MEJORA DE LA DISPONIBILIDAD DE UN PARQUE EÓLICO UTILIZANDO EL MÉTODO SIX SIGMA. del alumno. Antoine Berte EL DIRECTOR DEL PROYECTO

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1 Autorizada la entrega del proyecto MEJORA DE LA DISPONIBILIDAD DE UN PARQUE EÓLICO UTILIZANDO EL MÉTODO SIX SIGMA del alumno Antoine Berte EL DIRECTOR DEL PROYECTO David Talaván Luque Fdo.: Fecha: / / Vº Bº del Coordinador de Proyectos Álvaro Baíllo Fdo.: Fecha: / /

2 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO EN ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL PROYECTO FIN DE CARRERA MEJORA DE LA DISPONIBILIDAD DE UN PARQUE EÓLICO UTILIZANDO EL MÉTODO SIX SIGMA ANTOINE BERTE MADRID, Junio de 25

3 Agradecimientos a David Talaván Luque, máximo responsable de este proyecto, por su profesionalidad y su trato de ingeniero a ingeniero.

4 ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN Motivación del proyecto Objetivos del proyecto QUÉ ES UN PARQUE EÓLICO? Aspectos técnicos De dónde viene la energía eólica? Cómo funciona un aerogenerador? El concepto de disponibilidad Aspectos referentes a la gestión del parque El parque sometido al estudio EL METODO SEIS SIGMA Un poco de historia La metodología de mejora DESARROLLO DEL PROYECTO Definir Medir y Analizar Datos de explotación del parque Causas de indisponibilidad Mantenimientos correctivos Estudio de las paradas Estudio de las incidencias Mantenimientos preventivos Conclusiones Fase Medir y Analizar Mejorar Propuestas de mejora Acciones de mejora Controlar CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA Página 4 de 169

5 1. INTRODUCCIÓN 1.1. Motivación del proyecto La situación de las energías renovables en España es en el 25 al mismo tiempo esperanzadora y preocupante. Esperanzadora porque las energías limpias suponen ya el 8% del origen de la producción de electricidad, una parte modesta pero significativa que sólo hace diez años hubiera sido considerada utópica de alcanzar. Preocupante porque pese a tener todos los medios a nuestro alcance -recurso, tecnología, industria, experiencia, etc.- existen una serie de obstáculos que pueden impedir que se llegue en el 21 al objetivo de un 12% de energía primaria de origen renovable. España es hoy la segunda potencia mundial en energía eólica y su industria fotovoltaica compite también por el liderazgo mundial. Puede que este sea uno de los escasos sectores de futuro en el que nuestro país tenga una situación tan privilegiada. El pasado año 24 las energías renovables vertieron a la red GWh, lo que supone un 7,9% de la generación total, y alcanzaron una potencia instalada de MW (datos de la CNE) con un crecimiento respecto al año anterior del 15 % en producción y del 27 % en potencia instalada. El motor de este crecimiento fue si duda la eólica con un aumento de su producción de 1.5 GWh hasta alcanzar los GWh de producción repartida a través de todo el territorio. El 72% de la energía eólica instalada en 24 en Europa correspondió a España y Alemania. Por otra parte nuestra industria fotovoltaica siguió dando muestras de su vigor y competitividad manteniéndose al frente de la producción de placas solares en Europa. Las energías renovables producen ya la electricidad que consumen de personas, evitan la emisión de de toneladas de CO2 y evitan la importación de toneladas equivalentes de petróleo. El sector ha creado más de 2. puestos de trabajo directos y más de 5. indirectos y las inversiones de los promotores superan los 4. millones de Euros. Tenemos un sector renovable sólido y competitivo. Y hasta aquí las buenas noticias. Cinco años después de la aprobación del Plan de Fomento de las Energías Renovables todo hace pensar que no se cumplirán los objetivos fijados en el mismo para cada una de las tecnologías. Sólo la eólica parece tener un crecimiento adecuado para llegar a esa meta, aunque persisten ciertos problemas que amenazan el crecimiento sostenido que ha tenido este sector. Página 5 de 169

