UNIVERSIDAD DON BOSCO 
 

VICERRECTORÍA DE ESTUDIOS DE POSTGRADO 
 

TRABAJO DE GRADUACIÓN 
 
 

PROPUESTA DE OPTIMIZACIÓN DEL MANTENIMIENTO 
DE AEROGENERADORES USANDO TECNOLOGÍA 

BASADA EN MONITOREO DE LA SALUD ESTRUCTURAL 
(STRUCTURAL HEALTH MONITORING, SHM) 

 
 

PARA OPTAR AL GRADO DE: 
MAESTRO EN GESTIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES 

 
PRESENTADO POR: 

NELSON JAVIER MÉNDEZ MONTES 
 

ASESOR: 
PhD. MISAEL ERNESTO MELGAR ESCOBAR 

 
 

Antiguo Cuscatlán, La Libertad, El Salvador, C.A. 
Diciembre de 2018 



AGRADECIMIENTOS 

 

Mi mayor muestra de admiración y agradecimiento a todas las personas que me han permitido 

finalizar este logro, a Dios Padre, por permitirme llegar a ser lo que soy, a mis padres queridos Nelson 

y Rosa Maria, por haberme forjado e inculcado principios que me han permitido llegar a este 

momento de culminación de mis estudios y por perseverar y ser pacientes a mi lado. 

A todas las personas que me han transmitido todos sus conocimientos y experiencia para que pueda 

ser un profesional de bien, a mis maestros de cátedra de la Maestría en Gestión de Energías 

Renovables, a mi Asesor el Dr. Misael Melgar por su amistad, sus consejos y su interminable ayuda 

para poder desarrollar este trabajo y al Profesor Leopoldo Bressan de la Universidad Tecnológica 

Nacional de Buenos Aires por transmitirme todos sus conocimientos y enseñanzas en este maravilloso 

campo de la energía eólica. 

A todos, MUCHAS GRACIAS. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



INDICE 

 

   

Introducción   

Objetivos   

Capítulo 1. Aerogeneradores. Generalidades  1 

1.1 Antecedentes históricos  1 

1.2 Clasificación de turbinas HAWT  5 

1.2.1 Por la potencia que generan   5 

1.2.2 Por la orientación del rotor hacia el viento   5 

1.2.3 Por el número de palas  5 

1.2.4 Por la velocidad y turbulencia del viento  6 

1.3 Componentes principales de las turbinas horizontales (HAWT)  6 

1.3.1 Núcleo del rotor  8 

1.3.2 Palas del rotor  9 

Análisis aerodinámico de las palas del rotor  10 

Potencia máxima teórica y límite de betz  13 

Coeficiente de potencia (cp)  15 

Regulación de potencia y velocidad de la turbina  16 

Sistema de pitch control  17 

Sistema de control por pérdida aerodinámica (stall)  18 

Curvas cp-λ  19 

Curva de potencia vs. rpm del rotor  20 

1.3.3 Eje principal de baja velocidad  22 

1.3.4 Rodamientos del eje principal  23 

1.3.5 Caja multiplicadora  26 

1.3.6 Frenos  27 

1.3.7 Generador eléctrico  28 

Generadores síncronos con imanes permanentes  29 

Generadores asíncronos o de inducción  29 

Deslizamiento del generador  30 

Generadores de inducción con rotor doblemente alimentado  31 

1.3.8 Sistema de guiñada (yaw)  32 



1.3.9 La góndola y el bastidor principal  33 

1.3.10 La torre  34 

Torres metálicas tubulares de acero  35 

Torres de concreto   36 

Torres híbridas de concreto y acero  37 

Logística de transporte de palas de aerogeneradores  38 

Referencia bibliográfica  40 

Capítulo 2. Mantenimiento de aerogeneradores  42 

2.1 Mantenimiento preventivo  42 

2.2 Mantenimiento predictivo o basado en condiciones  43 

2.2.1 Inspección visual  45 

2.2.2 Inspección termográfica  45 

2.2.3 Prueba por líquidos penetrantes  47 

2.2.4 Prueba por ultrasonido (UT)  48 

2.2.5 Inspección boroscópica  49 

2.2.6 Análisis periódico de aceite  51 

2.2.7 Análisis de vibraciones  53 

2.3 Mantenimiento correctivo  54 

2.3.1 Pequeño correctivo  56 

2.3.2 Grandes correctivos  57 

2.3 Confiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad  58 

2.3.1 Confiabilidad  58 

2.3.2 Mantenibilidad  58 

2.3.3 Disponibilidad  59 

Referencia bibliográfica  60 

Capítulo 3. Daños mecánicos comunes y zonas más afectadas que sufren los 

rotores y álabes de los aerogeneradores 

 62 

3.1 Materiales y estructura de fabricación de las palas  62 

3.2 Principales daños en las palas y zonas más afectadas  66 

3.3 Modelo de propagación de daño por fatiga de los materiales compuestos  72 

Referencia bibliográfica  74 

Capítulo 4. Filosofía del SHM (Structural Health Monitoring) y sus aplicaciones 

tecnológicas 

 75 

4.1 Filosofía del SHM  75 



4.2 Aplicaciones tecnológicas del SHM  77 

4.3 Aplicación de SHM en palas de aerogeneradores  79 

4.3.1 Sensores de emisión acústica (AE)  79 

4.3.2 Sensores con malla de fibra Bragg (FBG)  82 

4.4 Mantenimiento basado SHM para estructuras de materiales  compuestos  86 

Referencia bibliográfica  88 

Capítulo 5. Análisis de los costos de operación y mantenimiento de los 

aerogeneradores 

 89 

5.1 Antecedentes  89 

5.2 Análisis de costos de operación de un parque eólico  89 

Referencia bibliográfica  100 

Conclusiones  101 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



INTRODUCCIÓN 

 

El siguiente trabajo pretende presentar la investigación sobre una estrategia para optimizar el 

mantenimiento de los aerogeneradores por medio del monitoreo de las condiciones estructurales del 

rotor principal, específicamente en las palas del rotor por ser elementos vitales en cualquier 

aerogenerador. El monitoreo estructural puede ser realizado por tecnología basada en sistemas 

embebidos, por instancias, el Structural Health Monitoring (SHM) es considerado en la presente 

investigación. El SHM es usado como técnica de inspección, vía remota, in situ y en tiempo real. El 

constante monitoreo estructural online de las palas, puede ayudar a optimizar el mantenimiento y la 

operación de los aerogeneradores que están en servicio en parques eólicos, así, evitando paros 

innecesarios por inspecciones, daños y mantenimiento. Además, el mantenimiento  puede ser llevado 

de manera más segura y eficiente.  

El estudio de las principales fallas en los rotores de los aerogeneradores fue efectuado, principalmente 

en las palas del rotor y sus posibles causas mecánicas. La implementación de la tecnología embebida 

fue estudiada y un análisis de costos comparativo de aerogeneradores con/sin tecnología SHM fue 

llevada a cabo. 

Por medio de esta investigación se pretende hacer una contribución a las futuras generaciones de 

aerogeneradores y estrategias de mantenimiento basados por tecnología SHM, potenciando el 

mantenimiento predictivo para asegurar la integridad estructural de las palas del rotor y otros 

componentes vitales, así la reducción de costos por las inspecciones manuales y paros prolongados 

es posible. Las inspecciones, reparaciones y remplazos pueden ser planificados de manera oportuna, 

segura y eficiente a un menor costo operacional. 

En la actualidad la tecnología de SHM es utilizada en instalaciones civiles como puentes, edificios, 

rascacielos e infraestructuras relacionadas, pero también es utilizada en la industria aeronáutica para 

certificación de las aeronaves y como método de inspección de la estructura de sus alas y componentes 

relacionados. Por consiguiente,  la implementación de tecnología SHM en las palas del rotor es una 

propuesta viable que incrementa la disponibilidad y operatividad de los aerogeneradores. 

Cinco capítulos fueron desarrollados, iniciando con la historia, generalidades y partes de los 

aerogeneradores; el mantenimiento aplicable hoy en día y sus dificultades; los daños mecánicos más 

comunes y las zonas más vulnerables de la palas; la filosofía SHM  y sus aplicaciones tecnológicas; 

y un análisis de costos de operación y mantenimiento fue realizado. Finalmente, las conclusiones de 

los resultados obtenidos fueron discutidas. 



OBJETIVOS 

 

OBJETIVO GENERAL 

Proponer una estrategia para la optimización del mantenimiento de aerogeneradores usando 

tecnología basada en el monitoreo de la salud estructural (Structural Health Monitoring, SHM). 

