Si vamos a hablar del alargamiento de la vida útil de un aerogenerador no estaría mal empezar por el principio: ¿cuánto vive un aerogenerador? “Lo que quiera el fabricante”, apunta enseguida José Javier Ripa, director de DEWI-UL para España y Latinoamérica (ver entrevista). “La vida útil es uno de los inputs con los que se diseña un aerogenerador. Normalmente se habla de 20 años, pero se pueden diseñar para que vivan 30 o más sin problemas. Es básicamente un tema de dimensionamiento de componentes frente a cargas extremas y de fatiga. Y por tanto de costes”.
Una vez diseñados para una determinada vida útil, los aerogeneradores se certifican de forma mayoritaria según normativa, IEC-61400-1, GL, u otras. La certificación comprende la revisión del diseño, el proceso productivo y la comprobación contra un modelo real (ensayos en prototipos). El objetivo es refrendar que el modelo de máquina está diseñado para soportar 20 años, o los que sean, en operación bajo una envolvente característica de viento, que se cataloga en clases dependiendo de la velocidad media y extrema del viento; y subclases dependiendo de la intensidad de turbulencia (IT). Este parámetro IT tiene especial influencia ya que provoca ciclos de carga dinámica (fatiga) que generan daño acumulado en componentes y que, por tanto, reduce su vida remanente. La IT efectiva es una suma de la IT ambiental (principalmente dependiente de la orografía), y de la IT del parque (provocada por las estelas de aerogeneradores vecinos). Si el viento real en el emplazamiento sobrepasa los límites de la clase y/o subclase para velocidad y turbulencia, la máquina estará operando por debajo de los márgenes de seguridad.
Además de estos parámetros de primer orden, se encuentran otros que también tienen un impacto importante en el consumo de vida como pueden ser la desorientación de la máquina, componente vertical del viento, cortadura, etc. Las estrategias de operación del parque deben minimizar el impacto de todos esos parámetros externos para preservar la vida de los componentes si el objetivo es extender la vida del activo.
Y aquí cabría hacerse otra pregunta: ¿cuánta vida le resta a un aerogenerador determinado? “Tanto las estrategias de operación (por ejemplo, la aplicación de paradas por sectores), como la calidad del mantenimiento correctivo y preventivo, como la incidencia de transitorios fuera de la operación normal (por ejemplo, número de paradas de emergencia) e incluso la disponibilidad, tienen un impacto crucial en la vida remanente de las máquinas –explica José Javier Ripa–. Si se pretende predecir con un cierto grado de fiabilidad la vida remanente, es necesario analizar todos esos factores en conjunto”.
Dependiendo, por tanto, de la vida real que haya soportado la máquina, se llegará a su vida de diseño en unas determinadas condiciones de consumo de vida y su correspondiente merma en el margen de seguridad antes del colapso de sus componentes. En ese punto quedan tres alternativas posibles: desmontar la instalación, repotenciar el parque o alargar la vida útil de los aerogeneradores.
Optar por el alargamiento de la vida útil podría redundar en una disminución del LCOE (coste de energía). Pero sin una regulación al respecto, esa posibilidad podría generar, o ya está generando, otro tipo de problemas. Por ejemplo, los planes de negocio (y plazos de amortización) de algunas instalaciones se han actualizado de forma contable con periodos de vida superiores a los 20 años en base a informes técnicos del fabricante (OEM) o de consultores independientes no validados por las administraciones. Por otro lado el desmontaje masivo de los parques de más de 20 años podría llevar a un escenario de pérdida rápida de producción eólica, con un impacto sobre el precio del mercado eléctrico y sobre las posibilidades de que España pueda cumplir sus compromisos en materia energética para 2020.
Estrategias de alargamiento de vida
El alargamiento de la vida útil (LTE, Life Time Extensión por sus siglas en inglés) de parques eólicos puede basarse en diferentes estrategias, que de menor a mayor asegurarían una extensión en el tiempo de operación de los parques eólicos:
• LTE pasivo: el parque eólico sigue operando sin modificaciones sustanciales en las máquinas o condiciones de operación, básicamente se realizan sustituciones estándar de componentes y mantenimientos preventivos.
• LTE operacional: se introducen cambios en las estrategias de operación de parque. Las más habituales son:
– Reducción de número de horas equivalentes, buscando normalmente producir en momentos de mayor retribución según pool.
– Estrategias de paradas por sectores de dirección, velocidad de viento o franja horaria con el objetivo de limitar la exposición a vientos más turbulentos que son los que más vida consumen.
– Reducción de potencia nominal, sería una estrategia menos frecuente, sencillo de implantar (solo para máquinas con control de pitch) pero menos eficiente.
• LTE estructural: sería la versión más ambiciosa e incluiría cambios (que no sustitución) y/o reforzamiento de componentes críticos además de modificaciones en control de máquina y parque, etc. Existen ya en el mercado paquetes específicos de extensión de vida como el que ofrece Gamesa para su flota de G47.
Cualquier cambio en las condiciones de explotación del activo supondrá una modificación de las líneas de tendencia de consumo de vida hasta el momento y por tanto la vida remanente variará respecto a la que quedaría con una estrategia pasiva.
Requisitos exigibles en términos de seguridad
Llegados a este punto, cabe plantearse qué requisitos son exigibles a los explotadores de parques eólicos como paso previo a la concesión de licencias para la extensión del plazo de explotación, en adición a la cobertura de los seguros de responsabilidad civil.