6 Después de haber superado el escepticismo de muchos y demostrado que es una tecnología con unas inmensas posibilidades, se enfrenta ahora a nuevos problemas que tienen ya que ver seguramente más con su éxito. En primer lugar cabe citar las incógnitas sobre la retribución futura del kwh eólico. La bajada de la prima para el 23 en un 8 % fue un golpe a la confianza de promotores e instituciones financieras sobre la evolución futura de dicha retribución. La medida respondía a cierta idea muy extendida de que la eólica es un gran negocio. Es posible que algunos parques, escogidos en su momento - cuando nadie creía en esto- tengan una rentabilidad apreciable pero la norma general del sector según el Estudio de Viabilidad Económica de los Parques Eólicos elaborado por APPA (Asociación de Productores de energías renovables) el pasado año, muestra que la rentabilidad media es más bien modesta con una tasa interna de retorno (TIR) aproximada de 8 %. En segundo lugar, y también relacionado con la dimensión que está alcanzando el sector, se encuentran los problemas de conexión a red y la necesidad de nuevas infraestructuras para evacuar la energía del parque eólico que podría alcanzar en el 21 los 2. MW si se superan los obstáculos que se están apuntando. Respecto a la conexión a red, APPA ha reclamando un nuevo decreto que regule con criterios claros, objetivos y transparentes -tal y como exige la Directiva Europea sobre Promoción de Energías renovables- y ponga fin a las "sorpresas" que se encuentran los promotores en el último tramo del largo y duro proceso de puesta en marcha de los parques. Por otro lado es necesario aclarar el alcance de las dificultades achacables a las cualidades propias de la energía eólica en la red para poner solución a eventuales deficiencias en cuanto a las características técnicas de los aerogeneradores pero asumiendo cada uno sus responsabilidades. En cuanto a las infraestructuras no cabe el planteamiento de que el desarrollo de la eólica deberá adecuarse a las mismas o planteamientos anteriores sino que bien al contrario y en la línea esbozada en el Plan de Infraestructuras adaptarse a la distribución geográfica de los emplazamientos. A partir de ahora los parques que se construyan tendrán en general muchas menos horas de viento ya que los mejores emplazamientos ya están ocupados o están salvaguardados por criterios ambientales. Para los promotores además los costes de promoción aumentan y la inversión inicial en aerogeneradores aumenta por kw instalado dado que son necesarias máquinas más sofisticadas para aprovechar vientos más bajos. Teniendo esto en mente, parece claro que una posible solución a estos problemas no es tanto la de instalar nuevos parques más sofisticados sino intentar mejorar la eficiencia de los parques ya instalados. Actualmente la mayoría de los parques eólicos que están en funcionamiento no tienen la eficiencia que podrían llegar a tener. Página 6 de 169

7 Existen una serie de factores que impiden llegar a un 1% de generación eléctrica cuando se cumplen las condiciones nominales de generación. El alcance de este proyecto es el de analizar y cuantificar la influencia de estos factores sobre un parque eólico perteneciente a una sociedad gestionada y participada por HIDROCANTABRICO GENESA. Para realizar este complejo estudio se va a seguir una metodología llamada Six Sigma que básicamente, consiste en tratar un problema práctico con herramientas estadísticas y de los resultados que se obtienen, concretar una solución estadística y extrapolarla a una solución práctica. Se describirá más adelante esta metodología que lleva siendo utilizada muchos años por la empresas mas prestigiosas del mundo como pueden ser Motorola o General Electric Objetivos del proyecto Como se ha descrito anteriormente, este proyecto de fin de carrera surge de la necesidad que tienen los propietarios de parques eólicos de maximizar la cuenta de resultados de sus parques eólicos. Para optimizar los resultados económicos de los parques es fundamental conocer cuales son las causas por las que la disponibilidad económica de un parque eólico no es de un 1%, es decir, por que en determinadas horas en las que el viento es favorable a que se cumplan las condiciones de trabajo, las máquinas no están funcionando. Por razones de confidencialidad no se desvelará el nombre del parque estudiado ni el nombre de la sociedad que se ocupa del mantenimiento. Se utilizarán los términos de parque eólico y mantenedor. En el momento en el que se inicia este proyecto en Julio de 24, la disponibilidad del conjunto de los cuatro parques que se estudian es de un 91%. Los objetivos principales del proyecto son: Alcanzar una mejora de la disponibilidad entorno a un 2% Adquirir un mayor conocimiento de que es lo que esta pasando en el parque en cuanto a Forma de trabajo Mantenimientos correctivos y preventivos Aerogeneradores Jefe de parque Definir criterios básicos de operación y gestión del parque El cumplimiento de estos objetivos permitirá mantener a largo plazo la mejora continua de la disponibilidad. Están encaminados a aumentar el beneficio operativo bruto (EBITDA: Earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) de la sociedad. Se explicará a lo largo Página 7 de 169