 

OBJETIVOS ESPECÍFICOS 

a. Describir los tipos de inspecciones de mantenimiento que son efectuadas en el rotor de los 

aerogeneradores. 

b. Identificar los tipos de daños mecánicos que sufren las palas del rotor de los aerogeneradores. 

c. Describir la filosofía de SHM y su aplicación para la optimización de la operación y 

mantenimiento de los aerogeneradores. 

d. Comparar los costos por mantenimiento de aerogeneradores sin y con tecnología SHM. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

1 
 

1. AEROGENERADORES. GENERALIDADES. 

1.1 ANTECEDENTES HISTÓRICOS 

El viento es energía proveniente del sol generada por el calentamiento de la superficie de la tierra y 

por la rotación de esta. Durante siglos, el uso de la energía eólica generada ha ayudado al desarrollo 

y evolución de la humanidad, teniéndose registros de su uso en la región persa de Sistan, durante el 

siglo VII, periodo durante el cual fueron utilizados molinos de eje vertical para la molienda de granos. 

La Fig. 1.1 muestra un molino vertical típico utilizado en la región, el cual movilizaba una piedra 

redonda para la molienda de granos. 

 

 

 

Fig. 1.1. Molino utilizado en Sistan [1]. 

 

La propagación de los molinos de viento se inició por toda Europa. Empezaron a aparecer en Francia, 

Bélgica, España e Inglaterra durante el siglo XII, pero durante esta evolución se dio un cambio 

sumamente importante en el diseño del rotor ya que los molinos europeos presentaban un eje 

horizontal como se muestra en los molinos del campo de Criptana en España (Fig. 1.2) y no vertical 

como los molinos de Sistan. Estos molinos europeos se fabricaban con 4 palas, tenían engranajes y 

anillos de madera y hacían girar una muela de piedra. 



 

2 
 

 

Fig. 1.2. Molinos europeos del Campo de Criptana, España [1]. 

 

Esta configuración de eje horizontal poseía ciertas mejoras con respecto al molino de eje vertical, una 

mayor eficiencia la cual se debía al mismo principio de funcionamiento ya que los molinos de eje 

vertical trabajan con fuerzas de arrastre sobre las palas mientras que los de eje horizontal trabajan con 

fuerzas de sustentación, las razones por las cuales se dio esta evolución se desconocen aunque se 

piensa que la idea se tomó de la misma rueda hidráulica desarrollada por Vitruvio la cual se utilizaba 

en los ríos para generación de potencia mecánica. No fue hasta finales del siglo XIX que se desarrolló 

el aprovechamiento de la energía eólica para propósitos de generación de energía eléctrica, en 1887 

el Profesor James Blith de Escocia instaló un aerogenerador en el jardín de su casa de vacaciones en 

Marykirk en Kincardineshire el cual cargaba un banco de baterías utilizado para encender la 

iluminación en la cabaña. En 1891 en Dinamarca se fabricó la primera turbina destinada para 

producción de electricidad siendo fabricada por el danés Poul La Cour (Fig. 1.3) quien era 

meteorólogo e inventor. Para el año de 1957, uno de los estudiantes de La Cour, el Ingeniero danés 

Johaness Juul desarrolló una turbina tripala con un generador de inducción de jaula de ardilla, un 

rotor de 24 m (79 pies) de diámetro, produjo 200 kW de corriente alterna alimentados directamente a 

la red (Fig. 1.4), poseía un sistema de guiñada electromecánica, las tres palas reguladas con frenos de 

emergencia de punta aerodinámica (inventados por Juul) el cual es un diseño que sigue siendo 

ampliamente utilizado en Dinamarca. La turbina, que durante muchos años fue la más grande del 

mundo, funcionó entre 1957 y 1967 sin mantenimiento, demostrando una increíble durabilidad [1]. 



 

3 
 

 

Fig. 1.3. El aerogenerador original de 1891 de La Cour tenía 11,6 

metros (38 pies) de diámetro y condujo una dinamo de 18 kW a 

nivel del suelo (Fundación Poul la Cour) [2]. 
 

En Los Estados Unidos una de las primeras turbinas más significativa de gran potencia fue la máquina 

Smith-Putnam diseñada por Palmer Cosslett Putnam y construida por la compañía S. Morgan Smith, 

poseía un diámetro del rotor de 53.3 m y potencia nominal de 1.25 MW. Esta turbina fue la más 

grande construida para aquella época fabricada con un diseño bipala, la turbina se muestra en la Fig. 

1.5. Esta turbina falló en 1945 por lo que el proyecto fue abandonado [3]. 

 

 

 

 

Fig. 1.4. Turbina Gedser construida en 

1957 por J. Juul [4]. 
 Fig. 1.5. Turbina Smith-Putnam bipala [5]. 

 



 

4 
 

El renacimiento de la energía eólica puede ser considerado desde 1960, época en la cual se tenían 

datos públicos de la peligrosidad de la energía nuclear además de otros problemas medioambientales 

hasta que, en la década de 1970, fecha en que se tuvo la crisis del petróleo, provocó que se 

desarrollaran esfuerzos para buscar fuentes alternativas de energía. En Estados Unidos, por un lado, 

el gobierno federal a través de la Ley de Política Reguladora de las Utilidades Públicas de 1978 

permitió que las turbinas eólicas se pudieran conectar a la red y creó un programa de incentivos siendo 

California quien mejor promoviera dichos incentivos posibilitando la conexión de numerosos 

aerogeneradores juntos en un grupo (parque eólico) conectados a la red [3]. Por otro lado, en Europa, 

la crisis petrolera causó que organismos medioambientales y de energía iniciaran nuevamente la 

producción de aerogeneradores en Dinamarca, fabricándolos primeramente a pequeña escala en 

garajes y pequeños talleres llegando a fabricarse, turbinas tripala de hasta 60 m de diámetro del rotor 

y 1.5 MW. Todo este auge en la fabricación de turbinas creó un mercado interior y se generaron las 

condiciones para crear una industria de aerogeneradores los cuales iniciaron su exportación e 

introducción al creciente mercado californiano llegando a obtener un 50% del mercado internacional 

desde la década de 1980. Desde entonces, la tendencia en la construcción de las turbinas eólicas es a 

incrementar el tamaño del rotor y la altura de la torre como se muestra en la Fig. 1.6 ya que a mayores 

alturas se tienen mayores velocidades del viento y a mayores diámetros del rotor tenemos una mayor 

área de barrido de las palas. En 2007, la Unión Europea a través de su Política Energética, adquiere 

el compromiso para 2020, que el 20% de toda la energía debería de proceder de fuentes renovables. 

Pero como toda nueva generación tecnológica, la energía eólica requiere soporte financiero para 

fortalecer su desarrollo y estimular su inversión por parte de compañías privadas [6]. 

 

 

Fig. 1.6. Evolución del tamaño de los aerogeneradores desde la década de 1980 hasta 2007 [7]. 



 

5 
 

1.2 CLASIFICACIÓN DE TURBINAS HAWT 

1.2.1 POR LA POTENCIA QUE GENERAN  

Los aerogeneradores de eje horizontal (HAWT) suelen clasificarse de muchas maneras. De acuerdo 

a la potencia de salida podemos decir que las turbinas pueden ser Sub-Megawatts si producen entre 

400 a 600 kW y pueden ser Multimegawatts si producen potencias mayores [8].  

 

1.2.2 POR LA ORIENTACIÓN DEL ROTOR HACIA EL VIENTO  

También podemos clasificarlas como turbinas a sotavento y a barlovento como se muestra en la Fig. 

1.7, siendo las primeras las que sitúan el rotor detrás de la torre y las segundas como las que situan al 

rotor de cara al viento. En el caso de turbinas a sotavento el sistema es auto orientable y es poco 

utilizado debido a su más baja eficiencia de transformación de energía. En el sistema a barlovento el 

sistema hace uso de un manómetro y una veleta instalados en el techo de la góndola de la turbina para 

recolectar datos de velocidad y dirección del viento enviando órdenes a una serie de motorreductores 

para hacer girar la góndola y posicionar el rotor de cara al viento. 

 

 

Fig. 1.7. Turbinas eólicas con orientación del rotor [8]. 

