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MODELADO Y CONTROL
DE UN AEROGENERADOR
CONECTADO A LA RED
MEDIANTE UN DFIG
Trabajo Fin de Grado Enero 2018
Autor del trabajo:
Adrián Rodrigálvarez Sibón
Tutor del trabajo:
Jesús Félez Mindán
Modelado y control de un aerogenerador
i Adrián Rodrigálvarez Sibón
AGRADECIMIENTOS
Gracias a todos mis amigos y compañeros que me han apoyado durante estos 4 años de
sufrimiento, de alegrías y de esfuerzo. Con ellos todo esto ha sido más fácil y ameno. Han
conseguido llevarme a través de esta carrera y mostrarme muchas puertas que estoy ansioso
de abrir y de disfrutar.
Por supuesto, gracias a todos los profesores que me he encontrado durante mis años de
carrera. Todo ellos me han transmitido parte de sus conocimientos para ayudarme a
convertirme en un ingeniero competente. Muchas veces se nos olvida que son la parte
fundamental de nuestro éxito.
El cariño y apoyo que han depositado mis padres durante toda mi vida merece ser tomada a
parte. Gracias a ellos estoy donde estoy, soy como soy. Y me siento feliz y orgulloso de mí
mismo por vosotros. Por todo ello, gracias de corazón.
Agradezco a Jesús Félez la gran ayuda que me brindó en el comienzo de mi TFG, donde me
sentía un poco perdido. Me ayudó a centrar las ideas en el comienzo y eso me encarriló para
empezar con buen pie este proyecto.
Agradecer también a Carlos Veganzones por haberme echado una mano en el modelado del
DFIG. Me encontraba atascado y abrumado ante tantos factores que había que controlar y
tener en cuenta al usar este tipo de generadores. Pero Carlos, con su experiencia, me guió
hasta un modelado más simplificado de este generador, sin entrar en aspectos eléctricos (que
no es el objetivo de este proyecto).
Y, sobre todo, gracias a Christian. Mi mejor amigo que me ha acompañado desde que ambos
teníamos 3 años y, que a pesar de separarnos en primaria, no hemos perdido el contacto y
hemos seguido estando juntos en las malas y en las buenas. Gracias desde aquí hermano.
Agradecimientos
ii Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
iii Adrián Rodrigálvarez Sibón
RESUMEN
La sostenibilidad del planeta es un tema que ha cobrado recientemente un gran impacto en
nuestra sociedad. La sostenibilidad se refiere a la capacidad de satisfacer necesidades
actuales sin perjudicar las condiciones de vida de generaciones futuras. Y el desarrollo
sostenible es un término relacionado con este último, que se refiere al modo de conseguir esa
sostenibilidad ambiental y económica.
El hecho de que últimamente este tema esté en boca de todos es debido principalmente al
crecimiento exponencial de la población. Este crecimiento supone un problema para el
equilibrio ambiental, pues no es posible que se utilicen fuentes de energía fósiles para
satisfacer todas las necesidades y que se pretenda mantener el planeta en unas condiciones
que sean aptas para la vida de cualquier ser vivo.
Una de las respuestas a cómo conseguir un desarrollo sostenible es aprovechando las
energías renovables. Las energías renovables son fuentes inagotables de energía que no
contaminan durante el aprovechamiento de las mismas. Una de estas fuentes de energía es
el viento.
Este proyecto trata sobre la principal herramienta para aprovechar la energía cinética del
viento: los aerogeneradores. Actualmente los aerogeneradores son una tecnología con unas
ciertas carencias en cuanto a la producción de energía eléctrica.
El carácter aleatorio del viento complica la generación de energía eléctrica eólica, porque
provocan situaciones desfavorables para la red de suministro como: picos de potencia y falta
de uniformidad. Por ese motivo este trabajo se centra en ese aspecto: el control de un
aerogenerador.
Para poder realizar un sistema de control de un aerogenerador se utilizará un programa de
software profesional como es Matlab. Concretamente se utilizará una herramienta de ese
programa: Simulink. Simulink permite tratar señales de forma rápida, sencilla y
esquematizada. Con esta herramienta se modelará un aerogenerador de gran potencia (4
MW) y se procederá al estudio de un sistema de control PID.
El modelado del aerogenerador que se ha realizado en este proyecto se divide en tres partes:
• La turbina eólica: es la parte del aerogenerador encargada de recoger la energía del
viento y transmitirla a un generador para la producción de electricidad.
• El generador: es necesario un modelado del elemento más importante del
aerogenerador, el generador. Con este elemento es posible transformar la energía
cinética de la turbina en energía eléctrica. En este trabajo se va a utilizar un tipo
especial de generador, el generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG).
Este generador permite al aerogenerador poder generar electricidad en un amplio
rango de velocidades del viento, lo que dota de flexibilidad a la turbina eólica.
• El sistema de control: es el objeto de este trabajo, conseguir un sistema de control
capaz de manejar las condiciones de funcionamiento del aerogenerador y suavizar la
generación de electricidad de forma que sea más fácil para las empresas de
generación eléctrica adecuar la oferta a la demanda.
Resumen
iv Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
La elección de este tipo de generador es porque incorporan un convertidor back to back en el
circuito del rotor. Esto permite que la electricidad circule del rotor a la red o viceversa. Este
tipo de controlador también permite controlar los parámetros eléctricos de la corriente que
circula por el rotor. Por este motivo es posible conectar directamente el estátor a la red, porque
independientemente del régimen de giro del rotor (subsíncrono, supersíncrono o síncrono),
los parámetros eléctricos del rotor son controlados para generar en el estátor una corriente
que posea la tensión y frecuencia propia de la red.
Por lo tanto se consigue que el aerogenerador funcione para diferentes valores de velocidad
de rotación de la turbina. Pero es necesario controlar ese giro de la turbina mediante dos
sistemas:
• Control del par del generador: el par del generador se controla en el tramo por debajo
de la potencia nominal del aerogenerador. El objetivo de este sistema es seguir una
relación óptima entre la velocidad angular de giro del rotor y la velocidad del viento
que asegura la máxima extracción de potencia del viento.
• Pitch Control: o control del ángulo de ataque de las palas. Este sistema actúa cuando
el aerogenerador funciona a su potencia nominal. El objetivo de este sistema es ir
aumentando el ángulo de ataque de las palas a medida que aumenta la velocidad del
viento. De esa forma el aerogenerador captura la misma potencia del viento a pesar
de que la velocidad del viento siga aumentando.
Ambos sistemas se han modelizado como funciones de transferencia de primer orden. Que
se caracterizan mediante 3 factores: la ganancia; el retraso; y el tiempo de establecimiento
del 63%.
Como estos sistemas por sí solos no responden correctamente a las solicitaciones del viento
es necesario añadir unos controladores a cada uno de los sistemas. Es por ello que se prueba
a añadir controladores PI o PID.
En el caso del control del par del generador se aprecia que es suficiente con un control PI
para que responda correctamente a las variaciones del viento. En cambio, para el Pitch
Control se observa que un controlador PID no es el idóneo ya que no es capaz de mantener
al aerogenerador en su valor de potencia nominal.
Por esta razón es necesario buscar una alternativa de controlador que sea capaz de manejar
el problema del Pitch Control. Una posible línea de mejora sería la implantación de un control
predictivo por modelo (MPC). Este controlador es capaz de, según los valores de entradas y
salidas del pasado, predecir el valor de las señales de salida futura, estimar los errores futuros
a partir de ellos y calcular las señales de control necesarias para hacer frente a esos errores.
Para concluir, se ha determinado que un control PID para el manejo del Pitch Control del
aerogenerador de velocidad variable no es el ideal. Y que una posible línea de investigación
y desarrollo es tratar de introducir un control predictivo por modelo y realizar simulaciones
para comprobar que es un controlador idóneo para esta labor.
Códigos UNESCO:
• 3301.17: Hélices rotatorias.
• 3301.18: Estabilidad y control.
• 3322.02: Generación de energía.
• 3322.03: Generadores de energía.
Modelado y control de un aerogenerador
v Adrián Rodrigálvarez Sibón
Executive summary
vi Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
EXECUTIVE SUMMARY
The sustainability of the earth is a topic that has caused lately a great impact in our society.
The sustainability is related to the capability of fulfilling the actual necessities without damaging
the living conditions of future generations. Sustainable development is a concept related to the
aforementioned issue, which refers to the way of achieving this environmental and economic
sustainability.
Nowadays this is a current topic due to the exponential growth of population. This growth
means a problem for the environmental balance because is not possible to continuing to use
fossil fuels in order to satisfy all the necessities and pretending keeping the earth in good
conditions for living.
One of the answers on how to achieve a sustainable development is utilize renewable
energies. The renewable energies are unlimited sources that provide energy without polluting.
One of these sources is the wind.
This thesis is about the main tool to catch energy from wind: the wind turbines. Nowadays wind
turbines are a technology with some shortcomings in terms of generating electricity.
The random behaviour of wind makes difficult the generation of electricity from wind power
because it creates adverse situations for the grid, like power spikes and lack of uniformity. For
this reason this paper is focused on this matter: wind turbine’s control.
To be able to build a control system of a wind turbine it will be used a professional software
such as Matlab. In particular, it will be used a tool from that software: Simulink. Simulink allows
to handle signals in a fast, easy and clear way. With this tool will be possible to model a wind
turbine of great power (4 MW) and a PID control will be implemented.
The model from the wind turbine that has been used in this thesis is split in three parts:
• Wind turbine: it is the part that is destined to catch the energy from wind and carry it to
a generator in order to produce electricity.
• The generator: it is necessary a model of the most important component of a wind
turbine, the generator. With this element is possible to transform kinetic energy from
the wind turbine into electricity. In this paper a special kind of generator is going to be
used, the doubly fed induction generator (DFIG).
This generator allows the wind turbine to produce electricity from a wide range of wind
speeds, which makes the wind turbine more flexible.
• The control system: is the main aim of this thesis, achieving a control system that is
capable of handling the operation conditions of the wind turbine and smoothing the
generation of electricity in the way it makes easier for electricity companies to equal
supply and demand.
The choice of this kind of generator is because it is equipped with a back to back converter
which process all the rotor power. This makes possible that electricity circulates to the grid
from the rotor, or vice versa. For this reason is feasible connecting directly stator and grid,
because whatever the rotor speed (sub synchronism, super synchronism or synchronism), the
Modelado y control de un aerogenerador
vii Adrián Rodrigálvarez Sibón
electrical properties of the rotor are controlled in order to generate current on the stator with
the same voltage and frequency as are on the grid.
Hence, it is possible operating the wind turbine in a wide range of rotor speed. But it is
necessary to control this rotor speed by two different systems:
• Control torque in the generator: the torque in the generator is controlled in the
conditions below wind turbine’s nominal power. The aim of this system is to follow an
optimum relation between the rotor speed and the wind speed that ensures the
maximum extraction of power from the wind.
• Pitch Control: this system works when the wind turbine is held in its nominal power.
The objective of this system is increasing the pitch angle while wind speed is increasing
too. In that way the wind turbine catches the same amount of power from the wind
despite the fact that the wind speed is increasing.
Both systems have been modelled as first-order transfer functions. Which are characterized
by 3 factors: the gain, the delay and the setup time of the 63%.
As these systems by themselves doesn’t work properly, because of the behaviour of the wind,
is necessary to add controllers to either systems. This is the reason why adding PI and PID
controllers is used in this paper.
In the case of controlling the torque in generator it is clear that a PI controller is enough to
perform properly to the wind fluctuations. Instead, for the Pitch Control is seems that a PID
controller is not capable of handling the system in order to keep wind turbine at nominal power.
For this reason it is necessary looking for another alternative controller which will be capable
of managing the problem of Pitch Control. One of this possible alternatives will be the
implementation of a model predictive control (MPC). This control is able to, according to
previously input and outputs on the past, predict the value of future outputs, and estimate the
future errors. And calculate the control signals necessary for manage these errors.
To conclude, it has been established that a PID controller in order to manage the Pitch Control
system is not optimum. And that one possible aim of research and development is trying to
introduce a model predictive control and run simulations to ensure that this controller is ideal
for this task.
Executive summary
viii Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
1 Adrián Rodrigálvarez Sibón
ÍNDICE
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................. i
RESUMEN ............................................................................................................................ iii
EXECUTIVE SUMMARY ....................................................................................................... vi
ÍNDICE .................................................................................................................................. 1
1. ALCANCE Y OBJETIVOS DEL PROYECTO..................................................................... 4
2. TEORÍA DE LOS AEROGENERADORES ........................................................................ 7
2.1. ENERGÍA EÓLICA ...................................................................................................... 7
2.1.1. GENERACIÓN EÓLICA EN ESPAÑA .................................................................. 7
2.1.2. DESVENTAJAS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA ............................11
2.1.3. VENTAJAS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA ...................................12
2.2. AEROGENERADORES .............................................................................................14
2.2.1 TIPOS DE AEROGENERADOR ...........................................................................14
2.2.1.1 SEGÚN LA ORIENTACIÓN DEL EJE DE ROTACIÓN ..................................14
2.2.1.2 SEGÚN LA ORIENTACIÓN RESPECTO AL VIENTO ...................................23
2.2.1.3 SEGÚN EL NÚMERO DE PALAS ..................................................................24
2.2.1.4 SEGÚN EL TIPO DE TORRE ........................................................................27
2.2.1.5 SEGÚN LA ZONA DONDE ESTÉN INSTALADAS ........................................28
2.2.1.5 SEGÚN EL TIPO DE GENERADOR ..............................................................30
2.2.2 PARTES DEL AEROGENERADOR DE EJE HORIZONTAL ................................43
2.2.3 BASE MATEMÁTICA DE LA ENERGÍA EÓLICA .................................................49
2.2.3.1 ENERGÍA DEL VIENTO .................................................................................49
2.2.3.2. COEFICIENTE DE POTENCIA .....................................................................51
2.2.3.3. PERFIL DE VELOCIDAD DEL VIENTO ........................................................60
2.2.3.4. CAJA MULTIPLICADORA.............................................................................65
2.2.3.5. GENERADOR ASÍNCRONO DE DOBLE ALIMENTACIÓN (DFIG) ..............70
2.2.3.6. ESTRATEGIA DE CONTROL DEL AEROGENERADOR .............................74
3. MODELADO DEL AEROGENERADOR ...........................................................................79
3.1. MODELADO DEL BLOQUE DE VIENTO ...................................................................80
3.2. MODELADO DEL BLOQUE DE LA TURBINA ...........................................................81
3.3. MODELADO DEL BLOQUE DEL GENERADOR DFIG ..............................................83
3.4. MODELADO DEL BLOQUE DE CONTROL ...............................................................87
4. SIMULACIONES Y RESULTADOS ..................................................................................94
4.1. SIMULACIÓN CON VIENTO CRECIENTE HASTA PARADA DE AEROGENERADOR
.........................................................................................................................................98
Índice
2 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
4.2. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL PRIMER TRAMO DE CONTROL
....................................................................................................................................... 101
4.3. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL SEGUNDO TRAMO DE CONTROL
....................................................................................................................................... 103
4.4. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO ALREDEDOR DE SU VALOR NOMINAL
....................................................................................................................................... 105
5. CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS ........................................................................ 109
6. IMPACTO SOCIAL, ECONÓMICO Y AMBIENTAL......................................................... 113
6.1. IMPACTO AMBIENTAL ........................................................................................... 113
6.2. IMPACTO ECONÓMICO ......................................................................................... 114
6.3. IMPACTO SOCIAL .................................................................................................. 116
7. PLANIFICACIÓN TEMPORAL Y PRESUPUESTO......................................................... 118
7.1. ESTRUCTURA DE DESCOMPOSICIÓN DEL PROYECTO (EDP) .......................... 118
7.2. DIAGRAMA DE GANTT ........................................................................................... 118
7.3. PRESUPUESTO ...................................................................................................... 120
8. REFERENCIAS .............................................................................................................. 123
9. ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................... 125
10. ANEXO I ....................................................................................................................... 128
Modelado y control de un aerogenerador
3 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Alcance y objetivos del proyecto
4 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
1. ALCANCE Y OBJETIVOS DEL PROYECTO
Este proyecto nace de las necesidades actuales de fomentar y perfeccionar las energías
renovables. Ante una creciente concienciación de la sostenibilidad energética la energía eólica
es una de las posibles soluciones a los problemas que acarrean el uso de combustibles fósiles
para la generación de energía eléctrica. El uso de combustibles fósiles está generalizado en
plantas de generación eléctrica, y su utilización conlleva problemas medioambientales como
emisiones de gases invernaderos.
El objetivo de este proyecto es diseñar un dispositivo de control para un aerogenerador de
4MW de 110 metros de diámetro de pala. Se va a utilizar la herramienta de Matlab: Simulink.
Esta herramienta de trabajo es ideal para la simulación de sistemas de control y para el
manejo de señales. Es una herramienta que se actualiza constantemente cada año
introduciendo cada vez mayores posibilidades. Cuenta con elementos que simplifican mucho
el esquematizado y funcionamiento de estructuras de control. Se simplifica además todo el
cálculo matemático al introducir bloques de sistemas complejos como lo son los controladores.
Además permite el uso conjunto del programa de compilación de Matlab junto con Simulink,
lo que aumenta la flexibilidad y calidad de los proyectos realizados con esta herramienta. Por
estas razones es el programa idóneo para el estudio y el desarrollo de este trabajo.
Figura 1. Simulink & Matlab
El alcance de este proyecto abarca el modelizado de la turbina eólica, del generador eléctrico
y del control del aerogenerador. Se va a considerar un modelo de una sola vía y no un modelo
de dos vías. La vía que se considera es generador red eléctrica; y no la inversa. Por tanto
durante el modelado no se van a considerar posibles situaciones donde se varíen las
condiciones de la red, como por ejemplo:
• Huecos de tensión.
• Sobretensiones.
• Bajada de tensión.
Modelado y control de un aerogenerador
5 Adrián Rodrigálvarez Sibón
• Distorsión de la forma de onda.
• Transiciones.
• Etc.
Aun así estos problemas, aunque no frecuentes, sí son importantes y es necesario tenerlos en cuenta
en el control de los aerogeneradores. La electrónica debe ser capaz de afrontar esta serie de problemas
evitando los posibles daños que puedan aparecer en la turbina eólica o en el propio generador.
Debido a la complejidad de estos fenómenos sería necesario un estudio igual de complejo y extenso
que el que se ha realizado para el estudio del modelado en una vía. Por tanto no va a ser posible su
implementación en este proyecto.
El diseño de las palas de la turbina eólica es una factor importante en el diseño de un aerogenerador.
Pero debido a que este diseño es tema aerodinámico no se va a entrar en esta faceta del proyecto de
diseño. Tampoco se tratan temas constructivos (como el estudio de la cimentación) ni temas de
emplazamiento (estudio del emplazamiento óptimo para el asentamiento de un parque eólico).
En conclusión, el objetivo de este proyecto es realizar un control adecuado de los mecanismos de los
que dispone un aerogenerador para controlar la potencia que se extrae del viento y evitar los problemas
que puedan aparecer en la red de suministro eléctrico derivados de la generación eólica sin ningún tipo
de regulación.
Alcance y objetivos del proyecto
6 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
7 Adrián Rodrigálvarez Sibón
2. TEORÍA DE LOS AEROGENERADORES
2.1. ENERGÍA EÓLICA
2.1.1. GENERACIÓN EÓLICA EN ESPAÑA
La energía eólica es la energía renovable que más desarrollada se encuentra en la actualidad
de entre todas las demás. En España la contribución de energía eólica a la red de suministro
eléctrico es importante si tenemos en cuenta la cantidad de demanda que cubre. En la
siguiente figura se muestra la potencia instalada en el territorio nacional.
Figura 2. Potencia instalada en España [1]
España siempre ha apostado fuertemente en lo referente a energía eólica, siendo uno de los
líderes europeos al respecto. Aprovechando su situación geográfica y climática se ha dirigido
hacia esta energía renovable disminuyendo de ese modo el número de instalaciones que
suministran electricidad a la red nacional mediante otras fuentes no renovables como carbón
y gas.
La capacidad de generación de energía eléctrica eólica a finales de 2016 supone el 21,9% de
la potencia nacional instalada. También supone el 47,3% de la potencia instalada nacional
procedente de fuentes renovables, seguida de cerca de la energía hidráulica (35,5%). [1]
España, a pesar de encabezar la generación eléctrica eólica europea, en los últimos años ha
habido un retraimiento de la misma como se puede observar en la siguiente figura.
Teoría de los aerogeneradores
8 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 3. Evolución de la potencia eléctrica eólica instalada desde 1998 hasta 2016 [2]
Las barras azules representan la potencia instalada en un determinado año en el territorio
nacional. Las barras rojas corresponden a la potencia nueva introducida en un determinado
año. Como puede apreciarse a habido un estancamiento en la instalación de puntos de
generación eólica.
En la figura 3 se puede observar la cantidad de energía eléctrica generada en cada años
desde 2004 hasta 2016. La generación eólica ha crecido con la potencia instalada, lo cual es
coherente. Pero a partir de 2013 no ha habido un aumento significativo de potencia instalada.
Aun así la generación de energía eólica en esos años ha alcanzado valores dispares. Desde
los 54.300 GWh generados en 2013 hasta los 47.300 generados en 2016.
Este dato nos da una idea de cómo de imprevisible es la energía eólica ya que depende de
un factor totalmente cambiante y que no es posible de controlar, como es el viento.
Modelado y control de un aerogenerador
9 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 4. Generación eléctrica en España desde 2004 hasta 2016 [2]
Otro aspecto importante a tener en cuenta en la generación de electricidad para el suministro
eléctrico es el conocido como factor de carga o factor de planta. El factor de carga refleja qué
porcentaje de la potencia instalada ha sido utilizada para generar electricidad durante un
período de tiempo, normalmente un año.
Como dato orientativo las plantas de generación por carbón tienen un factor de carga del 55%,
las hidráulicas de un 38% y las nucleares un 92%. E factor de carga de parques eólicos tiene
un valor promedio del 37%. Concretamente en España el factor de carga en 2016 dividido en
meses es el que se muestra en la siguiente figura.
Teoría de los aerogeneradores
10 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 5. Factor de carga de las instalaciones eólicas en España en 2016 [2]
Como puede observarse el factor de carga de los parques eólicos de España es muy variable.
Esto es debido a que depende sobre todo de:
• Época del año
• Factores meteorológicos (borrascas, anticlicones)
• Horas de sol
• Etc
Todos estos factores afectan al viento que es utilizado para generar energía eléctrica. En los
límites de borrascas y anticiclones se produce una gran cantidad de viento debido
principalmente a la diferencia de presiones entre ambas.
La época del año afecta directamente a la aparición con una mayor o menor frecuencia de
estos frentes de borrascas y anticiclones.
Cuanto mayor sea el número de horas de sol mayor es la contribución a que la superficie
adquiera más temperatura, transfiriendo ese calor al aire que se encuentra próximo a la
misma. Produciéndose así corrientes ascendentes y descendentes de convección del aire.
Modelado y control de un aerogenerador
11 Adrián Rodrigálvarez Sibón
2.1.2. DESVENTAJAS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA
La variabilidad de la producción eólica se debe al factor de velocidad del viento, el cual es
impredecible e incontrolable. Pero hay otros muchos factores que suponen una serie de
desventajas en la producción eólica:
• Debido a la variabilidad de la producción de parques eólicos a veces es necesario
suplir la demanda eléctrica aumentando la producción en otras instalaciones como las
centrales térmicas.
