PUBLICACIONES Y NOTAS TÉCNICAS
Mantenimiento preventivo de aerogeneradores, usos y beneficios de los datos sobre rayos
Este estudio fue presentado en el Taller Tecnológico WindEurope Dublín.
Resumen
Los rayos y las tormentas eléctricas representan un riesgo importante para el sector de la energía eólica. El año pasado, en Estados Unidos, los daños causados por los rayos costaron al sector eólico más de 100 millones de dólares y representaron el 60% de las pérdidas de palas.
Los daños -visibles e invisibles- causados por los rayos tras una tormenta son múltiples.
Pueden ser materiales y económicos: estructurales, mecánicos, eléctricos – con la destrucción directa o el envejecimiento prematuro de palas, góndolas, mástiles, componentes de protección contra el rayo – así como la pérdida o la interrupción temporal de la producción.
Por tanto, la inspección de los aerogeneradores en caso de tormenta se está convirtiendo en un elemento esencial para los operadores, y así lo recomiendan normas como la IEC 62305-3 o la IEC 61400-24.
La decisión de realizar una inspección difícilmente puede tomarse sin un sistema de vigilancia de la actividad de las tormentas.
Confiar en la ocurrencia de una tormenta en una zona, normalmente de 20 km, que corresponde aproximadamente a la zona alrededor de un parque eólico donde se puede ver, sería irrelevante y costoso, ya que sólo una tormenta de cada 5 o incluso 10 genera rayos en un parque eólico. En este caso, tiene más sentido instalar contadores de rayos en cada aerogenerador de un parque eólico: una opción cara, sin embargo, lo que probablemente explica por qué no se ha sistematizado, a diferencia de los sistemas de protección contra rayos (LPS) que se instalan en cada aerogenerador.
La utilización de los datos de los sistemas de localización de rayos (LLS) es también un medio alternativo de activar los controles selectivos o de evitarlos, y no requiere la instalación de ningún equipo en cada aerogenerador. Algunos LLS pueden superar una eficacia de detección nube-tierra (CG) de más del 97%, con una precisión de localización media de 100 metros, lo que hace que la información sea útil para decidir si se activa o no un control.
Sin embargo, a pesar de las mejoras de rendimiento de los últimos años, la información no permite determinar sistemáticamente qué turbina se ha visto afectada y puede obligar a comprobar varias turbinas del parque. Además, a veces es necesario analizar e interpretar los datos, ya que la localización de un CG en relación con una turbina no es el único criterio que hay que tener en cuenta. Por ejemplo, la intensidad de un CG puede variar de una turbina a otra.
El análisis de 10 casos recientes de daños causados por rayos en aerogeneradores constituye un primer paso hacia la utilización de criterios combinados para determinar las opciones más adecuadas. Utilizando a la vez criterios de medición de precisión representados por una elipse de incertidumbre, la distancia y el pico de corriente CG, y también la aparición de intra-nubes que, en el ámbito específico de las turbinas, pueden ser el marcador de un rayo ascendente, se trata de mejorar el diagnóstico para concluir de forma aún más eficaz que debe activarse la verificación.
Los resultados de este estudio se presentaron en el WindEurope Technology Workshop de Dublín (2024).
