TRABAJO DE FINAL DE FINAL DE GRADO Grado en Ingeniería Eléctrica
REPOWERING, MODERNIZACIÓN DE PARQUES EÓLICOS ONSHORE
Memoria y Anexos
Autor/a: Pol Hortal Soriano Director/a: Ángel Silos Sánchez
Departamento: DEE – Departamento de Ingeniería Eléctrica
Convocatoria: Junio 2021
Resumen
El trabajo se fundamenta principalmente en un análisis preliminar de repotenciación de un parque eólico onshore como base y construir una herramienta capaz de evaluar la rentabilidad del proyecto, en función de los parámetros que pueda proponer el cliente. Además, en el caso que un usuario tenga varios parques eólicos onshore, la calculadora será la herramienta que indicará cuál es el apropiado a repotenciar.
En el momento que se empezaron a construir parques eólicos se utilizaron las mejores ubicaciones posibles. Por lo que, a día de hoy, plantean instalar parques eólicos nuevos en zonas con peores velocidades de viento o repotenciar parques obsoletos o cerca del final de su vida útil. La repotenciación de estos parques afectará positivamente a no degradar más el medio ambiente.
Gran parte de este trabajo se basa en la elaboración de la calculadora de repotenciación de parques eólicos onshore. Cada parque y en cada momento de su vida tiene unas particularidades específicas, por ejemplo, la potencia de la turbina a instalar, el número de turbinas, los años restantes de vida del parque a repotenciar o el precio de la energía actual.
Con estas especificaciones, la calculadora indicará como variables de salida, el plazo de retorno de la inversión, la energía anual producida, el factor de carga, la caída de tensión o intensidad nominal del parque tras la repotenciación.
Resum
El treball es fonamenta principalment en una anàlisi preliminar de repotenciació d'un parc eòlic onshore com a base i construir una eina capaç d'avaluar la rendibilitat del projecte, en funció dels paràmetres que pugui proposar el client. A més, en el cas que un usuari tingui diversos parcs eòlics onshore, la calculadora serà l'eina que indicarà quin és l'apropiat a repotenciar.
En el moment que es van començar a construir parcs eòlics es van utilitzar les millors ubicacions possibles. Pel que, avui dia, plantegen instal·lar parcs eòlics nous en zones amb pitjors velocitats de vent o repotenciar parcs obsolets o prop del final de la seva vida útil. La repotenciació d'aquests parcs afectarà positivament a no degradar més el medi ambient.
Gran part d'aquest treball es basa en l'elaboració de la calculadora de repotenciació de parcs eòlics onshore. Cada parc i a cada moment de la seva vida té unes particularitats específiques, per exemple, la potència de la turbina a instal·lar, el nombre de turbines, els anys restants de vida del parc a repotenciar o el preu de l'energia actual. Amb aquestes especificacions, la calculadora indicarà com a variables de sortida, el termini de retorn de la inversió, l'energia anual produïda, el factor de càrrega, la caiguda de tensió o intensitat nominal del parc després de la repotenciació.
Abstract
The work is mainly based on a preliminary analysis of the repowering of an onshore wind farm as a basis and the construction of a tool capable of evaluating the profitability of the project, depending on the parameters that the client may propose. Furthermore, in the case that a user has several onshore wind farms, the calculator will be the tool that will indicate which is the appropriate one to repower.
When wind farms were first built, the best possible locations were used. Therefore, today, they are considering installing new wind farms in areas with worse wind speeds or repowering obsolete or near end-of-life wind farms. The repowering of these farms will have a positive impact on not further degrading the environment.
A large part of this work is based on the development of the onshore wind farm repowering calculator. Each wind farm and at each point in its life has specific particularities, e.g. the turbine power to be installed, the number of turbines, and the remaining years of life of the wind farm to be repowered or the current energy price. With these specifications, the calculator will indicate as output variables, the payback period of the investment, the annual energy produced, the load factor, the voltage drop or nominal current of the wind farm after the repowering.
Agradecimientos
Quería expresar mi gratitud hacía mi tutor del proyecto, Ángel Silos, por su dedicación desde el primer momento y a las enseñanzas dadas como su asesoramiento técnico. Puedo afirmar que acerté completamente al escoger a la persona adecuada.
Agradecer a mis padres y a mi hermana todo su apoyo y paciencia que me han dado siempre.
Además de ayudarme siempre en todas las decisiones que tomo en mi vida. También agradecer a Zaida, gracias a ti todo ha sido mucho más sencillo y por saber sacarme una sonrisa en cada momento.
Por último, y no por ello menos importante, quería agradecer a mis abuelos haber estado siempre ya que sin ellos no podría haber alcanzado esta meta.
Índice de memoria
RESUMEN ___________________________________________________________ I RESUM _____________________________________________________________ II ABSTRACT __________________________________________________________ III AGRADECIMIENTOS __________________________________________________ V
PREFACIO ___________________________________________________________ 2
1.1. Motivación ... 2
1.2. Requerimientos previos ... 3
INTRODUCCIÓN ______________________________________________________ 5 1.1. Objetivos del trabajo ... 5
1.2. Alcance del trabajo ... 6
CAPÍTULO 1: RECURSO EÓLICO __________________________________________ 7 1.1. Introducción ... 7
1.1.1. Situación de la energía eólica ... 7
1.1.2. Situación de la energía eólica en España ... 10
1.1.3. En qué consiste la repotenciación ... 12
1.2. Atlas eólico ... 16
1.3. Rosa de los vientos ... 17
1.4. Distribución de Weibull... 18
1.5. Potencia eléctrica ... 19
1.5.1. Potencial eólico ... 19
1.5.2. Límite de Betz ... 20
1.5.3. Variación de la velocidad del viento respecto a la altura ... 21
CAPÍTULO 2: ELECCIÓN DEL AEROGENERADOR ____________________________ 23 2.1. Modelo del aerogenerador actual ... 23
2.2. Preselección de modelos ... 25
2.3. Comparación de resultados ... 28
CAPÍTULO 3: DIGITALIZACIÓN _________________________________________ 30 3.1. Mantenimiento preventivo ... 30
3.2. Mantenimiento correctivo ... 33
3.2.1. Grandes correctivos ... 34
3.2.2. Pequeños correctivos ... 34
3.3. Mantenimiento predictivo ... 34
3.3.1. Tecnologías predictivas ... 36
3.4. Mantenimiento centrado en la fiabilidad (RCM) ... 38
3.5. Elaboración de un plan de mantenimiento... 40
CAPÍTULO 4: INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA ______________________________ 45 4.1. Disposición eléctrica ... 45
4.1.1. Cálculo de la intensidad nominal ... 45
4.2. Elección de la sección del conductor... 46
4.2.1. Dimensionamiento de conductores por criterio térmico ... 46
4.2.2. Comprobación de sección por criterio de caída de tensión ... 50
4.2.3. Comprobación por criterio de cortocircuito ... 52
4.2.4. Comprobación por criterio de pérdidas de potencia ... 53
4.3. Subestación eléctrica ... 53
4.3.1. Sistema de control y protecciones ... 54
4.3.2. Alumbrado ... 56
4.3.3. Celdas de conexión ... 56
CAPÍTULO 5: ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PARQUE EÓLICO ___________________ 59 5.1. Estudio de la producción del parque... 59
5.2. Estudio de la inversión necesaria para la repotenciación... 60
5.3. Estudio de la rentabilidad del parque eólico actual ... 61
5.4. Estudio de la rentabilidad del parque a instalar ... 62
CAPÍTULO 6: CALCULADORA REPOWERING ______________________________ 64 6.1. Baos y Pumar Fase 1 ... 67
6.2. Configuración en mallado ... 70
CAPÍTULO 7: ANÁLISIS DEL IMPACTO AMBIENTAL DE LA REPOTENCIACIÓN DEL PARQUE ______________________________________________________ 74 7.1. Impacto sobre el paisaje ... 74
7.2. Efectos sobre la vegetación y la fauna ... 75
7.3. Impacto sobre el suelo ... 76
7.4. Emisiones de ruido y afecciones a la atmósfera ... 76
7.5. Reutilización de aerogeneradores ... 77
CAPÍTULO 8: IMPACTO AMBIENTAL DEL PROYECTO ________________________ 78 CONCLUSIONES _____________________________________________________ 80 PRESUPUESTO ______________________________________________________ 83 BIBLIOGRAFÍA ______________________________________________________ 85
ANEXO ____________________________________________________________ 91 A1. Cálculos sobre aerogeneradores ... 91 A2. Cálculos sobre infraestructura eléctrica ... 98 A3. Cálculos sobre el análisis económico ... 100
Prefacio
1.1. Motivación
Siempre ha existido un gran interés por las energías renovables, eso ha determinado los estudios universitarios de la carrera escogida junto al tema de este trabajo. Creo que el auge en las nuevas tecnologías también ha hecho que mi interés por el tema crezca, ya que las implementaciones que tiene la ingeniería en la vida cotidiana crecen de forma exponencial.