8 de este proyecto lo aspectos técnicos y los aspectos relacionados con la gestión de parques eólicos con el fin de que se entienda con claridad cuales son las dimensiones de este trabajo y los retos que supone. 2. QUÉ ES UN PARQUE EÓLICO? Este proyecto, al tratar variables que son específicas del sector de la generación de energía eólica, se apoya sobre conceptos precisos que a veces son desconocidos o que no siempre están muy claros por lo cual es conveniente definir algunos de estos conceptos. Uno de los conceptos principales sobre el que se va a trabajar extensamente es el de disponibilidad. Son muchas las variables que influyen sobre la disponibilidad de un parque eólico y estas se pueden dividir en dos categorías: Por un lado aquellas que responden de las características técnicas del parque como pueden ser la ubicación geográfica, la orientación de los aerogeneradores, las propias características técnicas de los aerogeneradores utilizados, etc. Por otro lado se encuentran las variables que se definen como de carácter organizativo o de gestión. Estas variables responden a la manera en la que el mantenedor gestiona el parque y engloban aspectos como el tipo de supervisión de las máquinas, la reparación de los aerogeneradores, el mantenimiento del parque, etc. Se va a describir y explicar cada una de estas variables consideradas al mismo que se va a explicar aspectos generales de cómo funciona un parque eólico y como se explota ya que se piensa que esto ayudará a la mejor comprensión del proyecto en su conjunto Aspectos técnicos De dónde viene la energía eólica? Todas las fuentes de energía renovables (excepto la maremotriz y la geotérmica), e incluso la energía de los combustibles fósiles, provienen, en último término, del sol. El sol irradia 1... kwh de energía hacia la Tierra. En otras palabras, la Tierra recibe 117 W de potencia. Alrededor de un 1 a un 2 por ciento de la energía proveniente del sol es convertida en energía eólica. Esto supone una energía alrededor de 5 a 1 veces superior a la convertida en biomasa por todas las plantas de la tierra. Página 8 de 169

9 Las regiones alrededor del ecuador, a de latitud, son calentadas por el sol más que las zonas del resto del globo. El aire caliente es más ligero que el aire frío, por lo que subirá hasta alcanzar una altura aproximada de 1 km y se extenderá hacia el norte y hacia el sur. Si el globo no rotase, el aire simplemente llegaría al Polo Norte y al Polo Sur, para posteriormente descender y volver al ecuador. Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la fuerza del viento en un par (fuerza de giro) actuando sobre las palas del rotor. La cantidad de energía transferida al rotor por el viento depende de la densidad del aire, del área de barrido del rotor y de la velocidad del viento. La energía cinética de un cuerpo en movimiento es proporcional a su masa (o peso). Así, la energía cinética del viento depende de la densidad del aire, es decir, de su masa por unidad de volumen. En otras palabras, cuanto "más pesado" sea el aire más energía recibirá la turbina. A presión atmosférica normal y a 15 C el aire pesa unos 1,225 kilogramos por metro cúbico, aunque la densidad disminuye ligeramente con el aumento de la humedad. Además, el aire es más denso cuando hace frío que cuando hace calor. A grandes altitudes (en las montañas) la presión del aire es más baja y el aire es menos denso. Con un rotor de 43 metros de diámetro cada cilindro pesa realmente 1,9 toneladas, es decir, 1.5 veces 1,25 kg. Un aerogenerador típico de 6 kw tiene un diámetro del rotor de metros, lo que supone un área del rotor de unos 1.5 metros cuadrados. El área del rotor determina cuanta energía del viento es capaz de capturar una turbina eólica. Dado que el área del rotor aumenta con el cuadrado del diámetro del rotor, una turbina que sea dos veces más grande recibirá 22 = 2 x 2 = cuatro veces más energía. Cuando un agricultor habla de la extensión de tierra que está cultivando normalmente lo hará en términos de hectáreas o de acres. Lo mismo ocurre con los aerogeneradores, aunque en el caso del cultivo eólico se cultiva un área vertical en lugar de una horizontal. El área del disco cubierto por el rotor (y, por supuesto, las velocidades del viento) determina cuanta energía podemos colectar en un año. El dibujo que se presenta a continuación da una idea de los tamaños de rotor normales en aerogeneradores: una típica turbina con un generador eléctrico de 6 kw suele tener un rotor de unos 44 metros. Si dobla el diámetro del rotor, obtendrá un área cuatro veces mayor (dos al cuadrado). Esto significa que también obtendrá del rotor una potencia disponible cuatro veces mayor. Página 9 de 169

