Energía Eólica: Tecnología, Costes y Tendencias
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Esta presentación realiza una breve introducción a la energía eólica y al desarrollo de su tecnología. Concluye con un caso de estudio para el desarrollo de un parque eólico de 10 MW. Ha sido realizado por Ton van der Wekken y Fred Wien, dos especialistas senior en Energía Eólica y conversión de energía de KEMA.
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Energía Eólica: Tecnología, Costes y Tendencias
- 1. Energía Eólica Ton van der Wekken y Fred Wien Con la colaboración de Víctor Criado – UPM - Madrid
- 3. Desarrollo de las turbinas eólicas desde 1980 1980 2007 130 m Ø 12 m Ø
- 5. El viento a través del área del rotor
- 6. Fuerzas en las palas del rotor
- 7. Flujo y Fuerzas con más detalle dirección del viento dirección rotacional del rotor velocidad angular velocidad del viento velocidad del viento resultante Resistencia Sustentación
- 9. Curva de Potencia – Velocidad (P-V)
- 10. Tecnología tradicional: Turbina Eólica con caja multiplicadora
- 11. Alternativa técnica: Turbina Eólica con Transmisión Directa (sin caja multiplicadora)
- 13. Turbinas eólicas de velocidad constante
- 14. Turbinas eólicas de velocidad variable
- 18. Desglose de costes de la Energía Eólica 50 a 60 60 a 70 Total 8 8 Otros gastos de funcionamiento 12 12 Operación y mantenimiento incluyendo las revisiones generales 30 a 40 40 a 50 Inversión (12 años, tipo de interés 4%) 2500 horas a plena carga [EUR/MWh] 2000 horas a plena carga [EUR/MWh] Desglose de costes de la Energía Eólica
- 19. Atlas Europeo de “Energía Eólica”
- 23. Estimación anual de la producción de Energía
- 24. Costes de inversión de un parque eólico de 10 MW: ~1,25 M €/MW
- 25. Costes de Operación y Mantenimiento de un parque eólico de 10 MW: ~42.5 k €/MW
- 26. Cálculo del Cashflow: intervalo de 20 años de vida útil(no incluidos los costes financieros)
- 27. ¡Gracias por su atención!
Hinweis der Redaktion
- Este webcast realiza una breve introducción a la energía eólica y al desarrollo de su tecnología. Concluye con un caso de estudio para el desarrollo de un parque eólico de 10 MW. Ha sido realizado por Ton van der Wekken y Fred Wien, dos especialistas senior en Energía Eólica y conversión de energía de KEMA. KEMA es una empresa internacional que se ocupa de la verificación, certificación y de trabajos de consultoría en el ámbito de la generación, transporte y distribución de la energía eléctrica.
- Esta presentación comienza con una breve reseña de los principios físicos de la Energía Eólica. Se analizan los principales componentes de un aerogenerador moderno y su evolución probable durante los próximos cinco años. Se tratan también los costes de inversión y funcionamiento. La presentación concluye con el análisis de viabilidad de un parque eólico en tierra de 10 MW.
- En las últimas tres décadas, la tecnología de los aerogeneradores ha experimentado un crecimiento espectacular. A principios de la década de los 80, las turbinas comerciales tenían una potencia de unos 10 kilowatios, con una altura de torre de 15 metros y diámetros de rotor de 12 metros. 25 años después, tenemos aerogeneradores con potencias nominales de hasta 5 o 6 MW, con alturas de torre de más de 100 metros y diámetros de rotor de 130 metros. En el 2003 comenzó la instalación de turbinas eólicas en mar abierta, en aguas de hasta 40 metros de profundidad.
- Ésta es la única fórmula en la presentación, y muestra la relación entre la velocidad del viento y la potencia del aerogenerador. Es importante señalar que la potencia es proporcional al cubo de la velocidad del viento. Si la velocidad del viento aumenta un 10%, la potencia aumenta en más del 30%, resaltando la importancia de evaluar correctamente la velocidad del viento en un determinado lugar para situar aerogeneradores. El coeficiente C p define la eficiencia de los aerogeneradores que, según el teorema de Betz, tiene un límite superior del 59%. La mayoría de las turbinas eólicas modernas tienen eficiencias de entre el 43 y el 47%, medida en bornas de conexión a la red.
- Así es como se comporta el flujo del viento. El viento entra con velocidad V1 en el plano del rotor. El rotor extrae la energía del viento y, al hacerlo, el disco del rotor reduce la velocidad del viento a sotavento, a V2. Se requiere, por tanto, más espacio para la misma masa de aire, lo que resulta en un aumento de diámetro del flujo. V2 no puede reducirse a cero, porque tendría lugar una inversión de la corriente, lo cual disminuiría el flujo a través del rotor y la eficacia caería fuertemente.