Desde otro punto de vista, también ha habido una gran predilección por una de las asignaturas que cursé. Generación eléctrica eólica llamó mi interés desde el primer día, era un mundo el cual desconocía por completo, yo conocía como funcionaban las turbinas eólicas, pero cuando empezamos a adentrarnos en el funcionamiento de los aerogeneradores fui consciente de todo el trasfondo que tiene este mundo y todo en lo que aún podemos mejorar.
La repotenciación de los parques eólicos va a permitir usar aerogeneradores y sistemas más modernos y poder impulsar el desarrollo de la nueva tecnología. El poder mejorar esta tecnología hace que obtengamos una mayor eficiencia en cuanto hablamos de rendimiento.
Con este concepto de repotenciación, aplicamos la economía circular, esta se basa en no desperdiciar los productos de forma tan rápida como los fabricamos, sino que los reutilizamos.
Usamos mucho más los recursos renovables y reciclamos los materiales usados en el producto anterior, disminuyendo costes, haciendo un uso más eficiente de la energía y reduciendo los efectos negativos del cambio climático.
Por otro lado, el impacto ambiental siempre ha sido una preocupación, a día de hoy, utilizamos los combustibles fósiles en grandeza, cuando tenemos muchos sistemas alternativos para poder obtener energía totalmente limpia de forma renovable. Entre ellas existen la energía eólica, la solar, la energía hidroeléctrica, entre otras más. Utilizando estas energías renovables reducimos el impacto ambiental, además como son recursos naturales, los podemos generar ilimitadamente.
1.2. Requerimientos previos
Muchas de las asignaturas han sido de gran ayuda para poder realizar el trabajo, una de ellas sin duda es instalaciones eléctricas de baja y alta tensión, en esta nos enseñaron a estudiar los criterios y métodos de cálculo para los diferentes elementos de la instalación, en mi caso aplicado al trabajo serán las intensidades nominales del parque eólico.
Otra asignatura que ha sido de gran ayuda, como he afirmado anteriormente, ha sido la generación eléctrica eólica, esta asignatura ha estado la principal motivación por la cual me incline por este trabajo. En esta asignatura, me enseñaron las diferentes tecnologías de generación eléctrica eólica de energía eléctrica; a modelar, simular y analizar el conjunto del sistema eléctrico.
Sistemas eléctricos de potencia también aprendí una referencia para el trabajo. Me proporcionó los conocimientos para poder realizar cálculos de líneas aéreas y sus sistemas eléctricos, ya que entendí muchos componentes de las líneas, su sistema de transporte y distribución de energía eléctrica.
Introducción
1.1. Objetivos del trabajo
La finalidad de este trabajo de final de carrera, es poder hacer un estudio de la repotenciación en los parques eólicos en onshore y definir una calculadora capaz de evaluar el retorno de inversión de la repotenciación de un parque. Con esta herramienta un promotor de parques puede decidir de entre un conjunto de parques cual puede ser el más interesante. En este, haremos la repotenciación de 75 aerogeneradores situados en el parque eólico de Albacete, llamado Malefatón.
La repotenciación en un parque eólico se basa en la sustitución de uno o varios aerogeneradores, los cuales tienen una menor eficiencia y potencia, por nuevas turbinas de mayor potencia y mejor rendimiento, pudiendo así, incrementar el aprovechamiento del parque eólico. Cuando tomamos la decisión de repotenciar un parque, debemos analizar varios elementos, tanto técnicos, económicos, como legislativos.
Debemos tener en cuenta, la elección del aerogenerador que acompañará al parque eólico, estudiando cuál es el más eficiente dependiendo de las necesidades actuales. Haciendo los cálculos pertinentes de intensidades nominales o conductores de cables para la instalación.
La digitalización es otro punto importante que debemos valorar, esta permite desarrollar un sistema de análisis predictivo que estudia los equipos instalados permitiendo detectar un posible fallo con tiempo de antelación. Además, con las mejoras de la tecnología, como es el internet de las cosas, podemos tener todos los datos de la turbina en servidores en la nube.
Otro aspecto que debemos tener en cuenta es el impacto ambiental, en los últimos años ha habido una fuerte preocupación por el medio ambiente, ya que, a causa de las emisiones de gases de efecto invernadero, estamos contribuyendo al calentamiento global. El desarrollo de las nuevas tecnologías las hace protagonistas para un sector eléctrico más seguro, eficiente y respetuoso con el medio ambiente.
Por otra parte, el análisis económico es muy importante para poder examinar la repotenciación de nuestro parque, ya que no solo tomamos la intención de mejorar la tecnología medioambiental, sino que detrás existe un motivo de generación económica que requiere de una inversión.
1.2. Alcance del trabajo
El alcance de este trabajo se centra en poder crear una calculadora capaz de evaluar la repotenciación de un parque eólico. Para ello se deberá de estudiar varios puntos.
El primer punto a estudiar es poder analizar el recurso eólico, la evolución de la energía eólica a lo largo del tiempo, saber evaluar las mejores zonas donde poder repotenciar un parque y que ecuaciones son las adecuadas para ello.
Elegir el aerogenerador adecuado es esencial a la hora poder repotenciar el parque. Se debe analizar la turbina actual del parque, estudiar la energía anual producida, el factor de carga o las horas totales de carga, evaluar entonces los resultados y analizar que turbina se adecua más.
Hacer el mantenimiento y la digitalización adecuada puede resultar en el final del resultado económico una gran balance positivo respecto a no hacerlo, es por eso, que hay que analizar los tres tipos de mantenimientos clave a los aerogeneradores y crear un plan de mantenimiento para poder predecir cuáles serán los siguientes componentes a fallar y poder substituirlos a tiempo.
El siguiente aspecto es poder analizar la infraestructura eléctrica del parque, saber que sección de conductor es la adecuada a instalar en el cableado del parque o la intensidad que se tendrá, para finalmente calcular la caída de tensión y las pérdidas de potencia Joule que se tienen.
Se deberá de tener en cuenta el análisis económico que conlleva repotenciar el parque, habrá que analizar los diferentes costes, además del precio de la energía o la subida del IPC.
Asimismo, si se pide capital a una entidad financiera, el interés que tiene y el retorno de la inversión.