 

1.2.3 POR EL NÚMERO DE PALAS 

Podemos clasificarlas como turbinas de una, dos, tres o más palas. Los principios aerodinámicos 

básicos determinan que existe un área de pala óptima para una velocidad de rotación dada. Un rotor 

de turbina para aplicaciones de parques eólicos, generalmente tiene una velocidad de punta de 60-70 

m/s, con estas velocidades de punta, un rotor de tres palas es de 2% a 3% más eficiente que un rotor 

de dos palas [8]. Además, un rotor con tres palas produce menos concentración de esfuerzos en el 

núcleo del rotor y en el eje principal de baja velocidad. Si analizamos 4 o más palas, el costo se 



 

6 
 

incrementa y aumentan las cargas sobre la torre, dado que cuantas más palas tengamos, mayor será 

el área sólida con que se encuentra el viento repercutiendo en el peso de diseño de la torre [8]. 

 

1.2.4 POR LA VELOCIDAD Y TURBULENCIA DEL VIENTO 

Las turbinas se clasifican en clases I, II y III. Esta clasificación es definida por la norma IEC61400-

1 la cual se presenta en la tabla 1.1 y se basa en las velocidades y turbulencia del viento para la cual 

son diseñadas.  

 

Tabla 1.1. Clases de turbinas en base a la velocidad del viento [8]. 

CLASE DE TURBINA EÓLICA I II III S 

Vave (m/s) 10 8.5 7.5 

Valores a 

especificar por el 

proyectista 

Vref (m/s) 50 42.5 37.5 

V50, gust  (m/s) 70 59.5 52.5 

Iref 

A 0.16 

B 0.14 

C 0.12 

 

1. Vave es la velocidad media anual del viento a la altura del núcleo;  Vref es el valor máximo de velocidad 

media en intervalos de 10 minutos, a la altura del núcleo, que estadísticamente se presenta cada 50 años; 

V50, gust es velocidad extrema de ráfagas de viento como promedio durante 3 segundos medida en 50 años; 

Iref es la intensidad de turbulencia media a 15 m/s, es decir, el % de diferencia de velocidad medidos durante 

10 minutos a una velocidad de 15 m/s durante un período de 1 año. 

2. A, B y C son las categorías de la intensidad de turbulencia característica alta media y baja respectivamente. 

3. Turbinas de clase S, “On site” especificadas para trabajar en lugares que no cumplen con los valores 

indicados en la tabla como por ejemplo una turbina a instalarse en La Patagonia, Argentina en el cual 

existen vientos con velocidades medias anuales superiores a 10 m/s (12 m/s) o cualquier otra condición 

distinta. 

 

 

1.3 COMPONENTES PRINCIPALES DE LAS TURBINAS HORIZONTALES 

(HAWT) 

Los componentes principales de una turbina HAWT son el rotor, el tren de potencia, el sistema de 

guiñada (yaw) y la torre. La Fig. 1.8 muestra un layout completo del aerogenerador Nordex N60 con 

los componentes antes mencionados y un corte seccionado de dicha turbina. Cabe destacar que 



 

7 
 

dependiendo de la configuración de la caja multiplicadora así también estará configurado el tren de 

potencia, esto se estudiará más adelante.  

 

 

 

 

Fig. 1.8. Componentes principales del tren de potencia de una turbina HAWT Nordex N60 

[6]. 
 

Ya que la mayor parte de aerogeneradores que se encuentran instalados en la región Centroamericana 

son con caja multiplicadora, dicha configuración será motivo de nuestro estudio, aunque no se 

descarta que existan parques eólicos instalados con turbinas sin caja multiplicadora y de 

accionamiento directo del generador. 

El tren de potencia lo conforman: 

1. El Núcleo del rotor (Hub). 

2. Las Palas del rotor. 

3. Eje principal de baja velocidad (Main Shaft). 



 

8 
 

4. Rodamiento principal y Porta-rodamiento. 

5. La Caja Multiplicadora. 

6. El Sistemas de frenado. 

7. El eje de altas rpm  

8. El generador eléctrico. 

 

 

1.3.1 NÚCLEO DEL ROTOR 

El núcleo o hub es la pieza que conecta las palas del rotor con el eje principal de baja velocidad, este 

es fabricado en una sola pieza ya que es acá en donde se inician las cargas que se transmiten a la 

estructura de la turbina pudiendo ser del tipo tri-cilíndrico o esférico. El núcleo contiene 3 bridas 

iguales y una brida de conexión al eje principal de baja velocidad como se muestra en la Fig. 1.9. El 

material recomendado para su fabricación es hierro fundido nodular con especificación EN-GJS-400-

18U-LT (EN 1563). En el interior del núcleo del rotor se encuentra un panel de control, que contiene 

un procesador que recibe instrucciones del Sistema de Control del paso de las palas y los rodamientos 

del paso de las palas los cuales permiten girar a las palas dependiendo de la velocidad del viento. 

 

 

 

 

 

Fig. 1.9. Tipos de núcleos del rotor. (a) Tri-cilíndrico, (b) esférico (1. Agujeros roscados de conexión 

del eje de baja, 2. Cuerpo del núcleo, 3. Brída de conexión de las palas) [6]. 

 

 



 

9 
 

1.3.2 PALAS DEL ROTOR 

Las palas del rotor poseen un perfil aerodinámico de ala de avión los cuales son bastante conocidos 

y desarrollados en la industria aeronáutica ya que en el inicio de la industria eólica, se adoptaron para 

el diseño de los rotores, perfiles NACA (National Advisory Commitee for Aeronautics, organismo 

antecesor de la actual NASA) diseñados para alas de avión, y con el tiempo fue surgiendo la 

aparición de perfiles aerodinámicos específicos para aerogeneradores como los desarrollados por la 

Universidad de Delft, y Risø, que son alternativas específicamente adaptadas y optimizadas a las 

necesidades de la industria de turbinas eólicas [8]. La Fig. 1.10 muestra la nomenclatura del perfil 

alar de un avión, esta terminología continúa vigente para perfiles utilizados en aerogeneradores. Los 

perfiles NACA vienen identificados por las palabras NACA y una serie de entre 4 o 5 dígitos, con los 

que se determinan sus dimensiones geométricas y se generan las curvas correspondientes del 

coeficiente de sustentación y arrastre para cada perfil. 

 

 

Fig. 1.10. Terminología del perfil alar [8]. 
 

Los perfiles más utilizados en las primeras palas fueron los NACA 63 los cuales se modificaron para 

mejorar la eficiencia de la pala, aunque una misma pala puede contener muchos tipos de perfiles 

aerodinámicos como se muestra en la Fig. 1.11. 

Aparte de contener distintos tipos de perfiles aerodinámicos, existe un retorcimiento de estos 

alrededor del eje longitudinal de la pala como se muestra en la Fig. 1.12, con el objeto de operar a 

diferentes ángulos de ataque ya que a diferentes radios del rotor tendremos vectores de velocidad 

resultante del viento diferentes. 



 

10 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

El retorcimiento total entre la raíz y la punta de la pala es de 25°, aunque este puede variar, y es 

tomado como 0° en una determinada sección en donde la cuerda del perfil coincide con el plano de 

rotación del rotor [9]. 

 

 

Fig. 1.12. Detalles de la pala del rotor de un aerogenerador multimegawatt [9]. 

 

 

ANÁLISIS AERODINÁMICO DE LAS PALAS DEL ROTOR 

Las palas extraen la energía del viento por el principio de sustentación, resultante de la incidencia de 

la corriente del viento rozando sobre el perfil aerodinámico. La Fig. 1.13 muestra los vectores de 

velocidad que actúan sobre una sección de la pala cuando la corriente de aire la atraviesa a una 

 

Fig. 1.11. Pala conteniendo muchos tipos de perfiles 

aerodinámicos [8]. 



 

11 
 

velocidad absoluta V1 paralela al eje de la turbina, la rotación de las palas crea una componente de 

velocidad de tangencial Vt perpendicular a V1. 

Si asumimos que la velocidad de la corriente de aire es constante, la velocidad tangencial a una 

distancia desde el centro del rotor, creada por el desplazamiento de la pala, está dada por: 

 

𝑉𝑡 = 𝛺 ∙ 𝑟     (1.1) 

 

En donde Ω es la velocidad angular del rotor en rad/s. Por lo tanto, el módulo de la componente 

resultante V debido a la corriente de aire rozando sobre la parte superior de la pala está dada por: 

 

Fig. 1.13. Vectores de velocidad actuando en la pala de un 

aerogenerador [9]. 
 