• Los parques eólicos deben estar alejados de núcleos de población y de su área de
futura expansión ya que entre otros aspectos producen contaminación acústica.
• Debido a que deben estar situados lejos de los núcleos de población la cantidad de
infraestructuras (torres de tensión y cableado) necesaria es enorme, la cual supone
también un impacto en el paisaje.
• La operatividad de un aerogenerador se sitúa entre un mínimo y un máximo de
velocidad del viento. Por debajo o por encima de ese rango el aerogenerador no
produce electricidad. Es necesario un mínimo de velocidad de viento para que el
generador del aerogenerador se acople a la red de forma segura. Además, por encima
de un cierto valor es necesario parar el aerogenerador para evitar efectos de ruido,
vibraciones o tensiones en los materiales.
• La extensión requerida para instalar un parque eólico con una cierta potencia es
mucho mayor que la necesaria para instalar una planta de carbón de la misma
potencia. Esto supone un impacto en el paisaje enorme y es necesario la realización
de un estudio de impacto ambiental para reducir sus efectos negativos.
• Suponen un peligro para la fauna aviar debido al giro de las palas. Los parques eólicos
pueden entorpecer el itinerario migratorio de algunas aves.
• El estudio de emplazamiento y el estudio de diseño suponen alrededor de 4 años.
Teoría de los aerogeneradores
12 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
2.1.3. VENTAJAS DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EÓLICA
A pesar de todos estos inconvenientes la producción eléctrica es una de las fuentes de energía
más sostenibles. Presentan un gran número de ventajas:
• Rebaja la emisión de gases de efectos invernaderos a la atmósfera al sustituir a otros
tipos de generación eléctrica como el carbón y el gas.
• Se trata de una fuente inagotable de recursos.
• Contribuye al desarrollo sostenible.
• Supone un ahorro de dinero futuro si se tienen en cuenta que reducen los costes
asociados a la reparación de daños ambientales.
• Vida útil del aerogenerador de hasta 25 años.
• Posibilidad de emplazamiento en mar o tierra.
Figura 6. Parque eólico offshore
• Al tratarse de una producción autóctona disminuye la dependencia de mercados
exteriores.
• Rápido tiempo de construcción e instalación en parques eólicos en tierra (6 meses).
• Su instalación es compatible con otros usos del suelo como la producción agrícola.
Modelado y control de un aerogenerador
13 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 7. Uso agrícola del suelo cercano a un aerogenerador
• Facilidad de desmantelación, lo que permite recuperar totalmente la zona para otros
usos o actividades.
• Genera más puesto de trabajo que cualquier otra planta de producción de igual
potencia instalada.
Teoría de los aerogeneradores
14 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
2.2. AEROGENERADORES
2.2.1 TIPOS DE AEROGENERADOR
Se puede distinguir diferentes tipos de aerogeneradores ateniendo a las siguientes
características:
2.2.1.1 SEGÚN LA ORIENTACIÓN DEL EJE DE ROTACIÓN
a) Aerogeneradores de eje vertical: VAWT (Vertical Axis Wind Turbine). El eje de
rotación de las palas es perpendicular al suelo donde apoya.
Las principales ventajas de estos aerogeneradores es que no requieren un sistema
de orientación de las palas para optimizar la generación eólica de electricidad. Ya que
independientemente de la dirección del viento siempre produce la misma cantidad de
energía.
Figura 8. Ejemplo de aerogenerador de eje vertical
Al no requerir un sistema de orientación se ahorra de este modo las altas tensiones en
las palas que suelen aparecer en los aerogeneradores horizontales durante el
movimiento de orientación de las palas.
Otra ventaja de los aerogeneradores verticales es que al poder prolongar el eje de
rotación de las palas hasta el suelo es posible colocar el generador eléctrico en la base
del mismo. Esto facilita las labores de mantenimiento al disponer de una forma más
accesible de la parte de generación del aerogenerador. A diferencia de los
aerogeneradores de eje horizontal, donde el generador se coloca en la góndola
(cubículo superior del aerogenerador, situado detrás del rotor).
Modelado y control de un aerogenerador
15 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Además por su diseño es capaz de soportar rachas de vientos y turbulencias
intermitentes durante su funcionamiento.
Pueden ser instaladas al nivel de suelo al no requerir mucho viento para producir
electricidad (la velocidad de arranque suele rondar unos 10 𝑘𝑚/ℎ). Esto provoca que
el rotor de este tipo de aerogeneradores sea muy silencioso al no alcanzar velocidades
elevadas de rotación. Lo cual hace posible su instalación muy cerca de viviendas
personales incluso dentro de núcleos urbanos.
Adicionalmente, debido a que las palas alcanzan una menor velocidad debido a su
diseño, es menos susceptible a romper con vientos fuertes.
Figura 9. Ejemplo de compatibilidad de VAWTs con la vida cotidiana
En general requieren pocos costes de mantenimiento y de instalación debido a que no
es necesario que el aerogenerador alcance una altura excesiva para una generación
aceptable de energía eléctrica.
Al ser aerogeneradores más compactos es posible su instalación en lugares más
restrictivos en cuestión de dimensiones.
Además presentan un riesgo menor para las aves debido a su menor tamaño, menor
masa y menor altura.
Teoría de los aerogeneradores
16 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sin embargo también presentan una serie de inconvenientes generales. Es
necesario que el aerogenerador se encuentre motorizado para poder arrancarlo.
Debido a su diseño este tipo de aerogeneradores tienen más posibilidades de pararse
(debido a la menor inercia de su rotor) y de caerse de su punto de anclaje. Por lo tanto
no son especialmente idóneas para zonas con fuertes vientos.
Por último, debido a su menor tamaño generan menos cantidad de energía que un
aerogenerador de eje horizontal.
Hay muchos tipos de aerogeneradores verticales, en los cuales destacan:
i. Aerogenerador Savonius: es el aerogenerador de eje vertical más simple.
Consta de una serie de palas sin ningún perfil aerodinámico, simplemente se
compone de un número determinado de palas en forma de semicilindro o
superficie curvilínea.
Figura 10. VAWT tipo Savonius de 2 palas
Este tipo de aerogeneradores también se denominan de “resistencia”. Reciben
este nombre ya que el rotor gira debido a la resistencia que ofrecen las palas
al paso del viento. Esta técnica de funcionamiento es diferente al resto de
aerogeneradores, los cuales aprovechan la fuerza de sustentación sobre las
palas para llevar a cabo el giro del rotor.
Los aerogeneradores Savonius pueden tener diferentes disposiciones de palas
o características concretas. Por ejemplo pueden disponer de 3 palas. O incluso
tener las palas dispuestas a lo largo de un perímetro circular recibiendo el
nombre de “barril”.
Modelado y control de un aerogenerador
17 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 11. Savonius de "barril", de dos palas y de tres palas
También puede haber un hueco entre el eje de rotación de las palas y las
propias palas para permitir el paso del aire entre ellas y aprovechar así de una
manera más eficaz la fuerza del viento.
Figura 12. Alzado de un aerogenerador Savonius con separación entre palas y eje
Las palas se encuentran unidas al eje a través de unos pequeños cilindros
perpendiculares al mismo. Su pequeño tamaño reduce las perturbaciones del
viento a su paso de una pala a otra.
También es muy común encontrarse otro tipo de perfiles curvados que
aprovechan algo la fuerza de sustentación que realiza el viento sobre la pala
para hacer girar el rotor, complementando a la acción de giro llevada a cabo
por la fuerza de resistencia. De esta forma se aumenta la eficiencia del
aerogenerador. Es una variante del rotor de Savonius y se conoce como
aerogenerador Windside.
Teoría de los aerogeneradores
18 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 13. Ejemplo de aerogenerador Windside
Otra opción es disponer al aerogenerador de varios pisos de palas. Las palas
de cada piso se encontrarán desfasadas un cierto ángulo respecto al piso
superior. El ángulo de desfase será función del número de pisos. Con este
desfase se consigue que en una revolución de rotor sea mayor el intervalo de
ángulo en el que el rotor aprovecha la fuerza del viento.
Figura 14. Aerogenerador Savonius con división de pisos
Los aerogeneradores Savonius tienen una serie de características:
• Alcanzan bajas velocidades de giro (como máximo unas 60 𝑟𝑝𝑚).
• Tienen poca eficiencia debido a que son aerogeneradores de
resistencia.
Modelado y control de un aerogenerador
19 Adrián Rodrigálvarez Sibón
• Sólo pueden ser utilizados en vientos de poca fuerza y en un rango
limitado.
• Necesidad de un control para mantener la velocidad en un rango donde
la eficiencia sea aceptable.
• Palas fijas, lo que impide reducir la superficie aerodinámica para hacer
frente a vientos más fuertes.
• Necesidad de una estructura que resista los vientos fuertes.
• Al alcanzar velocidades bajas el ruido que provoca es muy bajo.
• Para aplicaciones de baja potencia (suelen estar en potencias por
debajo de 1𝑘𝑊).
ii. Aerogenerador Darrieus: a diferencia de los anteriores este tipo de
aerogeneradores son de “sustentación”. Esto se debe a que el las palas tienen
un perfil de ala que es capaz de aprovechar la fuerza del viento para generar
una fuerza vertical (de sustentación).
Figura 15. Aerogenerador con rotor Darrieus
Comparados con los aerogeneradores de “resistencia”, los aerogeneradores
de “sustentación” tienen una mayor eficacia.
Aunque presentan una gran desventaja frente a los aerogeneradores de
Savonius, y es que no pueden ser arrancados por sí solos (a diferencia de
Teoría de los aerogeneradores
20 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
éstos últimos). Por lo tanto para ser arrancados deben disponer de una de las
siguientes opciones:
• Sistema motorizado de arranque. Que puede tratarse del propio
generador al que se cambia la polaridad para que funcione como motor
y girar así el rotor hasta una cierta velocidad para luego volver a la
conexión de generador; o utilizando un motor auxiliar conectado al
propio eje.
• Acoplando al aerogenerador de rotor Darrieus un rotor de Savonius
para poder arrancar el aerogenerador. Esta opción resta algo de
eficiencia al conjunto pero simplifica el control.
Figura 16. Rotor Darrieus-Savonius (Taiwán, 2009) [3]
Existen diferentes variantes de aerogeneradores Darrieus. La primera de ellas
es el rotor Darrieus que ha sido mostrado con anterioridad. Es el VAWT más
extendido comercialmente y con más éxito debido a su gran eficiencia y la
posibilidad de instalarlo en un espacio reducido. Para el diseño de las curvas
de las palas se utiliza la curva de Troposkien [4], aunque también es posible
usar la curva de catenaria.
La siguiente variante es el rotor Darrieus H o “Giromill”. Trata de 3 o más palas
verticales unidas al eje por unos brazos horizontales. Las palas van variando
su orientación a medida que el rotor coge velocidad para poder aprovechar de
un modo más óptimo la fuerza del viento.
Modelado y control de un aerogenerador
21 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 17. Rotor tipo Darrieus H
La última variante de tipo Darrieus es el de rotor helicoidal. La diferencia con el
resto radica en que las curvatura de las palas reduce los momentos flectores a
los que están sometidas [5]. Esto es debido a que la pala recibe tanto viento
de sotavento como de barlovento. Se puede ver el aspecto de la turbina en la
figura 7.
Las principales características de un aerogenerador con rotor Darrieus son las
siguientes:
• Aerogenerador que puede alcanzar velocidades de giro mayores que
un rotor de Savonius (alrededor de 100 𝑟𝑝𝑚).
• Mayor eficiencia que el resto de aerogeneradores verticales pero menor
que los HAWT.
• Se adapta a los cambios de dirección del viento.
• También puede aprovechar vientos con una cierta componente vertical
de velocidad (a diferencia de los aerogeneradores con rotores de
Savonius).
• Sólo pueden ser utilizados en vientos de poca fuerza y en un rango
limitado, aunque es un rango más amplio que en las turbinas de
Savonius.
• Necesidad de un sistema de freno para parar el rotor cuando las
condiciones del viento no sean las idóneas para el funcionamiento del
aerogenerador.
• Compatible para aplicaciones de mayor potencia (turbinas de gran
altura pueden ofrecer más de 750𝑘𝑊 [5]).
Teoría de los aerogeneradores
22 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
• Capaz de trabajar con viento turbulentos.
• Poco ruidoso ya que las vibraciones se transmiten a la cimentación.
b) Aerogeneradores de eje horizontal: HAWT (Horizontal Axis Wind Turbine). El eje de
rotación es paralelo al plano del suelo.
Son los aerogeneradores más utilizados y en los cuales se va a centrar este proyecto.
Más adelante se dedicará un apartado completo para entrar más en detalle en este
tipo de aerogeneradores.
En este apartado se introducirá brevemente algunas de sus características. Su eje de
rotación sigue la dirección del viento. Son los mejor aprovechan las corrientes de aire
y por lo tanto son los que mayor eficiencia pueden aportar al proceso de producción
eléctrica. Un ejemplo de HAWT es el mostrado en las figuras 5 y 6.
Modelado y control de un aerogenerador
23 Adrián Rodrigálvarez Sibón
2.2.1.2 SEGÚN LA ORIENTACIÓN RESPECTO AL VIENTO
Esta clasificación sólo tiene sentido para aerogeneradores de eje horizontal. Ya que como se
ha explicado antes los aerogeneradores de eje vertical no necesitan un sistema de orientación
con respecto al viento ya que, independientemente de la dirección del viento, reciben la fuerza
del viento de forma perpendicular a su eje.
Por tanto la siguiente clasificación solo es aplicable a los HAWT. Más adelante se entrará en
detalle de cómo son capaces de orientar las palas en la dirección del viento. Por tanto, según
el tipo de orientación, los aerogeneradores se clasifican en:
• A barlovento: el aire se encuentra antes con el rotor que con la torre. Tienen una
mayor eficacia que los aerogeneradores a sotavento ya que no presentan una
interferencia aerodinámica con la torre. Aunque tienen el inconveniente de no alinearse
automáticamente con la dirección del viento, por lo que necesitan disponer de un
elemento de orientación en la góndola.
• A sotavento: el aire se encuentra antes con la torre que con el rotor. No es necesario
un sistema de orientación pues ya se alinean automáticamente con la dirección del
viento, en cambio poseen una menor eficacia que los aerogeneradores a barlovento.
Además presentan la posibilidad de disponer de un rotor más flexible para resistir los
vientos fuertes.
La orientación automática de la turbina a sotavento se produce debido a que las palas
tienen una cierta conicidad respecto al eje de giro. Cuando cambia la dirección del
viento, debido a la conicidad en las palas, se crea un momento que hace rotar todo el
conjunto (rotor, góndola y buje) para alinearse con ella.
Figura 18. Aerogenerador a sotavento (izquierda) y a barlovento (derecha)
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2.2.1.3 SEGÚN EL NÚMERO DE PALAS
Anteriormente ya se ha comentado diferentes variantes de aerogeneradores verticales en los
que puede haber un número de palas diferentes. Pero en este apartado no se va a hablar de
aerogeneradores de eje vertical, sino que se va a diferenciar a los HAWT según su número
de palas.
Hay diferencias significativas entre rotores con diferente número de palas. Según el número
de palas los aerogeneradores son más convenientes para una serie de condiciones de
operación que otros.
A continuación se muestran las características del aerogenerador según el número de palas:
• Tripala: es el diseño más extendido en el mercado de la producción eólica pues el que
mayores prestaciones ofrece. El rotor consta de 3 palas formando 120º entre cada una
de ellas.
Debido a las características de su momento de inercia presentan la ventaja de un giro
más suave y uniforme. Todo ello minimiza los esfuerzos en las palas o la estructura.
Es el diseño de rotor que menos velocidad necesita para producir la misma potencia
eléctrica. Al ser la velocidad de rotación del aerogenerador menor la generación de
ruido es menor. Además se prolonga la vida de los componentes y se reducen los
costes por mantenimiento. Un ejemplo de generador tripala es el mostrado en las
figuras 5 y 6.
• Bipala: reduce el coste de masa y, por tanto, de material respecto al rotor tripala.
Presenta el inconveniente de sufrir mayores esfuerzos dinámicos.
Al tratarse de un número par de palas, en el instante que una de ellas pasa por la torre,
ésta deja de recibir viento (término acuñado en inglés de “tower shadow”). Ello provoca
una inestabilidad de momentos en el rotor que supone la aparición de grandes
esfuerzos en la base de la pala opuesta, los cuales pueden llevar a su rotura. Por esta
razón los aerogeneradores bipala presentan un rotor basculante que permite un cierto
giro angular vertical del eje de rotación del rotor, reduciendo así los esfuerzos en las
palas.
Los generadores bipala deben alcanzar una velocidad de giro mayor que los tripala
para producir la misma potencia eléctrica. Una mayor velocidad de giro del rotor
supone un desgaste más acusado de ejes, cojinetes, rodamientos, etc, y además
conlleva un aumento de los niveles de ruido.
Modelado y control de un aerogenerador
25 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 19. Aerogenerador bipala con buje basculante
• Monopala: presenta una reducción de masas y de coste respecto al rotor bipala. Si
bien esta reducción de peso está más centrada en la caja multiplicadora y el generador
que en el hecho de ahorrar un pala en el rotor. Esto se debe a que es necesario un
contrapeso de la pala para evitar un funcionamiento inestable de la turbina que dé
lugar a vibraciones o esfuerzos inesperados en la estructura, como por ejemplo cargas
de fatiga. Aun así sí se ahorra en costes de fabricación al no ser necesario la
fabricación de una segunda pala.
Necesitan alcanzar incluso una velocidad mayor que los rotores bipala para igualar la
potencia generada por un aerogenerador tripala. Ello conlleva un gran aumento del
ruido producido por la turbina, que es del orden del doble que el rotor tripala.
Figura 20. Aerogenerador monopala en funcionamiento
El hecho de que el uso de los aerogeneradores tripala esté tan extendido es debido a que son
los que presentan una mayor producción de energía y no acarrean los problemas de
Teoría de los aerogeneradores
26 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
generación de ruidos de las turbinas bipala y monopala (relacionado con su mayor velocidad
de giro).
Figura 21. Coeficientes de potencia según tipo de aerogenerador [6]
En la figura 20 se puede observar cómo varía el coeficiente de potencia (que está relacionado
con la eficiencia de la turbina) según el “tip-speed ratio” o velocidad de la punta de las palas.
Este último término es la relación de la velocidad del extremo de la pala con la velocidad del
viento.
Como se observa en la figura, los HAWT son los que mayor coeficiente de potencia presentan.
Dentro de ellos se puede observar que al aumentar el número de palas se tiende hacia zonas
de mayor eficiencia.
El hecho de que no existan generadores de alta potencia de un número de palas mayor que
3 es debido a los siguientes puntos:
• Mayor número de palas supone un mayor coste inicial del proyecto
• La eficiencia que se gana al aumentar el número de palas cada vez es menos
significativa y no compensa el aumento de gastos de fabricación e instalación de la
turbina (pasar de 3 palas a 4 sólo aumenta el coeficiente de potencia en 0,5%
aproximadamente).
• La opción más más económicamente rentable después del rotor tripala sería un
aerogenerador de 4 palas. Pero en este caso aparecería el problema del tower
shadow, lo que provocaría inestabilidad a la estructura y aparición de cargas de fatiga.
Por estas razones el tipo de aerogenerador más extendido en la producción eléctrica a través
de la energía eólica es la del generador tripala
Modelado y control de un aerogenerador
27 Adrián Rodrigálvarez Sibón
2.2.1.4 SEGÚN EL TIPO DE TORRE
Como se observa en la figura 17 puede haber dos tipos de torres en los aerogeneradores.
Las torres en celosía y las torres tubulares.
Las torres en celosía son una opción no muy común en las torres de aerogeneradores.
Principalmente se usan en aerogeneradores a sotavento. Las torres en celosía en
aerogeneradores a sotavento evitan que se produzcan las cargas cíclicas que aparecerían en
la pala de un aerogenerador de torre tubular al pasar por detrás de la torre (tower shadow).
Estas cargas cíclicas se deberían al hecho de que la velocidad incidente del viento en la zona
de la torre es distinta a la del resto de área de recorrido de las palas.
Las torres de celosía necesitan inspecciones periódicas para verificar la correcta sujeción de
los distintos elementos de la misma. Esto supone unos gastos añadidos, por esa razón no es
muy común el uso de torres de celosía en aerogeneradores a barlovento.
Las torres tubulares son las más extendidas debido a la rigidez que aportan a la estructura
para afrontar las grandes fuerzas del viento. Si bien el gasto de construcción y fabricación es
el mayor de los tres tipos de torres.
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2.2.1.5 SEGÚN LA ZONA DONDE ESTÉN INSTALADAS
Según dónde se instalen podemos hablar de dos tipos de aerogeneradores: los
aerogeneradores offshore, que se emplazan en el mar; o los aerogeneradores onshore, que
son los que se emplazan en tierra firme.
Hay muchos aspectos que diferencian a ambos tipos de aerogeneradores. Unos presentan
una serie de ventajas e inconvenientes frente a otros.
A continuación se va a comparar las características de una turbina offshore frente a una
turbina onshore [7].
Ventajas de una turbina offshore frente a uno onshore:
• En el mar no existen obstáculos que reduzcan la velocidad del viento. Esto favorece
que el viento circule a mayor velocidad.
• Hay menos turbulencia ambiental: hay menos cambios de fuerzas del viento que en
tierra. Ello provoca que disminuya la fatiga que soporta el aerogenerador y, por lo tanto,
aumente su vida útil.
• La frecuencia del viento en el mar es un 40% mayor que en tierra firme, por lo que los
parques eólicos marinos son más productivos que los terrestres.
• La gran disponibilidad de espacio permite construir parques eólicos más grandes con
un mayor número de aerogeneradores.
• Reduce el impacto visual sobre el paisaje al estar muy alejados de los centros urbanos.
Deben estar, al menos, a 3 kilómetros de la costa.
• Al estar tan alejados de la costa el ruido que producen deja de ser un problema, por lo
que se puede aumentar la velocidad de giro del rotor. Suponiendo una reducción de
peso y de costes de fabricación. Esto es posible ya que si se aumenta la velocidad de
giro del rotor, para producir la misma cantidad de energía, es necesario un menor par
motor captado del viento. Es decir, se necesita menos área de barrido, lo que supone
palas más pequeñas y consecuentemente menos material de construcción.
Aun así los parques eólicos marinos acarrean una serie de inconvenientes o desventajas
frente a los parques eólicos terrestres:
• La evaluación del sitio de emplazamiento y la etapa de diseño y autorización por parte
de la entidad pública competente para autorizar la instalación de un parque eólico
marino puede llevar alrededor de 4 a 6 años. Mientras que en tierra el tiempo de
evaluación y diseño puede llevar menos de 6 meses.
• La construcción y montaje del parque eólico marino ocupa alrededor de 2 a 3 años,
mientras que en tierra es alrededor de 1 año.
• No se disponen de infraestructuras eléctricas en el mar que conecten los parques
eólicos marinos de producción eléctrica con las principales zonas de consumo
(ciudades, industrias, etc.).
• La necesidad de instalar un cableado especial para el transporte de la electricidad
hasta las infraestructuras eléctricas terrestres encarecen la instalación de un parque
eólico.
• La tecnología necesaria para la cimentación de los aerogeneradores instalados en el
mar también encarecen a los mismos.
• Las labores de mantenimiento e inspección son más complicadas debido a que es
necesario trabajar en el mar.