Todos estos aspectos estudiados, son fundamentales para poder crear la calculadora de repotenciación de parques. La herramienta te preguntará unas variables de entrada y te devolverá variables como el plazo de recuperación de la inversión, el beneficio neto del parque a repotenciar, entre otras. Además, según la configuración del parque se calculará una caída de tensión o intensidad del parque. Normalmente el parque eólico tiene una configuración radial a la subestación, pero puede ser en anillo o en mallado.
Finalmente, se analizará el impacto ambiental que tiene repotenciar el parque, se analizarán varios puntos a tener en cuenta como pueden ser, los efectos sobre la vegetación o la fauna o las emisiones de ruido o a la atmósfera.
Capítulo 1: Recurso eólico
1.1. Introducción
1.1.1. Situación de la energía eólica
En la Unión Europea, países como Alemania, España o el Reino Unido han sido los máximos exponentes cuando hablamos de capacidad instalada. Sin embargo, Europa está la segunda en la cabeza, detrás de Asia, en términos de capacidad instalada. A día de hoy, China está en la punta siendo el país con más potencia instalada, ya que tiene un total de 237 GW, el país que sigue a China es Estados Unidos con un total de 105 GW, el tercero es Alemania con 61 GW. [1]
Figura 1. Instalaciones totales en onshore (Fuente: GWEC, Marzo 2020 )
2019 fue un gran año para la industria de la energía eólica a nivel global, con un total de nuevas instalaciones superando los 60 GW, esta es la segunda vez en toda la historia que se supera esa cifra, pero los efectos del COVID han tenido una influencia negativa en los mercados cuantificables. [1]
Se creía que 2020 iba a ser un año de récord, puesto que se calculaba que habría un total de 76 GW de nuevas instalaciones, se preveía también, que en los 5 años siguientes habría un total de 71 GW cada año hasta un total de 355 GW. A pesar de todas las predicciones los efectos del COVID han sido un duro golpe para el mercado global junto a la industria eólica,
es complicado saber lo que ocurrirá en los siguientes años. Cuando los mercados junto con la sociedad puedan volver a la normalidad y así como poder analizar los daños sociales y económicos que ha tenido la pandemia. [1]
La próxima década será importante para determinar cuál será el papel de la industria eólica en la globalización, ya que tiene que ser crucial llevar a cabo la transición ecológica en el poco tiempo que queda. Se prevé, en la siguiente década, llegar a los 100 GW de instalaciones, obteniendo, por consiguiente un mayor volumen en el mercado.
El mercado eólico en offshore también ha tenido un gran crecimiento, con más de 6 GW de nuevas instalaciones en 2019, siendo el mejor año para la industria global de energía eólica en offshore. El Reino Unido es quien está en cabeza en cuanto hablamos de instalaciones en offshore, teniendo un 33% del total de instalaciones globales, le sigue Alemania con un 26% y China con un 23%.
Figura 2. Instalaciones totales en offshore (Fuente: GWEC, Marzo 2020 )
No solo está creciendo el mercado en forma de instalaciones, sino que también está creciendo en forma de producción de energía. Los aerogeneradores han crecido constantemente en cuanto a su capacidad nominal, es decir, la producción máxima de electricidad que pueden alcanzar cuando funcionan a plena potencia. Por ejemplo, la capacidad media de los
aerogeneradores en 2005 fue de 1.34 MW, en la actualidad, las mayores turbinas del mercado tienen capacidades de 6 MW. [2]
Figura 3. Proyecciones instalaciones en onshore (Fuente: IRENA’s renewable capacity statistics )
Si se observa el futuro, se proyecta un crecimiento exponencial respecto a las instalaciones totales de la energía eólica en onshore, como se ha visto antes en 2019, hubo un total de 621 GW, se predice que en 2050 habrán 5044 GW, este resultado es aproximadamente 10 veces mayor al que actualmente tenemos. [2]
Asia seguirá siendo el líder global en instalaciones totales de onshore, siendo la región donde se calcula que habrá más de la mitad de la que se predice en 2050. La siguiente región después de Asia, es Norte América, se prevé que habrá 10 veces más potencia instalada de la que hay actualmente. [2]
Con los avances continuos de la tecnología y la reducción de costes, junto con las políticas adecuadas y medidas de apoyo, el mercado en onshore crecerá rápidamente en las siguientes décadas, otra cuestión clave, es la sustitución de los aerogeneradores que se acercan al final de su vida útil junto a la repotenciación para poder prolongar esta vida útil. El mantenimiento del sistema y sus actualizaciones, incluida la sustitución de algunos componentes antiguos pueden ayudar a mejorar los beneficios socioeconómicos obtenidos de las instalaciones iniciales. Además, se sigue dando una continuidad a la vida del parque situado en una zona estratégica donde podremos conseguir una mayor potencia eléctrica, aprovechando así la sostenibilidad del ecosistema.
1.1.2. Situación de la energía eólica en España
En España es el cuarto año consecutivo, en el cual la energía eólica es la segunda fuente de generación eléctrica, después de la energía nuclear. Además, la energía eólica sigue siendo la tecnología renovable de mayor importancia en España, visto que ha conseguido más de la mitad del conjunto de las renovables con el 55.2%. [3]
En España en 2019, se alcanzó un total de 25.7 GW, un 9.6% mayor al registro hecho el año anterior, el 2018, ya que esta cifra fue de 23.4 GW. Esta nueva potencia pertenece a proyectos resultantes de la primera y segunda subasta de 2017. [3]
Figura 4. Potencia instalada en España (Fuente: AEE, año 2019)
Si se observa la potencia eólica desglosada por comunidades autónomas en 2020 encontramos lo siguiente. Aragón es la comunidad con mayor potencia eólica instalada con un total de 1.05 GW, el resto de comunidades que le siguen son Navarra con 0.26 GW y Castilla y León con 0.216 GW. En cambio, la potencia acumulada, Castilla y León es la principal comunidad, con 6.3 GW, le siguen Castilla la Mancha y Galicia con 3.8 GW.[3]
Figura 5. Potencia instalada en España por comunidades (Fuente: AEE, año 2020 )
El efecto reductor de la energía eólica en el mercado eléctrico en 2019 fue de 6€/MWh, este fue menor del precio del año anterior debido a la interconexión con Francia y la reducción del precio del gas. Quien salen más beneficiados de este efecto son los consumidores industriales, todo y eso, la energía eólica generó un ahorro neto a los consumidores eléctricos de 72 millones de euros. [4]
En 2020, se publicó el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), siendo este una versión actualizada de la versión del 2019. En este se publican los siguientes puntos: [3]
- Un objetivo de las energías renovables es obtener en la energía final un 42% en 2030, en el caso del sector eléctrico, una generación renovable del 74%.
- Se quiere conseguir una potencia instalada en 2030 de 50 GW y aportar un 34% de la generación total.
- Repotenciación de 10-20 GW.
España a pesar de ser la quinta potencia en el mundo en potencia instalada, en 2019 inauguró el primer aerogenerador offshore, está situado en la isla de Gran Canaria y tiene una potencia de 5 MW. La energía eólica en offshore es todo un reto para poder ubicar los aerogeneradores
y poder hacer correctamente el mantenimiento, aumentando así también su coste, pero en España tiene un mercado muy grande para poder utilizar esta tecnología. [2]
1.1.3. En qué consiste la repotenciación
Cuando hablamos de repotenciación se entiende por la sustitución de equipos más antiguos de menor potencia y eficacia, por aerogeneradores de mayor capacidad y eficiencia, pudiendo así, conseguir un mayor aprovechamiento del recurso eólico. Con esta extensión en su vida útil, podemos aprovechar mejor los emplazamientos, los aerogeneradores más antiguos tienen un mejor emplazamiento, usando también un mejor recurso, así aprovechamos más el recurso haciendo que las nuevas turbinas usen todo su potencial.