10 Figura 1: Potencia generada en función del diámetro del rotor. Los diámetros de rotor pueden variar algo respecto a las cifras dadas arriba, ya que muchos de los fabricantes optimizan sus máquinas ajustándolas a las condiciones de viento locales: por supuesto, un gran generador requiere más potencia (es decir, vientos fuertes) sólo para poder girar. Por lo tanto, si instala un aerogenerador en un área de vientos suaves realmente maximizará la producción anual utilizando un generador bastante pequeño para un tamaño de rotor determinado (o un tamaño de rotor más grande para un generador dado). Para una máquina de 6 kw, los tamaños de rotor pueden variar entre 39 a 48 m. La razón por la que, en zonas de vientos suaves, se puede obtener una mayor producción de un generador relativamente más pequeño es que la turbina estará funcionando durante más horas a lo largo del año. Antes hemos considerado que el aire que pasa por las palas de un aerogenerador tiene una forma cilíndrica tanto en la entrada como en la salida. En realidad es una simplificación ya que el fenómeno es algo más complejo. En realidad, un aerogenerador desviará el viento antes incluso de que el viento llegue al plano del rotor. Esto significa que nunca seremos capaces de capturar toda la energía que hay en el viento utilizando un aerogenerador. Página 1 de 169

11 Se presenta a continuación una imagen que ilustra lo que se acaba de comentar. Figura 2: Desvió del viento tras su paso por un aerogenerador. En la imagen de arriba tenemos el viento que viene desde la derecha y usamos un mecanismo para capturar parte de la energía cinética que posee el viento (en este caso usamos un rotor de tres palas, aunque podría haberse tratado de cualquier otro mecanismo). El rotor de la turbina eólica debe obviamente frenar el viento cuando captura su energía cinética y la convierte en energía rotacional. Esto implica que el viento se moverá más lentamente en la parte izquierda del rotor que en la parte derecha. Dado que la cantidad de aire que pasa a través del área barrida por el rotor desde la derecha (por segundo) debe ser igual a la que abandona el área del rotor por la izquierda, el aire ocupará una mayor sección transversal (diámetro) detrás del plano del rotor. Este efecto puede apreciarse en la imagen superior, donde se muestra un tubo imaginario, el llamado tubo de corriente, alrededor del rotor de la turbina eólica. El tubo de corriente muestra cómo el viento moviéndose lentamente hacia la izquierda ocupará un gran volumen en la parte posterior del rotor. El viento no será frenado hasta su velocidad final inmediatamente detrás del plano del rotor. La ralentización se producirá gradualmente en la parte posterior del rotor hasta que la velocidad llegue a ser prácticamente constante. Página 11 de 169

12 Medición de la velocidad del viento. Las mediciones de las velocidades del viento se realizan normalmente usando un anemómetro de cazoletas. El anemómetro de cazoletas tiene un eje vertical y tres cazoletas que capturan el viento. El número de revoluciones por segundo son registradas electrónicamente. Normalmente, el anemómetro está provisto de una veleta para detectar la dirección del viento. En lugar de cazoletas el anemómetro puede estar equipado con hélices, aunque no es lo habitual. Otros tipos de anemómetros incluyen ultrasonidos o anemómetros provistos de láser que detectan el desfase del sonido o la luz coherente reflejada por las moléculas de aire. Los anemómetros de hilo electrocalentado detectan la velocidad del viento mediante pequeñas diferencias de temperatura entre los cables situados en el viento y en la sombra del viento (cara a sotavento). La ventaja de los anemómetros no mecánicos es que son menos sensibles a la formación de hielo. Sin embargo en la práctica los anemómetros de cazoletas son ampliamente utilizados, y modelos especiales con ejes y cazoletas eléctricamente calentados pueden ser usados en las zonas árticas. Se pueden comprar anemómetros sorprendentemente baratos de algunos de los principales vendedores del mercado que, cuando realmente no se necesita una gran precisión, pueden ser adecuados para aplicaciones meteorológicas, y lo son también para ser montados sobre aerogeneradores. Sin embargo, los anemómetros económicos no resultan de utilidad en las mediciones de la velocidad de viento que se llevan a cabo en la industria eólica, dado que pueden ser muy imprecisos y estar pobremente calibrados, con errores en la medición de quizás el 5 por ciento, e incluso del 1 por ciento. Si está pensando construir un parque eólico puede resultar un desastre económico si dispone de un anemómetro que mide las velocidades de viento con un error del 1%. En ese caso, se expone a contar con un contenido energético del viento que es 1,13-1=33% más elevado de lo que es en realidad. Si lo que tiene que hacer es recalcular sus mediciones para una altura de buje del aerogenerador distinta (digamos de 1 a 5 metros de altura), ese error podrá incluso multiplicarse por un factor del 1,3, con lo que sus cálculos de energía acabarán con un error del 75%. Página 12 de 169