Modelado y control de un aerogenerador
29 Adrián Rodrigálvarez Sibón
• Los costes iniciales asociados a la construcción de un parque eólico marino aumentan
al aumentar la profundidad del terreno.
• Los aerogeneradores requieren una mayor separación entre ellos lo que implica un
mayor coste de cableado. Esta separación es necesaria ya que, debido a la baja
rugosidad del mar, las turbulencias del viento al pasar por una turbina permanecen
durante una distancia mayor que en tierra firme. Si no se permitiera esta separación
entre aerogeneradores las perturbaciones afectarían al resto de aerogeneradores
produciendo esfuerzo de fatiga y reduciendo la vida útil de los mismos.
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2.2.1.5 SEGÚN EL TIPO DE GENERADOR
Dependiendo del tipo de generador que se utilice para la generación eléctrica en u
aerogenerador la estrategia de control y los límites de funcionamiento serán diferentes. Por
esta razón la elección de un generador adecuado en función de cómo se quiere aprovechar
un aerogenerador determinado es muy importante.
Los generadores se pueden dividir en generadores síncronos y en generadores asíncronos.
Los generadores síncronos generan una corriente alterna con una frecuencia que es función
de su régimen de giro. Mientras que los generadores asíncronos conectan su estátor
directamente a la red, por lo que se impone la frecuencia de la corriente alterna que generan
al aplicarse un par sobre su rotor.
Debido a esta diferencia se puede decir que los generadores asíncronos se conectan
directamente a la red eléctrica mientras que los generadores síncronos se conectan
indirectamente a la red. Es decir, como la electricidad generada por un generador síncrono no
tiene por qué tener las mismas características que la electricidad de la red (frecuencia), es
necesario hacer pasar esa electricidad a través de una serie de componentes electrónicos
que adecúan esa electricidad a la red. Se evita de ese modo problemas de acoplamiento a la
red o de picos de tensión.
Antes de comenzar la clasificación de los generadores es necesario saber que existen dos
tipos de turbinas eólicas: las de velocidad constante y las de velocidad variable. Las
diferencias entre ellas afectan a su estrategia de control, así como a la elección de generador
que deben utilizar.
Las turbinas de velocidad constante sólo pueden trabajar en un rango de velocidad muy
limitado. En ese rango de funcionamiento la velocidad del rotor se mantiene constante debido
a las necesidades de generación eléctrica correspondiente al circuito de aerogenerador, para
poder suministrar esa electricidad a la red.
Por otro lado, las turbinas de velocidad variable pueden trabajar en un rango de velocidades
aún mayor ya que el aerogenerador produce potencia a diferentes velocidades del rotor
(dentro de unos límites). La estrategia de control de estas turbinas, el esquema eléctrico y el
generador que necesitan serán diferentes a los que son necesarios en una turbina de
velocidad constante.
Comenzando con los aerogeneradores asíncronos:
a) Generador asíncrono de jaula de ardilla
Figura 22. Rotor de jaula de ardilla de una pequeña máquina de inducción
Modelado y control de un aerogenerador
31 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Es llamado así porque el rotor consta de dos partes. Primero consiste en un núcleo de
hierro formado por placas separas por un espacio muy pequeño. Este núcleo cuenta
con una serie de ranuras que han sido practicadas para introducir unas serie de barras
de cobre o aluminio que están unidas en sus extremos a unos anillos, cerrando así un
circuito eléctrico que posibilita que circule la corriente eléctrica por ella.
Recibiendo el nombre de “jaula de ardilla” debido a esta estructura de barras unidas
por anillos en los extremos.
Figura 23. Jaula de ardilla de un rotor de una máquina de inducción asíncrona [8]
La razón de por qué las barras de la jaula de ardilla del motor están levemente
inclinadas y no siguen la dirección del eje de revolución del anillo es la siguiente:
• Evita el ruido (zumbido electromagnético).
• Evita las vibraciones del motor.
El generador asíncrono de jaula de ardilla puede utilizarse para los dos tipos de turbina:
las turbinas de velocidad constante, y las turbinas de velocidad variable.
i. Turbina de velocidad constante con generador de jaula de ardilla:
El generador de jaula de ardilla usado para la generación de electricidad en
aerogeneradores de velocidad constante es el modelo más antiguo que se
empezó a usar en energía eólica.
Este tipo de generador presenta la ventaja de tener la mayor fiabilidad, robustez
y menor precio de entre el resto de generadores. Debido a la sencillez del rotor
y a la ausencia de contactos rozantes (propio de los rotores bobinados).
Esta máquina eléctrica sólo permite alrededor de 6% [9] de deslizamiento
cuando se conecta directamente a la red. Esto es debido a que si se supera
este rango de deslizamiento las características de la corriente generada en el
estátor pueden variar con respecto a la de la red (frecuencia).
Teoría de los aerogeneradores
32 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Pero esto supondría que sólo puede actuar en un rango muy pequeño de
velocidades del viento, ya que la velocidad del viento no puede variar mucho
para mantener la velocidad del rotor prácticamente constante.
Para solucionar esto se suele aprovechar el efecto “stall” o entrada en pérdidas.
Este efecto ocurre en las palas del rotor de la turbina. Consiste
fundamentalmente en una disminución de la fuerza de sustentación
aerodinámica que ejerce el viento en las palas. Esta pérdida de fuerza de
sustentación provoca que el rotor baje su velocidad de giro.
Las palas de la mayoría de aerogeneradores de velocidad constante están
diseñadas con objeto de entrar en pérdidas a una cierta velocidad del viento.
Esta pérdida va aumentando a medida que aumenta la velocidad del viento. De
ese modo el rotor es capaz de mantenerse prácticamente a velocidad constante
en un rango mayor de velocidades.
El esquema eléctrico de un generador de jaula ardilla para un aerogenerador
de velocidad constante es el siguiente.
Figura 24. Esquema eléctrico de un generador de jaula de ardilla en un aerogenerador de velocidad constante [9]
El rotor capta la energía eólica del viento dentro del rango de funcionamiento
determinado por la velocidad del viento. La caja multiplicadora permite que la
velocidad de giro del rotor del generador sea el adecuado, cercano al de
sincronismo.
El contactor o “triacs” sirve para la conexión eléctrica de la máquina eléctrica a
la red. Evitando de ese modo su acoplamiento fuera del rango de
funcionamiento con objeto de no producir picos de tensión u otros problemas
que puedan afectar a la red.
Modelado y control de un aerogenerador
33 Adrián Rodrigálvarez Sibón
El banco de capacitadores es necesario ya que la potencia reactiva producida
por el aerogenerador no es controlable. En necesario disponer de este banco
de capacitadores para corregir esta potencia reactiva y adecuarla a la red de
suministro eléctrico.
El transformador es necesario para la conversión de la tensión de la electricidad
generada en el aerogenerador para poder ser distribuida a largas distancias
hacia los núcleos o puntos de consumo.
El rotor dispone de unas palas que aprovechan el efecto “stall” para ampliar el
rango de velocidades del viento en el que la turbina puede trabajar y generar
potencia. A partir de un valor nominal del viento este efecto comienza a
producirse, de este modo el rango de funcionamiento comienza en la velocidad
nominal que se ha establecido durante el diseño de las palas.
El inconveniente de estos aerogeneradores es que es necesario que se paren
o se desacoplen durante los huecos de tensión. Los huecos de tensión son
reducciones bruscas de la tensión de la red eléctrica desde un 1 hasta un 90%
de la tensión declarada. Pueden tener duraciones de entre 10 milisegundos
hasta 1 minuto. Los huecos se pueden producir en una fase, en dos o en las
tres fases a la vez.
ii. Turbina de velocidad variable con generador de jaula de ardilla:
Un aerogenerador capaz de generar electricidad independientemente de la
velocidad angular del rotor supone que el rango operativo de la turbina es
mucho más amplio que el del anterior ejemplo.
Es posible que el aerogenerador aporte energía a la red eléctrica por debajo
de la velocidad de sincronismo. Esto se consigue gracias a un convertidor de
tipo back to back, el cual permite controlar la potencia activa y reactiva que se
suministra a la red. Y permite realizar esto a diferentes velocidades del rotor.
Aunque obviamente la cantidad de energía extraída del viento bajará con la
velocidad del propio viento.
Aun así, debido a que toda la energía que transmite la turbina a la red pasa por
este convertidor, los componentes del mismo deben ser capaces de soportar
toda la potencia del aerogenerador. Este es un factor limitante ya que impide
diseñar turbinas de gran potencia siguiendo este esquema.
Teoría de los aerogeneradores
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Figura 25. Esquema eléctrico de un generador de jaula de ardilla en un aerogenerador de velocidad variable [9]
El rotor capta la energía eólica del viento dentro del rango de funcionamiento
determinado por la velocidad del viento, el cual es más amplio que en el caso
anterior. La caja multiplicadora permite que la velocidad de giro del rotor del
generador sea la más cercana posible a la de sincronismo para evitar un exceso
de trabajo del convertidor back to back.
En este caso no es necesario un contactor o “triacs” ya que el convertidor
permite que la turbina esté acoplada a la red durante un rango de velocidades
del rotor amplio.
El banco de capacitadores también es necesario ya que permite al convertidor
controlar la potencia reactiva de salida.
El transformador es necesario para la conversión de la tensión de la electricidad
generada en el aerogenerador para poder ser distribuida a largas distancias
hacia los núcleos o puntos de consumo.
Este caso difiere del anterior en la estrategia de control del anterior caso. Por
debajo de un cierto valor de velocidad del viento el convertidor se encarga de
controlar el par electromagnético del generador con objeto de mantener la
velocidad del rotor en la relación óptima de velocidad de punta de pala que
asegura la máxima extracción de potencia del viento. Por encima de ese cierto
valor nominal de la velocidad del viento se lleva a cabo el control del “pitch
angle” o ángulo de ataque de las palas.
Este control consiste principalmente en que se disminuye el ángulo de ataque
de las palas a medida que aumenta la velocidad del viento por encima de ese
valor nominal. De esta forma se delimita la potencia máxima que puede ofrecer
una turbina. Normalmente esta limitación viene del riesgo que supone manejar
más potencia por parte del convertidor o bien para evitar alcanzar velocidades
de rotación altas en el rotor, las cuales pueden llevar a problemas de ruido o
incluso de desgaste o rotura.
Modelado y control de un aerogenerador
35 Adrián Rodrigálvarez Sibón
b) Generador asíncrono con control de deslizamiento
Este tipo de sistemas constituyen la tecnología más simple de generación eléctrica de
turbinas de velocidad variable. Al contrario de lo que pasaba con el anterior ejemplo el
rotor del generador se encuentra bobinado. Y en ellos se realiza un control de
deslizamiento mediante la regulación de una resistencia que se encuentra conectada
al circuito rotórico.
Todo ello permite controlar el par electromagnético del generador de la turbina en un
margen de velocidad comprendido entre la velocidad de sincronismo y alrededor de
un 10% por encima de la misma (velocidad supersíncrona) sin necesidad de que se
modifiquen ningún parámetro característico de la electricidad generada (como por
ejemplo la frecuencia)
Se puede aumentar el límite superior de velocidad de sincronismo siempre y cuando
sea posible aumentar la resistencia a controlar en igual medida. Si bien hay que tener
en cuenta que al aumentar la resistencia las pérdidas por calor en la misma son
mayores, lo cual es necesario tener en cuenta para la conveniencia o no de instalar un
sistema de refrigeración al generador.
El rotor bobinado difiere del rotor de jaula de ardilla en que, en vez de estar constituido
por barras de aluminio o cobre unidas en sus extremos por dos anillos, está constituido
de una serie de conductores que están bobinados en una serie de ranuras situadas en
la superficie del propio rotor. El número de polos del rotor debe coincidir con el número
de polos del estátor.
Figura 26. Rotor bobinado de un pequeño generador asíncrono
Circuitando cada uno de los grupos de conductores bobinados se encuentran los
anillos rozantes, los cuales se pueden observar que en la figura 25 aparecen a la
izquierda del grupo de conductores bobinados. Cada anillo rozante corresponde a un
grupo de conductores bobinados. En esta figura se observan tres anillos por tanto hay
3 grupos de conductores (3 polos).
Teoría de los aerogeneradores
36 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Mediante estos anillos rozantes es posible acceder a los circuitos del rotor. Lo cual
permite inyectar y extraer energía del rotor o modificar sus parámetros, como la
resistencia del mismo.
Pero surge un problema con los anillos rozantes. La forma en la que se accede al
circuito rotórico cuando el generador está en funcionamiento es mediante el contacto
de los anillos rozantes con las escobillas. Al estar el rotor girando a velocidades muy
altas se va produciendo un desgaste de las escobillas. Por lo tanto este tipo de rotores
requieren un mantenimiento extra comparado con los rotores de jaula de ardilla.
Figura 27. Anillos rozantes y sistema de portaescobillas con escobillas instaladas
El control del par electromagnético del generador se puede realizar de dos formas
distintas:
i. Mediante resistencias rotóricas
Este sistema permite controlar el par electromagnético conectando una serie
de resistencias variables que permitirán modificar la resistencia total que
presenta el circuito en el rotor.
El conjunto de resistencias variables de denomina reóstatos y se encuentra
conectado en estrella. Al modificar la resistencia rotórica es posible controlar la
corriente que circula por el propio rotor y por tanto controlar el par
electromagnético (dentro de un rango de velocidades de giro del rotor limitado).
Modelado y control de un aerogenerador
37 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 28. Esquema del rotor controlado por reóstatos [10]
A continuación se muestra el esquema del conjunto con regulación mediante
resistencias rotóricas. Un dato a tener en cuenta para el diseño es que un valor
de resistencia más grande permite obtener un mayor rango de velocidades de
generación de electricidad.
Figura 29. Esquema eléctrico de aerogenerador controlado por resistencias rotóricas [11]
Como se puede apreciar este esquema puede ser conectado a la red (o a un
transformador) ya que las propiedades eléctricas de la electricidad generada
con el aerogenerador son las correspondientes a la de la red (frecuencia, etc.).
ii. Con recuperación de la energía
El sistema descrito en el apartado anterior se desperdicia la energía que se
genera en el rotor del generador. Existe una variante que permite aprovechar
la energía generada en el rotor para sacar mayor energía de la fuerza eólica
del viento.
Teoría de los aerogeneradores
38 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Por tanto, en vez de disiparse la energía en los reóstatos del rotor, a través de
una serie de componentes electrónicos es posible adecuar dicha energía extra
generada en el rotor para suministrarla a la red. Este método también es
conocido como método de Scherbius estático.
La conexión que ha de realizarse en este tipo de generadores es la siguiente:
Figura 30. Esquema eléctrico de un aerogenerador utilizando el método de Scherbius estático [11]
La potencia que es capaz de soportar la electrónica del circuito rotórico delimita
la potencia de diseño del aerogenerador. Y debido a ello, esta limitación de
potencia, delimita a su vez el rango de velocidad de giro del rotor
c) Generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG, Doubly-fed Induction
Generator)
Este generador también tiene un rotor bobinado, el cual está alimentado por un
convertir back to back. El convertir back to back está compuesto por dos convertidores
electrónicos CA/CC reversibles.
El convertidor situado más cerca del rotor (en el esquema eléctrico, CR) se encarga
de extraer o dar electricidad al rotor del generador. La electricidad pasa de corriente
alterna en el rotor a corriente continua en el circuito de control, o viceversa. Esta
corriente continua del ciclo de control pasa por el segundo convertidor CA/CC. En este
convertidor se transforma la corriente continua en corriente alterna con las
características de tensión y frecuencia adecuadas para suministrar al transformador o
a la red.
Es decir, el convertidor CR situado al lado del rotor permite regular la amplitud,
frecuencia y fase de la tensión aplicada al rotor, lo cual permite la regulación del par
electromagnético en un amplio rango de velocidades. Incluso a velocidades muy por
debajo de la de sincronismo (velocidades subsíncronas).
Por otro lado, en el convertidor CG, el cual está situado al lado de la red, hace posible
regular la potencia activa y la potencia reactiva que se suministra a la red desde el
rotor.
Modelado y control de un aerogenerador
39 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 31. Turbina con un generador DFIG [11]
El estátor se conecta a la red directamente a través de unos “triacs” ya que no necesita
ningún tipo de adecuación eléctrica a la red pues ya posee las características eléctricas
de la misma.
Presenta muchas diferencias frente al aerogenerador de velocidad variable con
generador de jaula de ardilla, a pesar de que ambos poseen el mismo convertidor. Las
diferencias radican en:
• En el caso del generador de jaula de ardilla no se aprovechan las corrientes
del rotor.
• En este caso el convertidor se encuentra en el circuito rotórico, a diferencia de
la turbina con generador de jaula de ardilla donde el convertidor back to back
se encuentra en el circuito del estátor.
• En este caso el convertidor sólo maneja alrededor de un 30% de la potencia
que suministra el aerogenerador. Mientras que en el otro caso la electrónica
del convertidor debe hacer frente al 100% de la potencia generada por el
aerogenerador.
Actualmente el uso de aerogeneradores con generadores de inducción de doble
alimentación está muy extendido, siendo el generador por excelencia en los nuevos
parques eólicos.
El hecho de que el aerogenerador pueda aportar potencia a la red en un amplio rango
de velocidades del rotor hace este tipo de sistema el más rentable y eficaz de todos
los vistos hasta ahora. Tanto a velocidades muy por debajo de la síncrona (régimen
subsíncrono) así como a velocidades muy por encima de la misma (régimen
supersíncrono), el control del rotor permite que el aerogenerador aporte potencia a la
red. Más adelante se entrará más en detalle del modo de funcionamiento del generador
en ambos regímenes de funcionamiento.
Por ese motivo este tipo de sistema de generación eléctrica eólica a través de un
generador de inducción de doble alimentación será el que se utilizará y simulará en
este trabajo.
Teoría de los aerogeneradores
40 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
A continuación se hablará de los generadores síncronos que también pueden ser utilizados
en turbinas eólicas para la generación de energía eléctrica para la red. La principal diferencia
con los que generadores asíncronos es que la frecuencia de la energía producida en un
generador síncrono depende de la velocidad de rotación del rotor, así como del número de
polos de la máquina eléctrica.
Mientras que un generador asíncrono es posible un cierto deslizamiento entre la velocidad del
rotor y la de sincronismo sin que varíen las propiedades eléctricas de la electricidad generada
(como tensión y frecuencia); en un generador síncrono esto no ocurre, por lo que es necesario
un sistema eléctrico concreto para la conversión de las propiedades eléctricas de la energía
producida para poder suministrarla a la red.
La frecuencia que posee la corriente alterna que produce un generador trifásico es la
siguiente:
𝑓 =𝑝 · 𝑛
60
( 1)
Donde 𝑓 representa la frecuencia de la corriente alterna generada; 𝑛 es la velocidad de giro
del rotor en revoluciones por minuto (rpm); y 𝑝 es el número de pares de polos.
Por tanto dependiendo de las condiciones de giro del rotor y del número de pares de polos
obtendremos una corriente alterna de una determinada frecuencia.
El rotor de los generadores asíncronos debe ser alimentado por corriente continua, de esta
forma, cuando el rotor gira es capaz de crear un campo magnético que induce una corriente
en el estátor que es la que se suministra a la red.
Como la frecuencia de la electricidad que suministra al estátor depende de la velocidad de
giro del rotor y la frecuencia de la red siempre se mantiene constante (50 𝐻𝑧 en Europa y
60 𝐻𝑧 en EE.UU.), en principio se puede suponer que las turbinas eólicas con generadores
síncronos deben operar a una velocidad constante del rotor.
Pero la realidad es que los aerogeneradores con generadores síncronos trabajan a velocidad
variable. Esto es posible debido a que los generadores no se conectan directamente a la red,
sino que pasan a través de una serie de elementos electrónicos para adecuar las
características de la electricidad generada a las de la red.
Principalmente se utilizan dos tipos de generadores síncronos:
d) Generador síncrono con rotor bobinado
Como se ha explicado más arriba en este caso, al estar el rotor bobinado, es necesario
hacer circular una corriente en continua a través de esos conductores. La forma más
usual de realizar esto es alimentando al rotor con una fuente externa que lo provee de
corriente eléctrica. Este método de alimentación del rotor se llama excitación
independiente. Aunque también es posible que la fuente sea parte de la electricidad
extraída del estátor.
Para conectar el circuito rotórico con la fuente es necesario hacerlo mediante unas
escobillas y anillos rozantes, como en el caso de generadores asíncronos con rotor
bobinado.
Modelado y control de un aerogenerador
41 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Hay dos tipos posibles de fuente de excitación: una fuente de excitación de corriente
alterna, la cual es necesario que pase a través de un rectificador al rotor para
transforma
Figura 32. Esquema de una turbina eólica con un generador síncrono con rotor bobinado excitado a través del estátor [11]
Como se puede apreciar en la figura 31 se puede observar un rectificador y un inversor
en el circuito del estátor. Estos dos elementos son los que forman un convertidor
parecido al convertidor back to back, pero no idéntico. Este convertidor es necesario
para suministrar energía a la red, adecuando sus propiedades a las de la misma.
Después de rectificar la electricidad procedente del generador (transformarla desde
corriente alterna a corriente continua) parte de ella es tomada para alimentar el rotor
del generador y permitir de ese modo que el generador siga funcionando. Más
adelante esta corriente continua pasa a través del inversor para transformarse en
corriente alterna.
Después del inversor se encuentra el banco de capacitadores que tiene el objetivo de
regular la potencia reactiva generada en las bobinas del generador. Después de este
proceso a electricidad está en condiciones de ser suministrada a la red a través del
transformador.
e) Generador síncrono con imanes permanentes
Esta es una variante del sistema explicado anteriormente. En este caso se sustituye
el rotor bobinado por un rotor dispuesto con imanes permanentes en su periferia.
Teoría de los aerogeneradores
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Figura 33. Rotor de imanes permanentes de un pequeño alternador
Al no necesitarse una fuente externa que alimente al rotor bobinado se ahorra el hecho
de tener que conectar un circuito externo al circuito rotórico. Por tanto se elimina es
sistema de escobillas y anillos rozantes. Lo que implica que el rotor no necesita
mantenimiento de ningún tipo.
Debido a su sencillez estructural y funcional la instalación del mismo en el generador
es más fácil que la de un rotor bobinado.
Al no ser necesario una fuente externa para que circule corriente por el rotor y así crear
el campo electromagnético se ahorra energía al usar imanes. La energía que se ahorra
es alrededor del 20%.
Por tanto el esquema del sistema se simplifica con respecto al anterior quedando de
la siguiente forma.
Figura 34. Esquema de una turbina eólica con un generador síncrono con rotor de imanes permanentes [11]
Modelado y control de un aerogenerador
43 Adrián Rodrigálvarez Sibón
2.2.2 PARTES DEL AEROGENERADOR DE EJE HORIZONTAL
Normalmente los aerogeneradores se agrupan conjuntamente en una zona adecuada para el
aprovechamiento energético del viento. Es lo que se denomina parque eólico. En un parque
eólico la totalidad o la mayoría de turbinas eólicas son del mismo tipo (horizontales o
verticales, con generador asíncrono o síncrono, etc.). Esto se debe a que los aerogeneradores
de un parque eólico se encuentran todos conectados a la misma estación de control, por tanto,
cuanta menor variedad de aerogeneradores menor es el trabajo que deben hacer los
operarios para el control del parque eólico.