- El flujo de aire a través del rotor produce una fuerza sobre las palas del rotor. El perfil de las palas de una turbina eólica tiene una forma aerodinámicamente similar al ala de un avión. Como consecuencia de esa forma aerodinámica, la presión sobre el lado contra el viento es mayor que en el lado de sotavento. La fuerza de sustentación resultante provoca un movimiento de rotación de la pala. El efecto de sustentación es óptimo cuando la velocidad de rotación es aproximadamente de 6 a 9 veces la velocidad del viento.
- Aquí podemos ver las fuerzas y flujos en la sección de una pala con más detalle. Como ya se ha mencionado, la velocidad de rotación es múltiplo de la velocidad del viento. La fuerza de sustentación actúa en dirección perpendicular a la velocidad del viento resultante. La figura muestra que la sustentación está dirigida en parte en la dirección de la rotación del rotor. Esta componente de la fuerza de sustentación se encarga de hacer girar el rotor y, por lo tanto, de la generación de energía. Al igual que todos los objetos, el perfil aerodinámico presenta una cierta resistencia, que ha de ser pequeña en comparación con la sustentación, ya que reduce la eficiencia.
- En estas tres imágenes se muestran las tecnologías más comunes conversión de energía eólica. En la fotografía superior se muestra una turbina Savonius, o de principio de resistencia. Las palas son curvas, lo que conduce a un diferencial de resistencia en la parte frontal y en la parte trasera. Mediante el uso de dos o más de esas palas curvas, la diferencia en la resistencia conduce a un movimiento de rotación. La eficiencia es bastante baja. Las otras dos turbinas eólicas se basan en el principio de la sustentación aerodinámica. La fotografía de la parte inferior muestra la configuración más conocida: una turbina de eje horizontal con rotor de tres palas. La turbina mostrada en el centro es menos común. También se basa en la sustentación aerodinámica, pero en este caso, tiene un eje vertical giratorio. Las hojas están conectadas en la parte superior e inferior con el eje vertical. Esta turbina Darrieus tiene una eficiencia algo inferior a la de las turbinas de eje horizontal.
- Para cada turbina eólica, la relación entre la velocidad del viento y la potencia generada se define por la llamada curva P-V, o curva potencia-velocidad. La curva PV muestra claramente la ley cúbica entre la velocidad del viento y la potencia generada. La mayoría de los aerogeneradores comienzan la generación de energía a los 2 o 3 m/s, y la potencia nominal se alcanza a los 12 o 13 m/s de velocidad del viento. La velocidad del viento nominal es la más baja de las velocidades del viento a las que el aerogenerador produce la potencia nominal o la potencia máxima. Por encima de la velocidad del viento nominal, la potencia no puede aumentar con la velocidad del viento debido al funcionamiento de los mecanismos de control de potencia de la turbina eólica.
- Esta imagen muestra el rotor, la transmisión y la góndola de un aerogenerador de eje horizontal de gran tamaño, del orden de Megawatios. La góndola está instalada en una torre tubular de acero de 70 a 100 metros de altura. En la foto, de izquierda a derecha, se muestran: las tres palas del rotor conectadas al eje del mismo. El eje está protegido por un cono en forma de nariz. Detrás de él, se encuentra la góndola, alojando la transmisión y el generador. Los aparatos de medida de la velocidad y de la dirección del viento están instalados en la parte superior de la góndola.
- La caja multiplicadora es uno de los componentes más vulnerables de un aerogenerador, por lo que requiere un gran mantenimiento. Para evitar cualquier problema con este componente tan delicado y necesario para el servicio, algunos fabricantes de aerogeneradores han desarrollado Turbinas Eólicas de Transmisión Directa, o también llamadas “sin engranajes”. El eje principal está directamente conectado al rotor de un gran generador síncrono multi-polo. El número de polos puede ser hasta 64 o más. Un generador multi-polo de rotación lenta es bastante grande y pesado – para turbinas del tamaño de Megawatios, el diámetro exterior puede ser de hasta 5 metros y el peso del orden de las decenas de toneladas.
- Como ya se ha mencionado, a velocidades del viento superiores a unos 12 o 13 m/s, la potencia de la turbina ha de ser limitada con el fin de proteger el aerogenerador frente a sobrecargas. Hay dos formas fundamentales de llevar a cabo este control. De 10 a 20 años atrás, el mecanismo de control más común era la entrada en pérdida de las palas a altas velocidades. Esto sucede por un un fenómeno aerodinámico buscado en el diseño de las palas, de modo que a altas velocidades, el flujo del viento ya no es capaz de seguir a la pala y la fuerza de sustentación cae. En turbinas eólicas del tamaño de Megawatios, este fenómeno no proporciona la fiabilidad requerida. El problema se resuelve mediante el control del ángulo de las palas. A velocidades del viento altas, las palas se posicionan en contra de la dirección del viento y disminuye la fuerza de sustentación. En la mayoría de las ocasiones, el giro de las palas se combina con una velocidad del rotor variable, lo que requiere un convertidor de frecuencia para convertir la frecuencia variable de la turbina a la frecuencia fija de la red.
