden afectar negativamente a la fauna aérea, los aerogeneradores offshore

también podrían tener un impacto muy acusado en la fauna acuática.

Sin una completa certeza al respecto es posible que la fauna acuática se vea afectada por las

vibraciones o el ruido que producen los aerogeneradores cuando se encuentran en

funcionamiento. Los mamíferos marinos más sensibles a las ondas sonoras, como los

Impacto social y ambiental


delfines, ballenas u orcas, pueden verse afectados de una manera perjudicial por el

emplazamiento de aerogeneradores en el mar. Este efecto además se vería acrecentado por

el hecho de que las ondas sonoras se desplazan más rápido por el medio acuático. Sumando

también el hecho de que el mar tiene un menor poder de absorción y atenuación del ruido

comparado con el aire.

Siguiendo con el tema del ruido generado por los aerogeneradores se procederá ahora a tratar

el tema de la contaminación acústica. El sonido producido por una turbina eólica es constante

y es producto de:

• El roce de las palas con el viento.

• El choque del viento con la torre del aerogenerador.

El ruido producido por un aerogenerador depende de factores como: el tamaño, la máxima

velocidad de rotación que alcanza la turbina y el diseño de las palas. Aun así se mostrarán

valores de ruido de una forma orientativa para hacerse una idea de cuanta contaminación

acústica producen las turbinas eólicas.

En la zona cercana al buje se pueden rondar los 100 dB que equivale al ruido emitido por un

cortacésped. Al pie de la torre el ruido suele estar en torno a 90dB, que equivaldría al ruido

producido por una batidora. En torno a los 300-400 metros el ruido disminuye a unos 40dB, lo

cual es comparable con el ruido de un refrigerador.

Según la normativa de la zona donde uno se encuentre la distancia mínima entre un parque

eólico (o aerogenerador asilado) y edificios de residencia suele rondar los 500 metros en el

territorio español. Como a unos 400 metros los decibelios se sitúan por debajo de un valor de

45 está claro que los aerogeneradores no suponen un problema de contaminación acústica

para los residentes que vivan cerca de ellos. El problema residiría en las personas que

trabajan en las cercanías de un aerogenerador, como granjeros cuyas tierras se encuentren

próximas a la turbina o los operarios encargados del mantenimiento del parque eólico.

Pero los aerogeneradores afectan positivamente al medio ambiente por el hecho de que

suponen una fuente de energía eléctrica renovable e inagotable. Y además disminuyen las

emisiones de contaminantes al sustituir a otras tecnologías como: el ciclo combinado, el

carbón, etc.

6.2. IMPACTO ECONÓMICO

El uso de aerogeneradores tiene un efecto positivo en la economía de un país ya que lo hace

menos dependiente de la energía generada fuera de sus fronteras.

Pero la instalación de un parque o una turbina eólica conllevan una inversión muy grande de

capital. A continuación se muestran dos figuras donde se recoge datos orientativos de qué

cantidad de capital (en miles de euros) es necesario usar por cada megavatio de potencia

instalada.



Figura 80. Capital necesario por cada MW instalado onshore.

Figura 81. Capital necesario por cada MW instalado offshore.

Como se puede observar, en el caso de aerogenerador onshore los mayores gastos proceden

del aerogenerador en sí; mientras que en el caso de offshore los principales gastos se derivan

de las infraestructuras necesarias para el transporte de electricidad desde el generador de la

turbina eólica hasta la red de distribución en tierra. Se puede observar en la segunda figura

cómo el coste total de la instalación varía en función de la distancia del parque eólico a la

costa.

Impacto social y ambiental


6.3. IMPACTO SOCIAL

La utilización de la energía eólica supone la generación de muchos puestos de trabajo

derivados de su diseño, fabricación y montaje. Sin mencionar además los puestos derivados

del mantenimiento de los mismos.

Además, el uso de aerogeneradores para la generación de energía eléctrica mejora la imagen

de una región o de una nación debido a que muestran una imagen de innovación y respeto

por el medio ambiente.



Planificación temporal y presupuesto


7. PLANIFICACIÓN TEMPORAL Y PRESUPUESTO

En el presente capítulo se detallará la metodología utilizada para concebir el proyecto,

destacando las horas dedicadas a cada tarea y sus plazos temporales. Se incluirá un

diagrama de Gantt explicativo.

Asimismo, se expondrá una estimación del valor del proyecto.