Los aerogeneradores tienen 4 partes totalmente diferenciadas a simple vista:
• Las palas
• El buje
• La góndola
• La torre
Figura 35. Elementos diferenciados de un aerogenerador
Teoría de los aerogeneradores
44 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
La turbina es el conjunto de palas y buje. El buje sirve de unión entre las palas y, por tanto,
recoge las fuerzas del viento que actúan sobre las mismas creando un par en la turbina que
se aprovecha para generar energía eléctrica.
La torre dota de una cierta altura a la turbina para que recoja el viento a una mayor altura
evitando así las turbulencias y las consecuentes pérdidas de velocidad del viento debidas a
elementos situados en el suelo (árboles, edificaciones, etc.). Además, por la torre circula el
cableado que transporta la energía producida en el generador.
Debajo de la torre se encuentra la cimentación, necesaria para soportar tanto el peso del
propio aerogenerador como las fuerzas ejercidas por el viento sobre el mismo, manteniendo
toda la estructura anclada al suelo.
Arriba de la torre se encuentra la góndola, donde residen la mayor parte de los elementos
importantes de la cadena de conversión de energía eólica a eléctrica (como el generador, la
multiplicadora, etc.).
Dentro de la góndola se encuentran los siguientes elementos:
• Eje de transmisión de baja velocidad: es el eje que transmite la velocidad de rotación
del rotor así como el par que aplica el viento sobre el mismo. Es el eje de entrada a la
caja de cambios.
Se sujeta con el soporte principal, que se encuentra en la cara posterior de la góndola.
El movimiento relativo entre el eje y el soporte es permitido gracias al deslizamiento
que hay entre los dos en la unión por cojinete.
• Caja multiplicadora: se encarga de transferir la potencia extraída del viento en el rotor
aumentando la velocidad de giro y disminuyendo el par transmitido. La caja
multiplicadora de un aerogenerador suele tener entre 3 o 4 etapas.
La salida de la caja multiplicadora es el eje de transmisión de alta velocidad, el cual
desemboca en el generador para la producción de electricidad.
• Eje de transmisión de alta velocidad: como se ha comentado antes es el eje que está
conectado al rotor del generador.
• Pitch System: es la electrónica que se encarga de controlar el ángulo de ataque de las
palas en función de las condiciones de funcionamiento en un instante determinado.
Este control es uno de los más utilizados en turbinas de velocidad variables. Aunque
también hay otros métodos que se pueden utilizar en aerogeneradores de velocidad
variable, como el stall control. Aunque este método pasivo de control solo permite un
rango menos amplio de velocidades del viento en los que puede actuar el
aerogenerador.
En el caso de turbinas eólicas de velocidad constante el único control posible es el
stall control.
• Controlador: posee toda la electrónica necesaria para la conversión de la electricidad
a los parámetros adecuados de frecuencia, tensión, etc.
Modelado y control de un aerogenerador
45 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Si la conexión del circuito del estátor a la red es directa el controlador sólo tiene que
manejar los parámetros del rotor. En este caso, si es posible aprovechar la electricidad
generada en el rotor (como pasa en un DFIG, generador de doble alimentación),
entonces el controlador necesitará la electrónica requerida para ello, como un inversor
y un rectificador. O por el contrario, si no es posible, sólo es necesario controlar la
intensidad que recorre el rotor con objeto de controlar el par, como por ejemplo con el
uso de resistencias rotóricas.
Si la conexión del estátor no es directa a la red, sino que pasa a través de una
electrónica necesaria para modificar sus parámetros y adecuarlos a la red, entonces
la electrónica debe ser capaz de manejar la potencia máxima de ese aerogenerador.
• Frenos: hay dos tipos de freno. Frenos mecánicos y frenos electromagnéticos. Todos
los aerogeneradores tienen al menos freno mecánico. Algunos, además, cuentan con
un freno electromagnético.
El freno electromagnético es utilizado por algunos aerogeneradores cuando deben
frenar el aerogenerador desde una velocidad de rotación elevada, después aplican el
freno mecánico para parar completamente el rotor.
Algunos aerogeneradores pequeños, tanto de eje vertical como de eje horizontal, sólo
disponen del freno mecánico. Ya que este freno es suficiente para provocar la parada
del aerogenerador desde cualquier velocidad de rotación que pueda adquirir el rotor.
Normalmente el freno se coloca en el eje de salida de la caja multiplicadora, que
aunque la velocidad de giro es muy elevada, el par que hay que aplicar con el freno
en ese punto es menor que en el eje de entrada.
• Veleta y anemómetro: la veleta es el sensor que permite determinar desde que
dirección viene el viento; mientras que el anemómetro permite conocer el valor de la
velocidad del viento a la altura de la góndola.
Figura 36. Conjunto veleta (parte superior de la imagen) - anemómetro (parte inferior de la imagen)
• Sistema de giro del ángulo de guiñada: este sistema sirve para direccionar el conjunto
góndola, buje y palas hacia la dirección del viento. Este sistema se ayuda de los datos
medidos con la veleta para realizar el control del giro de guiñada. El giro se lleva a
cabo mediante la acción de un motor (yaw motor).
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• Sistema de refrigeración: algunas turbinas eólicas necesitan que el generador sea
refrigerado debido a las altas temperaturas que se alcanzan consecuencia de las altas
intensidades eléctricas que recorren los circuitos rotóricos y estatóricos.
El refrigerante del generador es aceite. Para disminuir la temperatura del mismo es
necesario evacuar el calor que recoge del generador, por eso se dispone de unos
intercambiadores de calor dentro de la góndola. Normalmente se trata de un
intercambiador agua-aceite, y el sistema de enfriamiento del agua también se
encuentra en la propia góndola.
• Embrague: el embrague se encuentra en el eje de alta velocidad, justo entre el
generador y el freno. Así, cuando es necesario una parada de emergencia se
desembragan los ejes y se empieza a aplicar el freno en el eje conectado a la turbina
eólica.
Figura 37. Componentes dentro de la góndola de un HAWT [17]
Los aerogeneradores transfieren la potencia que recogen en el rotor hacia el generador. La
energía eléctrica producida en el mismo pasa a través de unos cables que bajan por la torre
hacia la cimentación del aerogenerador. Estos cables se encuentran enterrados bajo tierra a
lo largo de todo el parque eólico hasta que llegan a la subestación del mismo.
En la subestación toda la energía generada pasa a través de los transformadores. Estos
transformadores sirven para adecuar la tensión y corriente eléctrica generada en las turbinas.
Sus parámetros se adecúan a los de la red eléctrica de alta tensión.
En los transformadores la tensión se eleva y, por consiguiente, la intensidad disminuye con
objeto de evitar pérdidas por efecto Joule durante el transporte de la electricidad hasta los
puntos de consumo.
Modelado y control de un aerogenerador
47 Adrián Rodrigálvarez Sibón
La potencia perdida por la acción del efecto Joule cumple la siguiente ecuación:
𝑃𝑗 = 𝐼2 · 𝑅 ( 2)
Siendo 𝐼 la intensidad que recorre los cables de alta tensión; siendo 𝑅 la resistencia de los
cables de alta tensión desde el punto de generación eléctrica (parque eólico) hasta los puntos
de consumo (ciudades o industrias).
Toda energía eléctrica por efecto Joule se transforma en energía térmica. Por tanto, para
disminuir su efecto se busca disminuir la intensidad de la electricidad que recorren los cables
de alta tensión. Esta es el principal objetivo de los transformadores.
Durante la conversión de la energía se pierde una cierta potencia debido al funcionamiento
de los transformadores.
𝑃𝑒 = 𝑃𝑚 · 𝜂𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓 ( 3)
La anterior ecuación representa estas pérdidas durante la conversión a través de un
rendimiento de los transformadores 𝜂𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓. La potencia saliente del generador de la turbina
eólica 𝑃𝑚 (donde hay pérdidas de potencia debido a pérdidas de par en la caja multiplicadora)
sufre las transformaciones pertinentes de sus parámetros de tensión e intensidad para
adecuarse a la red eléctrica. El rendimiento de los transformadores suele rondar valores
cercanos al 95%.
Figura 38. Esquema de un parque eólico [16].
Las subestaciones eléctricas de los parques eólicos son las denominadas subestaciones
eléctricas “elevadoras”. Este tipo de subestaciones es la misma que las que se encuentran en
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otro tipo de plantas de generación eléctrica, como plantas nucleares, presas, plantas de gas
o de carbón, etc. Elevan la tensión de la electricidad generada hasta unos 132, 220 o 400 kV
para entregarla a la red de transporte.
Posteriormente se reduce la tensión de la electricidad en las denominadas subestaciones
eléctricas “reductoras”, hasta unos 10 o 66 kV y esta energía se entrega a la red de
distribución.
Por último, la energía en esta red de distribución es llevada hasta centros de transformación
de baja tensión donde se reducen sus niveles de tensión hasta unos 400 V (típicamente).
Modelado y control de un aerogenerador
49 Adrián Rodrigálvarez Sibón
2.2.3 BASE MATEMÁTICA DE LA ENERGÍA EÓLICA
2.2.3.1 ENERGÍA DEL VIENTO
A la hora de realizar un modelado de un aerogenerador es necesario representar
matemáticamente todos los procesos que ocurren en la generación eólica de electricidad.
Como el viento es el factor característico más importante es necesario empezar por el mismo.
El viento posee cierta energía en su movimiento y esta energía es de tipo cinética. Siendo 𝑚
una masa de aire que se desplaza en una dirección con una velocidad 𝑣, la energía que posee
esa masa es:
𝐸 =1
2· 𝑚 · 𝑣2
( 4)
Contabilizar la energía del viento en unidades de masa no es algo cómodo para modelizar por
lo que se suele pasar a medir por unidad de volumen, quedando la ecuación (2) de la siguiente
forma:
𝑒 =1
2· 𝜌 · 𝑣2
( 5)
Donde 𝑒 es la energía por unidad de volumen y 𝜌 es la densidad del aire.
Sabiendo que el flujo volumétrico de aire �̇� que pasa a través de un área 𝐴 viene determinado
por la siguiente expresión:
�̇� = 𝐴 · 𝑣 ( 6)
Es posible sacar la potencia del aire que pasa a través de esa cierta área a una cierta
velocidad y con una densidad determinada, quedando la expresión de la potencia del aire de
la siguiente forma:
𝑃 = 𝑒 · �̇� =1
2· 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3
( 7)
En nuestro caso el área 𝐴 representa la superficie circular de recorrido de las palas que se
puede calcular de la siguiente forma:
𝐴 = 𝜋 ·𝐷4
4
( 8)
Donde 𝐷 representa el diámetro de esa misma área de recorrido.
De la ecuación (7) es posible deducir una serie de factores a tener en cuenta:
• La potencia del viento tiene una gran dependencia de la velocidad del mismo (elevado
al cubo)
• Es conveniente la instalación de aerogeneradores a nivel del mar, donde mayor será
la densidad del aire, y por tanto, donde mayor potencia se puede extraer del mismo.
Teoría de los aerogeneradores
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• Cuanta mayor sea el área de recorrido de las palas mayor potencia puede extraerse
La densidad el aire a nivel del mar (1 atmósfera de presión y a 25ºC) es de 𝜌 = 1,225 𝑘𝑔/𝑚3.
Si bien es cierto que la velocidad del viento puede variar el valor de esta densidad esta
variación se puede considerar despreciable en un rango de velocidades dentro del rango de
operación de un aerogenerador (para velocidades no mayores de 25 𝑚/𝑠). Por tanto se va a
considerar constante la densidad del aire para cálculos posteriores.
Modelado y control de un aerogenerador
51 Adrián Rodrigálvarez Sibón
2.2.3.2. COEFICIENTE DE POTENCIA
Pero no es posible convertir la totalidad de la energía cinética del viento en energía mecánica
para el movimiento del rotor de la turbina. Esto se debe a que si se aprovechara el 100% de
la energía cinética del viento que pasa por las palas, entonces en el volumen posterior
inmediatamente próximo al rotor estaría totalmente inmóvil. Esto provocaría que el caudal
posterior a ese instante en el que se ha capturado el 100% de la energía descendiera hasta
cero.
Por lo tanto, para representar la fracción de potencia que se extrae del viento es necesario
definir un nuevo factor, denominado coeficiente de potencia:
𝐶𝑝 =𝑃
12
· 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3
( 9)
Un valor que representa los valores que suele tomar este coeficiente de potencia en
aerogeneradores modernos rápidos es de casi 0,5. Este es el valor normal de un HAWT de
rotor tripala, que son aquellos rotores que sacan un mejor aprovechamiento de la energía
cinética del aire. Se conocen como generadores rápidos porque al tener pocas palas el
momento de inercia del rotor es menor, por lo que la velocidad de giro que puede alcanzar el
mismo e muy elevada.
Si se mira en la figura 20 puede detectarse que al ir aumentando el número de palas el
coeficiente de potencia 𝐶𝑝 va aumentando. Pero esto sólo es cierto hasta llegar a un número
de palas de 4, que es el valor óptimo. El 𝐶𝑝 en este caso puede sumar un 0,05 respecto al
rotor tripala. La razón de por qué no es común ver un aerogenerador con un rotor de 4 palas
es debido a varios factores:
• Aparición de efecto de tower shadow al tratarse de un número de palas par.
• Incremento de costes de fabricación y montaje por sólo aumentar un 0,05 el coeficiente
de potencia.
El efecto de tower shadow es posible evitarlo instalando un rotor basculante, pero ello
encarece el proyecto y puede ser un limitante de las dimensiones y potencia del
aerogenerador.
Pero a partir de un número de palas mayor que 4 el coeficiente de potencia disminuye. Esto
se debe a que, al aumentar el número de palas, los efectos aerodinámicos de unas palas
perturban a las demás al crear perturbaciones del viento después de la pala. Y al final, en las
fuerzas que generan el giro hay una mayor componente de las fuerzas de arrastre que de las
fuerzas de sustentación. Esto hace bajar progresivamente el valor de 𝐶𝑝 hasta 0,3 como se
puede observar en la figura 20.
Con todo ello se concluye que los aerogeneradores rápidos presentan una serie de ventajas
frente a los aerogeneradores lentos:
• Se obtienen mayores valores de 𝐶𝑝, y además, se obtienen valores aceptables del
mismo en un amplio rango de velocidades del rotor.
• Usan rotores más ligeros con objeto de aumentar la velocidad del extremo de la pala,
lo cual supone un ahorro en costes.
• La mayores velocidades que alcanza el rotor produce, que a igualdad de potencia, el
par que es necesario alcanzar sea menor (como se muestra posteriormente en la
Teoría de los aerogeneradores
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ecuación (10)). Y alcanzar velocidades más altas y captar un menor valor de par
conlleva las siguientes ventajas: se requiere una relación menor de multiplicación en
la caja de engranajes, reduciéndose su coste y aumentando el rendimiento; y las
solicitaciones del rotor asociado a las cargas debidas al par son menores, por lo que
el dimensionamiento de la anchura de las palas también lo será.
• El acople con el generador a bajas velocidades del viento es más fácil. Debido a que
el 𝐶𝑝 a ese rango de funcionamiento es bajo y produce bajo par, lo cual es compatible
con el bajo par que tiene los generadores en el arranque.
Un aerogenerador por tanto genera una cierta potencia que es función del par al que está
sometido (𝑀𝑤) y de la velocidad del rotor (𝜔𝑤):
𝑃𝑤 = 𝑀𝑤 · 𝜔𝑤 ( 10)
Y a su vez esta potencia coincidirá con la que es capaz de extraer del aire:
𝑃𝑤 = 𝑀𝑤 · 𝜔𝑤 =1
2· 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3
( 11)
El coeficiente de potencia es función de dos parámetros que son: el “tip-speed ratio” o
velocidad del extremo de pala (𝜆) y del “pitch angle” o ángulo de ataque de las palas (𝛽).
𝐶𝑝 = 𝐶𝑝(𝜆, 𝛽) ( 12)
El “tip-speed ratio” representa la velocidad del extremo de las palas frente a la velocidad del
aire. Por tanto no es un factor de medida absoluta, sino relativa. Lo cual hay que tener en
cuenta en los gráficos de 𝐶𝑝 (eje y) frente a 𝜆 (eje x).
𝜆 =𝜔𝑤 · 𝑅
𝑣𝑤
( 13)
Normalmente en aerogeneradores de eje horizontal la curva 𝐶𝑝 − 𝜆 presenta una variación
mínima del coeficiente de potencia en un rango amplio del tip-speed ratio. Este hecho refleja
la gran eficiencia del aerogenerador en diferentes condiciones de velocidad, lo cual presenta
una gran ventaja frente al resto de aerogeneradores. Es usual encontrase el punto de máxima
eficiencia (máxima 𝐶𝑝) alrededor de un valor de tip-speed ratio de: 𝜆 = 8.
El otro factor es el ángulo de ataque de las palas. Representa el ángulo que forma la propia
pala con el plano de giro del motor. Se puede observar de una forma más clara cuál es este
ángulo en la siguiente figura.
Modelado y control de un aerogenerador
53 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 39. Perfil de pala de un aerogenerador de eje horizontal
El ángulo de ataque de las palas normal es de 0º, es decir, la pala se sitúa sobre el plano de
giro del rotor. A medida que se aumenta el ángulo de ataque de las palas disminuye la fuerza
de sustentación sobre la pala, lo que se traduce en un menor par sustraído del viento. Y por
tanto disminuye la potencia recogida por el rotor. Por ello, para que la ecuación número (11)
represente esta bajada de potencia en el rotor es necesario que al aumentar el ángulo de
ataque disminuya el valor de 𝐶𝑝.
Por tanto al aumentar el ángulo de ataque disminuye el valor de 𝐶𝑝. El sentido de querer que
disminuya la potencia recogida radica en diversas limitaciones cuando el viento supera un
cierto valor de velocidad:
• Limitaciones del generador, ya sean por temperatura, valores de corriente, etc.
• Limitaciones en la electrónica de control del generador, que no es capaz de manejar
más de una cierta cantidad de energía.
• Limitaciones de ruido que pueden aparecer en el rotor cuan este alcanza una velocidad
de giro elevada consecuencia del creciente par que aplica el viento en el rotor.
• Limitaciones debidas a solicitaciones en la estructura, como fuerzas cíclicas
producidas por la vibración del rotor a una alta velocidad de giro.
Derivándose de la ecuación (11) y (10) es posible calcular el par que sufre el rotor del
aerogenerador a una cierta velocidad de rotación del mismo 𝜔𝑟:
𝑀𝑤 =
12 · 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝐴 · 𝑣3
𝜔𝑟
( 14)
Con esta expresión es posible conocer en cada instante cuál es el par que sufre el rotor en
determinadas condiciones de operación. Y como se puede observar, la aumentar el ángulo
de ataque disminuye el valor del coeficiente de potencia, disminuyendo consecuentemente el
par ejercido sobre la turbina. Esto permite controlar de forma más segura la velocidad de giro
del rotor, ya que no se acelera de forma descontrolada a grandes velocidades del viento.
Teoría de los aerogeneradores
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Pero el valor de 𝐶𝑝 tienen un límite físico que es imposible de sobrepasar, este límite superior
se conoce como coeficiente de Betz. A continuación vamos a proceder a la demostración
matemática del coeficiente de Betz.
Para el cálculo del límite de Betz se supone que la velocidad del viento a través de la turbina
es la media de las velocidades antes y después de la misma:
𝑉 =𝑉1 + 𝑉2
2
( 15)
Figura 40. Representación de la evolución del viento a través del rotor
La ecuación (15) es demostrada en la publicación de Albert Betz: “Wind-Energie” en 1926
[12]. Recogiendo la ecuación (4) y derivando respecto al tiempo obtenemos la siguiente
ecuación:
𝑃 =𝑑𝐸
𝑑𝑡=
1
2· �̇� · 𝑣2
( 16)
Que representaría la potencia del viento. La potencia que se extrae del viento en un
aerogenerador es función de las velocidades del mismo antes y después del plano de la
turbina:
𝑃𝑤 =1
2· 𝑚�̇� · (𝑉1
2 − 𝑉22)
( 17)
Que representa la cantidad de energía cinética que pierde el viento a su paso por la turbina.
Esa energía pérdida por el viento es la que recoge la turbina. El flujo de caudal másico de aire
también se verá afectado por la velocidad que tenga el viento a su paso por el plano de la
turbina:
𝑚�̇� = 𝜌 · 𝐴 · 𝑉 = 𝜌 · 𝐴 ·𝑉1 + 𝑉2
2
( 4)
Sustituyendo en la ecuación (17) el valor de 𝑚�̇� por el calculado en la ecuación (18) se tiene
la siguiente expresión:
Modelado y control de un aerogenerador
55 Adrián Rodrigálvarez Sibón
𝑃𝑤 =1
2· 𝜌 · 𝑉 · 𝐴 · (𝑉1
2 − 𝑉22)
( 5)
Para manejar la anterior ecuación se introduce una nueva variable que representa la fracción
de velocidad del viento que se pierde a su paso por la turbina del aerogenerador, también
llamado coeficiente de velocidad inducida 𝑎. Quedando las siguientes series de ecuaciones
para el cálculo posterior:
𝑉 = 𝑉1 · (1 − 𝑎) ( 20)
𝑉2 = 𝑉1 · (1 − 2𝑎) ( 21)
Estas dos últimas ecuaciones, junto con la ecuación (15) permiten expresar la ecuación (19)
de la siguiente forma:
𝑃𝑤 =1
2· 𝜌 · 𝑉1
3 · 𝐴 · (1 − 𝑎) · (1 − (1 − 2𝑎)2) ( 22)
Ahora se va a proceder a calcular los puntos donde la derivada frente respecto de 𝑎 de la
anterior función sean igual a cero, para determinar el máximo de la misma. Para ello
cogeremos sólo la parte de la ecuación que nos interesa:
𝑓(𝑎) = (1 − 𝑎) · (1 − (1 − 2𝑎)2) = 4𝑎 − 8𝑎2 + 4𝑎3 ( 23)
Derivando la ecuación (23) respecto de 𝑎:
𝜕𝑓(𝑎)
𝜕𝑎= 4 − 16𝑎 + 12𝑎2
( 24)
Ahora, igualando la derivada a cero obtenemos los puntos singulares de la función que
estamos manejando. Resolviendo la ecuación de segundo grado:
𝑎 =16 ± √162 − 4 · 4 · 12
2 · 12
De esta igualdad se obtiene que 𝑎 =1
3 y 𝑎 = 1. El segundo resultado no representa un máximo
ya que en ese caso 𝑉 = 0, por lo tanto el flujo másico sería cero y por consiguiente también
sería cero la expresión de la potencia extraída del viento (19). Aun así es posible determinar
matemáticamente si se trata de un máximo o de un mínimo. Para ello calculamos la segunda
derivada:
𝜕2𝑓(𝑎)
𝜕𝑎2= −16 + 24𝑎
( 25)
Teoría de los aerogeneradores
56 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sustituyendo en la ecuación anterior los valores de 𝑎 donde hay puntos singulares tenemos
los siguientes valores:
𝜕2𝑓(𝑎 = 1)
𝜕𝑎2= −16 + 24 = 8 > 0
Por lo tanto 𝑎 = 1 se trata de un mínimo.
𝜕2𝑓(𝑎 = 1/3 )
𝜕𝑎2= −16 +
24
3= −8 < 0
El punto 𝑎 =1
3 corresponde a un máximo de la función 𝑓(𝑎). Ahora se procede a calcular el
valor correspondiente a ese punto en la función utilizando la ecuación (20):
𝑓(𝑎 = 1/3) = 4 ·1
3− 8 · (
1
3)
2
+ 4 · (1
3)
3
=16
27= 0,5926 = 59,26%
( 26)
Se obtiene de esa forma el valor máximo posible físicamente que puede obtener el coeficiente
de potencia 𝐶𝑝.
