Un aerogenerador es, en el fondo, una máquina para frenar el aire. Cada kilovatio-hora que entrega empezó siendo energía cinética del viento que le llega de frente. Todas las decisiones de diseño (la longitud de las palas, la altura de la torre, la torsión del perfil, cómo se orienta y se frena el rotor) persiguen lo mismo: extraer toda la energía posible, al menor coste, durante 25–30 años y sin averías. Esta guía explica la física, los componentes principales y el sistema de control, y muestra cómo estimar lo que producirá una turbina concreta en un emplazamiento concreto.
La energía del aire en movimiento
La potencia que transporta el viento a través de una superficie perpendicular a él es:
Dos términos mandan. El área barrida crece con el cuadrado de la longitud de la pala, así que duplicar el diámetro del rotor capta cuatro veces más energía. La velocidad del viento entra al cubo: un emplazamiento con una media de 7 m/s lleva unas 2,4 veces más potencia que uno de 5,25 m/s, no 1,33 veces. La ley del cubo explica por qué la elección del emplazamiento es tan delicada, por qué las torres no paran de crecer y por qué un pequeño error al medir la velocidad del viento se convierte en un gran error en la energía prevista.
La densidad del aire pesa menos, pero no puedes olvidarla. Baja aproximadamente un 1 % por cada 100 m de altitud y sube con el frío, de modo que, con el mismo viento, una turbina produce algo más en un día frío de invierno que en uno caluroso de verano.
El límite de Betz: por qué no se puede captar todo
Una turbina que se quedara con toda la energía cinética pararía en seco el aire que tiene detrás y bloquearía el flujo. Una que no se quedara con nada dejaría pasar el aire sin más. El mejor resultado está en un punto intermedio. En 1920, Albert Betz demostró con un análisis sencillo de la cantidad de movimiento que un rotor abierto ideal puede extraer como máximo 16/27 de la energía, alrededor del 59,3 %. Lo consigue cuando el viento, muy aguas abajo, se ha frenado hasta un tercio de su velocidad inicial.
La relación entre la potencia real del rotor y la potencia del viento es el coeficiente de potencia, C_p. Los rotores tripala reales llegan como máximo a un C_p de aproximadamente 0,45–0,50, cerca del 80 % del límite de Betz. El resto se pierde en los vórtices de punta de pala, el arrastre de los perfiles, la rotación de la estela y el buje. Las pérdidas de la multiplicadora, el generador y el convertidor se llevan otro 5–10 % en conjunto, lo que deja un rendimiento global del viento a la red de alrededor del 40–45 % en el mejor punto de funcionamiento.
Cómo extraen la energía las palas
Las palas modernas funcionan como alas de avión, no como velas. El aire que pasa por el perfil curvado genera una sustentación perpendicular al viento aparente que ve la pala, y una fuerza de arrastre menor en su misma dirección. Como la pala se mueve, el viento aparente combina el viento real con el propio movimiento de la pala. En la punta de un rotor grande, la pala avanza a 70–90 m/s frente a un viento de quizá 10 m/s, así que el viento aparente le llega casi de canto.
Esto condiciona el diseño de las palas de dos maneras:
- Torsión. La punta se mueve mucho más rápido que la raíz, así que el ángulo del viento aparente cambia a lo largo de la pala. Por eso las palas están torsionadas, mucho cerca de la raíz y casi nada en la punta, para que cada sección reciba el aire con su mejor ángulo de ataque.
- Velocidad específica (TSR). Es la velocidad de la punta dividida entre la del viento. Los rotores tripala alcanzan su C_p máximo con una TSR de unos 7–9. Con vientos flojos y moderados, una turbina de velocidad variable ajusta la velocidad del rotor al viento para mantenerse cerca de ese valor.
Las palas han crecido de forma espectacular: de unos 20 m a finales de los noventa a más de 100 m en las mayores máquinas marinas actuales. La turbina de referencia IEA 15 MW de NREL (2020) tiene un rotor de 240 m de diámetro, que barre unos 45.000 m², más o menos seis campos de fútbol.
