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Ingeniería de la Energía Eólica
Ingeniería de la Energía Eólica
Miguel Villarrubia López
Facultad de Física - Universidad de Barcelona
Colección Nuevas energías, 5
Ingeniería de la Energía Eólica
Primera edición, 2012
© 2012 Miguel Villarubia López
© 2012 MARCOMBO, S.A.
Gran Via de les Corts Catalanes, 594
08007 Barcelona
Diseño de la cubierta y maquetación: NDENU ESTUDI DISSENY GRÀFIC
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ISBN: 978-84-267-1856-3
D.L.:
Impreso en
Printed in Spain
A mi hijo Javier
ÍNDICE
CAPÍTULO 1. ASPECTOS GENERALES
1.1. Introducción
1.2. Tipos de aerogeneradores eólicos
1.3. Sistemas de producción eoloeléctrica
1.4. Estado de la implantación de la energía eólica
1.5. La evolución de la energía eólica en el pasado y situación actual
CAPÍTULO 2. FÍSICA DE LA ATMÓSFERA: EL VIENTO
2.1. La atmósfera
2.2. Gradiente térmico vertical. Capas atmosféricas
2.3. La atmósfera estándar
2.4. Estabilidad de la atmósfera
2.5. Circulación atmosférica general
2.6. El viento
2.7. Variación del perfil vertical de velocidades del viento
2.8. Vientos originados por fenómenos particulares: vientos locales
2.9. Escala Beaufort
CAPÍTULO 3. MEDICIÓN Y TRATAMIENTO DE LOS DATOS EÓLICOS
3.1. Introducción
3.2. Velocidad del viento
3.3. Tratamiento estadístico del viento
3.4. Variaciones de la velocidad del viento
3.5. Medición de las magnitudes del viento
3.5.1. Medición de la velocidad del viento: el anemómetro
3.5.2. Medición de la dirección del viento: la veleta
3.5.3. Colocación de los instrumentos de medida
3.6. Clasificación de aerogeneradores según el tipo de viento
3.7. Formas de presentación de los datos de viento: velocidad y dirección
3.8. Aplicación de la estadística a cálculos eólicos
3.9. Tratamiento estadístico de los datos del viento
3.10. Distribuciones discretas y continuas de probabilidad
CAPÍTULO 4. CARACTERIZACIÓN DEL POTENCIAL ENERGÉTICO DEL VIENTO
4.1. Descripción estadística del viento: ley de Weibull
4.2. Ley de Rayleigh
4.3. Cálculo de los parámetros de Weibull
4.4. Variación de las características del viento con la altura
4.4.1. Rugosidad del terreno
4.4.2. Variación de la velocidad del viento estacionario con la altura
4.4.3. Variación de la velocidad media a largo plazo con la altura
4.4.4. Variación de los parámetros de Weibull con la altura
4.5. Influencia del relieve del terreno
4.6. Influencia de obstáculos
4.7. Estelas de los aerogeneradores
4.8. Potencia eólica disponible. Potencial eólico
4.8.1. Variación del potencial eólico con la altura respecto al suelo
4.9. Densidad de energía eólica disponible
4.10. Evaluación de recursos energéticos eólicos
4.11. Criterios generales para la selección de emplazamientos
CAPÍTULO 5. AERODINÁMICA DE LOS AEROGENERADORES
5.1. Introducción
5.2. Captación de la energía cinética del viento
5.3. Principios físicos de la aerodinámica del álabe
5.3.1. Capa límite
5.3.2. Separación o despegue de la capa límite. Formación de estelas
5.4. Fuerzas de sustentación y de arrastre
5.5. Perfil aerodinámico del álabe de un aerogenerador
5.6. Acción del viento sobre un perfil aerodinámico
5.7. Acción del flujo de aire sobre el rotor del aerogenerador
5.8. Potencia eólica extraída. Coeficientes de potencia y de par
5.9. Potencia eólica extraída máxima teórica. Límite de Betz
5.10. Flujo de potencias en un aerogenerador
CAPÍTULO 6. AEROGENERADORES DE EJE VERTICAL Y AEROBOMBAS
6.1. Tipos de aerogeneradores
6.2. Aerogeneradores de eje horizontal
6.3. Aerogeneradores de eje vertical
