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En España la evolución de la capacidad eólica instalada se muestra en la figura 1.2.
Figura 1.2. Evolución de la capacidad eólica instalada en España.
La capacidad nominal unitaria de las turbinas eólicas ha ido creciendo progresivamente. En 1995, la potencia media por turbina era de 350 kW y en 2007 la capacidad unitaria aumentó hasta 1.770 kW en promedio. La figura 1.3, muestra la evolución de la capacidad media unitaria de las turbinas instaladas.
Se espera en el futuro próximo el aumento de instalación de turbinas de 3 a 5 MW. Actualmente se considera una capacidad de 5 a 6 MW como el límite superior técnicamente viable.
Figura 1.3. Potencia media (kW) de turbinas instaladas en países miembros de la IEA Wind en el período 1995-2007.
1.5. La evolución de la energía eólica en el pasado y situación actual
a) Evolución en el pasado próximo
La energía eólica se ha utilizado desde tiempos pasados como energía mecánica para molinos y bombeo de agua. La figura 1.4 muestra el típico molino holandés (a) y el aerogenerador multipala americano (windmill) utilizado para bombeo de agua (b).
Figura 1.4. Molino holandés (a) y generador multipala (windmill) para bombeo de agua.
A partir de 1980 progresa la tecnología eólica. En su inicio, las turbinas tenían potencias de 20 a 50 kW, eran pesadas, ruidosas, con baja disponibilidad, difícil regulación y con un gran coste unitario de inversión, alrededor de 3.000€/kW instalado.
Un cuarto de siglo más tarde, la potencia se sitúa entre 1,5 y 3 MW por aerogenerador, son mucho más ligeros, más disponibles, presentan un buen control de la regulación y su coste unitario de inversión se sitúa entre 900 a 1.300€/kW instalado, según el tipo y tamaño de la máquina y de las características del parque eólico. En la figura 1.5 se muestra un parque eólico con turbinas de gran potencia.
En el desarrollo de la energía eólica se distinguen las siguientes etapas:
Etapa de inicio: corresponde a las décadas de 1970 y 1980. Durante la segunda se consolida el modelo tripala, básicamente de velocidad constante, regulación por pérdida aerodinámica (stall), con generador eléctrico asíncrono con rotor en jaula de ardilla y con una capacidad nominal unitaria no mayor de unos 300 kW. Este período histórico está dominado por el llamado “modelo danés”.
Etapa de crecimiento: en la década de 1990, se introduce la regulación aerodinámica por paso variable (pitch), la turbina a velocidad variable y el generador asíncrono con rotor doblemente alimentado, favorecido por el desarrollo de la electrónica de potencia. La potencia nominal crece desde unos 300 kW a inicios de la década hasta unos 1.500 kW a finales de la misma.
Etapa de consolidación y gran desarrollo: a partir del año 2000. Se consolida la turbina regulada por paso variable (pitch) frente al paso fijo por pérdida aerodinámica (stall). También aumenta notablemente el uso de turbinas con rotor a velocidad variable frente a los de velocidad constante o semivariable. Se resuelven problemas de integración en la red eléctrica, como estabilidad, respuesta frente a huecos de tensión y control de tensión y frecuencia. Se desarrollan sistemas de predicción de producción y entrega de energía eléctrica a corto plazo (24 y 48 h). Las nuevas turbinas se sitúan entre 1 a 3 MW, siendo la potencia unitaria media instalada del orden de 1,5 MW. Se inician los parques eólicos marinos (offshore).
Se espera en un futuro próximo la comercialización de turbinas eólicas de 4 a 6 MW y un gran desarrollo en el sector marino (offshore). También se espera mayor presencia de alternadores síncronos de imanes permanentes accionados por turbinas de velocidad variable sin caja multiplicadora y conectados a la red a través de convertidores de frecuencia. Actualmente se considera la potencia nominal de 5 a 6 MW como el límite máximo técnicamente viable para un aerogenerador.
Figura 1.5. Vista parcial de un parque eólico moderno.
b) Principio de funcionamiento de la turbina eólica
De forma similar a los molinos de viento, las antiguas turbinas funcionaban según el principio de la resistencia o fuerza de arrastre que ofrecían las palas a la acción del viento. Este diseño no aerodinámico, conducía a rendimientos de conversión de energía cinética del viento en energía mecánica en el eje de la máquina muy pequeños, alcanzándose tan solo valores del orden de un 12%.
Las turbinas modernas funcionan bajo el principio de la fuerza de sustentación que se desarrolla en la pala, debida a su diseño aerodinámico, de forma similar al de una ala de avión. El rendimiento máximo de conversión viene dado por el límite de Betz (59,3 %), es decir solo se puede extraer al viento como máximo el 59,3% de su energía. Actualmente, debido al avance en el diseño aerodinámico y estructural de las palas, se alcanzan valores muy elevados, del orden del 50%, próximos al límite de Betz.
También ha mejorado el rendimiento global de conversión de energía mecánica captada por el rotor de la turbina a energía eléctrica y que incluye básicamente las pérdidas mecánicas de rozamiento por transmisiones, y las pérdidas del generador eléctrico. El valor máximo de este rendimiento se sitúa en el entorno del 95%, por lo que aproximadamente un gran aerogenerador en condiciones óptimas de rendimiento máximo puede llegar a convertir en energía eléctrica aproximadamente el 45% de la energía cinética del viento que incide sobre el rotor de la turbina eólica.
c) Control de la rotación de la turbina eólica
La velocidad de giro de la turbina eólica se controla para evitar que un viento muy intenso pueda sobrecargar el generador produciéndole daños, para optimizar el rendimiento de la máquina y para controlar la tensión y frecuencia generada.
En la década de 1980, el sistema dominante fue el denominado “modelo danés”, basado en el control por pérdida aerodinámica (stall) con pala de paso fijo. El típico generador de esa época tenía una potencia nominal no mayor de unos 300 kW, rotor tripala con palas de paso fijo girando a velocidad constante y provisto de un generador asíncrono de jaula de ardilla. La velocidad de giro de la turbina eólica se regulaba por la frecuencia de la red, a través del propio generador eléctrico de inducción.
Posteriormente, se introdujo el sistema de pérdida aerodinámica activa (active stall) para lograr una mejora en el rendimiento, consistente en permitir a las palas un pequeño ángulo de giro alrededor de su eje longitudinal, iniciando la técnica de paso variable (pitch). Este giro podía
