Indicadores
de funcionamiento
de un aerogenerador

Por
Conrado Moreno Figueredo*


Parámetros que facilitan conocer la eficiencia de aerogeneradores y parques eólicos.

 

Cuba se adentra cada vez más en la tecnología eólica. Especial atención se le presta a las tareas de evaluación del recurso eólico y la elección de los aerogeneradores más adecuados al sitio de instalación, fundamentalmente en las etapas iniciales.

Posteriormente, cuando los parques eólicos comenzaron a operar produciendo energía, la operación y mantenimiento comenzó a jugar un rol de mayor importancia. En ambos casos son necesarios parámetros indicativos que sirvan para llevar a cabo esos objetivos.
Ya en un artículo anterior (Energía y tú, no. 48) se trató el tema del factor de capacidad como parámetro que sirve para evaluar de forma preliminar el comportamiento de un aerogenerador o de una instalación eólica, donde se combinan la curva de potencia del aerogenerador y las características del régimen de viento.

Definido como la relación entre la energía producida en un período de tiempo con respecto a la energía que produciría un aerogenerador, trabajando todo ese tiempo a potencia nominal, este parámetro, aunque muy útil y muy empleado, no ofrece información sobre otros factores que pudieran haber influido en la producción de energía eléctrica. Por ello se emplean otros indicadores que pueden salvar esta insuficiencia, que ayudan a evaluar integralmente y llevar a cabo exitosamente un proyecto eólico, y que además resultan útiles para los operadores y explotadores de estas máquinas.


Aerogeneradores en fase de abatimiento para protegerlos
de los ciclones tropicales, en Los Canarreos, Isla de la Juventud.

Los indicadores que ahora vamos a agregar están relacionados con las mediciones de las prestaciones del aero-generador y de la intensidad del viento, ambos medidos por supuesto en el mismo intervalo de tiempo y almacenados en los equipos de adquisición de datos. De esta forma se involucran en estos indicadores la variación y valores de la velocidad del viento en el sitio de instalación, la disponibilidad para producir energía del aerogenerador y la disponibilidad de la red para transmitir la electricidad. Estos nuevos indicadores son:

• Coeficiente de producción específica.
• Coeficiente de disponibilidad del viento.
• Coeficiente de disponibilidad técnica.
• Coeficiente de disponibilidad de producción.


Coeficiente de producción específica

Este indicador se define como la relación entre la energía eléctrica E generada en un periodo de tiempo T por el aerogenerador y el área de barrida del rotor del aeroge-nerador A, es decir: CPE = E/A (kWh/m2), donde el radio del rotor de aerogenerador es R y su área de barrida es igual a πR2.

Este coeficiente expresa, entonces, la capacidad de un aerogenerador de capturar la energía disponible del viento por unidad de área barrida del rotor. Al comparar dos aeroge-neradores, aquel que sea capaz de producir más energía por unidad de barrida del rotor, será más competitivo y rentable. Este indicador era muy bajo en las primeras máquinas de los años ochentas. En esos primeros años los valores eran del orden de 600-700 kWh/m2, hoy en día son mayores que 1 100, debido a los avances de la ciencia y la técnica en este campo, que han mejorado las eficiencias de todos los subsistemas del aerogenerador.
Este parámetro desempeña un importante papel en los inicios del proyecto, a la hora de seleccionar la tecnología de los aerogeneradores. Mayor coeficiente de producción específica implica una máquina con mayor productividad y menor peso.


Coeficiente de disponibilidad del viento

En este indicador se combina el comportamiento de las velocidades del viento y la curva de potencia. Concretamente, tiene en cuenta la velocidad de arranque del ae-rogenerador y la velocidad de parada. Como se conoce, la velocidad de arranque de un aerogenerador puede estar entre 3 y 4 m/s y la velocidad de parada no rebasa por lo general los 25 m/s. Digamos que se trata de un intervalo de tiempo de un año, con 8 760 horas. Si a éstas se le restan las horas en que el viento sopló a menos de 4 m/s y las que estuvo por encima de 25 m/s, es decir, las horas que el viento estuvo en los márgenes en que la máquina no genera energía, tendremos entonces el número de horas en que la velocidad del viento estuvo dentro del intervalo de operación de la máquina, lo cual es un indicador de importancia. A la relación entre el número de horas en que el viento estuvo soplando dentro del intervalo de operación de la máquina Toper y el número de horas totales del intervalo de tiempo analizado T, se le denomina coeficiente de disponibilidad del viento, es decir, CDV = Toper/T.