6.3.1. Eólica de rotor de arrastre diferencial: rotor Savonius
6.3.2. Eólica de rotor de variación cíclica de incidencia: rotor Darrieus
6.4. Comparación entre aerogeneradores de eje horizontal y de eje vertical
6.5. Aerogenerador multipala de eje horizontal. Aeromotor de bombeo
CAPÍTULO 7. AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTAL PARA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA
7.1. Introducción
7.2. Aerogeneradores de eje horizontal
7.2.1. Rotor
7.2.2. Góndola o chasis
7.2.3. Caja variadora de velocidad (gear box)
7.3. Generación eléctrica en un aerogenerador
7.4. Etapas de generación eléctrica en un aerogenerador
7.5. Consideraciones sobre los aerogeneradores de eje horizontal (HAWT)
7.6. Regulación y control de potencia y de velocidad
7.7. Configuraciones de aerogeneradores
7.8. Sistemas de orientación del rotor
7.9. Otros equipos y sistemas
7.10. Torres de sustentación
CAPÍTULO 8. LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN LOS AEROGENERADORES
8.1. Introducción
8.2. Generadores eléctricos en aerogeneradores
8.3. Interconexión del aerogenerador con la red
8.4. Conexión y desconexión con la red
8.5. Problemas en la interconexión del aerogenerador con la red eléctrica
8.6. Comportamiento del aerogenerador frente a huecos de tensión
8.7. Procedimiento de operación ante huecos de tensión
8.8. Organización del sistema eléctrico
8.9. Integración de la energía eólica en el sistema eléctrico
CAPÍTULO 9. CONFIGURACIÓN DE SISTEMAS EÓLICOS. PARQUES EÓLICOS
9.1. Configuraciones de un sistema eólico
9.2. Parques eólicos
9.2.1. Instalaciones eléctricas de baja tensión en cada aerogenerador
9.2.2. Centro de transformación de baja (BT) a media tensión (MT)
9.2.3. Red de media tensión (MT)
9.2.4. Subestación transformadora MT/AT y enlace con la red de AT
9.3. Disposición de los aerogeneradores en un parque eólico
9.4. Parques eólicos marinos (offshore)
9.5. Selección de emplazamientos para parques eólicos
CAPÍTULO 10. CÁLCULOS ENERGÉTICOS EN AEROGENERADORES
10.1. Consideraciones sobre la potencia de un aerogenerador
10.2. Curva de potencia – velocidad de un aerogenerador
10.3. Relación entre la potencia nominal y el diámetro del rotor
10.4. Cálculo del coeficiente de potencia a partir de la curva de potencia del aerogenerador
10.5. Coeficientes de par (Cm) y de potencia (Cp) en los HAWT rápidos
10.6. Cálculo de la energía producida por un aerogenerador
10.7. Coeficiente de potencia y rendimiento anual medios
10.8. Correcciones de la energía
10.9. Parámetros de funcionamiento de un aerogenerador
10.10. Cálculo del diámetro del aerogenerador
CAPÍTULO 11. ASPECTOS ECONÓMICOS Y MEDIOAMBIENTALES
11.1. Introducción
11.2. Análisis de viabilidad técnica y económica de un proyecto eólico
11.3. Costes de un parque eólico
11.3.1. Costes de inversión
11.3.2. Costes variables
11.4. Vida útil de los aerogeneradores
11.5. Repotenciación o repowering
11.6. Coste unitario de producción
11.7. Consideraciones sobre los cálculos económicos
11.8. Cálculo del coste unitario de la producción de energía
11.9. Análisis de rentabilidad. Parámetros
11.10. Análisis económico de sistemas eólicos autónomos
11.11. Aspectos medioambientales
REFERENCIAS
ANEXO 1. UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN
ANEXO 2. FUNCIÓN GAMMA Г (x)
PRÓLOGO
La energía es un factor indispensable para el desarrollo y el progreso de una sociedad. En cualquier escenario que se considere, el aumento del producto interior bruto siempre ha ido ligado a un aumento del consumo de energía. Actualmente son varios los retos en este campo a los que nos enfrentamos.