7.1. ESTRUCTURA DE DESCOMPOSICIÓN DEL PROYECTO

(EDP)

A continuación se encuentra la EDP, cuyo objetivo es mostrar la organización jerárquica del

proyecto y los componentes del mismo.

7.2. DIAGRAMA DE GANTT

TFG

Estudios previos

Búsqueda bibliográfica

Aprendizaje del software

Planteamiento del modelo

Desarrollo del modelo

Modelo inicial

Arreglo de fallos

Simulaciones

Elección de escenarios

Ejecuación de simulaciones

Análisis de los resultados

Memoria del proyecto

Redacción parte teórica

Redacción modelado

Redacción de resultados y conclusiones

Otros apartados



Figura 82. Diagrama de Gantt



El diagrama de Gantt mostrado en la página anterior corresponde con la siguiente tabla de

tiempos. En ella se muestra la duración de cada parte del proyecto, según la estructura

mostrada den la EDP, en días naturales.

Figura 83. Tabla temporal de la realización del proyecto.

Este proyecto duró 358 días. De esos 358 días, en 34 días no se realizó ninguna labor del

trabajo. Eso deja 324 días naturales, de los cuales se dedicaron una media de 2 horas de

trabajo cada día. Eso hace un proyecto de 648 horas de carga de trabajo.

7.3. PRESUPUESTO

En este apartado se valorará económicamente los costes de la realización de este proyecto,

los cuales abarcarán los salarios de las personas involucradas, las herramientas de software

utilizadas y la electricidad consumida por los equipos.

Es necesario apuntar que el presupuesto ha sido calculado como si se tratará del trabajo

realizado por una empresa privada. Por tanto las licencias de software añadidas al

presupuesto serán de carácter profesional, no de carácter académico, con el consiguiente

precio que acarrean. Las licencias anuales de Matlab y Simulink cuestan 800€ y 1200€

respectivamente [18].

Otro gasto a incurrir es el de la luz. El precio medio de la electricidad ofrecida por Endesa en

2017 es de 0,11741 €/kWh [19]. La batería del portátil utilizado es de 56Wh, suponiendo que

la batería dura 60 minutos de media y que el ordenador se ha utilizado todas las horas

dedicadas al proyecto, se han consumido: 36,288 kWh. Por tanto, el consumo de electricidad

asciende a 4,26€.

Actividad Fecha de inicio Duración Fecha de finalización

TFG 4-feb. 358 28-ene.

1. Estudios previos 4-feb. 137 21-jun.

1.1. Búsqueda bibliográfica 4-feb. 88 3-may.

1.2. Aprendizaje del software 10-mar. 48 27-abr.

1.3. Planteamiento de modelo 3-may. 49 21-jun.

2. Desarrollo del modelo 21-jul. 44 3-sep.

2.1. Modelo inicial 21-jul. 28 18-ago.

2.2. Arreglo de fallos 18-ago. 16 3-sep.

3. Simulaciones 4-sep. 47 21-oct.

3.1. Elección de escenarios 4-sep. 13 17-sep.

3.2. Ejecución de simulaciones 4-sep. 27 1-oct.

3.3. Análisis de los resultados 1-oct. 20 21-oct.

4. Memoria del proyecto 1-nov. 70 10-ene.

4.1. Redacción parte teórica 1-nov. 27 28-nov.

4.2. Redacción modelado 28-nov. 17 15-dic.

4.3. Redacción de resultados y conclusiones 15-dic. 14 29-dic.

4.4. Otros apartados 3-ene. 7 10-ene.



Con respecto al coste personal, se tiene en cuenta el trabajo del alumno y del tutor. Se

considera al alumno como ingeniero recién graduado, por tanto, según el convenio colectivo

extraído del Boletín Oficial del Estado para una empresa de ingeniería del ámbito nacional, el

salario anual sería de 23.430,82 € [20]. A su vez, el número de horas anuales recogidas en el

convenio son 1800, y asumiendo un coste adicional del 38% a la Seguridad Social. El coste

horario del alumno es de 17,96 €/h. Por lo que el total de costes en salario para el alumno es

de 11.638,08 €.

Además se añaden otros costes de personal relacionados con el salario del tutor del proyecto.

Este coste salarial será calculado a través del segundo convenio colectivo para personal

docente e investigador laboral de las universidades públicas de la Comunidad de Madrid [21].

En el que se tendrá un coste de 25,54 €/h. Y estimándose que el tutor ha invertido 50 horas

de su tiempo en la ayuda para la realización del estudio, se asocia un gasto de 1.277€.