13 Selección del emplazamiento de un aerogenerador. Normalmente, el sólo hecho de observar la naturaleza resulta de excelente ayuda a la hora de encontrar un emplazamiento apropiado para el aerogenerador. Los árboles y matorrales de la zona serán una buena pista para saber cual es la dirección del viento dominante. Si nos movemos a lo largo de un litoral accidentado, observaremos que siglos de erosión han trabajado en una dirección en particular. Los datos meteorológicos, obtenidos en forma de rosa de vientos durante un plazo de 3 años, sean probablemente su mejor guía, aunque rara vez estos datos son recogidos directamente en su emplazamiento, por lo que hay que ser muy prudente al utilizarlos. Si ya existen aerogeneradores en ese área, sus resultados de producción son una excelente guía de las condiciones de viento locales. En países como Dinamarca y Alemania, en los que a menudo se encuentra un gran número de aerogeneradores dispersos por el campo, los fabricantes pueden ofrecer resultados de producción garantizados basándose en cálculos eólicos realizados en el emplazamiento. También habrá que considerar la conexión a la red ya que obviamente, los grandes aerogeneradores tienen que ser conectados a la red eléctrica. Para los proyectos de menores dimensiones es fundamental que haya una línea de alta tensión de 1-3 kv relativamente cerca para que los costes de cableado no sean prohibitivamente altos (por supuesto, esto preocupa sobremanera a aquellos que tienen que pagar la extensión de la línea de alta tensión). Los generadores de las grandes turbinas eólicas modernas generalmente producen la electricidad a 69 V. Un transformador colocado cerca de la turbina o dentro de la torre de la turbina convierte la electricidad en alta tensión (normalmente hasta 1-3 kv). La red eléctrica próxima a los aerogeneradores deberá ser capaz de recibir la electricidad proveniente de la turbina. Si ya hay muchas turbinas conectadas a la red, la red puede necesitar refuerzo, es decir, un cable más grande, conectado quizás más cerca de una estación de transformación de más alto voltaje. Se tendrá que tener en cuenta las condiciones del suelo. La viabilidad tanto de realizar las cimentaciones de las turbinas como de construir carreteras que permitan la llegada de camiones pesados hasta el emplazamiento deben tenerse en cuenta en cualquier proyecto de aerogenerador. Página 13 de 169

14 Cómo funciona un aerogenerador? Se presenta en la siguiente página un aerogenerador con la descripción de sus elementos estructurales. Palas Góndola Sistema hidráulico Anemómetro Unidad de refrigeración Eje de baja Multiplicador Eje de alta Controlador electrónico Torre Generador eléctrico La góndola contiene los componentes clave del aerogenerador, incluyendo el multiplicador y el generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la góndola desde la torre de la turbina. A la izquierda de la góndola tenemos el rotor del aerogenerador, es decir, las palas y el buje. Las palas del rotor capturan el viento y transmiten su potencia hacia el buje. En un aerogenerador moderno de 6 kw cada pala mide alrededor de 2 metros de longitud y su diseño es muy parecido al del ala de un avión. El buje del rotor está acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador. Página 14 de 169