En primer lugar, se debe garantizar la seguridad del abastecimiento, el aumento del nivel de autoproducción para lograr mayor independencia energética y un incremento de la diversificación de fuentes energéticas, para conseguir una menor dependencia de los combustibles fósiles y en particular del petróleo.
En segundo lugar, es necesaria la utilización de tecnologías que permitan, a través del ahorro y eficiencia energética y del uso de energías no emisoras de gases de efecto invernadero, la reducción de sus emisiones para el cumplimiento de los compromisos adquiridos en este campo.
No hay que olvidar que estos objetivos deben alcanzarse mediante cambios tecnológicos que no impliquen unos costes económicos de la energía que puedan poner en riesgo la viabilidad de este tipo de tecnologías energéticas. En consecuencia, las nuevas tecnologías energéticas tienen que guiarse por los principios de la economía de costes y de la competitividad técnica y económica respecto a las energías convencionales, además de los puramente energéticos y medioambientales.
En este escenario, la Unión Europea ha propuesto como objetivo para 2020, la reducción de un 20% de las emisiones de CO2, cubrir el 20% de la demanda de energía con energías renovables y el aumento del 20% del ahorro y mejora de eficiencia energética. Estas condiciones implican que aproximadamente un tercio de la electricidad deba obtenerse por vía de las renovables, es decir, que sea una electricidad “verde”.
Para conseguir este objetivo, será necesario disponer de un “mix” energético de producción eléctrica, en el que es previsible pensar que la participación de las distintas fuentes sea aproximadamente un tercio de combustibles fósiles (carbón y gas natural), un tercio de nuclear y un tercio de renovables (electricidad “verde”).
En el caso de la electricidad “verde”, las dos fuentes de energía primaria más importantes son la hidráulica y la eólica. La primera, conocida y utilizada desde hace más de un siglo, y la segunda, mucho más moderna, aunque ya ha alcanzado un nivel de madurez tecnológico y económico que la hace viable técnica y económicamente, con unos costes de producción atractivos en el mercado energético. El nivel de participación de otras renovables en la generación de electricidad “verde” a gran escala es muy probable que tenga un papel minoritario a corto y medio plazo.
La energía eólica en la última década ha realizado importantes progresos tanto en el aspecto técnico como económico. Se han mejorado significativamente aspectos tales como: la gestión y mantenimiento de parques eólicos, la integración de la energía eléctrica en la red, la versatilidad y adaptación del diseño de aerogeneradores a las características específicas de los emplazamientos, la regulación y control de los mismos, la predicción de producción a corto plazo y la economía de escala con aerogeneradores de mayor potencia con una mejora en los costes unitarios de inversión y de producción eléctrica. Así mismo, se ha iniciado el desarrollo de la energía eólica marina (offshore) con la implantación de parques que ya han acreditado su viabilidad técnica y económica.
La importancia alcanzada por la energía eólica se pone de manifiesto a través del hecho que en la actualidad está presente en la mayoría de países de economía desarrollada o emergente. A principios de 2009, la capacidad mundial instalada era de unos 120 GW, de los cuales aproximadamente 65 GW correspondían a la Unión Europea y 25 GW a EE.UU. Esta potencia nominal eólica instalada a escala mundial equivale a una tercera parte de la capacidad mundial instalada de energía nuclear.
En este libro se exponen y desarrollan los distintos aspectos que un técnico energético debe conocer y aplicar para la concepción, desarrollo, implantación y gestión de un sistema de aprovechamiento de energía eólica, fundamentalmente para su conversión en electricidad.
Después de un primer capítulo donde se exponen los aspectos generales de la energía eólica, en los capítulos segundo y tercero se describen, respectivamente, la física del viento, y la medición y el tratamiento de los datos eólicos, para posteriormente dedicar el capítulo cuarto a la caracterización del potencial energético del viento.