Dentro de la góndola: opciones de tren de potencia
El rotor de una turbina grande gira despacio, normalmente a 5–15 revoluciones por minuto, demasiado lento para un generador convencional. Los fabricantes lo resuelven de dos maneras principales, más una híbrida:
| Tren de potencia | Cómo funciona | Ventajas | Inconvenientes |
|---|---|---|---|
| Con multiplicadora (DFIG o convertidor completo) | Una multiplicadora de 3 etapas eleva el giro a 1.000–1.800 rpm | Compacto, generador más barato | Mantenimiento y averías de la multiplicadora |
| Accionamiento directo | Un generador de imanes permanentes de gran diámetro gira a la velocidad del rotor | Menos piezas móviles, gran fiabilidad | Pesado, usa imanes de tierras raras |
| Velocidad media (híbrido) | Multiplicadora de 1–2 etapas, generador de imanes permanentes de velocidad media | Equilibrio entre tamaño y fiabilidad | Sigue teniendo multiplicadora |
Hoy la mayoría de las turbinas colocan un convertidor de electrónica de potencia entre el generador y la red. Desacopla la velocidad del rotor de la frecuencia fija de la red, lo que permite funcionar a velocidad variable, y deja que la turbina apoye a la red con potencia reactiva y con capacidad para soportar huecos de tensión.
Completan el conjunto otros sistemas. El sistema de orientación (yaw) gira la góndola hacia el viento, guiado por una veleta y un anemómetro instalados en su techo. El sistema de paso (pitch) hace girar cada pala sobre su eje longitudinal. Un freno mecánico mantiene inmóvil el rotor durante el mantenimiento.
La curva de potencia y el control de la turbina
Cada turbina tiene una curva de potencia certificada: la potencia eléctrica en función de la velocidad del viento a la altura del buje, medida según la norma IEC 61400-12-1. Tiene cuatro zonas:
- Por debajo del arranque (0–3 m/s): no hay energía suficiente para vencer las pérdidas y el rotor gira en vacío.
- Carga parcial (3–11 m/s): el controlador varía la velocidad del rotor para mantener la TSR objetivo y el C_p cerca de su máximo. La producción sube aproximadamente con el cubo de la velocidad del viento.
- Potencia nominal (≈11–25 m/s): el generador trabaja a plena potencia. El sistema de paso pone las palas en bandera para dejar escapar la energía sobrante y mantener la potencia estable.
- Corte (por encima de ≈25 m/s): la turbina pone las palas totalmente en bandera y se detiene para protegerse. Muchas máquinas modernas usan una rampa gradual de «control de tormenta» en lugar de una parada brusca.
La velocidad nominal del viento es una decisión de diseño. Si combinas un rotor grande con un generador relativamente pequeño, es decir, una potencia específica baja (W/m² de área barrida), la turbina alcanza la potencia nominal con vientos más flojos y funciona a plena potencia más a menudo. Las turbinas terrestres para emplazamientos de poco viento han bajado hasta 200–300 W/m². Así sube el factor de capacidad, aunque a costa de más material en el rotor.
Ejemplo práctico: energía anual de una turbina terrestre de 5 MW
Toma una turbina terrestre moderna con un rotor de 160 m y 5 MW de potencia nominal (potencia específica ≈ 250 W/m²), en un emplazamiento con una velocidad media del viento de 7,5 m/s a la altura de su buje, 140 m.
Primero, una comprobación rápida del límite superior con la velocidad media. Área barrida = π × 80² ≈ 20.100 m². Potencia del viento a 7,5 m/s = 0,5 × 1,225 × 20.100 × 7,5³ ≈ 5,2 MW. Con C_p × η ≈ 0,42, salen unos 2,2 MW.