Además de que las nuevas turbinas son más grandes y eficientes, permiten reducir el número de turbinas actuales ya que los nuevos aerogeneradores generan más potencia que las anteriores, aumentando así la producción del parque y disminuyendo el impacto ambiental y visual.
Esta tecnología significa hacer una inversión bastante elevada, además de tramitaciones complejas, como contrapartida, obtenemos una mejora de la producción y mayores ingresos.
Se puede aprovechar las turbinas antiguas, junto a componentes que estén en buen estado, para ser usados en repuestos de máquinas similares.
Normalmente, un parque eólico tiene una vida útil cercana a los 20 años, eso quiere decir que los primeros parques eólicos en España fueron ubicados en las mejores zonas de obtención de energía eólica, haciendo así que nuevas turbinas con una mayor eficiencia no puedan obtener esa potencia eléctrica mediante la energía del viento.
Todo esto hace más interesante el hecho de repotenciar que construir un parque eólico desde cero. Todo y eso, se tiene que estudiar el caso en particular dado la complejidad y los elevados factores que influyen. Repotenciando el parque no solo se puede reutilizar partes de las turbinas anteriores, sino que también se aprovecha la infraestructura junto a las instalaciones de línea, procurando así el parque eólico bastante más sostenible.
Figura 6. Evolución antigüedad parques eólicos. (Fuente: AEE )
Como observamos en la figura 6, en España ya se han empezado a realizar algunas repotenciaciones de parques existentes, a pesar de que aún no existe ningún tipo de regulación respecto a la repotenciación en el país. En 2021, hay más de 11000 MW provenientes de turbinas con 15 o más años de antigüedad, más de 3000 MW de más de 20 años y 200 MW de aerogeneradores de más de 25 años. [3]
Esto significa que la mayor parte de nuestra obtención de energía eólica viene un equipamiento cerca de finalizar su vida útil, haciendo inexistente la producción en los años venideros, si no se decide hacer nada al respecto. Es por eso, que la idea de repotenciar los parques eólicos se hace mucho más interesante.
1.1.3.1. Ejemplos de repotenciación
En España ya ha habido algunos casos de repotenciaciones de parques eólicos, algunos de ellos son los siguientes:
● Parque eólico Cabo Vilano, fue puesto en marcha en 1991 y en 2016, fue la primera repotenciación de un parque eólico en Galicia, este parque es propiedad el 100%
de Gas Natural Fenosa Renovables. En este parque eólico se han sustituido 22 turbinas de 200 KW cada una consiguiendo una potencia total de 3.9 MW, por 2 turbinas de 3 MW. Estos dos aerogeneradores han mejorado la eficiencia un 400%
respecto a la anterior situación. A pesar de la mejora de potencia eléctrica,
también hay una mejora en el impacto ambiental, reduciendo un 90% en el impacto visual y paisajístico de la zona. La inversión de la repotenciación de este parque ha supuesto 7.6 millones de €. [5]
El transporte de los aerogeneradores fue la tarea más complicada en la construcción del parque, se tuvieron que adaptar señales, retirar vehículos estacionados y tener que rellenar diferentes curvas. Cada uno de los aerogeneradores requirió el uso de varios camiones debido a la longitud de las palas y el peso de la góndola. [6]
Figura 7. Secuencia instalación Cabo Vilano.
● Parque eólico de Malpica, este parque situado en Malpica, Galicia, fue puesto en marcha en 1997 y es propiedad de la sociedad Parque Eólico de Malpica, SA. Se ha puesto en marcha la repotenciación de este parque sustituyendo un total de 67 aerogeneradores, 65 de 225 KW y 2 de 750 KW, por un total de 7 turbinas más modernas manteniendo la potencia actual de 16.5 MW. La inversión de la repotenciación de este parque ha supuesto 22 millones de €. [8]
Surus Inversa ha sido la empresa responsable de desmantelar todas las turbinas y ponerlas en subasta a través de Escrapalia, su portal de subastas. Todo este proyecto supone una mejora en el impacto ambiental y sonoro, además esta empresa se responsabiliza de la gestión de residuos de la fase de desmontaje. [7]
Figura 8. Repotenciación parque eólico Malpica.
● Parque eólico el Cabrito, situado en Tarifa, Cádiz. Este parque fue puesto en servicio el año 1995 y consta de 90 aerogeneradores de 330 KW cada uno. La repotenciación de este parque consta de 12 turbinas de la tecnología actual manteniendo la misma potencia de 30 MW, pero incrementando un 16% la producción energética y reduciendo el impacto ambiental. Estos 12 aerogeneradores corresponden a 8 de 3 MW mientras que 4 son de 1.5 MW. [9]
La repotenciación de este parque ha sido Acciona junto con Nordex los implicados de hacerlo, el desmontaje ha conllevado a eliminar plataformas y transformadores junto con otros residuos del terreno. El proyecto ha incluido la restauración y revegetación de las zonas afectadas por las obras. Las distancias entre aerogeneradores también han variado, debido al nuevo diámetro de las palas de las nuevas turbinas se ha ampliado desde 170 a 300m.
1.2. Atlas eólico
El atlas eólico fue una idea diseñada por IDAE, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía, junto con Meteosim Truewind, compañía pionera en el desarrollo e investigación en exploración del recurso eólico. Este atlas fue diseñado para elaborar un estudio del recurso eólico de España, con la fiabilidad para permitir la evaluación del potencial eólico. Para crearlo, fue necesario realizar un modelo de simulación meteorológica del recurso eólico a largo plazo.
A día de hoy, no se puede acceder a esta simulación donde se pueden ver diferentes datos geográficos o superficiales, como pueden ser las coordenadas UTM, elevación o la rugosidad del terreno. En cambio, hay un estudio del recurso eólico donde muestra a nivel nacional diferentes resultados de análisis en cada comunidad autónoma, incluyendo mapas eólicos, velocidades medias o densidades energéticas.
Figura 9. Distribución parque eólico Higueruela. (Fuente: CENER )
En el siguiente mapa se examinará el viento en la zona del parque eólico el cual estudiaré en este trabajo, es en la zona de Higueruela, en Albacete. Actualmente en este parque hay 75 turbinas, donde también se juntan otros parques de diferentes términos. Realizando la repotenciación de la zona, pudiendo reducir turbinas, manteniendo la potencia o incluso, aumentándole, mejoraremos el impacto ambiental y sonoro del área.
1.3. Rosa de los vientos
La rosa de los vientos es esencial para poder ubicar la turbina en el emplazamiento perfecto en la instalación, ya que proporciona la dirección del viento en un diagrama circular permitiendo así ubicarlo en el sitio idóneo. Si, por ejemplo, una gran cantidad de la energía viene en una dirección, lo que queremos hacer es situarlo en una zona donde tenga los menores obstáculos posibles en esa dirección.
Figura 10. Rosa de los vientos Higueruela. (Fuente: CENER )
En esta figura se observa la rosa de los vientos en el sitio donde se quiere repotenciar el parque eólico a una altura de 50m. Como puede verse, el viento predominante viene por el noroeste, aunque también se obtienen algunos vientos del sudeste.
1.4. Distribución de Weibull
La distribución de Weibull es una herramienta muy útil para determinar el potencial eólico, se utiliza para poder caracterizar la velocidad del viento en un emplazamiento, esta distribución es la más empleada para la estimación de energía eólica. Se define mediante esta ecuación:
𝑃(𝑢) =𝑘𝑐· (𝑢𝑐)𝑘−1· 𝑒(−𝑢𝑐)
𝑘
(Eq 1.1)
En esta ecuación se encuentras varios factores interesantes, el primero de todo es 𝑃(𝑢), representa la probabilidad estadística de que ocurra la velocidad u. El segundo término es C, este valor es la velocidad media del viento, se mide en m/s. El último factor es K, este es el factor adimensional de forma.