 

𝑉 = √𝑉1
2 + 𝑉𝑡

2     (1.2) 

 

𝑉 = √𝑉1
2 + (𝛺 ∙ 𝑟)2     (1.3) 

 

Esta ecuación es conocida como la velocidad resultante del flujo de aire sobre la pala, llamada 

también como velocidad aparente del viento. Entonces, la velocidad sobre la pala incrementa cuando 

la velocidad de rotación de ésta incrementa. El efecto del flujo de aire sobre el perfil aerodinámico 



 

12 
 

de la pala crea dos fuerzas aerodinámicas, la fuerza de sustentación Fp y la fuerza de arrastre Fr las 

cuales se detallan en la Fig. 1.14. La fuerza de sustentación Fp es perpendicular a la dirección de la 

velocidad aparente y la fuerza de arrastre Fr es paralela a la dirección de la velocidad aparente. 

En donde: 

α es el ángulo de ataque o de incidencia, el cual es la desviación angular entre la dirección de la 

resultante del flujo de aire y la cuerda del perfil aerodinámico. 

β es el ángulo de paso, el cual es la desviación angular entre el plano de rotación del eje de las palas 

y la cuerda del perfil aerodinámico. 

δ= α+ β es el ángulo de fabricación. 

 

 

Fig. 1.14. Fuerzas resultantes debido a la 

corriente de aire atravesando el perfil 

aerodinámico de una sección de la pala del 

rotor [9]. 
 

Las fuerzas de sustentación y arrastre que actúan sobre el perfil aerodinámico pueden ser expresadas 

por las siguientes ecuaciones: 

 

𝐹𝑝 =
1

2
𝐶𝑙𝜌𝐴𝑉2     (1.4) 

 

𝐹𝑟 =
1

2
𝐶𝑑𝜌𝐴𝑉2     (1.5) 

 



 

13 
 

En donde: 

ρ es la densidad del aire a la altura del núcleo del rotor. 

A es la superficie del perfil. 

 

Los coeficientes Cl y Cd son los coeficientes de sustentación y arrastre respectivamente y ambos 

dependen del tipo de perfil, del ángulo de ataque y del tipo de superficie del perfil ya sea rugosa, lisa, 

etc. y pueden encontrarse en gráficas para cada perfil. 

Entre más bajo es el coeficiente de arrastre de un perfil con respecto al coeficiente de sustentación, la 

eficiencia del perfil será mayor, dicha eficiencia está dada por la ecuación: 

𝐸 =
𝐶𝑙

𝐶𝑑
     (1.6) 

 

POTENCIA MÁXIMA TEÓRICA Y LÍMITE DE BETZ 

El teorema que el Alemán Albert Betz publicó en 1926 establece que existe un límite máximo para 

la potencia que puede extraerse del flujo de un viento con velocidad U. 

Esta teoría asume: 

 Flujo del fluido estable, homogéneo, incompresible y de estado estable. 

 No existencia de arrastre friccional. 

 Infinito número de palas. 

 Empuje uniforme sobre el disco o área del rotor. 

 No existencia de estelas rotatorias. 

 Presiones estáticas corriente arriba y corriente abajo del rotor igual a la presión estática del 

ambiente sin perturbaciones. 

 

Fig. 1.15. Modelo del disco actuador de una 

turbina eólica, U es la velocidad media del viento; 

1,2, 3 y 4 indican localizaciones [3]. 



 

14 
 

 

Utilizando el volumen de control mostrado en la Fig. 1.15, podemos calcular la potencia teórica 

máxima que el viento puede ceder al rotor. Podemos decir que el empuje sobre el disco, es igual y 

opuesto a la relación de cambio de momentum de la corriente de aire: 

 

T=𝑈1(𝜌𝐴𝑈)1 − 𝑈4(𝜌𝐴𝑈)4   (1.7) 

 

Considerando un estado de flujo estable: 

 

𝑈1(𝜌𝐴𝑈)1 = 𝑈4(𝜌𝐴𝑈)4 = �̇�   (1.8) 

Por lo tanto: 

 

T=�̇�(𝑈1 − 𝑈4)   (1.9) 

 

En la ecuación tendremos un empuje positivo ya que la velocidad detrás del rotor U4 es menor que 

U1. Si aplicamos la ecuación de Bernoulli entre los puntos 1 y 2 y de igual manera, entre los puntos 

3 y 4 tendremos dos ecuaciones de la siguiente forma: 

 

𝑝1 +
1

2
𝜌𝑈1

2 = 𝑝2 +
1

2
𝜌𝑈2

2 (𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎𝑟𝑟𝑖𝑏𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟)   (1.10) 

 

𝑝3 +
1

2
𝜌𝑈3

2 = 𝑝4 +
1

2
𝜌𝑈4

2 (𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟)   (1.11) 

 

Si se asume que las presiones barométricas en las lejanías de las corrientes arriba y abajo del rotor 

son iguales, tenemos que p1=p4, y si además, la velocidad a través del rotor son iguales U2=U3. 

El empuje T puede ser expresado también como: 

 

T=𝐴2(𝑝2 − 𝑝3)   (1.12) 

 

Sustituyendo (5) y (6) en la ecuación (7) tenemos: 

 

T =
1

2
𝜌𝐴2(𝑈1

2 − 𝑈4
2)  (1.13) 

 



 

15 
 

Igualando (4) y (8) y reconociendo que el flujo másico es ρA2U2 obtenemos: 

 

𝑈2 =
𝑈1 + 𝑈4

2
   (1.14) 

 

Acá es importante definir el factor de inducción axial o factor de retardación a el cual se define como 

el decremento fraccional en la reducción de la velocidad del viento entre la corriente libre y el plano 

del rotor, por lo tanto: 

 

𝑎 =
𝑈1 − 𝑈2

𝑈1
   (1.15) 

 

𝑈2 = 𝑈1(1 − 𝑎)   (1.16) 

 

Y: 

 

𝑈4 = 𝑈1(1 − 2𝑎)   (1.17) 

 

La potencia de salida máxima teórica en el rotor es igual a la fuerza del empuje multiplicada por la 

velocidad del disco, en este caso es igual a (8) por U2: 

 

𝑃 = T =
1

2
𝜌𝐴2(𝑈1

2 − 𝑈4
2)𝑈2   (1.18) 

 

Sustituyendo (11) y (12) en (13): 

 

P=
1

2
𝜌𝐴𝑈34𝑎(1 − 𝑎)2   (1.19) 

 

 

COEFICIENTE DE POTENCIA (CP) 

El coeficiente de potencia de una turbina eólica es un parámetro adimensional el cual es utilizado 

para caracterizar el desempeño de la turbina. Este coeficiente representa la fracción de potencia en el 

viento que es extraída por el rotor de la turbina. Expresado matemáticamente el coeficiente de 

potencia CP es: 



 

16 
 

𝐶𝑃 =
𝑃

1
2

𝜌𝐴𝑈1
3

=
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜
   (1.20) 

 

Si sustituimos (14) en (15) tendremos el coeficiente de potencia en función del factor de inducción 

axial: 

𝐶𝑃 = 4𝑎(1 − 𝑎)2   (1.21) 

 

Maximizando el CP con respecto al factor de inducción a se tiene que el CP es máximo cuando a=1/3 

y entonces tenemos que CP: 

 

𝐶𝑃 =
16

27
= 0.5926   (1.22) 

 

Esto ecuación nos dice que si fuera diseñado y operado un rotor tal que la velocidad del viento en el 

rotor fuera 2/3 de la velocidad de la corriente libre del viento, entonces este rotor operaría en el punto 

de máxima producción de potencia. 

La ecuación (17) se conoce como el límite de Betz y es el máximo teórico posible coeficiente de 

potencia del rotor. En la práctica tres factores reducen este máximo teórico: 

 Rotación de la estela detrás del rotor. 

 Un número finito de palas y pérdidas de punta asociadas. 

 Arrastre aerodinámico distinto de cero. 

La eficiencia de la turbina es una función de ambos, el coeficiente de potencia y la eficiencia mecánica 

(incluida la eléctrica) de la turbina: 

𝜂𝑜𝑣𝑒𝑟𝑎𝑙𝑙 = 𝜂𝑚𝑒𝑐ℎ

𝑃𝑜𝑢𝑡

1
2 𝜌𝐴𝑈1

3
= 𝜂𝑚𝑒𝑐ℎ𝐶𝑃   (1.23) 

Entonces: 

P=
1

2
𝜌𝐴𝑈1

3(𝜂𝑚𝑒𝑐ℎ𝐶𝑃)  (1.24) 

 

 

REGULACIÓN DE POTENCIA Y VELOCIDAD DE LA TURBINA 

Las funciones principales del sistema de regulación de la potencia y velocidad de la turbina son las 

siguientes: 



 

17 
 

1. Regular la potencia del rotor. Regular la potencia máxima de salida (nominal) en función de 

la velocidad del viento para evitar que el generador se sobrecargue a grandes velocidades del 

viento.  