A continuación se muestra la gráfica de la función 𝑓(𝑎) donde se puede observar que los
puntos singulares ciertamente corresponden con el máximo y el mínimo calculados.
Figura 41. Curva de la función f(a)
Modelado y control de un aerogenerador
57 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Los cálculos realizados hasta ahora tienen en cuenta la velocidad incidente del viento en el
plano del rotor así como la velocidad de salida del mismo. Pero estos no son valores que se
manejen o puedan ser controlados fácilmente para seguir una estrategia de control del
coeficiente de potencia 𝐶𝑝. Los parámetros que se controlan en le aerogenerador son los
anteriormente calculados, que son:
• El ángulo de ataque 𝛽
• El tip-speed ratio 𝜆
Por ello es necesario conseguir una expresión en la que el coeficiente de potencia dependa
de estos dos parámetros. La siguiente expresión es generalmente utilizada para determinar
el 𝐶𝑝 en la mayoría de simulaciones de aerogeneradores [13]:
𝐶𝑝(𝛽, 𝜆) = 𝑐1 · (𝑐2
𝜆𝑖− 𝑐3 · 𝛽 − 𝑐4 · 𝛽𝑐5 − 𝑐6) · 𝑒
−𝑐7𝜆𝑖
( 27)
Siendo 𝜆𝑖:
𝜆𝑖 =1
1𝜆 + 𝑐8 · 𝛽
−𝑐9
𝛽3 + 1
( 28)
Estando el ángulo de ataque (𝛽) en grados.
Donde los diferentes coeficientes “𝑐” toman valores distintos según se traten de turbinas
eólicas de velocidad variable o de velocidad constante. Los diversos valores que pueden
tomar están recogidos en la siguiente tabla:
Figura 42. Valores de los coeficientes de 𝐶𝑝 dependiendo del tipo estrategia de velocidad del rotor que
se utilice [13]
Como puede observarse los valores de los coeficientes cambian dependiendo del caso de
tipo de turbina ante el que nos encontremos. En el caso de aerogenerador de velocidad
constante todos los coeficientes que acompañan al ángulo de ataque son nulos; a excepción
de 𝑐9, que aun así no es un término representativo que modifique en exceso el valor del
parámetro 𝜆𝑖.
A Continuación se va a proceder a representar las curvas del coeficiente de potencia
correspondiente a la fila de aerogenerador de velocidad variable, que es modelo que se va a
utilizar en este proyecto. Se representará la variación de la curvas en función de 𝜆 para
distintos valores discretos de 𝛽.
Teoría de los aerogeneradores
58 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 43. Representación gráfica de las curvas de 𝐶𝑝 frente a 𝜆 para valores discretos del ángulo de ataque (𝛽)
Como ya se adelantó anteriormente, al aumentar el ángulo de ataque se disminuye el valor
de 𝐶𝑝. Además se puede comprobar que el pico de máximo coeficiente de potencia ronda el
valor de 0,45 y corresponde a un valor cercano a 𝜆 = 8; además este se alcanza cuando el
ángulo de ataque de las palas es nulo, es decir, cuando la pala se sitúa completamente
paralela al plano de giro del rotor. En esta situación la pala sufre la mayor fuerza de
sustentación posible y por tanto es donde mayor potencia puede captar.
Hay que tener en cuenta que aunque el límite físico del coeficiente de potencia esté
determinado por el coeficiente de Betz en 0,5926, aún se está muy lejos de acercarse a ese
valor. Tecnológicamente aún no es posible alcanzar un valor de 0,5 en el coeficiente de
potencia.
Se puede observar que hasta un cierto valor de 𝜆 = 2 el valor de 𝐶𝑝 es muy bajo. Si se observa
la ecuación (13): un valor de 𝜆 bajo significa que la velocidad de desplazamiento del extremo
de las palas es baja en relación con la velocidad del viento. Valores bajos del tip-speed ratio
corresponden con los instantes de arranque de los aerogeneradores. En estos momentos
durante el arranque y acople del generador a la red no es posible extraer potencia del viento.
Se puede observar que al aumentar mucho 𝜆 el coeficiente de potencia cae. Estos valores
representan velocidades anormalmente rápidas del rotor frente a la velocidad del viento.
Estos casos de valores de 𝜆 altos se producen principalmente cuando la velocidad del viento
es muy alta. Ante estas situaciones de velocidades altas de la turbina eólica es necesario
realizar una parada de emergencia. La parada de emergencia se lleva a cabo por razones de
seguridad, ya que, bajo estas condiciones de viento, es peligroso que el aerogenerador
continúe funcionando: puede provocar la aparición de cargas de fatigas debido a las
vibraciones consecuencia de las rachas turbulentas de aire y de la velocidad de rotación del
Modelado y control de un aerogenerador
59 Adrián Rodrigálvarez Sibón
rotor. Todo ello puede reducir la vida útil de la estructura y de los componentes eléctricos y
electrónicos.
Esta caída del valor de 𝐶𝑝 al aumentar 𝜆 es más prematuro al ir aumentando el ángulo de
ataque. Esto es consecuencia de que al aumentar el valor del ángulo de ataque, menor es la
componente de la fuerza de sustentación que actúa sobre la pala. Por lo tanto el par imprimido
sobre las mismas se pierde a velocidades de rotación más bajas.
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2.2.3.3. PERFIL DE VELOCIDAD DEL VIENTO
El perfil de velocidades del viento es cambiante en función de la altura. Cuanto más alejado
del suelo mayor será la velocidad del viento. Esto se debe a que cerca del suelo los obstáculos
tales como árboles, casas, o simplemente el relieve del suelo donde está emplazado el
aerogenerador provocan que la velocidad del viento disminuya. Esta disminución se debe a
que aparecen corrientes turbulentas por el choque del viento con los obstáculos, provocando
así la reducción de su velocidad.
Para estudiar las condiciones del viento en un determinado lugar se utiliza la siguiente
expresión:
𝑢(𝑧) =𝑢∗
𝜅· (ln
𝑧
𝑧0+ 𝜓)
( 29)
Donde 𝑢(𝑧) representa la velocidad del viento a una determinada altura; 𝜅 es la constante de
von Kármán que toma valores alrededor de 0,4; 𝑧 es la cota de altura donde se quiere conocer
la velocidad del viento; 𝑧0 es la altura de rugosidad y da una idea de cómo de escarpado o
cuantos obstáculos posee el emplazamiento de donde se desea extraer la velocidad del
viento; 𝑢∗ es la velocidad del viento en un punto fuera del perfil de turbulencias del viento,
normalmente suele estar a 1 kilómetro de altura; y, por último, 𝜓 que es la función de
estabilidad atmosférica.
La función de estabilidad atmosférica normalmente influye cuando el valor de 𝑧 es bajo, por lo
tanto, en la resta dentro del paréntesis tiene más peso que el logaritmo. Es decir, afecta en la
medición del viento a bajas alturas. Toma diferentes valores:
• 𝜓 > 0 durante el día.
• 𝜓 < 0 durante la noche.
• 𝜓 = 0 cuando se encuentra nublado.
Cuando nos encontramos en condiciones de cielo nublado la estabilidad atmosférica es nula,
en este caso se dice que nos encontramos en condiciones neutras de viento. Esto es debido
a que cuando está nublado el Sol no calienta la superficie del suelo, por lo que no se forman
corrientes de convección del aire.
Estas corrientes de convección ayudan a crear un flujo más rápido de aire. Por tanto es
razonable que el valor de esta función de estabilidad atmosférica sea positiva durante el día
y negativa por la noche.
Modelado y control de un aerogenerador
61 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 44. Perfil de velocidad del viento para distintas condiciones atmosféricas [14]
Como se puede ver en la anterior gráfica la función de estabilidad sólo afecta en valores bajos
de altura, lo cual es lógico ya que en alturas bajas es donde más afecta las corrientes de
convección del aire. Durante el día esta función representa el incremento de velocidad del aire
a la altura del suelo, mientras que de noche refleja su disminución debido a la desaparición
de estas corrientes de convección.
La ecuación (29) corresponde con una instalación onshore, si se tratara de una instalación
offshore la ecuación sería ligeramente distinta:
𝑢(𝑧) =𝑢∗
𝜅· (ln
𝑧
𝑧0− 𝜓)
( 30)
El cambio de signo dentro del paréntesis es consecuencia del diferente comportamiento del
aire cercano a la superficie del mar frente al del aire cercano a la superficie terrestre. Durante
el día la velocidad del viento cercano al mar es menor, mientras que durante la noche es
mayor.
Esto es debido a la baja inercia térmica del agua frente al aire. Durante las horas de luz del
día el mar va incrementando su temperatura progresivamente, pero debido a su baja inercia
térmica no hasta la noche cuando alcanza su máximo valor de temperatura. Es en esos
momentos cuando el mar transfiere parte del calor acumulado al aire que está en contacto
con su superficie, formando así corrientes de convección durante la noche.
Durante el día ocurre lo contrario, después de haber transferido parte de su energía térmica
al aire y de no recibir calor de ninguna fuente (Sol) durante las horas de noche, el mar se
encuentra a una temperatura inferior comparado con el ambiente. Por tanto, el mar recoge
Teoría de los aerogeneradores
62 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
calor del aire que se encuentra cercano a su superficie, enfriándolo de ese modo.
Desfavoreciendo la aparición de corrientes de convección.
Por esta razón durante la noche la contribución de la función de estabilidad es positiva:
• 𝜓 < 0 ; (−𝜓 > 0)
Y durante el día es negativa:
• 𝜓 > 0 ; (−𝜓 < 0)
Con respecto a la altura de rugosidad 𝑧0 hay diferentes valores que puede tomar esta variable
en función del tipo de terreno donde queramos medir la velocidad del viento. La siguiente
figura muestra algunos de estos posibles valores:
Figura 45. Diferentes valores que puede tomar la rugosidad del terreno en diferentes escenarios [14]
Como se puede observar en la figura cuanto mayores sean los obstáculos en el terreno mayor
es el valor de la rugosidad 𝑧0. Así, por ejemplo en mar abierto los valores de la rugosidad del
terreno rondan 0,0002; mientras en bosque denso o en ciudad se encuentra entre 0,8 y 1.
Las ecuaciones (29) y (30) son ecuaciones que se utilizan en el estudio de emplazamiento de
un aerogenerador en un sitio concreto. Necesita una toma de datos exhaustiva para poder
calcular o estimar los diferentes parámetros que afectan a la ecuación. Estas ecuaciones
sirven en consecuencia para la parte de estudio y diseño del aerogenerador y del sitio de
emplazamiento.
Si se quiere conocer la velocidad en el momento concreto de funcionamiento hay otra
ecuación. Esta ecuación tiene un sentido más local del cálculo de la velocidad del viento:
𝑢(𝑧) = 𝑢𝑟 (𝑧
𝑧𝑟)
𝑛
( 31)
Modelado y control de un aerogenerador
63 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Donde 𝑢(𝑧) representa la velocidad a una altura 𝑧; y 𝑢𝑟 es la velocidad del viento medida a
una altura 𝑧𝑟. Esta altura normalmente se sitúa 30 metros por encima del punto de velocidad
nula. El factor 𝑛 es un factor que representa el efecto del relieve del terreno u obstáculos que
se encuentran en el mismo (parecido a la rugosidad).
El factor 𝑛 toma diversos valores en función del terreno donde se desee realizar las medidas
de velocidad del viento:
Figura 46. Valores de 𝑛 en función del tipo de terreno
Como pasaba con el factor 𝑧0 en las ecuaciones (29) y (30), al aumentar la cantidad de
obstáculos o al ser el relieve más abrupto el coeficiente 𝑛 crece. Pero en el caso de la ecuación
(31) un aumento de 𝑛 supondría un aumento de la velocidad del viento con la altura.
En realidad eso no es cierto. Pues al encontrarnos un terreno lleno de obstáculos (como por
ejemplo los edificios de una ciudad) el valor de 𝑧𝑟 será mucho mayor, pues en principio debería
situarse 30 metros por encima de la altura donde la velocidad es nula. En una ciudad ese
punto sería 30 metros por encima de los tejados de los edificios. Por tanto al crecer 𝑧𝑟
disminuye el valor del cociente de alturas y por tanto disminuye el valor de la velocidad del
viento con la altura.
Figura 47. Perfil de velocidades del viento en función de la ecuación (31)
Teoría de los aerogeneradores
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Como puede observarse en la anterior figura, un aumento del valor de 𝑛 no supone un
aumento de la velocidad del viento a una determinada altura, ya que al aumentar 𝑛 también
aumenta 𝑧𝑟. De esta forma se crean perfiles de viento más alargados en terrenos con edificios
(perfil de la izquierda) y perfiles más “comprimidos” en terrenos abiertos y llanos (perfil de la
derecha).
La ecuación (31) se usa más para determinar el perfil de velocidades en un determinado
instante. Por tanto es ideal para el cálculo del viento con respecto a la altura.
Como existen aerogeneradores de 100 metros de diámetro de pala el perfil de velocidades
del viento puede variar para diferentes alturas del área de barrido del aerogenerador. Para la
estimación de la velocidad del viento y el control del aerogenerador es importante determinar
este perfil de velocidades.
En este proyecto se supondrá que la velocidad media del viento corresponde con la velocidad
medida por el anemómetro situado encima de la góndola del aerogenerador.
Modelado y control de un aerogenerador
65 Adrián Rodrigálvarez Sibón
2.2.3.4. CAJA MULTIPLICADORA
La caja multiplicadora es necesaria ya que las velocidades de rotación que alcanzan las
turbinas eólicas no son suficientes para acercarse a las velocidades de rotación que son
requeridas en los generadores para trabajar en su rango de funcionamiento.
Se procede a sustituir unos cuantos valores orientativos en la ecuación (1) para estimar qué
velocidad es necesaria en el rotor del generador:
• 𝑓 = 50 𝐻𝑧, según la red eléctrica europea.
• 𝑝 = 2, número de pares de polos del generador.
Entonces obtenemos que:
𝑛 =𝑓 · 60
𝑝=
50 · 60
2= 1500 𝑟𝑝𝑚
Este valor correspondería a la velocidad de sincronismo de un generador de 2 pares de polos
conectado a la red eléctrica europea. Como los aerogeneradores de eje horizontal alcanzan
como máximo alrededor de 25 rpm de velocidad de rotación es necesario una caja
multiplicadora para conseguir una velocidad de rotación mayor en el generador. Normalmente
estas cajas multiplicadoras constan de una serie de engranajes en varias etapas (3 y 4 etapas
comúnmente).
Aun así hay dos posibles tecnologías que pueden usarse en los aerogeneradores:
• Caja multiplicadora
• Direct Drive
El Direct Drive es una tecnología que evita el uso de caja multiplicadora. En estos casos se
utilizan generadores multipolares, con un número de par de polos elevado. Si este número de
pares de polos es suficientemente alto es posible conectar directamente ambos ejes (el del
generador y el de la turbina). Al ahorrarse el uso de una caja de cambios aparecen una serie
de ventajas:
• Hay menos probabilidades de fallo del sistema al evitar el uso de engranajes que
pueden sufrir roturas.
• Se reduce el uso de lubricantes, así como decrecen los costes y el tiempo de
mantenimiento. Bajando así el número de paradas y arranques del sistema, que
desgastan un gran número de componentes.
Pero la principal desventaja de la tecnología Direct Drive es que la adquisición de un
generador multipolar es costosa. Además de que este tipo de generadores son muy pesados
y ello conllevaría a mayores solicitaciones estáticas de la estructura.
A pesar de las ventajas del Direct Drive, el uso de cajas multiplicadores está más extendido,
ya que con la tecnología Direct Drive no es posible la construcción de grandes
aerogeneradores. La principal razón es la aparición de problemas estructurales y de seguridad
cuando los rotores alcanzan velocidades muy altas. Así como la imposibilidad de realizar un
control adecuado con inercias del rotor tan altas.
Existen dos tipos etapas multiplicadoras ampliamente utilizadas en la industria de la
generación eléctrica eólica:
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• Multiplicadora de eje planetario: la etapa multiplicadora de eje planetario tiene una
mayor relación de transmisión, ya que es capaz de usar una relación máxima de 1:12.
Ocupa menos espacio, lo que permite reducir las dimensiones de la góndola, así como
facilitar las operaciones de mantenimiento. Es capaz de soportar mayores cargas.
Suele usar engranajes helicoidales.
Figura 48. Etapa multiplicadora de eje planetario. [4]
Como se puede observar en la foto la caja multiplicadora de eje planetario está
compuesta de varios elementos. La corona dentada es la encargada de transmitir la
velocidad de giro de la turbina, es por tanto el eje de entrada. Esta velocidad de giro
es transmitida a los satélites, que corresponderían al eje intermedio. Los satélites se
encuentran sujetos por el eje portasatélites. Por último, los satélites transmiten su la
velocidad de giro al piñón planeta, que corresponde al eje de salida.
• Multiplicadora de eje paralelo: se suele usar para la primera o la segunda etapa,
dependiendo de la potencia que se quiera transmitir. Permite que los ejes de entrada
y de salida no coincidan. Generalmente usan engranajes de dientes rectos con una
relación máxima de transmisión de 1:5.
Modelado y control de un aerogenerador
67 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 49. Etapa multiplicadora de eje paralelo [4].
La figura de arriba muestra el aspecto de una etapa multiplicadora de eje paralelo de
un aerogenerador.
Existen diversos tipos de configuración de etapas en una caja multiplicadora de un
aerogenerador. En multiplicadoras de tres etapas existen las siguientes posibles
configuraciones: una planetaria y dos paralelas; dos planetarias y una paralela.
Teoría de los aerogeneradores
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Figura 50. Ejemplo de caja multiplicadora de un aerogenerador [15].
Como se puede observar la figura de arriba representa una caja multiplicadora de un pequeño
aerogenerador con dos etapas de multiplicación.
La primera etapa (a la izquierda de la imagen) corresponde con una multiplicación de eje
planetario. El eje que entra en esta etapa corresponde al eje del rotor de la turbina eólica, es
por tanto el eje de entrada (eje lento).
La segunda etapa (a la derecha de la imagen) se trata de una etapa de eje paralelo conectado
al eje de salida (eje rápido). Este eje corresponde al rotor del generador.
Para el modelado matemático de la caja multiplicadora se utilizan las siguientes ecuaciones:
ω̇ =1
𝐼𝑤· (𝑀𝑚 − 𝜙 · 𝐾𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 − �̇� · 𝐵𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥)
( 32)
Ω̇ =1
𝐼𝑔𝑒𝑛· (−𝑀𝑔𝑒𝑛 +
1
𝑁(𝜙 · 𝐾𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 + �̇� · 𝐵𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥))
( 33)
�̇� = 𝜔 −1
𝑁· Ω
( 34)
La ecuación (32) corresponde con el lado de la turbina del aerogenerador. La velocidad de
rotación de la turbina está representada en la variable ω. 𝐼𝑤 corresponde al momento de
inercia del conjunto buje y rotor. El par ejercido por el viento es 𝑀𝑚.
La caja de cambios debe ser caracterizada a través de dos parámetros: la constante de rigidez
torsional 𝐾𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 y la constante de fricción viscosa 𝐵𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥.
En la ecuación (33) se modeliza el lado del generador, donde Ω es la velocidad de rotación
del eje de salida, es decir, la velocidad de rotación del rotor del generador eléctrico. 𝐼𝑔𝑒𝑛 es el
momento de inercia del eje del rotor; mientras que 𝑀𝑔𝑒𝑛 es el par resistente que ejerce el
Modelado y control de un aerogenerador
69 Adrián Rodrigálvarez Sibón
generador para la generación de electricidad. En este lado de la conversión, la contribución
de par debida a las constantes de rigidez y viscosidad de la caja multiplicadora se encuentran
reducidas debido a la relación de transmisión de la misma (𝑁).
Por último la ecuación (34) representa la diferencia de velocidades de rotación (con la
correspondiente conversión 𝑁) entre el eje de salida y el eje de entrada. Esta ecuación sirve
para mantener la continuidad de giro entre los ejes de entrada y de salida.
Con respecto al par transmitido a través de la caja de cambios hay que hacer la siguiente
consideración. Debido a la fricción de los cojinetes y a la transmisión de fuerzas entre los
engranajes se pierde cierta cantidad del par transmitido, por eso es necesario plasmar esta
pérdida con un rendimiento.
Si el par extraído del viento es 𝑀𝑤 y el par que realmente es transmitido después de las
pérdidas de la caja multiplicadora es 𝑀𝑚 (como aparece en la ecuación (32)), ambas variables
se encuentran relacionadas por la siguiente expresión:
𝑀𝑚 = 𝜂𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 · 𝑀𝑤 ( 35)
Donde 𝜂𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 representa el rendimiento de la transmisión de la caja multiplicadora.
Normalmente el rendimiento de este tipo de multiplicadoras ronda el 98%.
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2.2.3.5. GENERADOR ASÍNCRONO DE DOBLE ALIMENTACIÓN (DFIG)
El generador utilizado en este modelo será el DFIG (Doubly fed induction generator). Es una
máquina de inducción de velocidad variable, ampliamente utilizada en generadores eólicos.
Su principal característica es que puede generar electricidad de una tensión de valor eficaz y
frecuencia constante a diferentes velocidades de giro.
Esto es posible gracias a que el rotor devanado es alimentado con un convertidor back to
back, este convertidor está compuesto a su vez por dos convertidores CC/CA reversibles.
Este convertidor permite controlar todas las características de la electricidad que alimenta al
rotor. Al variar estas características es posible mantener la tensión eficaz y la frecuencia de la
electricidad generada en el estátor en unos valores constantes.
A su vez, como el convertidor es reversible es posible también controlar las características de
la electricidad que sale del rotor hacia la red y adecuarla a sus características.
Figura 51. Esquema de un generador eólico con DFIG [11].
Es posible tanto alimentar al rotor como obtener potencia de él gracias al propio convertidor.
Cuando el generador trabaja en régimen subsíncrono se alimenta el rotor con electricidad de
unas ciertas características; mientras que si el generador se encuentra en régimen
supersíncrono es posible obtener también potencia del rotor (a parte de la potencia que ya se
extrae del estátor).
En ambos casos el convertidor back to back se encarga de adecuar las características
eléctricas de las corrientes en el rotor:
• Se adecúan a las propiedades de la red eléctrica cuando se capta potencia del rotor
(régimen supersíncrono)
• Se adecúan a las características eléctricas necesarias para mantener la tensión eficaz
y la frecuencia de las corrientes del estátor a las de la red. Las características de las
Modelado y control de un aerogenerador
71 Adrián Rodrigálvarez Sibón
corrientes que se alimentan al rotor dependen, en cada instante, del régimen de giro
de la turbina eólica.
El principio de funcionamiento es el siguiente: la alimentación del estátor crea un campo
magnético giratorio en el interior del generador cuya velocidad está determinada por la
siguiente ecuación:
𝜔𝑠 =2 · 𝜋 · 𝑓𝑠
𝑝
( 36)
Donde 𝜔𝑠 es la velocidad angular de giro del campo magnético creado por el estátor, 𝑓𝑠 es la
frecuencia de la electricidad que alimenta el estátor, que es la frecuencia de la red eléctrica;
𝑝 es el número de par de polos del generador.