El capítulo quinto está dedicado a la aerodinámica de los aerogeneradores, el sexto a los aerogeneradores de eje vertical y aerobombas, y el séptimo a los aerogeneradores de eje horizontal para producción eléctrica.
Los capítulos octavo y noveno se centran fundamentalmente en la producción eléctrica, las diferentes tecnologías y los distintos aspectos de su gestión e integración en la red. El primero de ellos se dedica a la generación eléctrica en aerogeneradores y el segundo, a la configuración de sistemas eólicos y en especial a parques eólicos.
El capítulo décimo se destina a la exposición y desarrollo de la metodología para la realización de los cálculos energéticos en aerogeneradores y el decimoprimero a los cálculos económicos y aspectos medioambientales de la energía eólica.
Finalmente, expresamos nuestro deseo que este texto constituya una ayuda para todas aquellas personas, estudiantes o profesionales del sector de la energía, que deseen introducirse en el campo de las aplicaciones de la energía eólica, en especial en el de la producción eléctrica.
Barcelona, diciembre de 2010
CAPÍTULO 1
Aspectos generales
1.1. Introducción
Actualmente, la energía eólica ha demostrado su viabilidad técnica y económica, siendo una tecnología madura. Varias razones hacen de la eólica una de las energías renovables con gran desarrollo en los últimos años. Entre ellas cabe citar:
La necesidad de fuentes alternativas a los combustibles, para reducir el uso de recursos no renovables por la gran demanda energética debido al aumento de la población y del consumo de energía per cápita. La tabla 1.1 muestra el consumo de energía primaria per cápita para diversas regiones.
Población mundial a finales de la década del 2000: 6.670 millones Nota: 1 tep = tonelada equivalente de petróleoTabla 1.1. Consumo anual per cápita de energía primaria (tep/persona y año).
La diversificación de suministros energéticos y el aumento del grado de autoabastecimiento energético para mayor independencia energética.
La reducción del impacto ambiental por disminución de la emisión de gases (efecto invernadero, acidificación de la atmósfera, destrucción de la capa de ozono, etc.) y la reducción de residuos sólidos y líquidos.
Las principales ventajas de la energía eólica son las siguientes:
No emite gases contaminantes, ni efluentes líquidos, ni residuos sólidos. Tampoco utiliza agua.
Reduce emisiones de CO2. En España, en 2009, la producción eólica fue de 36.188 GWh, lo que se tradujo en un ahorro de emisiones de 16,6 millones de toneladas de CO2, (considerando una emisión específica de CO2 asociada a la producción de electricidad de 460 toneladas de CO2 por GWh eléctrico).
No requiere minería de extracción subterránea o a cielo abierto.
Su uso y los posibles incidentes durante su explotación no implican riesgos ambientales de gran impacto (derrames, explosiones, incendios, etc.).
Ahorra combustibles, diversifica el suministro y reduce la dependencia energética.
Tiene un período de recuperación energética pequeño. Se requiere solo unos pocos meses de funcionamiento para recuperar la energía empleada en la construcción y montaje de un gran aerogenerador eólico.
Los principales problemas asociados a la energía eólica son:
El viento es aleatorio y variable, tanto en velocidad como en dirección, por lo que no todos los lugares son adecuados para la explotación técnica y económicamente viable de la energía eólica.
La producción eólica forma parte de un “mix” de generación, junto con otras fuentes de energía (hidráulica, térmica, nuclear...). Dada su variabilidad deben realizarse previsiones de producción a muy corto plazo (24 y 48 horas) para una adecuada gestión de la cadena de generación, transporte y distribución de electricidad. Su aleatoriedad y variabilidad requiere una mayor presencia de potencia rodante y una gestión específica para su integración en la red.
Su impacto ambiental es muy reducido y solo a escala muy local:
Aumento del nivel de ruido en sus proximidades.
Impacto visual o paisajístico.
Impacto sobre la fauna, en particular sobre las aves.