2. Controlar la velocidad de rotación del rotor. Regular la velocidad de giro y detener el rotor si 

es necesario, y en el caso de aerogeneradores de velocidad variable, regular la velocidad de 

giro del rotor en función de la velocidad del viento para una máxima extracción de potencia. 

Para llevar a cabo estas funciones los rotores de las turbinas pueden poseer dos tipos de sistemas de 

regulación: 

a. Sistema pitch control. 

b. Sistema por pérdida aerodinámica. 

 

SISTEMA DE PITCH CONTROL 

En este tipo de sistema las palas son diseñadas de un modo tal que el ángulo de ataque de las palas 

puede variar. Esto se logra por medio de dos sistemas, uno de ellos es utilizando moto reductores 

eléctricos y el otro de es utilizando cilindros hidráulicos.  

 

 

Fig. 1.16. Accionamiento con moto reductores eléctricos [8]. 

 

El sistema de control, recibe permanentemente información del anemómetro que se encuentra en el 

techo de la góndola y sigue la variación de la velocidad del viento y ordena modificar el ángulo de 

ataque en función de un algoritmo de control de paso. Las Fig. 1.16 y 1.17 muestran los dos tipos de 

accionamiento del paso de las palas.  



 

18 
 

 

Fig. 1.17. Accionamiento con cilindros hidráulicos [8]. 

 

 

SISTEMA DE CONTROL POR PÉRDIDA AERODINÁMICA (STALL) 

En este sistema las palas van unidas al núcleo del rotor a un ángulo fijo, sin embargo la pala es 

diseñada de una manera tal que a grandes velocidades se crea una turbulencia en la parte superior de 

la pala tal y como se observa en la Fig. 1.18, la pérdida de sustentación hace que la pala se frene. 

 

 

Fig. 1.18. Flujo en pérdida aerodinámica en un perfil aerodinámico [6]. 

 

En algunas palas la punta puede girarse actuando como un freno aerodinámico, este sistema es más 

sencillo que el pitch control ya que no necesitamos un sistema de accionamiento del paso de la pala 

ni rodamientos en el núcleo. Este sistema fue muy usado en la década de los 90’s y es muy utilizado 

en aerogeneradores con rotores que giran a velocidad constante que accionan generadores asíncronos 

de jaula de ardilla. 



 

19 
 

CURVAS CP-λ 

La relación de velocidad específica λ es la relación entre la velocidad tangencial de la punta de la pala 

a la velocidad libre de la corriente del viento, matemáticamente tenemos: 

𝜆 =
𝛺𝑅

𝑈
     (1.25) 

En donde: 

 Ω: velocidad angular de rotación (rad/s). 

 R: radio del rotor (m) 

 U: velocidad de la corriente libre del viento (m/s). 

 

Una forma de representar el desempeño de una turbina eólica es la curva adimensional CP-λ mostrada 

en la Fig. 1.19. Estas curvas son el punto de partida para graficar otro tipo de curvas que se verán más 

adelante y se utilizan para determinar la potencia del rotor para cualquier combinación de velocidad 

del viento y del rotor. Proveen además información sobre el máximo coeficiente de potencia y óptima 

velocidad específica. Los datos de estas curvas pueden ser encontrados en pruebas de la turbina [3].  

 

 

Fig. 1.19. Curva CP-λ [3]. 

 

A un valor de λ = 0, el rotor no gira y por lo tanto no puede extraer energía del viento. A muy alto λ 

(en este caso λ = 15) el rotor corre tan rápido que el viento lo ve como un disco completamente 

bloqueado. El viento fluye alrededor de este disco "sólido" (como si fuera un edificio sólido), así que 

no hay transporte de masa (viento) a través del rotor, y por lo tanto no hay posibilidad de extraer 

energía del viento. En algún punto entre λ = 0 y λ = 12 habrá un valor óptimo, en este caso λ = 8 para 

el cual se extrae la potencia máxima. Esta será la condición en la que la velocidad (promedio) en el 



 

20 
 

disco del rotor es 2/3 de la velocidad del viento según la ley de Betz. Sin embargo, este valor de CP 

es mucho menor que el límite de Betz para ese λ, la discrepancia es causada por pérdidas de punta y 

arrastre pero también por el fenómeno de stall, además de que el diseño de las palas no es perfecto 

[6]. 

 

 

CURVA DE POTENCIA VS. RPM DEL ROTOR 

La curva de potencia vs. rpm de giro del rotor nos muestra la potencia de salida en kW respecto a las 

rpm del rotor manteniendo el ángulo de paso fijo de las palas y a una velocidad del viento constante. 

La curva en la Fig. 1.20 muestra que si la velocidad del rotor es de 17 rpm el aerogenerador producirá 

1400 kW mientras que si bajan a solo 10 rpm, la producción de energía seria de 918.4 kW. Este 

cambio en la generación se debe al cambio en el coeficiente de potencia. Si el rotor girase a 32 rpm 

prácticamente no desarrollaría potencia ya que toda se usaría para girar el rotor.  

 

 

Fig. 1.20. Curva de potencia vs. rpm del rotor [10]. 

 

Podemos tener también curvas de potencia vs rpm de giro del rotor para muchas velocidades del 

viento, manteniendo siempre el ángulo de paso de las palas fijo y la velocidad del viento constante. 

Un ejemplo de este tipo de curvas se muestra en la Fig. 1.21. Acá vemos que si los rotores de dos 

aerogeneradores trabajan a distintas velocidades de giro del rotor (rpm G2 > rpm G1), para una misma 

velocidad del viento, el generador con mayor velocidad de giro generará mayor potencia de salida. 



 

21 
 

 

Fig. 1.21. Curva de potencia vs. rpm del rotor para 

distintas velocidades del viento [3]. 
 

Si a lo anterior consideramos que podemos modificar el ángulo de paso de las palas como se muestra 

en la Fig. 1.22, este es el caso de las turbinas con pitch control, se aprovecha más la energía del viento 

ya que controlamos el ángulo de paso de las palas conforme aumenta o disminuye la velocidad del 

viento trabajando siempre en su punto de máxima producción de potencia. 

 

 

Fig. 1.22. Curva de potencia vs. rpm del rotor a distintas velocidades del 

viento para una turbina con pitch control [8]. 

 

En la realidad la velocidad del viento puede ser muy cambiante y el sistema de paso de las palas debe 

actuar con rapidez para poder adaptarse a los cambios en la velocidad del viento. Por lo tanto, la 

regulación de paso en la práctica requiere de un dispositivo que le permita una ligera aceleración de 

la velocidad del rotor a las ráfagas de viento y un mecanismo que le permita la variación del paso en 

forma inmediata. (por ejemplo de 0 a 11° por segundo). A menudo, los fabricantes de aerogeneradores 

detallan en sus catálogos técnicos las curvas CP vs. Velocidad del viento, un ejemplo de este tipo de 

curvas es el del aerogenerador ENERCON E-70 de 2.3 MW la cual se muestra en la Fig. 1.23. 

 



 

22 
 

 

Fig. 1.23. Curva de potencia eléctrica generada vs. 

Velocidad del viento a la altura del núcleo del eje del 

rotor (Cortesía de ENERCON). 
 

Esta curva nos detalla que el mayor valor del coeficiente de potencia se tiene a una velocidad del 

viento de 9 m/s para un diámetro del rotor de 71 m. La curva gris representa la potencia generada por 

el aerogenerador a una determinada velocidad del viento en el núcleo del rotor siendo un máximo de 

2.4 MW a una velocidad del viento en el núcleo de 15 m/s. A una velocidad de 9 m/s tendremos una 

potencia producida de un poco más de 900 kW. Para que un aerogenerador inicie la producción de 

potencia se necesitan al menos una velocidad del viento mínima de 4 m/s ya que a una velocidad 

menor el proyecto de instalación de un parque eólico se vuelve inviable. A una velocidad aproximada 

de 25 m/s del viento el aerogenerador detendrá su producción entrando en pérdida aerodinámica de 

las palas (Stall) o girará las palas a un ángulo en el cual frenaría al rotor para evitar que se dañen los 

componentes del tren de potencia por altas velocidades del viento. 