Esta distribución queda definida por los dos parámetros c y k:
Figura 11. Distribución de Weibull, respecto k y c. (Fuente: Research Gate [10] )
Si se observan estos dos casos, en el primer de ellos se ve la probabilidad del viento respecto a la velocidad por el factor de forma adimensional, al observar la gráfica se percibe que, al aumentar el valor de forma, aumentamos la probabilidad estadística, junto a una mayor velocidad de viento.
El segundo caso, los ejes de la gráfica son los mismos que en el primer caso, pero con la velocidad media del viento, c. En el segundo ejemplo se aumenta la velocidad media, si se hace, la probabilidad estadística disminuye.
En Higueruela, la zona donde quiero ubicar las nuevas turbinas, se tendría una distribución de Weibull de la siguiente forma:
Figura 12. Distribución de Weibull en Higueruela. (Fuente: Mapa Eólico Ibérico)
En este caso, A es la velocidad promedio del viento mientras que K es el factor de forma adimensional.
1.5. Potencia eléctrica
1.5.1. Potencial eólico
La potencia suministrada por una turbina de eje horizontal depende de la superficie de las hélices, es decir, de la longitud y el número de palas. Mediante la energía que contiene una corriente de aire podemos encontrar la potencia eólica disponible.
𝐸𝑐 =12· 𝑚 · 𝑣2 (Eq 1.2)
La energía cinética que procede del viento es calculada por la ecuación anterior, donde m es la masa del aire en Kg y v es la velocidad al cuadrado. La masa del aire se puede descomponer por la densidad del aire multiplicado por el volumen, como se ve en la siguiente ecuación.
𝑚 = 𝜌 · 𝑉 (Eq 1.3)
La densidad del aire es igual a 1.25 kg/m3, y el volumen de un cilindro es el siguiente.
𝑉 = 𝐴 · 𝐿 (Eq 1.4)
A es el área de la pala y la longitud del cilindro es la velocidad multiplicada por el tiempo del recorrido.
𝐿 = 𝑣 · 𝑡 (Eq 1.5)
Si se va sustituyendo todas las ecuaciones queda la energía cinética del aerogenerador.
𝑑𝐸𝑐
𝑑𝑡 = 12· 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3· 𝑡 (Eq 1.6)
Derivando la ecuación [6] respecto al tiempo, se encuentra la potencia eléctrica del aerogenerador.
𝑃 = 12· 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3 (Eq 1.7)
1.5.2. Límite de Betz
Las turbinas eólicas tienen limitaciones de funcionamiento, este funcionamiento está limitado a unas velocidades intermedias de viento, entre 2.5 y 25 m/s. Igual que hay limitaciones en las velocidades, también las hay en la potencia, es lo que se denomina como potencia eólica aprovechable.
𝑃 = 12· 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝑉3· 𝐴 (Eq 1.8)
En esta ecuación se puede ver diferentes parámetros como la densidad, el área o la potencia, pero el que nos interesa en este caso es el coeficiente de potencia o CP. Este elemento es muy importante para el cálculo de un aerogenerador, dado que es el factor que determina la cantidad de energía cinética que se puede extraer del viento, este valor tiene un límite teórico el cual es Cp ≤ 0.5926. [12]
Figura 13. Coeficiente de potencia.
Este valor se puede calcular gracias a la Ley de Betz, esta teoría es una simplificación ya que en su cálculo no tiene presente aspectos como la resistencia aerodinámica de las palas, la pérdida de energía por la turbulencia de la estela o la propia interferencia de las palas.
1.5.3. Variación de la velocidad del viento respecto a la altura
Debido al rozamiento de la corriente de aire con la superficie terrestre, las corrientes del viento no son constantes, sino que aumentan con la altura. Esta variación de altura dependerá de varios factores, como pueden ser, la rugosidad del terreno o los posibles obstáculos.
Existen dos métodos para poder estimar la velocidad del viento y que son muy utilizados para la caracterización del recurso eólico. La primera de ellas se trata de la exponencial de Hellman y es la siguiente ecuación:
𝑣 = 𝑣0 · (ℎ0ℎ)𝛼 (Eq 1.9)
𝑣, es la velocidad a la altura h, 𝑣0 es la velocidad del viento a la altura donde se quiere aplicar, ℎ es la altura inicial y ℎ0 la altura calculada, esta dependerá de la altura del aerogenerador que escojamos. 𝛼 es el exponente de Hellman que varía con la rugosidad del terreno. Este parámetro es el que condiciona la capa límite de velocidades, a un menor valor de α, la velocidad del viento se estabiliza antes, por lo que varía poco la velocidad medida.
Normalmente para terrenos abiertos se suele usar un valor de α=1/7 y con reducidos gradientes de presión.
La segunda alternativa para describir el incremento de la velocidad con la altura es la siguiente:
𝑣 = 𝑣0 · (𝑙𝑛(
ℎ 𝑧0)
𝑙𝑛(ℎ𝑜𝑧0)) (Eq 1.10)
En esta ecuación encontramos los mismos valores que en la primera ecuación, pero hemos añadido las rugosidades del terreno, z0, este coeficiente lo expresamos en metros y dependerá del tipo de terreno donde instalemos nuestro aerogenerador como de su forma.
Capítulo 2: Elección del aerogenerador
2.1. Modelo del aerogenerador actual
El parque actual de Malefatón, de Higueruela hay un total de 75 turbinas, Gamesa G47/660.
Estos aerogeneradores tienen un diámetro de pala de 47m y una potencia de 660 kW, constituyendo un total de 49.5MW en el parque.
Tabla 1: Configuración aerogenerador Gamesa G47/660 [11]
Aerogenerador Gamesa G47/660
Potencia (KW) 660
Diámetro (m) 47
Altura máx. góndola (m) 55
Número de palas 3
Área de barrido 1735 m2
Clase de viento IEC IIA
Velocidad mínima del rotor 22.8 vuelta/min Velocidad máxima del rotor 30.9 vuelta/min Velocidad salida máxima
generador
1650 vuelta/min
Figura 13: Curva de potencia Gamesa G47/660 [11]
En este parque junto al modelo de turbina que hay actualmente, se podría hacer un buen trabajo de repotenciación. Construir nuevas turbinas con una tecnología más moderna y eficiente hará que el trabajo produzca a un mayor rendimiento, además no solo se conseguirá una mayor eficiencia, sino que se reducirá el impacto ambiental y sonoro del parque.
Si se estudia la siguiente tabla se puede ver respecto a la velocidad del viento en la zona estudiada, su potencia y la frecuencia, esta frecuencia es la probabilidad de Weibull.
Con los siguientes datos [tabla 2 en A1] se puede calcular los datos que nos interesan para saber cómo trabaja la turbina. El primer factor a estudiar es el gross energy yield o energía anual producida, esta energía anual producida por el aerogenerador, es estimada por la potencia de salida por el número de horas en el rango de velocidades del viento. Además, se debe tener en cuenta el factor de disponibilidad, que se ha tomado un valor del 98% y el factor de eficiencia de la turbina, con un valor de 85%.
𝐴𝐸𝑃 = 8760 · 𝑁 · ∑𝑛𝑖=1[𝑃𝑖 · 𝑓(𝑈𝑖)]· 𝐴 · (1 − 𝐿) (Eq 2.1)
Estudiando cada valor, 8760 son las horas anuales que trabaja el aerogenerador. N son el número de turbinas, para estudiar este caso, solo he tenido en cuenta 1 turbina. El siguiente término, es el sumatorio de la potencia que se obtiene de la turbina multiplicada por la frecuencia de Weibull. A es el factor de disponibilidad y L, son las pérdidas de la eficiencia.