Ocupación del suelo: los aerogeneradores deben mantener una distancia entre sí que minimice los efectos de interferencia y de estela. Se recomienda una distancia entre torres de 3 a 5 veces el diámetro del rotor en la dirección perpendicular al viento dominante y de 5 a 10 veces en la dirección del viento dominante. Para parques con aerogeneradores entre 1 y 3 MW, la ocupación de terreno es de 3 a 6 ha/MW, aunque menos de un 5% queda afectado por la servidumbre de uso, pudiendo utilizarse el resto para fines agrícolas o agropecuarios.
Interferencias con transmisiones electromagnéticas: el rotor puede producir interferencias con campos electromagnéticos (televisión, radio, etc.).
1.2. Tipos de aerogeneradores eólicos
Su clasificación puede obedecer a distintos criterios:
a) Según la disposición del eje de giro:
Eje horizontal: la casi totalidad de las turbinas eólicas son de este tipo.
Eje vertical: las aplicaciones prácticas son muy escasas.
b) Según el número de palas:
Monopalas y bipalas: existe un número pequeño de estos tipos.
Tripala: la mayoría de turbinas dedicadas a la producción eléctrica.
Multipala: con un número variable de 16 a 24, utilizadas para bombeo de agua.
c) Según la velocidad del rotor de la turbina eólica:
Velocidad constante.
Velocidad variable.
Velocidad semivariable.
Dos velocidades.
d) Según su control y regulación:
Control por pérdida aerodinámica (stall control) o de palas de paso fijo.
Control por pérdida activa aerodinámica (active stall control).
Control por variación del ángulo del paso de pala (pitch control).
e) Según el generador eléctrico:
Generador asíncrono con rotor en jaula de ardilla.
Generador asíncrono con rotor bobinado doblemente alimentado.
Generador síncrono multipolo.
f) Según su emplazamiento:
Aerogeneradores para emplazamientos terrestres (Onshore).
Aerogeneradores para emplazamientos marinos (Offshore).
g) Según el tipo de viento:
Aerogeneradores para viento clase I, clase II o clase III.
h) Respecto a su interconexión con la red eléctrica:
Sistemas eólicos aislados (“en isla”), sin o con energía auxiliar (“híbridos”).
Sistemas eólicos interconectados con la red eléctrica.
i) Según su potencia nominal:
Microturbinas eólicas (< 5 kW).
Miniturbinas eólicas (5 – 100 kW).
Turbinas de media y gran potencia (100 a 1.000 kW).
Turbinas multimegavat (1.000 a 5.000 kW).
Un parámetro empleado para diferenciar los distintos tipos de turbinas eólicas, es la relación entre la velocidad lineal del extremo de la pala y la velocidad nominal del viento. Esta relación se conoce como velocidad específica de la turbina (tip speed ratio) y se designa por λ (lambda).
La velocidad nominal del viento es aquella para la cual la turbina alcanza su potencia nominal. Generalmente está comprendida entre 11 y 15 m/s (40 – 54 km/h).
Para valores de λ inferiores o del orden de la unidad, la máquina presenta un par de arranque grande y tiene muchas palas. Corresponde a turbinas destinadas al bombeo de agua y que a veces se denominan máquinas lentas. En cambio, para valores elevados de λ, la turbina tiene menos palas (bipala o tripala), presenta un par de arranque menor y la velocidad del extremo de la pala es mayor. En grandes aerogeneradores λ se sitúa en el intervalo de 5 a 8, la velocidad de giro alrededor de 10 a 20 rpm y la velocidad lineal en el extremo de la pala entre 60 y 90 m/s.
1.3. Sistemas de producción eoloeléctrica
Se distinguen dos sistemas básicos de producción eoloeléctrica:
a) Sistema aislado (en isla)
Usa pequeños aerogeneradores (< 100 kW) y sirve para atender la demanda de energía eléctrica de núcleos aislados. Al no estar interconectado con la red eléctrica, se debe prever un sistema auxiliar de almacenamiento (baterías eléctricas) para los períodos de calma o baja intensidad de viento. En muchas ocasiones, el sistema se apoya con fuentes de producción eléctrica auxiliar (grupos electrógenos o sistemas fotovoltaicos) formando un sistema denominado “híbrido”.