 

 

1.3.3 EJE PRINCIPAL DE BAJA VELOCIDAD 

El eje principal de baja velocidad está unido a una de las 4 bridas del núcleo, la función de este eje es 

el de transmitir el alto torque generado por la rotación de las palas del rotor, el eje es hueco para el 

paso de cables de transmisión de datos desde el rotor hacia el sistema de control del aerogenerador. 

El otro extremo del eje principal está conectado a la caja multiplicadora. La Fig. 1.24 muestra el eje 

principal típico de un aerogenerador multi megawatt. El proceso de fabricación utilizado es la forja y 

el material más comúnmente usado para fabricar el eje es el acero aleado al Cromo-Níquel-Molibdeno 

34CrNiMo6. 

 



 

23 
 

 
 

Fig. 1.24. Eje principal de baja velocidad [8]. 

 

 

1.3.4 RODAMIENTOS DEL EJE PRINCIPAL 

Los rodamientos utilizados en el eje principal de baja son generalmente del tipo de rodillos esféricos 

autoalineantes de doble hilera como se muestra en la Fig. 1.25, estos absorben las cargas radiales 

debidas al peso del rotor y del eje principal y las cargas axiales debidas al empuje del viento sobre las 

palas del rotor. El porta-rodamiento es el primer soporte del eje ligado a la estructura del bastidor de 

la turbina.  

 

  

Fig. 1.25. Rodamiento (der.) y porta-rodamiento (izq.) del eje principal de baja (Cortesía de SKF). 

 

Uno de los fabricantes líder de rodamientos en el mundo, NTN, clasifican tres tipos de configuración 

del tren de potencia, las cuales se detallan en la Tabla 1.2. 

 

 

 

 



 

24 
 

Tabla 1.2. Diseño constructivo del eje principal de baja [11]. 

 

 

Diseño del tren de potencia 

Rodamiento 

del lado de 

las palas 

Rodamiento 

del lado del 

generador 

Características 

T
ip

o
 A

 

 

SRB 

CRB 

FCCRB 

(NFV 

TYPE) 

 Generador de inducción con caja 

multiplicadora. 

 Rodamiento del lado del generador 

funciona como rodamiento de 

entrada a la caja multiplicadora. 

T
ip

o
 B

 

 

SRB 

TRB 

DTRB 

SRB 

TRB 

CRB 

 Generador de inducción con caja 

multiplicadora. 

 Dos rodamientos de apoyo del eje 

principal de baja 

T
ip

o
 C

 

 

TRB 

DTRB 

TRB 

CRB 
 Generador síncrono sin caja 

multiplicadora. 

 Anillo exterior rotativo 

SRB: Rodamiento de rodillos esféricos autoalineante, CRB: rodamiento de rodillos cilíndricos, FCCRB: rodamiento de 

rodillos cilíndricos, TRB: rodamiento de rodillos cónicos de una solo hilera, DTRB: Rodamiento de rodillos cilíndricos de 

doble hilera. 

 

Tipo A. En este tipo de configuración el eje principal utiliza un rodamiento autoalineante (SRB) y el 

apoyo que se encuentra en el housing de la multiplicadora utiliza un rodamiento de rodillos cilíndricos 

(CRB) como se muestra en la Fig. 1.26.  

 

 

Fig. 1.26. Configuración tipo A de los rodamientos del eje 

principal [12]. 

 

Tipo B. En esta configuración NTN monta 2 rodamientos, la cual es común para potencias mayores 

a 2 MW como se muestra en la Fig. 1.27. Cuando instala un DTRB del lado del rotor el rodamiento 



 

25 
 

es precargado para limitar el juego axial del eje así como también fretting dentro del rodamiento. Este 

diseño no tolera grandes errores de montaje que los que tolera el rodamiento (SRB). 

 

 

Fig. 1.27. Configuración tipo B con dos rodamientos 

de apoyo del eje principal de baja [12]. 

 

Tipo C. Esta configuración es usada en la transmisión directa al generador eliminando así la 

multiplicadora como se muestra en la Fig. 1.28. El generador es montado en el anillo exterior del 

rodamiento rotando consecuentemente mientras que en los tipos A y B el anillo interior del 

rodamiento es el que gira. Entre los fabricantes más reconocidos de rodamientos podemos tener a 

SKF, FAG, NTN, TIMKEN y NSK, entre otros. Esta configuración es utilizada por el fabricante 

Alemán ENERCON y el fabricante Argentino IMPSA. 

 

 

Fig. 1.28. Generador con configuración tipo C de 

transmisión directa [12]. 

 

 



 

26 
 

1.3.5 CAJA MULTIPLICADORA 

El tren de potencia puede ser a manera general de 2 tipos de diseños: 

1. Integrado. 

2. Modular. 

La Fig. 1.29 muestra ambos diseños modular e integrado, ambos inciden en el diseño de la caja 

multiplicadora ya que en el sistema integrado la caja multiplicadora es el componente principal y los 

componentes restantes del tren forman parte de esta. El housing de la caja multiplicadora provee 

soporte al rodamiento principal del eje de baja del rotor y en algunos casos el soporte para el(los) 

generador(es) [8], mientras que en el sistema modular cada uno de los componentes es montado por 

separado.  

El sistema integrado ofrece muchas ventajas como son el menor peso y son más compactos, además 

de reducir el desalineamiento entre el rotor, la caja multiplicadora y el generador. La mayor 

desventaja es el mantenimiento del sistema, además, como el tren de potencia es un conjunto, existen 

grandes cargas en el housing de la caja multiplicadora lo que puede causar desalineamiento de los 

engranes y fuga de lubricante hacia el generador.  

 

 

Fig. 1.29. Tipos de diseños del tren de potencia. Izquierda- Sistema con caja integrada. Derecha – Sistema 

con caja modular [8]. 

 

El sistema modular comprende el conjunto del eje principal de baja, los rodamientos del eje 

principal, la caja multiplicadora, el generador y posiblemente el mando de orientación o guiñada cada 

uno separado y montado en el bastidor. Este tipo de sistema es más fácil de mantener y reparar ya 

que cualesquiera de los componentes se encuentran separados pudiendo revisarse o repararse sin 

necesidad de tocar a los otros, además, las cargas sobre el housing de la caja multiplicadora son 

menores ya que las cargas del rotor son transmitidas directamente a la torre a través del bastidor. Los 

tipos de engranes utilizados en las cajas multiplicadoras de los aerogeneradores modernos son 



 

27 
 

engranes rectos y helicoidales, además podemos tener transmisiones de engranes planetarios en la 

primera etapa y de engranes de eje paralelo en la última etapa como se muestra en la Fig. 1.30, 

pudiendo tener una o dos etapas de engranes planetarios y una o dos etapas con engranes de ejes 

paralelos.  

 

 

Fig. 1.30. Configuración típica de una caja multiplicadora utilizada en 

aerogeneradores Multi Megawatt [8]. 
 

Las ventajas que posee la caja de engranajes planetarios se resumen en que son más compactas y más 

eficientes que las de ejes paralelos. Las desventajas son que el mismo movimiento de los engranes 

tiende a atrapar cualquier parte que se encuentre entre ellos lo cual puede provocar daños 

catastróficos, además el acceso visual a las partes internas de la caja es limitado y requieren 

enfriamiento suplementario para mantener una temperatura aceptable del cárter. Entre los fabricantes 

más reconocidos de este tipo de cajas multiplicadoras podemos mencionar: FLENDER, FELLAR, 

METSO, GE, WINERGY ZF, HANSEN, REXROTH y ECHESA entre otras. 

 

 

1.3.6 FRENOS 

Los aerogeneradores cuentan con dos sistemas de frenados, uno de ellos es el frenado aerodinámico 

el cual actúa durante fuertes vientos. En el caso del sistema de pitch control, las palas se giran hasta 

una posición de “bandera” (ángulo de paso β=0°) como se muestra en la Fig. 1.31 y en el caso del 

sistema Stall, se giran las puntas de las palas solamente, durante el proceso de parada de un 

aerogenerador, este es el primer sistema de frenado que actúa. 



 

28 
 

 

Fig. 1.31. A la izquierda se muestran las palas del rotor en posición de bandera [8]. 

 

Para llevar al aerogenerador a una parada completa actúa el segundo sistema de frenado, del tipo 

mecánico, el cual consta de un freno mecánico en el eje de salida de alta velocidad para detener el 

rotor como se muestra en la Fig. 1.32, ya sea por un paro de emergencia o por mantenimiento, este es 

accionado cuando el eje principal del rotor ha alcanzado una velocidad de 5 rpm. Generalmente los 

fabricantes de aerogeneradores instalan el freno mecánico en el eje de alta velocidad entre la caja 

multiplicadora y el generador en donde se tiene un menor torque en el eje y una alta velocidad. 