- Aquí se muestran dos aerogeneradores instalados en los Países Bajos a mediados de los ochenta. La turbina de tres palas es una turbina de 600 kW con un diámetro del rotor de 42 metros. El aerogenerador funciona con un rotor de velocidad constante, independientemente del viento que actúe, y la potencia se controla mediante regulación activa por pérdida aerodinámica. La turbina de dos palas es de 750 kW, y tiene alrededor de 42 metros de diámetro. El rotor mantiene una velocidad constante con la potencia controlada por el giro de las palas. No es necesario convertidor, ya que se hace que la velocidad constante del rotor coincida con la frecuencia de salida del generador, la de la red.
- Estas imágenes muestran aerogeneradores más modernos de tres aspas y de velocidad variable. La turbina de la izquierda está equipada con un generador de 1,75 MW y con un rotor de 66 metros de diámetro. El diseño es el tradicional, con caja multiplicadora. El aerogenerador de la derecha es mucho menor; tiene un generador de 750 kW y un rotor de 50 metros de diámetro. Esta turbina no tiene caja de cambios; el gran disco de detrás del rotor es un generador de accionamiento directo; tiene un diámetro exterior de más de 4 metros. En ambas turbinas eólicas, la potencia se controla mediante el giro de las palas y convertidores de frecuencia.
- La mayoría de las Autoridades exigen un certificado válido del tipo de aerogenerador antes de que comience la etapa de construcción. El certificado tipo muestra si la turbina eólica reúne una serie de requisitos mínimos de calidad en lo que respecta a las cargas de diseño, márgenes de seguridad, integridad estructural y seguridad eléctrica. El más comúnmente utilizado es el IEC 61400-1 "Seguridad en aerogeneradores". Algunos de los primeros países que se centraron en la conversión de la energía eólica, como Dinamarca y Alemania, todavía tienen sus propias normas específicas para la seguridad de los aerogeneradores. A pesar de que llevaría varios años, se pretende que, en última instancia, todos los países adopten la norma IEC.
- Todos los aerogeneradores están equipados con sistemas de emergencia o de seguridad para mantener la instalación a salvo bajo todas las condiciones. Por ejemplo, los aerogeneradores deben parar por seguridad en caso de un corte de luz en la red o una velocidad excesiva del viento o del rotor. En el pasado, la certificación exigía dos sistemas de seguridad independientes; en el caso de que un sistema fallase, el segundo debería ser capaz de llevar la turbina a límites seguros. En la mayoría de los casos, la inclinación de las palas actúa como el primer sistema de seguridad; el freno mecánico constituye el segundo sistema de emergencia. Actualmente, los grandes aerogeneradores disponen sólo del giro de las palas para detener la turbina. Los sistemas de giro de las palas son independientes, y cada pala es capaz de detener el rotor.
- Para los próximos años, se prevén las siguientes tendencias: Actualmente, en tierra, las mayoría de turbinas tienen una potencia de 2,5 a 3 MW. En los próximos 5 años, esto aumentará progresivamente hasta alcanzar los 5 a 6 MW. Los aerogeneradores en mar, que se enfrentan a un menor número de restricciones logísticas que las turbinas en tierra, serán aún mayores para compensar mejor los elevados costes de instalación. Todos los aerogeneradores serán de velocidad variable controlada y la velocidad constante quedará obsoleta. Además de los aerogeneradores con cajas de cambio, se desarrollarán también los de transmisión directa. Actualmente, hay disponibles diseños híbridos, con una pequeña caja de cambios de paso y un generador multi-polo de tamaño medio, de 150 a 200 revoluciones por minuto de velocidad del rotor. También se desarrollarán pequeñas turbinas eólicas para el entorno urbano.
- Aquí tenemos una visión general del desglose de los costes. Los costes se dan en relación con el rendimiento energético. Teniendo en cuenta que la inversión anual y los costes operativos son independientes de la cantidad de energía producida, el coste total por MWh producido disminuye con el incremento de la producción. En promedio, el total de los costes de producción están en torno a los 50 a 70 euros por MWh, o lo que es lo mismo, de 5 a 7 céntimos de euro por kWh. Los costes de funcionamiento son de alrededor de 20 euros por MWh.