Si el rotor es alimentado también por una corriente alterna crea un campo magnético cuya
velocidad angular de giro se calcula como:
𝜔𝑟 =2 · 𝜋 · 𝑓𝑟
𝑝
( 37)
Donde el número de pares de polos 𝑝 son los mismos que los del estátor; y donde 𝑓𝑟 es la
frecuencia de la corriente alterna que alimenta el rotor, que no es la misma que la de la red.
Esa frecuencia será la que haya sido determinada por el convertidor CC/CA reversible que
está del lado del rotor.
De tal forma, la combinación de ambas velocidades angulares será la velocidad angular
mecánica del eje:
𝜔𝑚 = 𝜔𝑠 − 𝜔𝑟 ( 38)
Como se puede apreciar en la ecuación (38), el hecho de poder controlar la velocidad angular
de rotación del campo magnético del rotor hace posible que el DFIG pueda operar en
condiciones de subsincronismo y aun así poder aportar potencia a la red.
A partir de estos valores es posible determinar el deslizamiento:
𝑠 =𝜔𝑠 − 𝜔𝑚
𝜔𝑠=
𝜔𝑟
𝜔𝑠
( 39)
Como se deduce de la ecuación (39) el deslizamiento es totalmente controlable. Y según el
deslizamiento el par resistente del generador cambia de valor, como se muestra en la
siguiente imagen. Por lo que, en última instancia el par resistente del generador es controlable.
Teoría de los aerogeneradores
72 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 52. Curva de régimen par-velocidad de un generador asíncrono [11]
De la anterior ecuación se puede deducir que:
𝑓𝑟 = 𝑠 · 𝑓𝑠 ( 40)
Cuando la velocidad angular del rotor es mayor que la velocidad síncrona, el deslizamiento es
negativo. En este caso el rotor entrega energía eléctrica, es lo que se conoce como modo de
generación supersíncrono.
En el caso contrario, cuando la velocidad del rotor es menor que la velocidad de sincronismo,
la velocidad angular de deslizamiento es positiva por lo que el rotor recibe energía eléctrica
de la red. Este hecho es conocido como modo de generación subsíncrono.
El convertidor también permite controlar la potencia activa y reactiva que se suministra a la
red a través del rotor o viceversa.
En cuanto a la potencia activa que es entregada a la red, si el deslizamiento es positivo (𝑠 >
0; régimen subsíncrono), el signo de la potencia activa del rotor es negativa, es decir, el rotor
consume potencia de la red. Pero a su vez el estátor aporta potencia a la red. Y en un balance
neto de potencias el aerogenerador en su conjunto aporta potencia a la red.
Mientras que si el deslizamiento es negativo (𝑠 < 0; régimen supersíncrono), el signo de la
potencia activa del rotor es positiva, es decir, tanto el rotor como el estátor aportan potencia
a la red. Y, obviamente, el balance neto de potencias es positivo y el aerogenerador aporta
potencia a la red.
Por tanto, si la potencia activa recogida del viento es:
𝑃𝑚 = 𝑀𝑚 · 𝜔𝑚 ( 41)
Siendo 𝜔𝑚 la velocidad de rotación del rotor; y siendo 𝑀𝑚 el par resultante después de la caja
multiplicadora (𝑀𝑚 = 𝜂𝑔𝑒𝑎𝑟𝑏𝑜𝑥 · 𝑀𝑤).
Entonces, despreciando las pérdidas del generador, se obtiene que en régimen estático:
Modelado y control de un aerogenerador
73 Adrián Rodrigálvarez Sibón
𝑀𝑚 = 𝑀𝑔𝑒𝑛 ( 42)
𝑃𝑚 = 𝑃𝑠 + 𝑃𝑟 ( 43)
El par mecánico es igual al electromagnético en un régimen estático. La potencia activa
mecánica es igual a la potencia activa del estátor y del rotor. Como sabemos que la potencia
del estátor es:
𝑃𝑠 = 𝑀𝑔𝑒𝑛 · 𝜔𝑠 ( 44)
Podemos despejar la expresión de la potencia activa del rotor:
𝑃𝑟 = 𝑀𝑚 · 𝜔𝑚 − 𝑀𝑔𝑒𝑛 · 𝜔𝑠 ( 45)
Como en régimen estático el par mecánico y el par electromagnético coinciden según la
ecuación (42) se obtiene que:
𝑃𝑟 = −𝑠 · 𝑃𝑠 ( 46)
Como conclusión, el generador DFIG permite un control del aerogenerador en un amplio rango
de velocidades del rotor debido a sus características. Por lo que es una de las opciones más
atractivas actualmente para elegir como generador de una turbina eólica.
Teoría de los aerogeneradores
74 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
2.2.3.6. ESTRATEGIA DE CONTROL DEL AEROGENERADOR
Se va a explicar la estrategia de control del aerogenerador con pitch control y un DFIG. La
explicación se llevará a cabo utilizando una curva que representa par ejercido por el viento
frente a velocidad de rotación del rotor. En la siguiente figura se pueden observar diferentes
curvas:
• La curva con trazado continuo representa puntos de potencia constante.
• Las curvas de trazado discontinuo que son crecientes son curvas que representan el
mismo coeficiente de potencia. La curva del máximo coeficiente de potencia del
aerogenerador está resaltada respecto al resto con una curva de trazado continuo.
• El resto de curvas corresponden al par que es capaz de recoger la turbina eólica a
diferentes velocidades del viento para diferentes velocidades del rotor.
Figura 53. Curva par - velocidad de rotación del rotor de un aerogenerador [17]
Las curvas del par aportado por el viento se calcula a partir de la ecuación (14); conociendo
que 𝐴 = 𝜋 · 𝑅2; y sabiendo la definición matemática de tip speed ratio (13):
𝑀𝑤 =
12 · 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝜋 · 𝑅5 · 𝜔𝑤
2
𝜆3=
12 · 𝐶𝑝 · 𝜌 · 𝜋 · 𝑅3 · 𝑣2
𝜆
( 47)
Cualquiera de las dos expresiones anteriores sirve para calcular las curvas del viento. En el
cálculo de estas ecuaciones hay que tener en cuenta que 𝐶𝑝 = 𝐶𝑝(𝛽, 𝜆), como se muestra en
la ecuación (27). En el cálculo de estas curvas del viento se ha supuesto 𝛽 = 0 y 𝜆 toma
diferentes valores a lo largo de la curva de viento constante en función del eje de abscisas
(velocidad de rotación del roto).
Modelado y control de un aerogenerador
75 Adrián Rodrigálvarez Sibón
La curva de coeficiente de potencia máxima es el lugar geométrico de los puntos donde las
curvas de potencia constante y de par del viento son tangentes, es decir, son los puntos donde
mayor potencia se puede aprovechar del viento.
La estrategia de control de un aerogenerador con pitch control es la siguiente:
Cuando el viento está por debajo de un cierto valor mínimo la turbina de deja libre, sin
acoplarse al generador. Cuando se supera este valor mínimo del viento y el rotor presenta
una cierta velocidad de giro entonces la turbina y el generador se acoplan, comenzando así a
generar electricidad que se descarga a la red.
La estrategia de control después de acoplar la turbina al generador es seguir la curva de
coeficiente de potencia máximo, para aprovechar el mayor porcentaje de la fuerza del viento.
Esta curva de 𝐶𝑝𝑚á𝑥 se obtiene con un tip speed ratio óptimo 𝜆ó𝑝𝑡. Para mantener a la turbina
en la velocidad de giro que suponga el 𝜆ó𝑝𝑡 se realiza un control del par electromagnético del
generador, de esa forma es posible regular la velocidad del rotor, según muestra la siguiente
fórmula:
𝐽 · �̇�𝑤 + 𝐷(𝜔) = 𝑀𝑚 − 𝑁 · 𝑀𝑔𝑒𝑛 ( 48)
Donde 𝐽 es el momento de inercia de la transmisión completa visto del lado del rotor; y 𝐷(𝜔)
es una función que representa las pérdidas por fricción.
Figura 54. Seguimiento de la curva 𝐶𝑝𝑚á𝑥 con control del par electromagnético [17].
Lo ideal para la generación de potencia sería seguir esta curva hasta el punto de potencia
nominal del aerogenerador (que se considerará que es la curva de potencia constante
representada en la gráfica). Pero, normalmente, al crecer la velocidad de rotación del rotor
también crecen los niveles de ruido producido y aparecen modos de vibración en algunos
Teoría de los aerogeneradores
76 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
componentes del aerogenerador. Por ese motivo se suele limitar la velocidad de rotación del
rotor a un cierto valor. Cuando se llega a este valor de velocidad se cambia de estrategia de
control: ya no se intenta seguir la curva de 𝜆ó𝑝𝑡; ahora se busca mantener 𝜔𝑤 constante. La
forma de mantener constante la velocidad de rotación es la misma que en la etapa anterior,
controlando el par.
De ese modo, mientras la velocidad del viento sigue aumentando el rotor se mantiene a la
misma velocidad, pero aumenta el par obtenido del viento, por lo que también aumenta la
potencia que aporta la turbina eólica.
Figura 55. Control de la velocidad de rotación del rotor hasta alcanzar la potencia nominal del aerogenerador
[17].
Y se sigue esta estrategia de control hasta que se alcanza la potencia nominal del
aerogenerador cuando el viento ha llegado a un cierto valor de velocidad.
Específicamente, en este trabajo, no se va a utilizar un control limitante de la velocidad de
rotación del rotor (como el que se muestra en la figura anterior). El tamaño del rotor en nuestro
caso será de los de mayor tamaño actualmente, con alrededor de 60 m de radio. Con estos
tamaños el momento de inercia es enorme, lo que provoca que el aerogenerador se acelere
más lentamente. Además, según la ecuación (14), el par que puede capturar el rotor es mucho
mayor cuanto mayor sea el área de barrido de la turbina eólica.
Con estos valores tan elevados de par extraído del viento, para conseguir la misma potencia,
no es necesario que el rotor alcance velocidades altas de rotación. Como consecuencia nunca
sobrepasaría la velocidad crítica de ruidos (alrededor de 20 rpm).
Por lo tanto, casi la totalidad de aerogeneradores grandes no utilizan este tipo de control para
limitar la velocidad de rotación del rotor, evitando así ruidos y vibraciones. Este control es más
común en aerogeneradores pequeños.
Modelado y control de un aerogenerador
77 Adrián Rodrigálvarez Sibón
A partir de este punto, mientras la velocidad del viento sigue aumentando, se intenta mantener
al aerogenerador en la velocidad de rotación límite y en el par que hace que la potencia
extraída sea la nominal. Esto se consigue realizando a partir de este punto un control de
ángulo de ataque de las palas (pitch control). A medida que aumenta la velocidad del viento
se aumenta el ángulo de ataque de las palas, de esa forma se pierde eficiencia bajando el
coeficiente de potencia del rotor. Con esto se consigue reducir el par que se extrae del viento,
pudiéndose mantener el aerogenerador en el punto de potencia nominal.
Figura 56. Punto que representa la zona de acción del pitch control [17].
Si se pudiera representar estas curvas en 3D (en el que el tercer eje es el ángulo de ataque)
se podría observar cómo, al aumentar la velocidad del viento, el punto de funcionamiento del
aerogenerador se desplaza perpendicular al plano de la figura 55. Es decir, a medida que
aumenta la velocidad del viento se va aumentado el ángulo de ataque de las palas mientras
se mantiene constante el par y la velocidad del rotor.
Cuando la velocidad del viento alcanza valores muy altos es peligro dejar el aerogenerador
en funcionamiento, por ello es preciso realizar la parada del rotor. Este proceso se lleva a
cabo de la siguiente forma:
• Se empieza a aplicar el freno electromagnético al eje de transmisión
• Se aumenta el ángulo de ataque de las palas hasta los 90º. De esa forma el rotor es
incapaz de recoger par del viento, por lo que ya no hay ninguna fuerza que lo acelere.
• Se desacopla el generador de la turbina eólica mediante el embrague.
• Se va frenando la turbina con el freno electromagnético hasta que se reduce lo
suficiente como para empezar a aplicar el freno mecánico.
Esta es la estrategia global de control del aerogenerador con pitch control y generador
asíncrono de doble alimentación (DFIG).
Teoría de los aerogeneradores
78 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
79 Adrián Rodrigálvarez Sibón
3. MODELADO DEL AEROGENERADOR
El modelado del aerogenerador y el control se realizará con las herramientas informáticas de
Matlab y Simulink. Matlab se utilizará como base para declaración de variables y constantes,
aligerando de ese modo el trabajo. Mientras que el modelo se realizará, junto con las
simulaciones, en Simulink. El archivo Principal.m de Matlab, donde se recogen el valor de
las constantes de simulación se encuentra adjunto en el Anexo I.
En primer lugar se va a ver el esquema global del modelo en Simulink. La siguiente figura
muestra que se ha dividido el modelo en cuatro bloques:
• Viento: donde se genera la señal del viento.
• Turbina: representa el rotor del aerogenerador.
• Generador: bloque que simula el DFIG.
• Control: es el bloque donde se encuentra la estrategia de control del aerogenerador
Figura 57. Esquema global del modelado en Simulink.
En este esquema global se ha colocado un scope que compara: la potencia que debería
aportar el generador siguiendo la estrategia de control; con la potencia que realmente
aporta.
Modelado del ae rogenerador
80 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
3.1. MODELADO DEL BLOQUE DE VIENTO
El bloque de viento simplemente es un conjunto de fuentes que aportan una determinada
señal para simular diferentes condiciones de viento. El tipo de fuentes utilizadas y la señal
de viento generada se especificarán en cada caso dentro del apartado de simulaciones y
resultados.
Un ejemplo de tipos de fuentes que se van a utilizar para generar la señal de viento son las
siguientes:
Figura 58. Ejemplo de fuentes de señal utilizadas en Simulink
Un ejemplo del esquema del bloque del viento sería el siguiente:
Figura 59. Ejemplo de bloque de generación de viento.
Como se puede apreciar son muchas las posibilidades para generar diferentes tipos de
señales de viento. Y al final el bloque sólo cuenta con un output: la velocidad del viento
Modelado y control de un aerogenerador
81 Adrián Rodrigálvarez Sibón
3.2. MODELADO DEL BLOQUE DE LA TURBINA
El bloque de simulación de la turbina es bastante simple comparado con los otros dos bloques.
El bloque de la turbina cuenta con tres inputs y un output. El output o señal de salida es el par
que recoge el rotor del viento 𝑇𝑟. El valor de este par está determinado por la ecuación (14).
En esta ecuación se puede observar que el valor del par está determinado por las siguientes
variables y constantes:
• Densidad del aire 𝜌.
• Radio del área de barrido (o longitud de las palas) 𝑅.
• Velocidad del viento 𝑣𝑤.
• Velocidad angular del rotor 𝜔.
• Coeficiente de potencia 𝐶𝑝(𝜆, 𝛽).
Los últimos tres puntos corresponden a las variables de funcionamiento de la turbina. Tanto
𝐶𝑝 como 𝜆 se calculan dentro del bloque, el resto de variables deben ser introducidas
externamente en el bloque. Estas variables son 𝑣𝑤, 𝜔 y 𝛽. Y son, por tanto, los inputs o señales
de entrada del sistema.
Figura 60. Bloque de simulación de la Turbina.
Como se puede observar, del bloque Product sale el valor del par según la ecuación (14). La
constante K ha sido definida en el archivo Principal.m de Matlab como: 𝐾 = 0.5 ∗ 𝑅2 ∗ 𝜋 ∗ 𝜌.
Antes de la salida de la señal 𝑇𝑟 se tienen en cuenta las pérdidas en la caja multiplicadora,
por lo que se multiplica el par por el rendimiento de la misma (rend_gearbox).
El bloque del CalculoCp se encuentra limitado a la salida por el bloque de Saturation, que
limita el valor máximo teórico que puede alcanzar (límite de Betz) y el valor mínimo (cero).
Modelado del ae rogenerador
82 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Las entradas de este bloque son 𝜆 y 𝛽. El valor de 𝜆 se saca del bloque Divide que utiliza la
ecuación (13) para su cálculo.
Entrando dentro del bloque de CalculoCp se puede observar que se calcula el valor del
coeficiente de potencia con la ecuación (27).
Figura 61. Bloque de Turbina/CalculoCp.
Los valores de los coeficientes 𝑐 están recogidos en el Principal.m y toman los valores
propios de las turbinas de velocidad variable que están recogidos en la figura 41. Dentro del
bloque de CalculoCp se encuentra otro bloque que calcula el 𝜆𝑖 mediante la ecuación (28).
Figura 62. Bloque de Turbina/CalculoCp/landai.
Modelado y control de un aerogenerador
83 Adrián Rodrigálvarez Sibón
3.3. MODELADO DEL BLOQUE DEL GENERADOR DFIG
El bloque de potencia del generador tiene dos señales de entradas: el par extraído del viento
por el rotor; y el par que debería recoger el rotor para seguir la estrategia de control. Esta
última entrada viene calculada desde la unidad de control.
Las salidas del bloque del generador son la velocidad de rotación del rotor, ya que el
generador DFIG es capaz de controlarlo gracias a su electrónica; y la potencia generada que
es transmitida a la red. A continuación se muestra el modelo de Simulink del bloque del
generador.
Figura 63. Esquema del bloque del Generador.
A continuación se va a dividir la anterior figura en dos para poder apreciar cada elemento de
una forma más nítida.
Figura 64. Esquema parcial del bloque Generador (1/2).
Modelado del ae rogenerador
84 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 65. Esquema parcial del bloque Generador (2/2).
Empezando por la figura 63 se puede observar que el par captado por la turbina 𝑇𝑟 se resta
al par de referencia 𝑇𝑟(𝑟𝑒𝑓). Y ello resultado en el cálculo de un par inducido en el rotor
𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙. Este par inducido alimenta al rotor y es, al fin y al cabo, el control de par que
nos permite controlar la velocidad de giro del rotor. El sentido de realizar esta resta de ambos
pares se va a explicar indicando cómo se comporta el rotor en los dos tramos de control del
aerogenerador:
• Primer tramo de control (por debajo de la velocidad nominal del viento): en este tramo
el objetivo es seguir la curva de máximo coeficiente de potencia. El par de referencia
𝑇𝑟(𝑟𝑒𝑓) ha sido calculado con una variación de la ecuación (14):
𝑇𝑟(𝑟𝑒𝑓) =1
2· 𝑅3 ∗ 𝜋 · 𝜌 ·
𝑣𝑤2
𝜆𝑜𝑝𝑡· 𝐶𝑝𝑚á𝑥
( 49)
Que se obtiene utilizando la ecuación (13), que relaciona el tip speed ratio con la
velocidad del viento y con la velocidad angular del rotor.
La expresión que calcula el par extraído por el rotor es la expresión de la ecuación
(14), como ya se vio en el anterior apartado de este capítulo. Si se observa la ecuación
se comprobara que:
i. Si disminuye 𝜔𝑟 por debajo del valor de rotación que supone un valor óptimo
de landa (𝜆𝑜𝑝𝑡) aumenta el valor del par extraído del viento. En ese momento
se produce una diferencia entre 𝑇𝑟(𝑟𝑒𝑓) y 𝑇𝑟, siendo este último más alto. Esto
provoca que 𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙.sea positivo, por lo que se inducirá un par con ese
valor en el rotor del generador con objeto de aumentar la velocidad de rotación
del rotor 𝜔𝑟. De este modo la turbina vuelve al rango de funcionamiento donde
𝜆 es óptimo y, por tanto, el coeficiente de potencia es el máximo 𝐶𝑝𝑚á𝑥.
Modelado y control de un aerogenerador
85 Adrián Rodrigálvarez Sibón
ii. Si aumenta 𝜔𝑟 por encima del valor de rotación que supone un valor óptimo de
landa (𝜆𝑜𝑝𝑡) disminuye el valor del par extraído del viento. En este caso
provocaría que 𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙.sea negativo, induciendo por tanto un par en el
rotor del generador que tiende a frenar el mismo, provocando así que el 𝜔𝑟
disminuya. De este modo se vuelve a valores óptimos del tip speed ratio
alcanzando el máximo coeficiente de potencia.
• Segundo tramo de control (por encima de la velocidad nominal del viento): en este
tramo el objetivo es mantener la velocidad de rotación del rotor en la nominal. La
explicación hecha en los puntos “i” y “ii” en el primer tramo de control también sirve
para comprender el porqué de la elección de los signos para el control de este tramo.
Tanto si se aumenta como si se disminuye 𝜔𝑟 el comportamiento es el mismo que en
el anterior tramos explicado.
Ahora bien, debido a la inercia eléctrica del generador, al tiempo de respuesta del control del
generador y a las limitaciones de electrónica, no es posible inducir el par requerido
instantáneamente. Por eso se introduce el bloque de Control par, que es una forma de modelar
esos retrasos e inercias.
Figura 66. Esquema del bloque Generador/Control par.
Para controlar el retardo simulado de la electrónica y la inercia 𝑡 del conjunto del generador
se utiliza un control PID. El tiempo 𝑡 se conoce como tiempo de establecimiento y es el tiempo
en segundos que tarda el sistema en alcanzar el 63% del valor final.
La salida de este bloque será por tanto el 𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑎𝑙, que es al final el par que se induce
en el generador. El cual determinará cómo varía la velocidad de rotación de la turbina.
Más adelante este par pasa a través de la Transfer Fcn1. Este bloque representa la ecuación
(48), donde 𝐷(𝜔) se ha supuesto una función lineal de la forma: 𝐷(𝜔) = 𝐷 · 𝜔. Es decir, la
fricción con los cojinetes produce un par que tiende a frenar el giro del rotor y este par es una
función lineal proporcional a la velocidad de giro del rotor.
Este par inducido en el rotor se ha utilizado para controlar la velocidad de giro de la turbina,
por lo que ha sido consumido por el sistema. Por esa razón se resta al par extraído del viento
𝑇𝑟 el par utilizado en el control del rotor 𝑇𝑒 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙. El par resultante es el par destinado a
la generación eléctrica del aerogenerador 𝑇𝑒 𝑛𝑒𝑡𝑜.
Continuando con la figura 64, a la salida de la Transfer Fcn1 obtenemos el valor de �̇�. Con
este valor de aceleración angular somos capaces de calcular la velocidad de rotación del rotor
a través de un integrador (representado como 1
𝑠). Pero este integrador debe tener un valor
inicial de velocidad de rotación de giro de la turbina, el cual es representado por el bloque de
𝜔𝑟0. Su valor numérico se encuentra definido en el archivo Principal.m.
Modelado del ae rogenerador
86 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Después se añade un bloque de saturación para evitar que la velocidad de rotación pase a
valores negativos, lo cual no tendría sentido en la simulación. El valor de la velocidad de
rotación de la turbina es enviado al bloque de Turbina para actualizar los valores del par
extraído del viento.
En paralelo de multiplica ese valor de 𝜔𝑟 por el par de generación eléctrica neto 𝑇𝑒 𝑛𝑒𝑡𝑜,
calculando así la potencia producida por el generador DFIG. Sin embargo al transformar la
electricidad a los valores nominales de la red de distribución eléctrica se pierde algo de
potencia en el proceso. Por tanto, a su paso por los transformadores, estas pérdidas de
potencia se tienen en cuenta a través de un rendimiento (rend_trans), cuyo valor está definido
en el archivo.m de Matlab.
En paralelo a ambos outputs se encuentra una línea de bloques que sirve para diferenciar
entre la potencia generada por el estátor y la generada por el rotor, calculadas a partir de las
ecuaciones (44) y (45), respectivamente.