 

  

Fig. 1.32. Freno mecánico en el eje de alta velocidad de aerogenerador [13]. 

 

 

1.3.7 GENERADOR ELÉCTRICO 

Las turbinas eólicas pueden ser diseñadas tanto con generadores síncronos como asíncronos, y con 

varias formas de conexión, directa o indirecta a red del generador. La conexión directa a red significa 

que el generador está conectado directamente a la red de corriente alterna (generalmente trifásica). 

La conexión indirecta a red significa que la corriente que viene de la turbina pasa a través de una serie 

de dispositivos eléctricos que ajustan la corriente para igualarla a la de la red. En generadores 

asíncronos esto ocurre de forma automática.  

 

 

http://drømstørre.dk/wp-content/wind/miller/windpower%20web/es/tour/wtrb/indirect.htm


 

29 
 

Los tipos de generadores más utilizados en un aerogenerador son los siguientes: 

1. Generadores síncronos. 

 Generador de imanes permanentes. 

2. Generadores de inducción. 

 Con rotor de jaula. 

 Doblemente alimentado. 

A continuación, se revisarán algunos detalles de cada uno de ellos. 

 

 

GENERADORES SÍNCRONOS CON IMANES PERMANENTES 

La diferencia significativa es que estos utilizan imanes fijos y no electroimanes para la excitación del 

rotor. En este caso ni la regulación ni el control de reactiva puede realizarse a través de la excitación. 

Contiene además un convertidor el cual cambia la frecuencia como se muestra en la Fig. 1.33. 

 

 

Fig. 1.33. Generador síncrono de imanes permanentes [14]. 

 

Este tipo de generador es más caro debido a los imanes fijos fabricados con aleaciones de elementos 

de tierras raras. La ventaja es que requiere menor mantenimiento y se dan menos pérdidas debido a 

la ausencia de un circuito de excitación en el rotor del generador. Este sistema es el utilizado por el 

fabricante ENERCON. 

 

 

GENERADORES ASÍNCRONOS O DE INDUCCIÓN 

La mayoría de turbinas eólicas del mundo utilizan un generador asíncrono trifásico, también llamado 

generador de inducción, para generar corriente alterna. Este tipo de generador fue inicialmente 

diseñado como motor eléctrico para generar torque mecánico y es muy utilizado para accionar 

maquinaría en fábricas, bombas, ventiladores, compresores, elevadores, y otras aplicaciones donde 

se necesita convertir energía eléctrica en energía mecánica (Fig. 1.34).  



 

30 
 

 

 

Fig. 1.34. Componentes de un generador de inducción de jaula de ardilla [14]. 

 

El rotor es lo que hace que el generador asíncrono sea diferente del generador síncrono. Este consta 

de un cierto número de barras de cobre o de aluminio, conectadas eléctricamente por anillos de 

aluminio finales. El rotor está provisto de un núcleo de "hierro", utilizando un apilamiento de finas 

láminas de acero aisladas, con agujeros para las barras conductoras de aluminio.  

 

 

DESLIZAMIENTO DEL GENERADOR 

La velocidad de un generador asíncrono variará con la fuerza de giro (momento, o par torsor) que se 

le aplique. En la práctica, la diferencia entre la velocidad de rotación a potencia máxima y en vacío 

es muy pequeña, alrededor de un 1 por ciento. Esta diferencia en porcentaje de la velocidad 

síncrona es el llamado deslizamiento del generador. El hecho de que el generador aumente o 

disminuya ligeramente su velocidad si el par torsor varía es una propiedad mecánica muy útil. Esto 

significa que habrá menor rotura y desgaste en la caja multiplicadora (menor par torsor máximo). 

Esta es una de las razones más importantes para la utilización de generadores asíncronos, en lugar de 

generadores síncronos, en aerogeneradores directamente conectados a la red eléctrica. El número de 

polos del rotor en el generador de inducción se adapta al número de polos del estator de forma 

automática. Así pues, un mismo rotor puede ser utilizado con una gran variedad de números de polos. 

Una de las desventajas de este tipo de generador es que se necesita que el estator esté magnetizado 

por la red antes de funcionar. Sin embargo, se puede hacer funcionar un generador asíncrono de forma 

autónoma si se le provee de condensadores que le suministren la corriente magnetizante al estator 

necesaria. También es preciso que haya algo de remanencia en el hierro del rotor, es decir, algo de 

magnetismo restante, cuando se ponga en marcha la turbina (en caso contrario, necesitará una batería 

y electrónica de potencia, o un pequeño generador Diesel, para arrancar el sistema). 

 

http://drømstørre.dk/wp-content/wind/miller/windpower%20web/es/tour/wtrb/genpoles.htm#syncspeed
http://drømstørre.dk/wp-content/wind/miller/windpower%20web/es/tour/wtrb/genpoles.htm#syncspeed


 

31 
 

GENERADORES DE INDUCCIÓN CON ROTOR DOBLEMENTE ALIMENTADO 

Este concepto utiliza un generador asíncrono con rotor bobinado, donde los bobinados del rotor están 

conectados a un pequeño convertidor usando una unidad de anillos y escobillas. El generador aporta 

dos tercios de la potencia nominal directamente desde el estator y una tercera parte desde el rotor. El 

convertidor se usa para controlar la velocidad y el factor de potencia del generador, permitiendo un 

mayor rango de velocidad para la producción de potencia, así como la habilidad de producir potencia 

reactiva para dar soporte a la red. Un pequeño convertidor parcial dimensionado a un tercio de la 

potencia nominal puede ser usado ya que permite un rango de velocidad de aproximadamente +/-30% 

de la velocidad nominal, la cual es suficiente para la aplicación eólica. Estos generadores se utilizan 

con turbinas eólicas de velocidad variable y regulación de paso. El principio de funcionamiento de 

estos generadores se basa en inyectar en el rotor corrientes trifásicas de amplitud, frecuencia y fase 

variables, mientras que el estator se conecta a la red de frecuencia constante (50 o 60 Hz) a través de 

un transformador, y el rotor devanado con anillos rozantes está provisto de un convertidor que se 

instala entre el rotor y la red.  

 

 

 

 

 

 

 

Fig. 1.35. Generador de inducción doblemente alimentado [9]. 

 



 

32 
 

El generador trabaja a velocidad variable y el control se realiza por medio de la inyección de corriente 

de frecuencia variable al devanado del rotor.  La variación de la tensión y la frecuencia aplicada al 

rotor, la variación de la tensión y de la frecuencia, permite controlar la excitación del generador y por 

tanto su velocidad de giro. La Fig. 1.35 muestra la forma de un generador típico de este tipo. 

Estos aerogeneradores incorporan una caja multiplicadora con tres etapas de multiplicación y una 

relación del orden de 1:50. Las velocidades de giro oscilan entre 1400 a 1800 rpm. Este sistema 

permite controlar las intensidades de los dos lados del convertidor. Por una parte del lado de la red, 

inversor, y por otro lado del rotor, rectificador. El costo de este sistema es más elevado que el de rotor 

con jaula ya que el costo del motor propiamente dicho hay que agregar el convertidor electrónico y 

además, mayores costos de mantenimiento por la presencia de las escobillas y anillos rozantes en el 

rotor devanado. 

 

 

1.3.8 SISTEMA DE GUIÑADA (YAW) 

Este sistema se encarga de posicionar el rotor de cara al viento para extraer la mayor cantidad de 

energía del viento, existen dos tipos básicos de sistemas de guiñada: de guiñada activa y de guiñada 

libre. El sistema de guiñada activa es utilizado en máquinas a barlovento y, por medio de moto- 

reductores eléctricos (Fig. 1.36) hace girar la góndola accionando el engrane del sistema de guiñada 

acoplado al bastidor, este sistema actúa por medio de una señal proporcionada por la veleta que se 

encuentra instalada en el techo de la góndola, el sistema de control recibe la señal de la veleta y éste 

acciona los moto reductores para hacer girar la góndola y posicionarla en la dirección dada por la 

veleta.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Fig. 1.36. Sistema de guiñada de una turbina típica multimegawatt [16]. 