15 El eje de baja velocidad del aerogenerador conecta el buje del rotor al multiplicador. En un aerogenerador moderno de 6 kw el rotor gira bastante lentamente, de unas 19 a 3 revoluciones por minuto (r.p.m.). El eje contiene conductos del sistema hidráulico para permitir el funcionamiento de los frenos aerodinámicos. El multiplicador tiene a su izquierda el eje de baja velocidad. Permite que el eje de alta velocidad que está a su derecha gire 5 veces más rápidamente que el eje de baja velocidad. El eje de alta velocidad gira aproximadamente a 1.5 revoluciones por minuto (r.p.m.), lo que permite el funcionamiento del generador eléctrico. Está equipado con un freno de disco mecánico de emergencia. El freno mecánico se utiliza en caso de fallo del freno aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina. El generador eléctrico suele llamarse generador asíncrono o de inducción. En un aerogenerador moderno la potencia máxima suele estar entre 5 y 1.5 kilovatios (kw). El controlador electrónico tiene un ordenador que continuamente monitoriza las condiciones del aerogenerador y que controla el mecanismo de orientación. En caso de cualquier disfunción (por ejemplo, un sobrecalentamiento en el multiplicador o en el generador), automáticamente para el aerogenerador y llama al ordenador del operario encargado de la turbina a través de un enlace telefónico mediante módem. El sistema hidráulico es utilizado para restaurar los frenos aerodinámicos del aerogenerador. La unidad de refrigeración contiene un ventilador eléctrico utilizado para enfriar el generador eléctrico. Además contiene una unidad de refrigeración del aceite empleada para enfriar el aceite del multiplicador. Algunas turbinas tienen generadores enfriados por agua. La torre del aerogenerador soporta la góndola y el rotor. Generalmente es una ventaja disponer una torre alta, dado que la velocidad del viento suele aumentar conforme nos alejamos del nivel del suelo. Una turbina típica moderna de 6 kw tendrá una torre de 4 a 6 metros (la altura de un edificio de 13 a 2 plantas). Las torres pueden ser bien torres tubulares (como la mostrada en el dibujo) o torres de celosía. Las torres tubulares son más seguras para el personal de mantenimiento de las turbinas, ya que pueden usar una escalera interior para acceder a la parte superior de la turbina. La principal ventaja de las torres de celosía es que son más baratas. Página 15 de 169

16 El mecanismo de orientación es activado por el controlador electrónico, que vigila la dirección del viento utilizando la veleta. Normalmente, la turbina sólo se orientará unos pocos grados cada vez, cuando el viento cambia de dirección. El anemómetro y la veleta se utilizan para medir la velocidad y la dirección del viento. Las señales electrónicas del anemómetro son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para conectar el aerogenerador cuando el viento alcanza aproximadamente 5 metros por segundo. El ordenador parará el aerogenerador automáticamente si la velocidad del viento excede de 25 metros por segundo, con el fin de proteger a la turbina y sus alrededores. Las señales de la veleta son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para girar al aerogenerador en contra del viento, utilizando el mecanismo de orientación. Energía producida en aerogeneradores. Uno de los grandes problemas que supone la generación de energía a partir de aerogeneradores es que esta es imprevisible por el simple motivo de que el viento no es constante. Las variaciones que sufre la intensidad con la que sopla el viento se intentan modelar con el fin de optimizar el diseño de los aerogeneradores así como intentar minimizar los costes de generación. Además los inversores necesitan la información para estimar sus ingresos por producción de electricidad. Si se mide las velocidades del viento a lo largo de un año, se observará que en la mayoría de áreas los fuertes vendavales son raros, mientras que los vientos frescos y moderados son bastante comunes. La variación del viento en un emplazamiento típico suele describirse utilizando la llamada Distribución de Weibull, como la mostrada en el dibujo a continuación. Este emplazamiento particular tiene una velocidad media del viento de 7 metros por segundo, y la forma de la curva está determinada por un parámetro de forma de 2. Página 16 de 169