La siguiente ecuación es para poder calcular el factor de carga o capacidad, este se trata de la relación entre la energía generada anualmente y la energía que podría haber generado si
hubiera estado al 100% de capacidad. Expresa el porcentaje del tiempo total que el aerogenerador debería de funcionar a potencia nominal. [12]
𝐹𝐶 =8760·𝑁·𝑃𝑛𝐴𝐸𝑃 (Eq 2.2)
El factor de carga en este caso es un valor correcto del factor de capacidad ya que estaría entre 0.3-0.6, si se compara con las turbinas preseleccionadas, se observa un factor de potencia algo más reducido.
La última ecuación sería para determinar las horas totales de carga de la turbina, este valor se obtiene de dividir la energía anual producida entre la potencia que se alcanzaría si trabajáramos al 100%.
𝐹𝐿𝐻 = 𝑁·𝑃𝑛𝐴𝐸𝑃 (Eq 2.3)
2.2. Preselección de modelos
Para escoger la nueva turbina se debe tener en cuenta varios elementos, uno de ellos es la caracterización del viento considerando la velocidad del viento y la intensidad de turbulencia determinan la clase de turbina a instalar. Según la norma IEC 61400-1 (2005) hay 4 clases de aerogeneradores, cada clase de viento define una caracterización diferente. Las clases I a III comprenden la mayoría de los casos de viento que pueden presentarse, mientras que la clase S se reserva para casos de vientos con características especiales o condiciones de seguridad extraordinarias.
Tabla 3: Caracterización del viento
CLASE DE TURBINA
EÓLICA I II III S
Vref [m/s] 50 42.5 37.5 Valores a
especificar por el diseñador de
la turbina
A Iref 0.16 0.16 0.16
B Iref 0.14 0.14 0.14
C Iref 0.12 0.12 0.12
La velocidad de referencia, es la velocidad media de 10 minutos, además hay 3 tipos de turbulencias, A se designa para turbulencias altas, B para turbulencias medias y C para turbulencias bajas.
Por turbulencia se entiende al flujo del aire irregular que se caracteriza por tener fluctuaciones de direcciones del viento en cortos periodos o de velocidad. Estas turbulencias son debidas al choque del viento con elementos, como obstáculos, rugosidades o a causas atmosféricas que modifican las características del aire.
En la energía eólica la turbulencia se denomina intensidad de la turbina y se encuentra mediante la siguiente ecuación:
𝐼𝑢 = (𝑉𝑧𝜎) · 100% (Eq 2.4)
Donde 𝜎 es la desviación estándar en m/s y 𝑉𝑧 es la velocidad media del viento a la altura de la turbina. Sí el viento normalmente fluctúa rápidamente, la intensidad de la turbina será mayor e, al contrario, con vientos estables, la intensidad de la turbina será menor.
Normalmente la intensidad del viento se encuentra entre 0.1-0.4, cuando se encuentra una intensidad mayor es en la superficie terrestre donde el viento está en contacto con la rugosidad del terreno.
Es decir, por lo tanto la intensidad de la turbina varía dependiendo de la magnitud de la velocidad del viento y de la altura hasta el suelo. Se observa un ejemplo en la siguiente imagen.
Figura 14: Intensidad de turbina por clases. (Fuente: Modelo de turbulencia del viento basado en periodos de 30s [13])
De todas las turbinas del mercado, he escogido 3 que son interesantes para la ubicación donde quiero repotenciar el parque. Viendo todas estas, se puede hacer una tabla viendo sus principales datos y poder compararlos entre ellos. También he hecho una gráfica comparando sus curvas de potencia, donde se conseguirá ver que potencia tiene cada turbina durante cualquier tipo de velocidad del viento que potencia obtiene.
Tabla 4: Modelos preseleccionados
Turbinas Gamesa
G128/4500
Gamesa G132/3300
Vestas V117/3300
Potencia (KW) 4500 3300 3300
Diámetro (m) 128 132 117
Altura máx. góndola (m) 140 134 141.5
Número de palas 3 3 3
Clase de viento IEC IIA IEC IIA IEC IIA (DIBt III)
Figura 15: Curvas de potencia modelos preseleccionados 2000
400600 1000800 12001400 16001800 20002200 24002600 28003000 32003400 36003800 40004200 44004600 4800
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Potencia (kW)
Velocidad del viento (m/s)
GAMESA G128/4500 GAMESA G132/3300 VESTAS V117/3300
2.3. Comparación de resultados
Para escoger que turbina es la más óptima para poder repotenciar el parque, he seleccionado varias zonas dentro del parque. En ellos se verán para cada turbina los diferentes parámetros estudiados anteriormente en el trabajo, ya que cada punto tiene unas distintas condiciones de viento, donde, por ejemplo, también variará la distribución de Weibull.
Figura 16: Zonas estudiadas en Malefatón
Tabla 5: Coordenadas y velocidad en zonas estudiadas en Malefatón [14]
Zona Latitud Longitud Velocidad a 100m
(m/s)
Z1 38.98677 -1.47637 6.9588
Z2 39.96962 -1.46710 7.1136
Z3 38.97956 -1.43878 7.1935
Z4 38.98296 -1.41878 7.4243
La zona más óptima para poder repotenciar el parque es la zona 4, obtenemos una mayor velocidad del viento a una altura de 100m. Todos los siguientes cálculos están referidos a esa zona de Higueruela. El siguiente paso en el trabajo, es calcular los valores deseados con las ecuaciones 1, 11, 12 y 13, para las turbinas escogidas.
Con todos los resultados ya calculados, se estudiará cuál es la mejor turbina para nuestro caso [Tabla 6, 7, 8 en A1]. A simple vista, puede parecer que la turbina de Gamesa G128/4500 es la mejor opción para sustituir la anterior turbina debido a que tiene una mayor potencia comparándolas con las otras 2 turbinas. Sin embargo, la distribución tiene mucho que ver en esto, ya que, en este caso, se ha obtenido una mayor energía anual producida en el segundo caso estudiado respecto al primero, teniendo una menor potencia nominal.
El factor de carga también influye en la decisión, con un máximo de 0.5926, en el segundo caso hemos obtenido un valor de 0.5758, este valor es extraordinario ya que roza el máximo permitido, los otros valores de factor de capacidad, de 0.42 y 0.40 respectivamente, son unos valores también excelentes.
Por último, se ha obtenido más de 5000h de carga totales en la segunda turbina estudiada, respecto a las más de 3000h de las otras turbinas. Por este valor, y los demás estudiados, se escogerá la turbina Gamesa G132/3300 para repotenciar el parque de Malefatón.
Tabla 9: Configuración aerogenerador Gamesa G132/3300 [15]
Aerogenerador Gamesa G132/3300
Potencia (KW) 3300
Diámetro (m) 132
Altura máx. góndola (m) 134
Número de palas 3
Área de barrido 13685 m2
Clase de viento IEC IIA
Velocidad mínima del rotor 6.82 vuelta/min Velocidad máxima del rotor 10.9 vuelta/min
Capítulo 3: Digitalización
3.1. Mantenimiento preventivo
La industria eólica está creciendo de una forma exponencial para poder atender a las demandas energéticas que hay actualmente. Este crecimiento, además, se ha visto en forma del tamaño de turbinas, una mayor capacidad nominal o un rendimiento máximo. Esta expansión de las turbinas requiere un análisis y mantenimiento planificado y eficaz que sea capaz de cumplir con los requisitos de mantenimiento de los aerogeneradores.
En los últimos años, cerca de un 30% de las turbinas eólicas no se benefician de las técnicas que permite el mantenimiento predictivo. En cambio, usan un mantenimiento periódico para detectar alguna anomalía o mal funcionamiento de algún componente. Este mantenimiento no se profundiza, sino que se suele realizarse de forma visual y física en el aerogenerador.