A continuación la siguiente figura refleja los gastos explicados anteriormente en relación a la

consecución del proyecto.

Figura 84. Presupuesto del proyecto.

Concepto Coste unitario Cantidad Total

2.000 €

Matlab 800 € 1 800 €

Simulink 1.200 € 1 1.200 €

12.915,08 €

Alumno 17,96 € 648 11.638,08 €

Tutor 25,54 € 50 1.277,00 €

76,08 €

Electricidad 0,11741 € 648 76,08 €

3.148,14 €

Total (€) 18.139,31 €

Licencias

Personal

Gastos

IVA (21%)





8. REFERENCIAS

• [1] SmartGridsInfo.es. [Online].; 2017. Available from:

https://www.smartgridsinfo.es/2017/09/08/energias-renovables-suponen-casi-39-por-

ciento-generacion-electrica-nacional.

• [2] Red Eléctrica Española. [Online].; 2016. Available from: http://www.ree.es/es/.

• [3] Martínez M. ferrovial.blog. [Online].; 2016. Available from:

http://blog.ferrovial.com/es/2016/11/generar-electricidad-con-coches/.

• [4] Opex Energy. [Online]. Available from: http://opex-

energy.com/eolica/tipos_aerogeneradores.html.

• [5] Turbinas para Generación de Energía Eólica y Tecnologías Emergentes.

Investigación. Chile: TALCA Universidad de Chile.

• [6] Proyectos FER. [Online]. Available from: http://renewableenergyin.wix.com/latin-

america#!__espaniol.

• [7] Rama M. SMI Energías Renovables. [Online].; 2011. Available from:

https://smienergias.wordpress.com/author/mariarama/.

• [8] Circuit Globe. [Online]. Available from: https://circuitglobe.com/construction-of-

induction-motor.html.

• [9] Mosconi OL. Editores Online. [Online].; 2012. Available from: http://www.editores-

srl.com.ar/revistas/ie/267/control_de_aerogeneradores.

• [10] Sosa D. mailxmail.com. [Online].; 2007. Available from:

http://www.mailxmail.com/curso-motores-corriente-alterna/regulacion-velocidad.

• [11] Olmedo JMT. Análisis de los efectos ante perturbaciones eléctricas y mecánicas

en el generador de inducción de doble alimentación (DFIG). Trabajo Fin de Grado.

Tarragona: Universitat Rovira i Virgili, Departament d'Enginyeria Electrónica Elèctrica

i Automàtica; 2013.

• [12] energy.gov. [Online]. Available from: https://energy.gov/eere/wind/inside-wind-

turbine-0.

• [13] Siemens. [Online]. Available from:

https://www.siemens.com/global/en/home/markets/wind/onshore.html.

• [14] Energie A. Wind-Energie. ; 1926.

• [15] J.G.Slootweg. Representing Wind Turbine Electrical Generating Systems in

Fundamental Frequency Simulations. Investigación. IEEE; 2003.

• [16] Denmark TUo. Coursera - Wind Energy. (Curso online)

• [17] Wikipedia. [Online].; 2017. Available from:

https://en.wikipedia.org/wiki/Variable_speed_wind_turbine.

• [18] MathWorks. [Online]. Available from: https://es.mathworks.com/pricing-

licensing.html?prodcode=SL&intendeduse=comm.

• [19] tarifasgasluz. [Online].; 2017. Available from: https://tarifasgasluz.com/faq/precio-

kwh-espana-2017#precio-kwh-gas-natural-fenosa.

• [20] XVII CONVENIO COLECTIVO NACIONAL DE EMPRESAS DE INGENIERÍA Y

OFICINAS. BOE. Madrid: Ministerio de empleo y seguridad social; 2013.

https://www.smartgridsinfo.es/2017/09/08/energias-renovables-suponen-casi-39-por-ciento-generacion-electrica-nacional

https://www.smartgridsinfo.es/2017/09/08/energias-renovables-suponen-casi-39-por-ciento-generacion-electrica-nacional