17 Figura 3: Distribución de Weibull para recoger las variaciones del viento La gente que esté familiarizada con la estadística se dará cuenta de que el gráfico muestra una distribución de probabilidad. El área bajo la curva siempre vale exactamente 1, ya que la probabilidad de que el viento sople a cualquiera de las velocidades, incluyendo el cero, debe ser del 1 por cien. La mitad del área azul está a la izquierda de la línea negra vertical a 6,6 metros por segundo. Los 6,6 m/s son la mediana de la distribución. Esto significa que la mitad del tiempo el viento soplará a menos de 6,6 m/s y la otra mitad soplará a más de 6,6 m/s. Puede preguntarse porqué decimos entonces que la velocidad del viento media es de 7 m/s. La velocidad del viento media es realmente el promedio de las observaciones de la velocidad del viento que tendremos en ese emplazamiento. Como se puede observar, la distribución de las velocidades del viento es sesgada, es decir, no es simétrica. A veces tendrá velocidades de viento muy altas, pero son muy raras. Por otro lado, las velocidades del viento de 5,5 m/s son las más comunes. Los 5,5 metros por segundo es el llamado valor modal de la distribución. Si multiplicamos cada diminuto intervalo de la velocidad del viento por la probabilidad de tener esa velocidad particular, y los sumamos todos, obtenemos la velocidad del viento media. La distribución estadística de las velocidades del viento varía de un lugar a otro del globo, dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje y de su superficie. Por lo tanto, la distribución de Weibull puede variar tanto en la forma como en el valor medio. Si el parámetro de forma es exactamente 2, como en el gráfico de presentado en la figura 3, la distribución es conocida como distribución de Rayleigh. Los fabricantes de aerogeneradores proporcionan gráficas de rendimiento para sus máquinas usando la distribución de Raileigh. Página 17 de 169

18 Para que se vea un ejemplo practico de cómo puede variar el viento a lo largo de un mes se presentan a continuación una serie de gráficos sobre las velocidades medias de viento en cada uno de los cuatro parques sometidos al estudio. Se queda registrado para cada hora de cada día la velocidad media de esa hora y es lo que se representa a continuación. Velocidad_Media del viento Parque 1 mes de Enero Velocidad_Media Velocidad_Media del viento Parque 1 mes de Febrero Velocidad_Media Página 18 de 169

19 Velocidad_Media del viento Parque 2 Enero Velocidad_Media Todos los gráficos de los distintos meses para los distintos parques tienen un aspecto similar. Curva de potencia de un aerogenerador. Se presenta a continuación la curva de potencia de uno de los aerogeneradores del parque. Como se ha mencionado, esta máquina es de 66 kw. Página 19 de 169

20 El concepto de disponibilidad Es imprescindible entender bien este concepto ya que el proyecto se centra casi exclusivamente en el estudio de esta variable. Como ya se adelanto en la introducción, el objetivo de este proyecto es determinar las variables que afectan a la disponibilidad económica del parque y encontrar mejoras que permitan aumentar en un 2% esta disponibilidad total del parque eólico. Existen varios tipos de disponibilidad que caracterizan diferentes parámetros comparativos. Se describen a continuación aquellas resultan de interés para este proyecto: Disponibilidad del viento. Como es sabido, los aerogeneradores son capaces de producir energía cuando la velocidad del viento es superior a la velocidad de arranque e inferior a la velocidad de parada, fuera de estos márgenes la máquina no genera energía. Para la velocidad de viento inferior a la velocidad de arranque (en el caso de los aerogeneradores que componen el parque eólico en estudio, este limite esta entorno a los 4 metros por segundo) la turbina no desarrolla suficiente potencia como para superar las perdidas del sistema y por otra parte los esfuerzos estructurales que sufre la máquina para vientos altos aconsejan desconectar el aerogenerador (este limite resulta ser de 25 metros por segundo para las máquinas estudiadas). El número de horas que la velocidad esta dentro del margen de operación es un factor importante para analizar la producción de energía y se determina a partir del parámetro conocido como disponibilidad del viento, Dv, que se define como el cociente entre el numero de horas en los que la velocidad del viento se encuentra dentro de los márgenes de operación del aerogenerador, Tv, respecto al numero de horas totales del periodo analizado, T. D v Tv = T Disponibilidad técnica del aerogenerador. La disponibilidad técnica del aerogenerador se entiende como el número de horas del periodo analizado donde la turbina está en disposición de producir energía independientemente de la velocidad del viento en el emplazamiento o las condiciones de la red eléctrica de evacuación de energía. El hecho de que la máquina este parada porque la velocidad del viento este fuera del margen de operación no computa como horas de indisponibilidad del aerogenerador, de igual forma, cuando existe un fallo en la red de evacuación las horas parada de las máquinas no se contabilizan el la disponibilidad de del aerogenerador. Página 2 de 169

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