El generador eléctrico acostumbra a ser síncrono de imanes permanentes y está accionado directamente por la turbina eólica sin caja multiplicadora de velocidad (gear box) entre el eje del rotor de la turbina y el generador eléctrico o bien asíncrono con rotor en jaula dotado de una batería de condensadores para suministro de energía reactiva al generador. La electricidad producida en forma de corriente alterna de frecuencia variable se rectifica y almacena en baterías para posteriormente ser convertida de nuevo de corriente continua a alterna a frecuencia constante (50 o 60 Hz) mediante un ondulador o inversor. Finalmente, un transformador eleva la tensión a la requerida por el servicio (230/400 V).
En general, los microgeneradores para la producción individual de energía eléctrica, tienen potencias entre 1 y 5 kW, con diámetros entre 2 y 5 m. Debido a la economía de escala, el coste unitario de la potencia instalada es mucho mayor para un minigenerador que para un parque eólico, del orden de unas cinco a diez veces.
También se utilizan sistemas aislados con pequeñas turbinas multipala para producir energía mecánica directa para el bombeo de agua de pozos. Las eólicas multipalas (“windmill”) presentan una curva característica par – velocidad adecuada para el accionamiento directo de bombas hidráulicas para la extracción de agua de pozos.
b) Parque eólico
Un parque eólico actúa como una central eléctrica. En general formado por aerogeneradores de gran capacidad nominal, entre 600 kW a 3.000 kW, en un número que varía entre 10 y 100, resultando parques entre 10 y 100 MW. Se distinguen dos tipos de parques: terrestres (onshore) y marinos (offshore).
Los aerogeneradores son de eje horizontal y principalmente tripala a barlovento, con sistema de orientación activa y torre tubular. Domina la regulación activa por paso variable (pitch) frente a la de paso fijo por pérdida aerodinámica (stall).
En los últimos años ha aumentado el uso de rotores de velocidad variable, frente a los de velocidad fija o semivariable, así como el uso de generadores asíncronos con rotor doblemente alimentado e incluso generadores síncronos multipolos frente a los generadores asíncronos de rotor en jaula.
Debido a la plataforma marina y a la interconexión eléctrica con la costa, un parque offshore tiene un coste unitario de inversión del orden de dos veces mayor que un onshore. En cambio, su producción es mejor, por ser el viento más regular. Se espera un gran desarrollo de este tipo de parques marinos en un futuro próximo.
1.4. Estado de la implantación de la energía eólica
En la actualidad, la mayoría de aerogeneradores instalados en parques eólicos son máquinas de gran tamaño cuyas características generales se resumen en la tabla 1.2.
Tabla 1.2. Características generales de grandes aerogeneradores.
La capacidad nominal mundial acumulada en 2008 alcanzó 120,8 GW, de la cual, los diez países indicados en la tabla 1.3, poseían el 86% del total.
Tabla 1.3. Capacidad nominal instalada acumulada por países (MW) en 2008
La energía eólica ha experimentado un gran crecimiento. La figura 1.1 muestra esa evolución desde 1993 (2.9 GW) hasta 2008 (120.8 GW).
Figura 1.1. Potencia eólica mundial instalada acumulada, en MW.
Para un conjunto de veinte países miembros de la IEA Wind, con una potencia total instalada acumulada en 2007 de 74,8 GW, los datos más significativos se muestran en la tabla 1.4
| Capacidad total acumulada (MW) | 74.844 |
| Capacidad offshore (MW) | 1.125 |
| Nº de aerogeneradores (aprox) | 55.000 |
| Potencia media de nuevas turbinas (kW) | 1.773 |
| Energía eléctrica producida (TWh) | 155 |
| Horas equivalentes anuales a plena carga | 2.070 |
| Factor de carga (%) | 24 |
| Tabla 1.4. Datos eoloeléctricos para un conjunto de veinte países de la IEA Wind (2007). | |
En España la evolución de la capacidad eólica instalada se muestra en la figura 1.2.