http://www.ree.es/es/

http://blog.ferrovial.com/es/2016/11/generar-electricidad-con-coches/

http://opex-energy.com/eolica/tipos_aerogeneradores.html

http://opex-energy.com/eolica/tipos_aerogeneradores.html

http://renewableenergyin.wix.com/latin-america#!__espaniol

http://renewableenergyin.wix.com/latin-america#!__espaniol

https://smienergias.wordpress.com/author/mariarama/

https://circuitglobe.com/construction-of-induction-motor.html

https://circuitglobe.com/construction-of-induction-motor.html

http://www.editores-srl.com.ar/revistas/ie/267/control_de_aerogeneradores

http://www.editores-srl.com.ar/revistas/ie/267/control_de_aerogeneradores

http://www.mailxmail.com/curso-motores-corriente-alterna/regulacion-velocidad

https://energy.gov/eere/wind/inside-wind-turbine-0

https://energy.gov/eere/wind/inside-wind-turbine-0

https://www.siemens.com/global/en/home/markets/wind/onshore.html

https://en.wikipedia.org/wiki/Variable_speed_wind_turbine

https://es.mathworks.com/pricing-licensing.html?prodcode=SL&intendeduse=comm

https://es.mathworks.com/pricing-licensing.html?prodcode=SL&intendeduse=comm

https://tarifasgasluz.com/faq/precio-kwh-espana-2017#precio-kwh-gas-natural-fenosa

https://tarifasgasluz.com/faq/precio-kwh-espana-2017#precio-kwh-gas-natural-fenosa

Referencias




9. ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Simulink & Matlab ................................................................................................... 4 Figura 2. Potencia instalada en España [1] ........................................................................... 7 Figura 3. Evolución de la potencia eléctrica eólica instalada desde 1998 hasta 2016 [2]....... 8 Figura 4. Generación eléctrica en España desde 2004 hasta 2016 [2] .................................. 9 Figura 5. Factor de carga de las instalaciones eólicas en España en 2016 [2] .....................10 Figura 6. Parque eólico offshore ...........................................................................................12 Figura 7. Uso agrícola del suelo cercano a un aerogenerador ..............................................13 Figura 8. Ejemplo de aerogenerador de eje vertical .............................................................14 Figura 9. Ejemplo de compatibilidad de VAWTs con la vida cotidiana ..................................15 Figura 10. VAWT tipo Savonius de 2 palas ..........................................................................16 Figura 11. Savonius de "barril", de dos palas y de tres palas ...............................................17 Figura 12. Alzado de un aerogenerador Savonius con separación entre palas y eje ............17 Figura 13. Ejemplo de aerogenerador Windside ...................................................................18 Figura 14. Aerogenerador Savonius con división de pisos ...................................................18 Figura 15. Aerogenerador con rotor Darrieus .......................................................................19 Figura 16. Rotor Darrieus-Savonius (Taiwán, 2009) [3] ........................................................20 Figura 17. Rotor tipo Darrieus H ...........................................................................................21 Figura 18. Aerogenerador a sotavento (izquierda) y a barlovento (derecha) ........................23 Figura 19. Aerogenerador bipala con buje basculante ..........................................................25 Figura 20. Aerogenerador monopala en funcionamiento ......................................................25 Figura 21. Coeficientes de potencia según tipo de aerogenerador [6] ..................................26 Figura 22. Rotor de jaula de ardilla de una pequeña máquina de inducción .........................30 Figura 23. Jaula de ardilla de un rotor de una máquina de inducción asíncrona [8] ..............31 Figura 24. Esquema eléctrico de un generador de jaula de ardilla en un aerogenerador de

velocidad constante [9] .........................................................................................................32 Figura 25. Esquema eléctrico de un generador de jaula de ardilla en un aerogenerador de

velocidad variable [9] ............................................................................................................34 Figura 26. Rotor bobinado de un pequeño generador asíncrono ..........................................35 Figura 27. Anillos rozantes y sistema de portaescobillas con escobillas instaladas ..............36 Figura 28. Esquema del rotor controlado por reóstatos [10] .................................................37 Figura 29. Esquema eléctrico de aerogenerador controlado por resistencias rotóricas [11] .37 Figura 30. Esquema eléctrico de un aerogenerador utilizando el método de Scherbius estático

[11] .......................................................................................................................................38 Figura 31. Turbina con un generador DFIG [11] ...................................................................39 Figura 32. Esquema de una turbina eólica con un generador síncrono con rotor bobinado

excitado a través del estátor [11] ..........................................................................................41 Figura 33. Rotor de imanes permanentes de un pequeño alternador ...................................42 Figura 34. Esquema de una turbina eólica con un generador síncrono con rotor de imanes

permanentes [11] .................................................................................................................42 Figura 35. Elementos diferenciados de un aerogenerador ...................................................43 Figura 36. Conjunto veleta (parte superior de la imagen) - anemómetro (parte inferior de la

imagen) ................................................................................................................................45 Figura 37. Componentes dentro de la góndola de un HAWT [17] .........................................46 Figura 38. Esquema de un parque eólico [16]. .....................................................................47 Figura 39. Perfil de pala de un aerogenerador de eje horizontal ...........................................53 Figura 40. Representación de la evolución del viento a través del rotor ...............................54 Figura 41. Curva de la función f(a) .......................................................................................56