Las diferencias entre estos dos tipos de mantenimientos se pueden observar claramente, se ha demostrado que un 70% de los mantenimientos periódicos no se han encontrado problemas, mientras que en un 90% de los mantenimientos predictivos sí que lo han hecho.
Estos resultados muestran como un mantenimiento predictivo puede llegar a ser mucho más eficaz, además, de poder reducir la cantidad de fallos encontrado en los últimos años en las turbinas eólicas. [16]
Otro caso, dónde se observa que un mantenimiento periódico está desfasado enfrente del predictivo, es en la poca fiabilidad del mantenimiento. Los aerogeneradores en un parque eólico al estar situados en puntos alternos, tienen diferentes problemas los unos a los otros, esto hace que el tiempo que transcurre en un fallo en el sistema es distinto de uno a otro. Por lo tanto, es muy difícil detectar cuando va se va a extraviar un componente basándose en una revisión de mantenimiento de tiempo fijo.
A día de hoy, hay poca información en base a poder preparar un plan de mantenimiento preventivo para un parque eólico, se espera que, con el curso de los años, esta preparación pueda aumentar y poder tener una gran información sobre el mantenimiento preventivo.
Figura 17: Esquema del mantenimiento preventivo en un aerogenerador [17]
El mantenimiento preventivo permite incluir todas las acciones que recomienda el fabricante para poder mejorar el rendimiento de la turbina eólica, además, si se analiza correctamente podemos alargar su vida útil del aerogenerador.
Otros parámetros físicos cómo la temperatura, humedad, velocidad de giros de los ejes, lubricación o el nivel de vibraciones proporcionan información valiosa para determinar el estado de los componentes de la turbina y el modo cómo funcionan. No solo permite detectar problemas operativos, sino que también permite detectar el aumento de los esfuerzos y tensiones o daños por fatiga de los materiales.
Los aerogeneradores normalmente están situados en sitios remotos, dónde es difícil acceder, además, el generador junto todos los elementos de la turbina se encuentran en la góndola, en lo más alto de la turbina. Es por eso, que las monitorizaciones del aerogenerador mediante los análisis de vibraciones hacen que el mantenimiento preventivo juegue un papel importante. [18]
La principal ventaja de esta técnica de medición respecto a otras, cómo radiografías o ultrasonidos, es que el análisis vibratorio se realiza con la turbina funcionando, evitando así la perdida de producción que genera la detención del equipo o el parque.
Este análisis consiste en hacer vibrar la turbina, cuando se hace, se obtiene información que no se podría tener mediante el mantenimiento periódico. La transformada de Fourier sirve de gran ayuda para poder medir las vibraciones en el generador, este se coloca y el sistema de monitoreo de vibraciones se ocupa de medir, analizar y gestionar las vibraciones.
𝑓(𝜉) = ∫ 𝑓(𝑥) · 𝑒−∞∞ −2·𝜋·𝑖·𝑥·𝜉 · 𝑑𝑥 (Eq 3.1)
El primer paso para realizar el análisis de vibraciones es identificar los picos de vibración en el espectro estudiado, entonces se seleccionan las frecuencias que destacan. Si las amplitudes del espectro están en los valores permitidos, el generador está preparado. Por el contrario, si no está preparado, se deberá de ajustar el ensamblaje del generador para que entre en los valores permitidos.
A día de hoy, el principal equipo para realizar este análisis en el exterior de las turbinas son los acelerómetros, este al ser pequeño y tener un gran rango de frecuencias, permite integrar la señal para poder obtener el desplazamiento vibratorio. Este se mide, desde la posición de reposo, al movimiento relativo del eje del aerogenerador.
A continuación, se observa una tabla con los rangos de frecuencias adecuados para los sensores de vibraciones.
Tabla 10: Rangos de frecuencia en los sensores. [19]
Sensor de vibración Rango típico de frecuencia (Hz)
Desplazamiento sin contacto 0-10000
Desplazamiento con contacto 0-150
Velocímetro sísmico 10-1000
Acelerómetro de uso general 2-7000
Acelerómetro de baja frecuencia 0.2-2000
3.2. Mantenimiento correctivo
Al contrario del mantenimiento preventivo, que se hace antes de la puesta a punto, este mantenimiento consiste en la sustitución de una pieza en un activo, una vez que ha fallado.
Cuando el componente falla, se repara o elimina, pero nunca se hace el mantenimiento correctivo mientras la pieza esté funcionando.
Figura 18: Proceso mantenimiento correctivo [20]
A los componentes más importantes y de más coste económico, van a tener una mantenibilidad más importante, puesto que sus fallos pueden ocasionar un daño total a todo el equipo de la turbina. Para evitar que esto ocurra, se hace el mantenimiento preventivo, a pesar de esto, hay veces que ocurre una avería imprevista y que puede ocasionar un daño futuro y se tiene que realizar el mantenimiento correctivo.
Monitorizar el estado de los elementos debe de ser considerado un pilar clave para poder determinar la rentabilidad que tienen los elementos existentes. Analizar el momento oportuno el cuál llevar a cabo el mantenimiento correctivo y optimizar su condición o funcionamiento.
Hay muchos factores que influyen a la hora de tomar una elección si hacer una reparación o sustitución, los más importantes son el coste de indisponibilidad, el tiempo de reparación comparado al de sustitución, la disponibilidad y el coste de los recursos.
El mantenimiento correctivo lo podemos separar en dos segmentos, el mantenimiento de gran correctivo y el de pequeño correctivo.
3.2.1. Grandes correctivos
Este tipo de mantenimiento se refiere a las averías de gran magnitud que afectan a los elementos más fundamentales de la turbina, cómo pueden ser el rotor, las palas o el eje principal de la multiplicadora o el generador.
Al ser elementos de gran magnitud, hacen también que requieran más tiempo para su ejecución y una organización muy detallada. A día de hoy, hay muchas herramientas que permiten tener una planificación detallada para poder optimizar el trabajo, ya que los grandes correctivos, requieren de un gran grupo de personas implicadas, cómo son, el cliente, la empresa de mantenimiento, grúas, empresas de repuestos o especializadas en el campo eólico.
3.2.2. Pequeños correctivos
El mantenimiento de pequeños correctivos hace referencia a las intervenciones no programadas o de emergencia de pequeñas averías o cambios de pequeños componentes. Al contrario del mantenimiento de grandes correctivos, no precisa de mucho tiempo de parada ni de reparación del equipo.
Siempre se intenta reparar la pieza averiada, en vez de requerir la sustitución, además de poder recuperar el coste de la pieza, recuperamos tiempo operativo del parque. Al ser pequeños correctivos, siempre se intenta mantener algunas piezas de posible sustitución en stock, por si es necesario hacer el cambio de pieza.
3.3. Mantenimiento predictivo
El mantenimiento predictivo o también conocido como el mantenimiento basado en la condición del componente, se realiza siguiendo una predicción hecha por análisis hechos con anterioridad o por condiciones conocidas y que ya han sido evaluadas. Igual que en los otros tipos de mantenimiento, este quiere conseguir mejorar la productividad de los parques eólicos e incrementar la seguridad y durabilidad.
Este mantenimiento está basado en detectar un fallo antes de que este suceda, se quiere conseguir para poder corregir el error, antes de que se fracture la pieza o componente y requiera tener un parque eólico inactivo. Los controles en el mantenimiento predictivo se pueden llevar a cabo de forma periódica o continua, según la función de los equipos y de la necesidad que precise el parque.