Pero la velocidad media sola subestima la energía, porque la ley del cubo da mucho peso a los vientos fuertes. Las velocidades del viento siguen una distribución asimétrica, que suele modelarse como una distribución de Weibull con factor de forma k ≈ 2. Integrando la curva de potencia sobre ella se obtiene:
| Magnitud | Valor |
|---|---|
| Energía anual bruta (curva de potencia × Weibull, k = 2) | ≈ 18–20 GWh |
| Pérdidas: estelas, disponibilidad, eléctricas, hielo, limitaciones (10–20 %) | −2 a −4 GWh |
| Energía anual neta | ≈ 15–18 GWh |
| Factor de capacidad = energía neta ÷ (5 MW × 8.760 h) | ≈ 35–40 % |
Nuestra calculadora de aerogeneradores hace esta integración con curvas de potencia de turbinas reales, un ajuste de Weibull a datos de viento obtenidos por satélite para tu ubicación y un presupuesto de pérdidas que puedes modificar. Si solo tienes la velocidad del viento a 10 m, extrapólala antes a la altura del buje con la calculadora de velocidad del viento según la altura.
Por qué las turbinas son cada vez más grandes
Las turbinas más grandes abaratan el kWh por varios frentes. Las torres más altas alcanzan vientos más rápidos y constantes. Las palas más largas captan energía en proporción al cuadrado de su longitud, mientras que muchos costes (cimentaciones, cableado, permisos, visitas de mantenimiento) se pagan por turbina, no por MW. El informe Renewable Power Generation Costs in 2023 de IRENA indica que el LCOE medio ponderado mundial de la nueva eólica terrestre cayó alrededor de un 70 % entre 2010 y 2023, sobre todo gracias a turbinas más grandes y altas y a factores de capacidad más elevados.
Los límites son logísticos y estructurales: transportar por carretera palas de más de 80 m, encontrar grúas para bujes a más de 150 m de altura y una masa de las palas que crece más deprisa que su longitud. En el mar, los barcos sustituyen a los camiones y esos límites se relajan, así que las máquinas más grandes se instalan mar adentro. Consulta La eólica marina, explicada.
Indicadores principales para comparar turbinas y emplazamientos
| Indicador | Terrestre habitual | Marina habitual |
|---|---|---|
| Potencia nominal (nuevas instalaciones) | 3–7 MW | 8–15 MW |
| Diámetro del rotor | 120–175 m | 160–250 m |
| Altura del buje | 100–170 m | 100–150 m |
| Factor de capacidad | 25–45 % | 40–55 % |
| Vida útil de diseño | 25–30 años | 25–30+ años |
Para ver cómo se compara la producción real de una turbina con su potencia nominal, lee Qué es el factor de capacidad. Para saber cómo se traduce eso en un coste por kWh, consulta El LCOE, explicado y la calculadora de LCOE. Las clasificaciones y el mapa energético mundial muestran qué países obtienen del viento una mayor parte de su electricidad.
Calculadoras sobre este tema
Preguntas frecuentes
¿Cuánta electricidad produce un aerogenerador?
¿Qué es el límite de Betz?
¿Por qué los aerogeneradores tienen tres palas?
¿Con qué velocidad de viento arrancan y se paran los aerogeneradores?
¿Por qué son tan altos los aerogeneradores?
¿Funcionan los aerogeneradores cuando no sopla el viento?
Fuentes y referencias
- Betz, A. (1920). Das Maximum der theoretisch möglichen Ausnützung des Windes durch Windmotoren. Zeitschrift für das gesamte Turbinenwesen
- Burton, T., Jenkins, N., Sharpe, D., Bossanyi, E. (2011). Wind Energy Handbook, 2nd ed. Wiley
- U.S. DOE: How Do Wind Turbines Work?
- NREL: Definition of the IEA 15-Megawatt Offshore Reference Wind Turbine (NREL/TP-5000-75698)
- IRENA: Renewable Power Generation Costs in 2023
Las cifras de esta guía son rangos típicos tomados de las fuentes citadas; las tuyas dependerán de la ubicación, los precios y los equipos. Usa las calculadoras enlazadas para obtener estimaciones adaptadas a tu caso.