Figura 1.2. Evolución de la capacidad eólica instalada en España.
La capacidad nominal unitaria de las turbinas eólicas ha ido creciendo progresivamente. En 1995, la potencia media por turbina era de 350 kW y en 2007 la capacidad unitaria aumentó hasta 1.770 kW en promedio. La figura 1.3, muestra la evolución de la capacidad media unitaria de las turbinas instaladas.
Se espera en el futuro próximo el aumento de instalación de turbinas de 3 a 5 MW. Actualmente se considera una capacidad de 5 a 6 MW como el límite superior técnicamente viable.
Figura 1.3. Potencia media (kW) de turbinas instaladas en países miembros de la IEA Wind en el período 1995-2007.
1.5. La evolución de la energía eólica en el pasado y situación actual
a) Evolución en el pasado próximo
La energía eólica se ha utilizado desde tiempos pasados como energía mecánica para molinos y bombeo de agua. La figura 1.4 muestra el típico molino holandés (a) y el aerogenerador multipala americano (windmill) utilizado para bombeo de agua (b).
Figura 1.4. Molino holandés (a) y generador multipala (windmill) para bombeo de agua.
A partir de 1980 progresa la tecnología eólica. En su inicio, las turbinas tenían potencias de 20 a 50 kW, eran pesadas, ruidosas, con baja disponibilidad, difícil regulación y con un gran coste unitario de inversión, alrededor de 3.000€/kW instalado.
Un cuarto de siglo más tarde, la potencia se sitúa entre 1,5 y 3 MW por aerogenerador, son mucho más ligeros, más disponibles, presentan un buen control de la regulación y su coste unitario de inversión se sitúa entre 900 a 1.300€/kW instalado, según el tipo y tamaño de la máquina y de las características del parque eólico. En la figura 1.5 se muestra un parque eólico con turbinas de gran potencia.
En el desarrollo de la energía eólica se distinguen las siguientes etapas:
Etapa de inicio: corresponde a las décadas de 1970 y 1980. Durante la segunda se consolida el modelo tripala, básicamente de velocidad constante, regulación por pérdida aerodinámica (stall), con generador eléctrico asíncrono con rotor en jaula de ardilla y con una capacidad nominal unitaria no mayor de unos 300 kW. Este período histórico está dominado por el llamado “modelo danés”.
Etapa de crecimiento: en la década de 1990, se introduce la regulación aerodinámica por paso variable (pitch), la turbina a velocidad variable y el generador asíncrono con rotor doblemente alimentado, favorecido por el desarrollo de la electrónica de potencia. La potencia nominal crece desde unos 300 kW a inicios de la década hasta unos 1.500 kW a finales de la misma.
Etapa de consolidación y gran desarrollo: a partir del año 2000. Se consolida la turbina regulada por paso variable (pitch) frente al paso fijo por pérdida aerodinámica (stall). También aumenta notablemente el uso de turbinas con rotor a velocidad variable frente a los de velocidad constante o semivariable. Se resuelven problemas de integración en la red eléctrica, como estabilidad, respuesta frente a huecos de tensión y control de tensión y frecuencia. Se desarrollan sistemas de predicción de producción y entrega de energía eléctrica a corto plazo (24 y 48 h). Las nuevas turbinas se sitúan entre 1 a 3 MW, siendo la potencia unitaria media instalada del orden de 1,5 MW. Se inician los parques eólicos marinos (offshore).
Se espera en un futuro próximo la comercialización de turbinas eólicas de 4 a 6 MW y un gran desarrollo en el sector marino (offshore). También se espera mayor presencia de alternadores síncronos de imanes permanentes accionados por turbinas de velocidad variable sin caja multiplicadora y conectados a la red a través de convertidores de frecuencia. Actualmente se considera la potencia nominal de 5 a 6 MW como el límite máximo técnicamente viable para un aerogenerador.