- Este mapa del sur y del oeste de Europa muestra las mejores zonas para la instalación de energía eólica. Cuanto más baja sea la estimación de los costes de producción, más adecuada es la región para la instalación de aerogeneradores. El Atlas de Energía Eólica demuestra que las regiones de la costa del Océano Atlántico, del Mar del Norte, del Mar Báltico y algunas zonas alrededor del Mar Mediterráneo son las más rentables en cuanto a energía eólica se refiere. Las mejores regiones son Escocia, la costa oeste de Irlanda y Noruega.
- Se tratan aquí las fases del desarrollo de un parque eólico, desde el inicio hasta la puesta en marcha de los parques eólicos construidos. En términos muy generales, el tiempo de desarrollo puede variar de 6 a 9 meses, lo que es extremadamente rápido, a más de 5 años. No son una excepción periodos de desarrollo de 8 o 10 años. El plazo de construcción es relativamente corto; de media, un gran parque eólico de 20 a 40 MW se puede construir en unos 12 meses. Los aerogeneradores se diseñan para tener una vida útil de al menos 20 años.
- Se presenta aquí como caso de estudio el desarrollo de un parque eólico pequeño de 10 MW. En primer lugar, algunos datos generales: el parque eólico consta de 5 aerogeneradores de 2 MW de potencia nominal cada uno. El emplazamiento se caracteriza por un promedio anual de velocidad del viento de 7 m/s a la altura de buje. La altura del buje es de 80 metros y el diámetro de rotor es también de 80 metros.
- A partir de los planes iniciales para desarrollar un parque eólico en el lugar seleccionado, ciertos asuntos tienen que ser comprobados al poco tiempo, ya que pueden poner fin a todo el proyecto. Lo más importante es comprobar las limitaciones a la energía eólica del plan de urbanismo, las actividades de la competencia y, por supuesto, las limitaciones en la altura de construcción con las autoridades locales. Otro tema principal es hacer una lista de las posibles dificultades que el proyecto del parque eólico pueda causar a los edificios vecinos y a actividades de la zona. Desde un punto de vista económico, es importante determinar el valor de la energía eólica en una etapa temprana. Por ejemplo, algunos países ofrecen incentivos tales como subsidios o reducción de impuestos para las instalaciones de energía eólica.
- El siguiente paso es estimar la producción anual de energía del parque eólico de 10 MW que estamos planeando. La distribución de la velocidad del viento anual se aproxima bien por una distribución estadística de Weibull. Es bastante común para la parte norte de Europa un factor de forma de Weibull de 2. Teniendo en cuenta la velocidad media del viento de 7 m/s, la producción energética estimada del parque eólico en cifras brutas anuales es de 27.000 MWh o, en otras palabras, 2.700 horas de funcionamiento a plena carga o un factor de capacidad del 30%.
- Se puede hacer un inventario de los costes de inversión de un parque eólico basándonos en los presupuestos de los proveedores de turbinas. En el caso de estudio, los aerogeneradores, incluyendo los cimientos, y las obras de instalación in situ representan el 80% del coste de la inversión. El resto de los gastos se necesitan para los trabajos preparatorios, como los estudios del viento y ambientales. La inversión total necesaria es de aproximadamente 2,5 M€ por aerogenerador o de 12,5 M€ para el conjunto del parque eólico. Estos costes están basados en el nivel de precios de 2006. Los costes de los aerogeneradores han aumentado considerablemente en los últimos años : 14 M€ para este parque eólico de 10 MW sería un precio más realista para el nivel de precios de 2008.
- Junto con el coste de inversión previsto, se hace una estimación anual de los costes de operación y mantenimiento. Los costes anuales incluyen el servicio y mantenimiento, los impuestos locales, los gastos de conexión a la red y de arrendamiento de tierras, la gestión y el consumo de electricidad de los aerogeneradores mientras están inactivos. En promedio, los costes de funcionamiento anuales son de 40000 a 45000 € por MW instalado.
- Se puede hacer un cálculo del cashflow del parque eólico de 10 MW a partir de la estimación de la producción energética, de los costes de inversión y de funcionamiento anuales, y de los gastos de mantenimiento. El cuadro muestra que con tarifas subvencionadas a un nivel de 60 €/MWh, se tarda más de 15 años en conseguir la amortización. Con una tarifa subvencionada a un nivel de 85 €/MWh, el periodo de amortización es inferior a 10 años, y la tasa interna de retorno es del 11%, lo que es aceptable para la mayoría de los inversores.
- Gracias por su atención. Para más información, podrá encontrar las diapositivas de esta presentación y dos notas de aplicación de la energía eólica en los archivos adjuntos.