Modelado y control de un aerogenerador
87 Adrián Rodrigálvarez Sibón
3.4. MODELADO DEL BLOQUE DE CONTROL
En este bloque de se trata de calcular los parámetros de funcionamiento que consiguen: que
el aerogenerador extraiga la máxima potencia posible durante el primer tramo; y que
mantienen al aerogenerador en la potencia nominal en el segundo tramo.
La siguiente figura muestra la relación entre potencia y velocidad del viento. En ella se
distinguen con claridad los dos tramos de control que se pretenden llevar a cabo en este
proyecto.
Figura 67. Diferenciación de los dos tramos de control del aerogenerador.
Como se puede observar, en el momento que la velocidad alcanza una cierta velocidad
(denominada nominal) el aerogenerador llega a su potencia nominal, donde debe operar para
velocidades de viento mayores a la nominal.
A continuación se mostrará el bloque principal de control. En este bloque se puede apreciar
que la única entrada es a velocidad del viento, y las salidas de este bloque son: la potencia
de referencia, el par de referencia del rotor y el ángulo actual de las palas (que no el de
referencia). El ángulo de ataque de referencia de las palas se calcula en un subsistema del
bloque de control.
0
500000
1000000
1500000
2000000
2500000
3000000
3500000
4000000
4500000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
Po
ten
cia
(W)
Velocidad del viento (m/s)
Pot ref - Viento
𝑉𝑤𝑛𝑜𝑚 𝑉𝑤𝑙í𝑚
Tramo 2 Tramo 1 𝑃𝑜𝑡𝑛𝑜𝑚
Modelado del ae rogenerador
88 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 68. Bloque de Simulink de Control
Modelado y control de un aerogenerador
89 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Empezando por arriba se observa el uso de un bloque de Data Store. Este bloque sirve para
grabar el valor cero cuando la velocidad del viento supera la velocidad límite de
funcionamiento del aerogenerador y es necesario comenzar la desconexión y parada del
mismo. Cuando se está por debajo de 𝑉𝑤𝑙í𝑚 el Switch5 escribe el valor de 0 en la variable
STOP; mientras que si el viento está por encima del límite 𝑉𝑤𝑙í𝑚 entonces la variable STOP
adquiere el valor 1. Esta variable se utiliza para gobernar diferentes Switchs posteriores y
controlar de ese modo el frenado del rotor.
Después se puede apreciar que el bloque de Control posee otros 2 subsistemas:
• Estrategia de control I: sirve para controlar el tramo 1 del aerogenerador. Como en
este tramo se busca seguir el valor de 𝜆ó𝑝𝑡 para mantenerse en el 𝐶𝑝𝑚á𝑥 las entradas
de este subsistema son esos propios valores, además de la velocidad del viento. La
salida es al final el valor del par que aseguraría al aerogenerador mantenerse en esos
valores de potencia máxima extraída.
• Estrategia de control II: este subsistema se encarga de controlar el tramo donde el
aerogenerador opera en potencia nominal. La única entrada de este subsistema es la
velocidad del viento. Las salidas son: el par nominal y la velocidad angular de giro del
rotor nominal (ambos valores constantes); y el ángulo de ataque de las palas que
asegura que el aerogenerador se mantiene en la potencia nominal.
El Switch1 determina qué valor ideal debería tener la velocidad de giro del rotor según el tramo
de control donde nos encontremos. La condición de cambio es la velocidad nominal del viento,
si nos encontramos en valores inferiores a la misma se recoge el valor de 𝜔𝑟 procedente del
calculado a través del valor de 𝑉𝑤 y de 𝜆ó𝑝𝑡; si no el valor procedente de Estrategia Control II.
El Switch también tiene la condición de cambio en la velocidad nominal del viento. Y
selecciona el valor del par de referencia según nos encontremos en el tramo 1 o en el 2.
Los siguientes Switchs (3,4,6) sirven para cambiar las variables de control cuando el
aerogenerador se encuentra por encima de 𝑉𝑤𝑙í𝑚 y es necesario realizar la parada de la turbina
eólica. El Switch3 sirve para indicar el par de frenado que se aplica al rotor durante el proceso
de parada. El Switch6 establece el giro de referencia del rotor a cero cuando se encuentra en
el estado de parada, pues se busca detener el rotor. El Switch4 establece la potencia de
referencia a cero, pues en este tramo se desconecta el generador de la red.
Ahora se procede a explicar el bloque de Estrategia de Control I en detalle.
Modelado del ae rogenerador
90 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 69. Esquema del bloque Control/Estrategia de Control I.
El bloque de constante representa la siguiente expresión: 𝐾𝑟𝑒𝑓 = 0.5 ∗ 𝑅2 ∗ 𝜋 ∗ 𝜌. Este bloque
representa el cálculo del par de referencia usando la ecuación (49).
El siguiente bloque de control es Estrategia de Control II, que es más complejo que este
bloque anterior. El esquema del mismo se representa en la siguiente figura:
Modelado y control de un aerogenerador
91 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 70. Esquema del bloque de Control/Estrategia de Control II.
Modelado del ae rogenerador
92 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Empezando por los bloques de la parte superior se ha utilizado otra variable STOP2 mediante
un Data Store para determinar cuándo se encuentra el aerogenerador en el estado de parada.
Funciona de la misma forma que el utilizado en el bloque Control. En este subsistema
simplemente se utiliza para cambiar la orientación de las palas a 90º durante el estado de
parada, de esta forma el par recogido por la turbina es nulo.
El Switch1, Switch2 y Switch3 tienen la condición de cambio en la velocidad de viento nominal.
Se ha hecho así porque en este bloque también se controla el ángulo de ataque de las palas
durante el tramo 1 (que debe ser de 0º). Por lo tanto es necesario diferenciar entre ambos
tramos mediantes estos Switchs. Mientras que Switch tiene la condición de cambio en la
variable STOP2, es decir, en la velocidad límite del viento. Y se encarga de establecer el
ángulo de ataque de las palas a 90º en la parada.
El bloque de Divide1 utiliza las siguientes variables para sacar el valor ideal que debe tener
𝐶𝑝 para mantener al aerogenerador funcionando a la potencia nominal:
• 𝜆
• 𝑉𝑤
• 𝑇𝑛𝑜𝑚
• 𝐾𝑟𝑒𝑓
Con estos valores se calcula el 𝐶𝑝𝑟𝑒𝑓 el cual se lleva a un control realimentado que sirve para
calcular el 𝛽𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 que deben tener las palas para extraer la potencia nominal del
aerogenerador. Esta señal se pasa a través de una función de transferencia que simula los
retardos y tiempos de establecimiento del Pitch Control (motores, electrónica de control, etc).
Y al final, la variable de salida es el 𝛽 de las palas en un cierto instante.
Modelado y control de un aerogenerador
93 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Simulación y resultados
94 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
4. SIMULACIONES Y RESULTADOS
En este apartado se van a mostrar las diferentes respuestas de los sistemas de control frente
a diversos escenarios. Se van a escoger escenarios que conlleven un desafío para los
controladores programados. Los diferentes escenarios que se plantean son los siguientes:
• Simulación con viento creciente hasta parada del aerogenerador (para mostrar el
comportamiento de todas las variables manipuladas durante los tramos de
funcionamiento del aerogenerador).
• Variando 𝑣𝑤 en los límites dentro del primer tramo de control.
• Variando 𝑣𝑤 dentro de los límites del segundo tramo de control.
• Variando 𝑣𝑤 alrededor del valor nominal del viento, de manera que se alternan ambos
tramos de la estrategia de control.
El generador y el pitch control se han modelado utilizando una función de transferencia de
primer orden en el dominio de Laplace. Este tipo de aproximación es simple, y es adecuada
para conocer y representar el comportamiento de cualquier sistema. La forma de la función
de transferencia es:
𝑌(𝑠)
𝑋(𝑠)=
𝐾
1 + 𝑡𝑝 · 𝑠· 𝑒−𝑇·𝑠
( 50)
Donde:
• 𝑌(𝑠) es la variable de salida.
• 𝑋(𝑠) es la variable de entrada.
• 𝐾 es la ganancia.
• 𝑡𝑝 es el tiempo de establecimiento del 63%.
• 𝑇 es el tiempo de retardo.
La ecuación (50) se puede representar en Simulink mediante los siguientes bloques:
Figura 71. Ejemplo de sistema modelado como función de transferencia de primer orden.
El retraso 𝑇 se implementa mediante la función Transport Delay de Simulink; mientras que el
resto de parámetros para definir la función de transferencia se encuentran en el bloque
Transfer Fcn.
Modelado y control de un aerogenerador
95 Adrián Rodrigálvarez Sibón
A continuación se va mostrar en una gráfica como respondería una señal que pasa a través
de una función de transferencia de primer orden como la que se muestra en la figura 71. En
este caso se ha aplicado una entrada de escalón de 1 ante una función de transferencia de
ganancia 1, retardo 5s y tiempo de establecimiento del 63% de 7s.
Figura 72. Respuesta ante un escalón de una función de transferencia de primer orden.
Los dos sistemas que se van a modelar de esta forma, como se pudo apreciar en el apartado
de Modelado, son el sistema de control del par del generador y el pitch control. Se van a definir
sus funciones de transferencia con los siguientes valores:
• Generador: 𝐾 = 1; 𝑇 = 30; 𝑡𝑝 = 150.
• Pitch Control: 𝐾 = 1; 𝑇 = 20; 𝑡𝑝 = 15.
Existen diferentes tablas que nos ayudan a elegir correctamente los parámetros de los
controladores PID según la función de transferencia que controlan. Pero antes de enseñar las
tablas se va a mostrar cómo es la estructura de un PID y qué parámetros se definen en el
mismo.
Un PID está formado de una parte proporcional (P), parte derivativa (D) y parte integral (I).
Los parámetros que se controlan son: 𝐾𝑐 para la parte proporcional; 𝑇𝑑 para la parte derivativa
y 𝑇𝑖 para la parte integral. Hay dos posibles configuraciones para definir un PID: esquema
ideal o esquema en paralelo. Si se utiliza un esquema ideal se tiene el siguiente esquema de
PID:
Simulación y resultados
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Figura 73. Esquema ideal de un PID
Esta distribución cumple la ecuación:
𝑃(1 +1
𝑇𝑖 · 𝑠+ 𝑇𝑑 ∗
𝑁
1 + 𝑁 ·1𝑠
) ( 6)
Siendo 𝑁 un parámetro que permite que el PID tenga causalidad y sea realizable físicamente.
Por defecto tiene un valor de 100.
Pasando ahora a las tablas que nos ayudan a establecer los parámetros del PID es necesario
apuntar que hay dos vías. La de Ziegler-Nichols (Z-N) y la de AMIGO. Cada una de ellas tiene
unas reglas para saber en qué situación es óptimo utilizar cada una de las dos vías.
Figura 74. Tabla de Ziegler-Nichols.
La tabla de arriba muestra los valores que deben tomar los factores del PID según Ziegler-
Nichols. Estos valores son correctos aplicarlos cuando 0,1 < 𝑟 < 0,9 siendo 𝑟 =𝑇
𝑡𝑝.
Modelado y control de un aerogenerador
97 Adrián Rodrigálvarez Sibón
La que se muestra a continuación corresponde a AMIGO, y es adecuado utilizarlo cuando
0,25 < 𝑟 < 2. Además, solo se asegura una buena respuesta derivativa cuando 𝑟 > 1.
Figura 75. Tabla de AMIGO.
Según los valores que se han dado a las funciones de transferencia se puede calcular las
variables de los controladores en cada caso. Estos valores se recogen a continuación:
Figura 76. Valores PID del Pitch Control.
Figura 77. Valores del PID del control del par del generador.
Es necesario apuntar que la 𝑟 del Pitch Control es 1,333 por lo que un PID mediante amigo
sería lo ideal; mientras que para el control del par del generador la 𝑟 es de 0,2 en cuyo caso
lo ideal es el uso de un PI o PID calculado mediante Z-N.
Z-N Kc Ti Td AMIGO Kc Ti Td
P 0,75 -
PI 0,675 66,6 PI 0,228827 15,83019
PID 0,9 40 10 PID 0,5375 18,60465 7,142857
Z-N Kc Ti Td AMIGO Kc Ti Td
P 5 -
PI 4,5 99,9 PI 1,205556 116,4783
PID 6 60 15 PID 2,45 88 14,15094
Simulación y resultados
98 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
4.1. SIMULACIÓN CON VIENTO CRECIENTE HASTA
PARADA DE AEROGENERADOR
En este apartado solo se pretende mostrar cómo se comporta el aerogenerador en
funcionamiento normal. Se pretende hacer ver cómo varían las diferentes variables del mismo
en los diferentes tramos de control. En este apartado no se pretende comparar los diferentes
controladores, ya que un viento creciente constante es una situación realmente atípica. Aun
así hay que añadir unos valores a los PID, y se ha optado por un PI calculado mediante Z-N
para el control del par del generador y un PID calculado mediante AMIGO para el control del
ángulo de ataque de las palas. Se obtienen los siguientes resultados:
En esta figura se puede apreciar las dos zonas diferentes de control en el aerogenerador. A
continuación se muestran el coeficiente de potencia, el tip-speed ratio y el ángulo de ataque
de las palas.
Modelado y control de un aerogenerador
99 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Como se puede observar hay un primer tramo donde se mantiene 𝜆 en su valor óptimo para
obtener el coeficiente de potencia máximo. A partir de un cierto punto se entra en el segundo
tramo de control y se empieza a variar el ángulo de ataque de las palas para seguir extrayendo
la potencia nominal. Por último se supera la velocidad del viento límite y se produce la parada
de emergencia de la turbina eólica. En la parada en ángulo de ataque de las palas se pone a
90º y se induce un par de frenado en el rotor (descenso acusado de 𝜆). A continuación se va
a mostrar la gráfica de la velocidad angular del rotor.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0 200000 400000 600000 800000 1000000
Cp
0
20
40
60
80
100
0 200000 400000 600000 800000 1000000
Beta
0
1
2
3
4
5
6
7
8
0 200000 400000 600000 800000 1000000
Landa
Simulación y resultados
100 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Aquí también se puede apreciar los dos tramos de control: el primero, donde la velocidad
angular sigue con una relación proporcional a la velocidad del viento para mantener el 𝜆ó𝑝𝑡; y
el segundo, donde la velocidad angular de rotación se mantiene en la nominal para extraer la
potencia nominal del viento.
En la gráfica anterior se puede observar la aportación de potencia del generador DFIG por
separado, es decir, la aportación que hace el estátor y la aportación que hace el rotor. La
potencia entregada por el rotor es siempre negativa, y según el criterio de signos explicado
en el apartado de Teoría de los aerogeneradores eso significa que el rotor está consumiendo
potencia. Es decir, nos encontramos a lo largo de todo el rango de operación por debajo del
régimen de sincronismo. Eso suele ser común en aerogeneradores de grandes dimensiones
(como el nuestro), donde la gran cantidad de par recogido y las grandes inercias de la turbina
suponen que el rotor no alcance altas velocidades de rotación.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
0 200000 400000 600000 800000 1000000
Wr
-1000000
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
0 200000 400000 600000 800000 1000000
Potencia suministrada
Potencia estátor Potencia rotor
Modelado y control de un aerogenerador
101 Adrián Rodrigálvarez Sibón
4.2. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL
PRIMER TRAMO DE CONTROL
En esta simulación se estudiará el comportamiento del controlador del par del generador, el
cual deber ser capaz de seguir el valor de 𝜆ó𝑝𝑡. Se comprobarán los diferentes valores
calculados para el controlador para determinar el idóneo. Simplemente se mostrarán las
señales de viento, par inducido en el rotor y velocidad angular; ya que el resto de señales son
irrelevantes en este escenario. Las gráficas de 𝜆 no se muestran debido a que no es posible
apreciar diferencias entre los controladores ya que tienen una variación parecida a la del
viento.
Durante las simulaciones se ha comprobado que los controladores PID se comportan peor
que los PI. Los PID tienen un comportamiento muy brusco que no sigue una continuidad. Este
hecho corrobora que los valores de 𝑟 de la función de transferencia del control del par no son
los idóneos para un uso de PID, por lo que se procede a eliminar a los mismos de los
resultados.
0,75
0,8
0,85
0,9
0,95
1
1,05
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Velocidad angular del rotor
PI (Z-N) PI (AMIGO)
Simulación y resultados
102 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Como se puede apreciar en la gráfica del par inducido con el control AMIGO es el más
adecuado porque realiza un control menos brusco que el PI calculado por Z-N. Incluso se
puede apreciar que en la velocidad angular de giro del rotor tampoco se producen pequeñas
variaciones con el PI AMIGO.
Modelado y control de un aerogenerador
103 Adrián Rodrigálvarez Sibón
4.3. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL
SEGUNDO TRAMO DE CONTROL
En este escenario se verá el comportamiento del aerogenerador cuando trabaja en el tramo
de potencia nominal. En este tramo el aerogenerador debe de ser capaz de mantener a
velocidad angular de giro nominal y el par que capture del viento también deber ser el más
cercano al nominal. En este escenario se mostrarán las gráficas de 𝛽, 𝐶𝑝, potencia extraída y
velocidad del viento. La potencia nominal del aerogenerador es de 4 MW.
Análogamente a como ocurría en el anterior escenario el uso de PI en el pitch control no es el
correcto, dando resultados poco óptimos para la generación de energía, por lo que solo se
mostrarán los resultados calculados con PIDs.
Simulación y resultados
104 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Como se puede observar en las gráficas de potencia ambos controladores no son capaces de
mantenerse en la potencia nominal, ambos la superan. Por tanto se deduce que un controlador
PID no es suficiente para llevar a cabo el control del ángulo de ataque de las palas de los
aerogeneradores. Es necesario utilizar otro dispositivo de control que mantenga al
aerogenerador cerca de la potencia nominal.
Aun así se puede comprobar que el controlador PID calculado por AMIGO es que mejor
comportamiento tiene porque es el que menos 𝐶𝑝 consigue, por lo que es el que más se acerca
a la potencia nominal.
Modelado y control de un aerogenerador
105 Adrián Rodrigálvarez Sibón
4.4. VARIANDO LA VELOCIDAD DEL VIENTO ALREDEDOR
DE SU VALOR NOMINAL
En este apartado se simulará la situación más crítica del conjunto del aerogenerador: cuando
se encuentra operando alrededor de la velocidad nominal del viento. Este escenario es el más
crítico porque supone el uso de ambos sistemas de control en sus límites de funcionamiento.
Para esta simulación se usarán los controladores:
• Control de par de generador: PI calculado con AMIGO.
• Pitch Control: PID calculado con AMIGO
En este escenario se va a representar las siguientes variables: 𝛽, 𝜆, 𝐶𝑝, velocidad del viento,
velocidad angular del rotor, potencia de referencia y potencia extraída.
Simulación y resultados
106 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
107 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Como puede observarse la inercia de la turbina eólica provoca que, aunque se esté en el
rango de funcionamiento a potencia nominal, no se alcanza dicho estado hasta unos 1500
segundos después (casi media hora). Y como puede verse en la gráfica de la velocidad
angular requiere ese tiempo para pasar de 1.1 rad/s a unos 1.6 rad/s. A esta velocidad de giro
el aerogenerador se encuentra en régimen supersíncrono, pero gracias a la versatilidad del
generador DFIG, es posible generar electricidad en cualquier rango de velocidades de giro.
El ángulo de ataque de las palas no ha aumentado tanto como debería porque se buscaba un
valor de par nominal. Como 𝜆 ha alcanzado valores muy altos, según la ecuación (27), ese
mismo hecho hace que el coeficiente de potencia disminuya. Por lo que no es necesario que
el ángulo de ataque de las palas varíe tanto como debería.
Simulación y resultados
108 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
109 Adrián Rodrigálvarez Sibón
5. CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS
Como se ha podido ver en los escenarios planteados en el anterior capítulo un controlador
PID no es suficiente para controlar el ángulo de ataque de las palas. Es necesario un
controlador que evite los problemas que aparecen con el PID:
• Picos de potencia.
• Falta de continuidad en la entrega de energía.
Estos problemas acarrean graves daños a las redes de suministro eléctrico. Como la
producción debe adecuarse a la demanda lo máximo posible estos picos de potencia son un
problema muy grave. Por esa razón la energía eólica está en entredicho actualmente. No
todos los aerogeneradores son capaces de controlar a la perfección la potencia que entregan.
Esto se acrecienta, además, por el hecho de que los aerogeneradores no son productores
aislados, sino que se encuentran en funcionamiento con otros tantos aerogeneradores (los
que forman parte de su parque eólico). Como el viento que se recoge en un parque eólico es
prácticamente el mismo en toda su extensión entonces es plausible suponer que todos los
aerogeneradores se comportan exactamente igual. Entonces si hay un pico de potencia en un
aerogenerador, al final, si se multiplican por todos los aerogeneradores del parque eólico, el
pico de potencia se incrementa a valores muy altos.
Estos picos de potencia se deben compensar parando otros procesos de producción eléctrica
para seguir manteniendo la producción pareja a la demanda. Pero muchas veces realizar
estas paradas no es posible, debido a la naturaleza de otros procesos:
• Ciclo Rankine para la generación eléctrica: se tarda minutos en arrancar la turbina de
vapor después de pararla, por lo que no cuenta con la suficiente flexibilidad.
• Centrales nucleares: mantienen una producción constante y su parada supone una
pérdida de eficiencia en la red importante. Además son las que mayor factor de carga
tienen.
• Ciclo Brayton para la generación eléctrica: parecido al caso del ciclo Rankine. Las
turbinas de gas presentan algo más de flexibilidad que las turbinas de vapor, pero un
constante proceso de arranque y parada podrían deteriorar los elementos del sistema
de generación.
• Etc.
Por eso es necesario un control preciso y de calidad para la generación eléctrica eólica. Una
posible solución para mejorar el control del Pitch Control sería la implementación de un control
predictivo o MPC (Model Predictive Control). Este tipo de control es común en procesos
químicos como plantas de refinería.
Este control permite buscar el óptimo del proceso para intervalos de tiempos inmediatos
teniendo en cuenta los tiempos futuros. Es decir, este controlador tiene la capacidad de
manejar acontecimientos futuros y saber responder en consecuencia. El esquema de un
controlador MPC es el mostrado a continuación:
Conclusiones y líneas futuras
110 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 78. Esquema de un MPC.
El MPC realiza una optimización iterativa y de horizonte finito de un modelo de planta, es
decir, en cada instante de tiempo recalcula las salidas para determinar cuál será el estado
óptimo del instante inmediato a partir de las entradas y salidas anteriores.
La metodología de los MPC consiste en el cálculo de unas señales de salida futuras del
proceso a lo largo de un determinado horizonte 𝑁, que se llama horizonte de predicción. Este
horizonte es computado cada instante t de tiempo. Así se obtiene unas predicciones de
señales de salida desde 𝑡 + 1 hasta 𝑡 + 𝑁 con los datos de las señales conocidas hasta el
instante 𝑡 y con las señales de control que son calculadas desde el instante 𝑡 hasta 𝑡 + 𝑁 − 1.
Las señales de control se calculan minimizando la llamada función objetivo, que en muchos
casos se trata de una función de error entre el estado del proceso y el valor de referencia que
debe seguir. A menudo se suele añadir a esta función el costo computacional de los cálculos
de las señales de control. De ese modo se llega a un consenso entre tiempo de cálculo y error
mínimo del proceso.