A día de hoy, este tipo es la estrategia más usada para realizar el mantenimiento por las empresas dedicadas a los parques eólicos. Los costes de preservación siempre han sido muy elevados, cerca de un 60% del gasto anual de la instalación, debido a eso, el mantenimiento es una parte esencial a la hora de evaluar una turbina eólica.
La monitorización es una de las innovaciones tecnologías más importantes actualmente para el uso de las turbinas eólicas. Monitorizar un aerogenerador permite recibir de forma continua a través de varios sensores instalados por la turbina el estado actual que presenta. Se pueden recoger datos de la situación climática del entorno, poder detectar los fallos que habrá en un futuro y poder hacer correctamente el mantenimiento correctivo. Además, se puede conseguir una vida útil más larga para la turbina, así como poder ahorrar dinero del coste.
Un sistema de mantenimiento predictivo basado en sensores y controladores especializados en evaluar el envejecimiento, el desgaste y el nivel de estrés de los equipos, además de controlar los fallos comentados anteriormente. Asimismo, contiene un algoritmo con un aprendizaje autónomo, con estas características, lo que se consigue es una optimización sobre el plan de mantenimiento y el uso óptimo del equipo del parque.
El sistema permite monitorizar transformadores lubricados en aceite e interruptores de baja y media tensión. Con esto se consigue un informe sobre las piezas, como puede ser, su resistencia mecánica o la vida útil nominal.
El mantenimiento predictivo se diferencia del preventivo en que las acciones de mantenimiento se realizan en función del estado real de los equipos y no de un calendario predefinido como es en el caso del preventivo. Sin embargo, el mantenimiento predictivo optimiza el tiempo de una forma más avanzada que no el preventivo. Aunque la principal ventaja del predictivo respecto al preventivo, es que no se sustituye un componente porque en el siguiente periodo se ha calculado que va a fallar, sino que se evalúan las medidas monitorizando las condiciones y el estado de vida del componente.
El impacto que tienen las acciones del mantenimiento preventivo cuando es totalmente optimizado no se puede representar mediante una tasa de fallos constante, sino, que cuando un componente es sustituido por otro, este componente vuelve a su tasa de fallos inicial.
El siguiente esquema presenta cuales son los fundamentos del mantenimiento predictivo:
Figura 19: Esquema del mantenimiento preventivo en un aerogenerador [23]
El mantenimiento predictivo tiene muchos aspectos positivos, pero uno de los principales aspectos negativos es la inversión inicial necesaria. En el parque de Malefatón donde actualmente hay 75 turbinas, haría falta una tecnología muy potente, que pueda obtener todos los datos necesarios de todas las turbinas, ya sea con el conjunto de errores de los cuales o los diagnósticos de los componentes. Toda esta tecnología puede hacer encarecer mucho el precio del mantenimiento necesario.
A pesar del coste inicial del mantenimiento predictivo, la tecnología que actualmente se presenta es muy favorable y hace que sea rentable en los años posteriores, ya que se puede predecir el próximo error.
Las principales tecnologías especializadas usadas en poder detectar el error antes de que ocurra una fractura del componente son las siguientes.
3.3.1. Tecnologías predictivas
- Análisis de vibraciones: Igual que en el mantenimiento preventivo se ha estudiado el caso de analizar por vibraciones a la turbina eólica, también se puede hace en el
mantenimiento predictivo. Para poder hacer un estudio correcto de las vibraciones producidas son necesarios equipos como acelerómetros, transductores de velocidad y transductores de velocidad y de desplazamiento. Todos estos sensores se sitúan en diferentes partes del tren motriz de la turbina. [24]
- Análisis de aceite: En este tipo de análisis se monitorean las propiedades del aceite, analizando su calidad para poder determinar la efectividad del sistema de filtro y si es necesario su cambio. Además, su estudio puede indicar el desarrollo de algún error en los componentes mecánicos. Se suelen utilizar para la monitorización de las bobinas del generador, mediante sensores en diferentes puntos situados para analizar las diferencias de temperatura. [24]
- Análisis de la termografía: Sí analizamos la degradación de los componentes o sí hacen un contacto incorrecto, todo esto se puede analizar mediante la monitorización de los fallos de los componentes eléctricos con la termografía. El calentamiento de las piezas de la caja de engranajes puede indicar problemas en un futuro, una vez son detectados, se puede hacer un mantenimiento planificado. Se suele utilizar a largo plazo para analizar piezas como el generador y su electrónica de potencia considerando son piezas que las averías son las más graves. [24]
- Análisis de la deformación: Este tipo de análisis no se utiliza a largo plazo sino a corto, se suele utilizar para monitorizar la medición de deformación de las turbinas eólicas, ya que puede ser útil para poder detectar el tiempo de vida del aerogenerador. Suelen ser sensores laser en la base de la turbina, con estos, pueden detectar pequeños movimientos causados por el viento o por defectos estructurales. [24]
- Análisis en los componentes eléctricos: En las turbinas eólicas se utiliza el análisis de corriente para localizar fenómenos inusuales. Los acumuladores, se mide la impedancia y se establece una relación en la condición y la capacidad. En las redes eléctricas se utilizan técnicas cómo mediciones de descarga o de fuerza de contacto para los interruptores. Por último, se analiza el cableado de la instalación, ya que puede detectar fallos de aislamiento, sin embargo, no es necesario hacer una detención del parque para poder hacer esta última medición.
3.4. Mantenimiento centrado en la fiabilidad (RCM)
En los últimos años, se está empezando a utilizar una técnica organizativa para aplicar en el mantenimiento y mejorar los resultados, esta técnica se denomina cómo Mantenimiento Centrado en la Fiabilidad o RCM ( Reliability Centered Maintenance).
Se basa en la búsqueda de mejora de resultados en base a analizar con una metodología rigurosa cada tipo de fallo o avería de la forma más estricta, estudiando el modo, en el cuál se producen dichos fallos, para poder revertir sus costes o las repercusiones que tienen en el equipo. Llegando a alcanzar de manera eficaz y eficiente los niveles requeridos de seguridad, disponibilidad y coste de explotación. [21]
El RCM se implementa sobre la base de una serie de pasos que están muy bien planificados y están relacionados. Primero hay que examinar bien las metas de productividad y de mejora que ha definido la dirección del proyecto, sobre todo una clara estrategia a la hora de mejorar en nuestro proyecto actual. El segundo paso, es evaluar los métodos en donde las metas escogidas pueden alcanzarse, así que el tercer paso, es investigar cuales son los fallos y la mejor manera para eliminarlos o reducir las consecuencias que puedan tener.
El mantenimiento centrado en la fiabilidad proyecta las siguientes 7 preguntas, estas constituyen la base del análisis que se debe de tener en cuenta cada vez que nos planteemos hacer el mantenimiento de una pieza, ya sea para conocer mejor el componente o cómo puede fallar y que debemos realizar para minimizar dichos fallos.
Por ejemplo, si analizamos la pregunta, ¿qué ocurre cuando falla? Primero hay que identificar la causa del fallo que tiene más posibilidad de causar la pérdida de una función. Analizando la pregunta, junto al producto que estamos evaluando, podemos tratar de prevenir el fallo que pueda ocurrir en un futuro.
Figura 20: Proceso mantenimiento correctivo [22]
Sí utilizamos el RMS de una forma correcta se puede obtener muchos beneficios, cómo una mayor seguridad, ya sea mejorando el mantenimiento de algunos de los dispositivos de la turbina, o consiguiendo menos fallos causados por un mantenimiento innecesario. Mejorar el control de costes de mantenimiento puesto que hacemos menos controles rutinarios, la prevención o eliminación de fallos o menor necesidad de personal en el parque. Además, conseguimos una vida útil más larga para los componentes debido al aumento del uso de las técnicas de mantenimiento.