Por ejemplo, en el Parque Eólico Los Canarreos, de la Isla de la Juventud, las estimaciones del viento indican que por debajo de 4 m/s el viento sopla como promedio 3 495 horas anuales, y por encima de 25 m/s no más de 5 horas en un año normal, es decir, sin huracanes. El número de horas fuera del margen de operación sería de 3 500 horas, por lo que Toper = 8 760 – 3 500 = 5 260. El coeficiente de disponibilidad del viento resulta entonces: 5 260/8 760 = 0,6. En el caso del parque eólico Gibara 1, este coeficiente es de 79%.


Coeficientede disponibilidad técnica

A este coeficiente se le conoce sencillamente como coeficiente de disponibilidad. Este indicador no tiene en cuenta el tiempo en que el ae-rogenerador no funciona por efecto de encontrarse la velocidad del viento fuera del intervalo de operación. Tampoco tiene en cuenta el tiempo en que la red eléctrica esta fuera de servicio, es decir, sólo tiene en cuenta el número de horas de disponibilidad del aeroge-nerador TD para generar electricidad, sin la influencia del comportamiento del viento ni de la red eléctrica. Se define entonces como el cociente entre es-te número de horas de disponibilidad TD y el número de horas totales del intervalo analizado T, y se expresa: CDT = TD/T.

El valor de TD tiene en cuenta las horas que el aeroge-nerador está fuera de operación por efecto de las horas de indisponibilidad no programadas debidas a fallos o averías, es decir, el mantenimiento correctivo y las horas de indis-ponibilidad programadas correspondientes a las horas anuales de paradas programadas por mantenimiento preventivo. Por tanto, el número de horas anuales (TD) resulta de la resta de las horas anuales (8 760 horas) menos las dedicadas al mantenimiento preventivo y correctivo. Un coeficiente de disponibilidad fiable resulta de datas provenientes de un gran número de aeroge-neradores operando en un periodo de varios años.

En los comienzos de esta tecnología, a principios de los años ochentas, la disponibilidad era cercana a 20%, y ya en los finales de esos años los mejores aerogeneradores alcanzaban coeficientes de disponibilidad del orden de 95%, después de cinco años de operación. Actualmente, la disponibilidad de los aerogene-radores con una tecnología madura se encuentra entre 97 y 99%. Los aerogeneradores empleados en el parque eólico Gibara 1 alcanzan coeficientes de disponibilidad de 97%, según estimaciones.


Coeficiente de disponibilidad de producción

Este coeficiente tiene en cuenta los tres elementos mencionados: el número de horas de la velocidad del viento fuera del margen de operación, las horas en que la red eléctrica está fuera de servicio, más las horas por fallos, averías o labores de mantenimiento preventivo y correctivo. A este número de horas se le llama número de horas de producción del aerogenerador TP, y el coeficiente de disponibilidad de producción se define como el cociente entre el número de horas de producción TP y el número de horas T del período analizado, es decir, CDP = TP/T.

Como se puede observar, este último indicador es menor que el coeficiente de disponibilidad del viento y el coeficiente de disponibilidad técnica, ya que TP se estima a partir de restar a las 8 760 horas del año las horas en que el viento está fuera del rango de operación, las horas en que la red está fuera de servicio y las horas sin operación del aeroge-nerador por mantenimiento preventivo y correctivo.


Particularidades de Cuba y el Caribe

El azote de huracanes a nuestra Isla y otros países de la región, provoca la salida de operación de nuestros parques por efecto de averías provocadas por estos fenómenos.
El tercer y cuarto indicador se ven afectados negativamente por estos efectos. Desde el momento en que se detecta la avería, posterior al paso del huracán, hasta la puesta de operación, transcurren varios días o meses, que se convierten en horas de parada por reparación de las averías. Las líneas eléctricas son uno de los elementos más vulnerables de estas instalaciones y su recuperación requiere de varios días, por lo que su influencia en el CDP resulta importante. Los huracanes Gustav e Ike golpearon los parques eólicos Los Canarreos y Gibara 1, por lo que ambos indicadores se vieron muy afectados.

* Doctor en Ciencias Técnicas. Profesor Titular del Centro de Estudio de Tecnologías Energéticas Renovables (CETER). Miembro de la Academia de Ciencias de Cuba (ACC).
e-mail: conrado@ceter.cujae.edu.cu