De todas las señales de control evaluadas para el horizonte de predicción solo entra al sistema
la señal en el instante 𝑡 y el resto de señales de control no se consideran ya que serán
recalculadas en el siguiente instante de tiempo (𝑡 + 1) con los nuevos datos del proceso.
Nótese que estas señales de control no son desechadas, pues puede darse el caso de que
se controle un sistema en el que no se introducen perturbaciones y por tanto estas señales
de control calculadas a lo largo del horizonte de predicción serán utilizadas en los instantes
futuros.
Además, las señales de control no necesariamente se calculan desde el instante t hasta el
instante 𝑡 + 𝑁 − 1 como se ha explicado anteriormente. Es posible utilizar un horizonte de
predicción dado y calcular las señales de control sólo hasta la primera cuarta parte del mismo,
de ese modo es posible evitar trabajo de cálculo computacional extra. Es el denominado
horizonte de control.
Modelado y control de un aerogenerador
111 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Por tanto, en cuanto a líneas futuras de desarrollo del actual proyecto, se encuentran algunas
posibilidades de mejora:
• Implementación del MPC en el sistema del Pitch Control para evitar picos de potencia
generada por el aerogenerador.
• Desarrollo del modelo de frenos del aerogenerador (freno electromagnético y freno
mecánico).
• Mayor detalle en el modelado del generador DFIG.
Está claro que muchas de las mejoras planteadas requieren una ampliación de los
conocimientos que actualmente posee este proyecto. Por lo tanto, todas estas propuestas,
deberían comenzar como continuación de este trabajo para ahorrar tiempo y esfuerzo a los
futuros autores de las investigaciones.
Conclusiones y líneas futuras
112 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
113 Adrián Rodrigálvarez Sibón
6. IMPACTO SOCIAL, ECONÓMICO Y AMBIENTAL
Está claro que la instalación de un aerogenerador o de un parque eólico tiene diversos
impactos en la sociedad, en la economía y el medioambiente. A continuación se entrará a
explicar en detalle en qué medida afectan a estas tres áreas la instalación de
aerogeneradores.
6.1. IMPACTO AMBIENTAL
Como es normal, la instalación de un parque eólico requiere de grandes extensiones de
terreno. Cuanto más grandes sean los aerogeneradores mayor extensión ocuparán. Esto
ocurre porque al aumentar el tamaño de los rotores el área de barrido también aumenta, por
lo que las perturbaciones del viento detrás de las palas, al producirse en un área mayor,
necesitarán una distancia mayor para poder estabilizarse. Es decir, la distancia entre
aerogeneradores debe ser mayor cuanto mayor sean sus tamaños.
Por tanto, el uso del suelo aumenta con el aumento del tamaño del aerogenerador. Y todo ello
supone un impacto visual mayor. Sin embargo, el suelo puede ser recuperado para cualquier
actividad de una forma sencilla y rápida una vez que se desinstale el aerogenerador, como
por ejemplo: actividades agrarias, edificación, etc.
Los aerogeneradores suponen un peligro para la fauna, concretamente para las aves. Ya que
durante el giro del rotor las palas pueden golpear a las aves que pasan por su área de barrido.
Figura 79. Aves volando en las inmediaciones de un aerogenerador.
De hecho los parques eólicos podrían ser considerados como obstáculos peligrosos en los
itinerarios migratorios de muchas aves.
Pero no solo pueden afectar negativamente a la fauna aérea, los aerogeneradores offshore
también podrían tener un impacto muy acusado en la fauna acuática.
Sin una completa certeza al respecto es posible que la fauna acuática se vea afectada por las
vibraciones o el ruido que producen los aerogeneradores cuando se encuentran en
funcionamiento. Los mamíferos marinos más sensibles a las ondas sonoras, como los
Impacto social y ambiental
114 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
delfines, ballenas u orcas, pueden verse afectados de una manera perjudicial por el
emplazamiento de aerogeneradores en el mar. Este efecto además se vería acrecentado por
el hecho de que las ondas sonoras se desplazan más rápido por el medio acuático. Sumando
también el hecho de que el mar tiene un menor poder de absorción y atenuación del ruido
comparado con el aire.
Siguiendo con el tema del ruido generado por los aerogeneradores se procederá ahora a tratar
el tema de la contaminación acústica. El sonido producido por una turbina eólica es constante
y es producto de:
• El roce de las palas con el viento.
• El choque del viento con la torre del aerogenerador.
El ruido producido por un aerogenerador depende de factores como: el tamaño, la máxima
velocidad de rotación que alcanza la turbina y el diseño de las palas. Aun así se mostrarán
valores de ruido de una forma orientativa para hacerse una idea de cuanta contaminación
acústica producen las turbinas eólicas.
En la zona cercana al buje se pueden rondar los 100 dB que equivale al ruido emitido por un
cortacésped. Al pie de la torre el ruido suele estar en torno a 90dB, que equivaldría al ruido
producido por una batidora. En torno a los 300-400 metros el ruido disminuye a unos 40dB, lo
cual es comparable con el ruido de un refrigerador.
Según la normativa de la zona donde uno se encuentre la distancia mínima entre un parque
eólico (o aerogenerador asilado) y edificios de residencia suele rondar los 500 metros en el
territorio español. Como a unos 400 metros los decibelios se sitúan por debajo de un valor de
45 está claro que los aerogeneradores no suponen un problema de contaminación acústica
para los residentes que vivan cerca de ellos. El problema residiría en las personas que
trabajan en las cercanías de un aerogenerador, como granjeros cuyas tierras se encuentren
próximas a la turbina o los operarios encargados del mantenimiento del parque eólico.
Pero los aerogeneradores afectan positivamente al medio ambiente por el hecho de que
suponen una fuente de energía eléctrica renovable e inagotable. Y además disminuyen las
emisiones de contaminantes al sustituir a otras tecnologías como: el ciclo combinado, el
carbón, etc.
6.2. IMPACTO ECONÓMICO
El uso de aerogeneradores tiene un efecto positivo en la economía de un país ya que lo hace
menos dependiente de la energía generada fuera de sus fronteras.
Pero la instalación de un parque o una turbina eólica conllevan una inversión muy grande de
capital. A continuación se muestran dos figuras donde se recoge datos orientativos de qué
cantidad de capital (en miles de euros) es necesario usar por cada megavatio de potencia
instalada.
Modelado y control de un aerogenerador
115 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 80. Capital necesario por cada MW instalado onshore.
Figura 81. Capital necesario por cada MW instalado offshore.
Como se puede observar, en el caso de aerogenerador onshore los mayores gastos proceden
del aerogenerador en sí; mientras que en el caso de offshore los principales gastos se derivan
de las infraestructuras necesarias para el transporte de electricidad desde el generador de la
turbina eólica hasta la red de distribución en tierra. Se puede observar en la segunda figura
cómo el coste total de la instalación varía en función de la distancia del parque eólico a la
costa.
Impacto social y ambiental
116 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
6.3. IMPACTO SOCIAL
La utilización de la energía eólica supone la generación de muchos puestos de trabajo
derivados de su diseño, fabricación y montaje. Sin mencionar además los puestos derivados
del mantenimiento de los mismos.
Además, el uso de aerogeneradores para la generación de energía eléctrica mejora la imagen
de una región o de una nación debido a que muestran una imagen de innovación y respeto
por el medio ambiente.
Modelado y control de un aerogenerador
117 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Planificación temporal y presupuesto
118 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
7. PLANIFICACIÓN TEMPORAL Y PRESUPUESTO
En el presente capítulo se detallará la metodología utilizada para concebir el proyecto,
destacando las horas dedicadas a cada tarea y sus plazos temporales. Se incluirá un
diagrama de Gantt explicativo.
Asimismo, se expondrá una estimación del valor del proyecto.
7.1. ESTRUCTURA DE DESCOMPOSICIÓN DEL PROYECTO
(EDP)
A continuación se encuentra la EDP, cuyo objetivo es mostrar la organización jerárquica del
proyecto y los componentes del mismo.
7.2. DIAGRAMA DE GANTT
TFG
Estudios previos
Búsqueda bibliográfica
Aprendizaje del software
Planteamiento del modelo
Desarrollo del modelo
Modelo inicial
Arreglo de fallos
Simulaciones
Elección de escenarios
Ejecuación de simulaciones
Análisis de los resultados
Memoria del proyecto
Redacción parte teórica
Redacción modelado
Redacción de resultados y conclusiones
Otros apartados
Modelado y control de un aerogenerador
119 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Figura 82. Diagrama de Gantt
Planificación temporal y presupuesto
120 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
El diagrama de Gantt mostrado en la página anterior corresponde con la siguiente tabla de
tiempos. En ella se muestra la duración de cada parte del proyecto, según la estructura
mostrada den la EDP, en días naturales.
Figura 83. Tabla temporal de la realización del proyecto.
Este proyecto duró 358 días. De esos 358 días, en 34 días no se realizó ninguna labor del
trabajo. Eso deja 324 días naturales, de los cuales se dedicaron una media de 2 horas de
trabajo cada día. Eso hace un proyecto de 648 horas de carga de trabajo.
7.3. PRESUPUESTO
En este apartado se valorará económicamente los costes de la realización de este proyecto,
los cuales abarcarán los salarios de las personas involucradas, las herramientas de software
utilizadas y la electricidad consumida por los equipos.
Es necesario apuntar que el presupuesto ha sido calculado como si se tratará del trabajo
realizado por una empresa privada. Por tanto las licencias de software añadidas al
presupuesto serán de carácter profesional, no de carácter académico, con el consiguiente
precio que acarrean. Las licencias anuales de Matlab y Simulink cuestan 800€ y 1200€
respectivamente [18].
Otro gasto a incurrir es el de la luz. El precio medio de la electricidad ofrecida por Endesa en
2017 es de 0,11741 €/kWh [19]. La batería del portátil utilizado es de 56Wh, suponiendo que
la batería dura 60 minutos de media y que el ordenador se ha utilizado todas las horas
dedicadas al proyecto, se han consumido: 36,288 kWh. Por tanto, el consumo de electricidad
asciende a 4,26€.
Actividad Fecha de inicio Duración Fecha de finalización
TFG 4-feb. 358 28-ene.
1. Estudios previos 4-feb. 137 21-jun.
1.1. Búsqueda bibliográfica 4-feb. 88 3-may.
1.2. Aprendizaje del software 10-mar. 48 27-abr.
1.3. Planteamiento de modelo 3-may. 49 21-jun.
2. Desarrollo del modelo 21-jul. 44 3-sep.
2.1. Modelo inicial 21-jul. 28 18-ago.
2.2. Arreglo de fallos 18-ago. 16 3-sep.
3. Simulaciones 4-sep. 47 21-oct.
3.1. Elección de escenarios 4-sep. 13 17-sep.
3.2. Ejecución de simulaciones 4-sep. 27 1-oct.
3.3. Análisis de los resultados 1-oct. 20 21-oct.
4. Memoria del proyecto 1-nov. 70 10-ene.
4.1. Redacción parte teórica 1-nov. 27 28-nov.
4.2. Redacción modelado 28-nov. 17 15-dic.
4.3. Redacción de resultados y conclusiones 15-dic. 14 29-dic.
4.4. Otros apartados 3-ene. 7 10-ene.
Modelado y control de un aerogenerador
121 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Con respecto al coste personal, se tiene en cuenta el trabajo del alumno y del tutor. Se
considera al alumno como ingeniero recién graduado, por tanto, según el convenio colectivo
extraído del Boletín Oficial del Estado para una empresa de ingeniería del ámbito nacional, el
salario anual sería de 23.430,82 € [20]. A su vez, el número de horas anuales recogidas en el
convenio son 1800, y asumiendo un coste adicional del 38% a la Seguridad Social. El coste
horario del alumno es de 17,96 €/h. Por lo que el total de costes en salario para el alumno es
de 11.638,08 €.
Además se añaden otros costes de personal relacionados con el salario del tutor del proyecto.
Este coste salarial será calculado a través del segundo convenio colectivo para personal
docente e investigador laboral de las universidades públicas de la Comunidad de Madrid [21].
En el que se tendrá un coste de 25,54 €/h. Y estimándose que el tutor ha invertido 50 horas
de su tiempo en la ayuda para la realización del estudio, se asocia un gasto de 1.277€.
A continuación la siguiente figura refleja los gastos explicados anteriormente en relación a la
consecución del proyecto.
Figura 84. Presupuesto del proyecto.
Concepto Coste unitario Cantidad Total
2.000 €
Matlab 800 € 1 800 €
Simulink 1.200 € 1 1.200 €
12.915,08 €
Alumno 17,96 € 648 11.638,08 €
Tutor 25,54 € 50 1.277,00 €
76,08 €
Electricidad 0,11741 € 648 76,08 €
3.148,14 €
Total (€) 18.139,31 €
Licencias
Personal
Gastos
IVA (21%)
Planificación temporal y presupuesto
122 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
123 Adrián Rodrigálvarez Sibón
8. REFERENCIAS
• [1] SmartGridsInfo.es. [Online].; 2017. Available from:
https://www.smartgridsinfo.es/2017/09/08/energias-renovables-suponen-casi-39-por-
ciento-generacion-electrica-nacional.
• [2] Red Eléctrica Española. [Online].; 2016. Available from: http://www.ree.es/es/.
• [3] Martínez M. ferrovial.blog. [Online].; 2016. Available from:
http://blog.ferrovial.com/es/2016/11/generar-electricidad-con-coches/.
• [4] Opex Energy. [Online]. Available from: http://opex-
energy.com/eolica/tipos_aerogeneradores.html.
• [5] Turbinas para Generación de Energía Eólica y Tecnologías Emergentes.
Investigación. Chile: TALCA Universidad de Chile.
• [6] Proyectos FER. [Online]. Available from: http://renewableenergyin.wix.com/latin-
america#!__espaniol.
• [7] Rama M. SMI Energías Renovables. [Online].; 2011. Available from:
https://smienergias.wordpress.com/author/mariarama/.
• [8] Circuit Globe. [Online]. Available from: https://circuitglobe.com/construction-of-
induction-motor.html.
• [9] Mosconi OL. Editores Online. [Online].; 2012. Available from: http://www.editores-
srl.com.ar/revistas/ie/267/control_de_aerogeneradores.
• [10] Sosa D. mailxmail.com. [Online].; 2007. Available from:
http://www.mailxmail.com/curso-motores-corriente-alterna/regulacion-velocidad.
• [11] Olmedo JMT. Análisis de los efectos ante perturbaciones eléctricas y mecánicas
en el generador de inducción de doble alimentación (DFIG). Trabajo Fin de Grado.
Tarragona: Universitat Rovira i Virgili, Departament d'Enginyeria Electrónica Elèctrica
i Automàtica; 2013.
• [12] energy.gov. [Online]. Available from: https://energy.gov/eere/wind/inside-wind-
turbine-0.
• [13] Siemens. [Online]. Available from:
https://www.siemens.com/global/en/home/markets/wind/onshore.html.
• [14] Energie A. Wind-Energie. ; 1926.
• [15] J.G.Slootweg. Representing Wind Turbine Electrical Generating Systems in
Fundamental Frequency Simulations. Investigación. IEEE; 2003.
• [16] Denmark TUo. Coursera - Wind Energy. (Curso online)
• [17] Wikipedia. [Online].; 2017. Available from:
https://en.wikipedia.org/wiki/Variable_speed_wind_turbine.
• [18] MathWorks. [Online]. Available from: https://es.mathworks.com/pricing-
licensing.html?prodcode=SL&intendeduse=comm.
• [19] tarifasgasluz. [Online].; 2017. Available from: https://tarifasgasluz.com/faq/precio-
kwh-espana-2017#precio-kwh-gas-natural-fenosa.
• [20] XVII CONVENIO COLECTIVO NACIONAL DE EMPRESAS DE INGENIERÍA Y
OFICINAS. BOE. Madrid: Ministerio de empleo y seguridad social; 2013.
Referencias
124 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
125 Adrián Rodrigálvarez Sibón
9. ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Simulink & Matlab ................................................................................................... 4 Figura 2. Potencia instalada en España [1] ........................................................................... 7 Figura 3. Evolución de la potencia eléctrica eólica instalada desde 1998 hasta 2016 [2]....... 8 Figura 4. Generación eléctrica en España desde 2004 hasta 2016 [2] .................................. 9 Figura 5. Factor de carga de las instalaciones eólicas en España en 2016 [2] .....................10 Figura 6. Parque eólico offshore ...........................................................................................12 Figura 7. Uso agrícola del suelo cercano a un aerogenerador ..............................................13 Figura 8. Ejemplo de aerogenerador de eje vertical .............................................................14 Figura 9. Ejemplo de compatibilidad de VAWTs con la vida cotidiana ..................................15 Figura 10. VAWT tipo Savonius de 2 palas ..........................................................................16 Figura 11. Savonius de "barril", de dos palas y de tres palas ...............................................17 Figura 12. Alzado de un aerogenerador Savonius con separación entre palas y eje ............17 Figura 13. Ejemplo de aerogenerador Windside ...................................................................18 Figura 14. Aerogenerador Savonius con división de pisos ...................................................18 Figura 15. Aerogenerador con rotor Darrieus .......................................................................19 Figura 16. Rotor Darrieus-Savonius (Taiwán, 2009) [3] ........................................................20 Figura 17. Rotor tipo Darrieus H ...........................................................................................21 Figura 18. Aerogenerador a sotavento (izquierda) y a barlovento (derecha) ........................23 Figura 19. Aerogenerador bipala con buje basculante ..........................................................25 Figura 20. Aerogenerador monopala en funcionamiento ......................................................25 Figura 21. Coeficientes de potencia según tipo de aerogenerador [6] ..................................26 Figura 22. Rotor de jaula de ardilla de una pequeña máquina de inducción .........................30 Figura 23. Jaula de ardilla de un rotor de una máquina de inducción asíncrona [8] ..............31 Figura 24. Esquema eléctrico de un generador de jaula de ardilla en un aerogenerador de
velocidad constante [9] .........................................................................................................32 Figura 25. Esquema eléctrico de un generador de jaula de ardilla en un aerogenerador de
velocidad variable [9] ............................................................................................................34 Figura 26. Rotor bobinado de un pequeño generador asíncrono ..........................................35 Figura 27. Anillos rozantes y sistema de portaescobillas con escobillas instaladas ..............36 Figura 28. Esquema del rotor controlado por reóstatos [10] .................................................37 Figura 29. Esquema eléctrico de aerogenerador controlado por resistencias rotóricas [11] .37 Figura 30. Esquema eléctrico de un aerogenerador utilizando el método de Scherbius estático
[11] .......................................................................................................................................38 Figura 31. Turbina con un generador DFIG [11] ...................................................................39 Figura 32. Esquema de una turbina eólica con un generador síncrono con rotor bobinado
excitado a través del estátor [11] ..........................................................................................41 Figura 33. Rotor de imanes permanentes de un pequeño alternador ...................................42 Figura 34. Esquema de una turbina eólica con un generador síncrono con rotor de imanes
permanentes [11] .................................................................................................................42 Figura 35. Elementos diferenciados de un aerogenerador ...................................................43 Figura 36. Conjunto veleta (parte superior de la imagen) - anemómetro (parte inferior de la
imagen) ................................................................................................................................45 Figura 37. Componentes dentro de la góndola de un HAWT [17] .........................................46 Figura 38. Esquema de un parque eólico [16]. .....................................................................47 Figura 39. Perfil de pala de un aerogenerador de eje horizontal ...........................................53 Figura 40. Representación de la evolución del viento a través del rotor ...............................54 Figura 41. Curva de la función f(a) .......................................................................................56
Índice de figuras
126 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Figura 42. Valores de los coeficientes de 𝐶𝑝 dependiendo del tipo estrategia de velocidad del
rotor que se utilice [13] .........................................................................................................57 Figura 43. Representación gráfica de las curvas de 𝐶𝑝 frente a 𝜆 para valores discretos del
ángulo de ataque (𝛽) ............................................................................................................58
Figura 44. Perfil de velocidad del viento para distintas condiciones atmosféricas [14] ..........61 Figura 45. Diferentes valores que puede tomar la rugosidad del terreno en diferentes
escenarios [14] .....................................................................................................................62 Figura 46. Valores de 𝑛 en función del tipo de terreno .........................................................63
Figura 47. Perfil de velocidades del viento en función de la ecuación (31) ...........................63 Figura 48. Etapa multiplicadora de eje planetario. [4] ...........................................................66 Figura 49. Etapa multiplicadora de eje paralelo [4]. ..............................................................67 Figura 50. Ejemplo de caja multiplicadora de un aerogenerador [15]. ..................................68 Figura 51. Esquema de un generador eólico con DFIG [11]. ................................................70 Figura 52. Curva de régimen par-velocidad de un generador asíncrono [11] ........................72 Figura 53. Curva par - velocidad de rotación del rotor de un aerogenerador [17] .............74 Figura 54. Seguimiento de la curva 𝐶𝑝𝑚á𝑥 con control del par electromagnético [17]. ........75
Figura 55. Control de la velocidad de rotación del rotor hasta alcanzar la potencia nominal del
aerogenerador [17]. ..............................................................................................................76 Figura 56. Punto que representa la zona de acción del pitch control [17]. ............................77 Figura 57. Esquema global del modelado en Simulink. ........................................................79 Figura 58. Ejemplo de fuentes de señal utilizadas en Simulink .............................................80 Figura 59. Ejemplo de bloque de generación de viento. .......................................................80 Figura 60. Bloque de simulación de la Turbina. ....................................................................81 Figura 61. Bloque de Turbina/CalculoCp. .............................................................................82 Figura 62. Bloque de Turbina/CalculoCp/landai....................................................................82 Figura 63. Esquema del bloque del Generador. ...................................................................83 Figura 64. Esquema parcial del bloque Generador (1/2). .....................................................83 Figura 65. Esquema parcial del bloque Generador (2/2). .....................................................84 Figura 66. Esquema del bloque Generador/Control par........................................................85 Figura 67. Diferenciación de los dos tramos de control del aerogenerador...........................87 Figura 68. Bloque de Simulink de Control.............................................................................88 Figura 69. Esquema del bloque Control/Estrategia de Control I. ..........................................90 Figura 70. Esquema del bloque de Control/Estrategia de Control II. ....................................91 Figura 71. Ejemplo de sistema modelado como función de transferencia de primer orden. ..94 Figura 72. Respuesta ante un escalón de una función de transferencia de primer orden. ....95 Figura 73. Esquema ideal de un PID ....................................................................................96 Figura 74. Tabla de Ziegler-Nichols. .....................................................................................96 Figura 75. Tabla de AMIGO..................................................................................................97 Figura 76. Valores PID del Pitch Control. .............................................................................97 Figura 77. Valores del PID del control del par del generador. ...............................................97 Figura 78. Esquema de un MPC. ....................................................................................... 110 Figura 79. Aves volando en las inmediaciones de un aerogenerador. ................................ 113 Figura 80. Capital necesario por cada MW instalado onshore. ........................................... 115 Figura 81. Capital necesario por cada MW instalado offshore. ........................................... 115 Figura 82. Diagrama de Gantt ............................................................................................ 119 Figura 83. Tabla temporal de la realización del proyecto. ................................................... 120 Figura 84. Presupuesto del proyecto. ................................................................................. 121
Modelado y control de un aerogenerador
127 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Anexo I
128 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
10. ANEXO I
Modelado y control de un aerogenerador
129 Adrián Rodrigálvarez Sibón
Anexo I
130 Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Modelado y control de un aerogenerador
131 Adrián Rodrigálvarez Sibón