Índice de figuras


Figura 42. Valores de los coeficientes de 𝐶𝑝 dependiendo del tipo estrategia de velocidad del

rotor que se utilice [13] .........................................................................................................57 Figura 43. Representación gráfica de las curvas de 𝐶𝑝 frente a 𝜆 para valores discretos del

ángulo de ataque (𝛽) ............................................................................................................58

Figura 44. Perfil de velocidad del viento para distintas condiciones atmosféricas [14] ..........61 Figura 45. Diferentes valores que puede tomar la rugosidad del terreno en diferentes

escenarios [14] .....................................................................................................................62 Figura 46. Valores de 𝑛 en función del tipo de terreno .........................................................63

Figura 47. Perfil de velocidades del viento en función de la ecuación (31) ...........................63 Figura 48. Etapa multiplicadora de eje planetario. [4] ...........................................................66 Figura 49. Etapa multiplicadora de eje paralelo [4]. ..............................................................67 Figura 50. Ejemplo de caja multiplicadora de un aerogenerador [15]. ..................................68 Figura 51. Esquema de un generador eólico con DFIG [11]. ................................................70 Figura 52. Curva de régimen par-velocidad de un generador asíncrono [11] ........................72 Figura 53. Curva par - velocidad de rotación del rotor de un aerogenerador [17] .............74 Figura 54. Seguimiento de la curva 𝐶𝑝𝑚á𝑥 con control del par electromagnético [17]. ........75

Figura 55. Control de la velocidad de rotación del rotor hasta alcanzar la potencia nominal del

aerogenerador [17]. ..............................................................................................................76 Figura 56. Punto que representa la zona de acción del pitch control [17]. ............................77 Figura 57. Esquema global del modelado en Simulink. ........................................................79 Figura 58. Ejemplo de fuentes de señal utilizadas en Simulink .............................................80 Figura 59. Ejemplo de bloque de generación de viento. .......................................................80 Figura 60. Bloque de simulación de la Turbina. ....................................................................81 Figura 61. Bloque de Turbina/CalculoCp. .............................................................................82 Figura 62. Bloque de Turbina/CalculoCp/landai....................................................................82 Figura 63. Esquema del bloque del Generador. ...................................................................83 Figura 64. Esquema parcial del bloque Generador (1/2). .....................................................83 Figura 65. Esquema parcial del bloque Generador (2/2). .....................................................84 Figura 66. Esquema del bloque Generador/Control par........................................................85 Figura 67. Diferenciación de los dos tramos de control del aerogenerador...........................87 Figura 68. Bloque de Simulink de Control.............................................................................88 Figura 69. Esquema del bloque Control/Estrategia de Control I. ..........................................90 Figura 70. Esquema del bloque de Control/Estrategia de Control II. ....................................91 Figura 71. Ejemplo de sistema modelado como función de transferencia de primer orden. ..94 Figura 72. Respuesta ante un escalón de una función de transferencia de primer orden. ....95 Figura 73. Esquema ideal de un PID ....................................................................................96 Figura 74. Tabla de Ziegler-Nichols. .....................................................................................96 Figura 75. Tabla de AMIGO..................................................................................................97 Figura 76. Valores PID del Pitch Control. .............................................................................97 Figura 77. Valores del PID del control del par del generador. ...............................................97 Figura 78. Esquema de un MPC. ....................................................................................... 110 Figura 79. Aves volando en las inmediaciones de un aerogenerador. ................................ 113 Figura 80. Capital necesario por cada MW instalado onshore. ........................................... 115 Figura 81. Capital necesario por cada MW instalado offshore. ........................................... 115 Figura 82. Diagrama de Gantt ............................................................................................ 119 Figura 83. Tabla temporal de la realización del proyecto. ................................................... 120 Figura 84. Presupuesto del proyecto. ................................................................................. 121



Anexo I


10. ANEXO I



Anexo I




Documents

MODELADO Y CONTROL DE UN AEROGENERADOR CONECTADO …oa.upm.es/50349/1/TFG_ADRIAN_RODRIGALVAREZ_SIBON.pdf · salidas del pasado, predecir el valor de las señales de salida futura,