Hay pocas referencias en el mundo al respecto. Una de ellas es la normativa alemana BWE Grundsätze–BPW, según la cual el explotador puede elegir entre un modelo analítico (estimación analítica de vida remanente) o un modelo práctico (inspecciones). En Alemania, la práctica totalidad de explotadores se acoge al modelo de inspecciones que a la postre se perfila como una especie de ‘ITV’, valga el ejemplo, para parques eólicos.
“Desde DEWI creemos que el modelo basado únicamente en inspecciones periódicas es insuficiente porque no permite establecer conclusiones más allá de las asociadas a la observación en el momento de la inspección; esto no permite prospectar y diseñar la explotación del parque eólico más allá de la vida de diseño. Esa visibilidad es crítica para que pueda ordenarse y gestionarse el recurso energético de cualquier comunidad con competencias en materia energética”, señala Ripa.
Parece lógico pensar que, como paso previo a la concesión de licencias de continuación de la operación del parque, se genere documentación que permita certificar la operación segura en el alargamiento de vida, así como informes periódicos de inspección de máquina que atestigüen la ausencia de deterioro en las condiciones de operación.
• El certificado debería ser emitido por una Entidad de Certificación (CB, por Certification Body) ya que se modifican las condiciones originales contra las que se certificó el aerogenerador. Las Entidades de Certificación tienen que estar acreditadas bajo ISO/IEC 17065:2013.
Hay ya algunas normas para la extensión de vida en el mercado:
– DNVGL-ST-0262: Lifetime extension of wind turbines, emitida en marzo de 2016.
– UL 4143 LTE Standard for Wind Turbines Life Time Extension. En proceso de revisión por un Standards Technical Panel conformado por casi 40 expertos de países como España, Alemania, UK, Francia, USA, Japón, Dinamarca, China, India, etc.
Según esta última normativa UL 4143 LTE:
• El certificado confirmaría que el parque evaluado puede extender su vida útil en un numero acotado de años (X) en unas condiciones determinadas de operación y viento que se detallarán en la documentación del certificado. El explotador deberá por tanto definir de antemano cuantos años pretende seguir explotando el parque, y en qué condiciones.
• El certificado se nutre de un informe independiente de Estimación de Vida Remanente emitido por una entidad independiente aceptada por el CB. En dicho informe se establecerá la vida remanente de cada activo en base a:
– Condiciones de viento
– Histórico de operación y mantenimiento
– Cálculo analítico de cargas
• Se establecen frecuencias de inspecciones a máquina dependiendo de la vida remanente de cada componente. La normativa BWE Grundsätze–BPW recoge inspecciones que deberán efectuarse por un organismo independiente acreditado bajo ISO/IEC 17020.
Además de los requisitos en términos de seguridad habría una serie de condicionantes en la explotación (medioambiental, administrativa, acústica, calidad de energía, etc) que requerirán una evaluación particularizada para cada proyecto en caso de que su impacto fuera relevante para la concesión de la licencia.
Hay ya en el mercado productos que encajan con las pautas detalladas y que son utilizados por los explotadores para refinanciaciones, negociados con aseguradoras, compra-venta de activos, etc. Por tanto, este proceso de certificación de la extensión de vida no supondría un sobrecoste significativo. Según el director de DEWI-UL para España y Latinoamérica, “el coste del proceso de estimación de vida remanente, certificación e inspecciones periódicas será un porcentaje muy bajo respecto a los ingresos derivados de una explotación continuada de los activos eólicos más allá de su vida de diseño. En cualquier caso, el modelo propuesto asegura consistencia, trazabilidad, y visibilidad a largo plazo; además, aporta valor añadido al propietario con información de primer orden para optimizar la gestión de sus activos eólicos”.
Ansoáin, un referente global
La conexión histórica que existe entre Navarra y la energía eólica tiene en DEWI-UL un argumento más. Y es de peso. DEWI fue fundado hace 26 años como Instituto Alemán de Energía Eólica (por sus siglas en alemán: Deutsches Windenergie Institut), dependiente del Estado alemán de Baja Sajonia. La primera oficina en abrirse fuera de Alemania fue la de España, hace 15 años. Decidieron implantarla en Navarra y, a día de hoy, sigue siendo la única ubicación de DEWI en nuestro país. Es la segunda en todo el mundo, tanto en volumen de facturación como en personal, después de la oficina alemana. Actualmente cuenta con 25 ingenieros, lo que supone alrededor de un 10% de la plantilla global de DEWI.
DEWI es una consultora/ingeniería/certificadora de prestigio internacional, reconocida en todo el mundo de la eólica y con centros de operación en Francia, Italia, México, Brasil, USA, Turquía, China, Corea, Japón, India y Australia, además de Alemania y España. Integra en su portfolio todos los servicios independientes para la industria eólica desde el ensayo y certificación de prototipos de aerogeneradores hasta estudios de viabilidad económica y análisis de riesgos para promotores y entidades financieras.
En 2012 DEWI fue adquirida por Underwriters Laboratories (UL) una certificadora internacional con sede principal en Estados Unidos. La marca UL es el distintivo mayoritario para certificación de seguridad de producto en Estados Unidos y actualmente cuenta con más de 11.000 empleados repartidos por todo el mundo. El centro de Ansoáin, es una referencia en UL dentro de la División de Energía y hoy en día, el único centro de trabajo de una certificadora y consultora internacional en el ámbito de las energías renovables en Navarra.