 

33 
 

El sistema de guiñada libre se utiliza en máquinas a sotavento. El sistema se basa en la aerodinámica 

de las palas del rotor para alinear la turbina. Uno de los problemas encontrados en el sistema de 

guiñada activa es el rápido desgaste y la rotura del mando de giro debido a pequeños movimientos de 

guiñada de la turbina generados por el backlash entre engranes, los cuales causan muchos ciclos de 

carga de choque sobre los dientes de los engranes [13]. Debido a esto, se equipa al sistema con un 

freno mecánico para frenar el giro de la turbina una vez se ha alcanzado la dirección del viento y 

evitar que los dientes del engrane se rompan por la las cargas de choque. 

 

 

1.3.9 LA GÓNDOLA Y EL BASTIDOR PRINCIPAL 

Esta es la carcasa que contiene todo el tren de potencia del aerogenerador, se construye en fibra de 

vidrio o lámina de hierro delgada. Esta carcasa no es un componente con resistencia estructural ya 

que su función es proteger a los componentes del tren de potencia de las condiciones climáticas. La 

Fig. 1.37 muestra la góndola de un aerogenerador típico. 

 

 

 

 

 

 

 

 

Fig. 1.37. Góndola de aerogenerador [13]. Fig. 1.38. Bastidor principal de aerogenerador [13]. 

 



 

34 
 

El bastidor principal (Fig. 1.38) es el componente estructural que soporta todo el tren de potencia, 

contiene un agujero para inspección en medio del bastidor por el cual se accesa para operar o mantener 

todos los componentes de la turbina.  

 

 

1.3.10 LA TORRE 

La torre es el componente estructural que soporta todo el aerogenerador (Fig. 1.39), los tipos más 

comunes son las tubulares de acero, las de concreto y las híbridas, a continuación, se detallan las 

características de cada una de ellas. 

 

 

Fig. 1.39. Torre de un aerogenerador [13]. 

 

 



 

35 
 

TORRES METÁLICAS TUBULARES DE ACERO 

Este tipo de torres son construidas por los mismos fabricantes de los aerogeneradores, aunque existen 

empresas que fabrican y diseñan torres para turbinas eólicas y son entregadas por secciones. Las torres 

se diseñan con diámetro y espesor creciente hacia la base, con el fin de obtener mayor rigidez en la 

base, más flexibilidad en el tramo superior, y al mismo tiempo ahorrar material. Entre cada una de 

las secciones se encuentran las bridas que unen a los tramos tubulares por medio de pernos como se 

muestra en la Fig. 1.40. 

 

Fig. 1.40. Proceso de montaje y transporte de una torre tubular de acero [13]. 

 

Todas las secciones de las torres tubulares son ensambladas en campo. Entre las ventajas que 

presentan estas torres están: 

1. El proceso de producción puede ser sistematizado. 

2. Amplia experiencia en diseño de secciones tubulares. 

Entre las desventajas que poseen podemos mencionar: 

3. Se limitan hasta alturas de 100 m y potencias hasta de 3 MW. 

4. El diámetro de las secciones está limitado a 4.3 m especialmente por razones de transporte. 

5. Los espesores máximos manejados se limitan a 40 mm ya que a espesores mayores se 

encarece el proceso de fabricación. 



 

36 
 

6. Requiere mayores inspecciones y mantenimiento por la gran cantidad de uniones soldadas y 

atornilladas requiriendo en algunas ocasiones a herramientas predictivas para inspección de 

soldaduras. 

 

 

TORRES DE CONCRETO 

Este tipo de torres son fabricadas con tramos de hasta 20 m de largo los cuales son preformados y 

transportados hacia el sitio del emplazamiento. Las bondades del concreto han sido estudiadas y se 

tiene mucha experiencia ganada en el sector de la construcción levantando edificios de gran altura 

por lo que el concreto es especialmente utilizado cuando se necesitan grandes alturas para captar mas 

energía del viento. Cada tramo de la torre es fabricado en 2 secciones semicirculares las cuales se 

transportan y se ensamblan en el campo a nivel del suelo utilizando pequeñas grúas. La Fig. 1.41 

muestra el proceso de montaje de este tipo de torres. 

 

 

Fig. 1.41. Proceso de montaje de torres de concreto [13]. 

 
Una de las empresas que tiene mucha experiencia en la fabricación de torres de concreto es la española 

INNEO TORRES, cuya proceso de fabricación es innovador ya que movilizan las instalaciones de 

fabricación de las torres hacia el lugar del emplazamiento pudiendo instalar la maquinaria e 

instalaciones en poco tiempo y logrando fabricar en un tiempo muy corto los tramos de concreto que 

luego se erguirán para formar la torre. Ya que las secciones cumplen los requerimientos para ser 



 

37 
 

transportadas, el lowboy ó camión pesado para el transporte no requiere ser muy complejo pudiendo 

transportarse sin problemas hasta el lugar del emplazamiento, siendo las plataformas de los camiones 

de hasta 24 metros de largo. Para absorción de cargas en flexión, los tramos son unidos por medio de 

tensores de acero localizados en las paredes internas de cada tramo, para soportar cargas de 

compresión se encuentran siempre varillas de acero insertadas en los huecos de las paredes las cuales 

quedan dentro del concreto al hacer el llenado de los tramos con concreto. Entre las ventajas que se 

tienen al utilizar este tipo de torres tenemos: 

1. Fácilmente transportables cada una de las secciones de los tramos de la torre. 

2. Tecnología ampliamente conocida y probada. 

3. Permite flexibilidad al poder instalar plantas concreteras cerca del lugar del emplazamiento 

para poder fabricar los tramos. 

4. Bajo mantenimiento ya que no utiliza pernos de sujeción para unión de los tramos. 

5.  Ahorra en costos por transportes ya que la fabricación de los tramos se hacen en el sitio. 

6. Se tienen menos restricciones para suministrar los materiales de fabricación y por lo tanto los 

tramos de torres. 

En el proceso de ensamblaje de las secciones se utiliza una pequeña grúa, mientras que para el montaje 

de cada uno de los tramos se utiliza una sola grúa la cual es utilizada para izar la góndola y demás 

componentes del aerogenerador. El tiempo de montaje de una sola torre puede reducirse hasta de un 

día pudiendo instalarse con una programación adecuada, 2 torres por semana. 

 

 

TORRES HÍBRIDAS DE CONCRETO Y ACERO 

Este tipo de torres es al que mayor atención le están prestando los fabricantes ya que con este diseño 

pueden alcanzarse alturas mayores a los 80 m, esto encaminado a obtener mayor potencia instalando 

turbinas con mayor diámetro del rotor y a mayores alturas del buje buscando mayores velocidades 

del viento (Fig. 1.42). En este tipo de torres se tiene un tramo inferior de concreto unida a un tramo 

tubular metálico en la parte superior. Por lo general los tramos inferiores de concreto están unidos 

mediante cables post-tensados. 

 



 

38 
 

 

Fig. 1.42. Torre híbrida [13]. 

 

Basándose en el reporte Tall Towers for Large Wind Turbines la longitud de una sección de acero fue 

determinada de 50 metros para una turbina de 3 MW y 40 metros para una turbina de 5 MW 

permaneciendo de esta manera dentro del diámetro límite de 4.5 metros para las secciones tubulares 

[16]. Una de las ventajas de las torres de concreto es que en su proceso de fabricación y montaje, 

éstas pueden ser transportadas por los caminos sin necesitar permisos especiales ya que se trasladan 

en mitades, pero en el caso de las palas siempre se tienen mayores dificultades por lo delicadas que 

son debido a los materiales de fabricación. 

  

 

LOGÍSTICA DE TRANSPORTE DE PALAS DE AEROGENERADORES 

La expansión de la industria de la energía eólica y el transporte de componentes de un aerogenerador 

ha desarrollado un mercado completo de vehículos (camiones, grúas, etc.) especialmente diseñados 

para transportar dichos componentes desde la fábrica hasta el lugar del proyecto (Fig. 1.43) por lo 

que este es el gran reto de los fabricantes de aerogeneradores, el negocio se ha vuelto una cuestión de 

logística. Este factor es determinante a la hora de instalar un parque eólico, de hecho, hay personas 

que piensan que el factor de logística del transporte de palas y otros componentes no permitirán que 

la generación eólica crezca ya que el acceso y los caminos que se tenga que construir para transportar 

los componentes de un aerogenerador serán un costo importante en el proyecto. 

 



 

39 
 

 

Fig. 1.43. Logística de transporte de las palas [8]. 

A medida crece el tamaño del aerogenerador, también lo hace la altura de la torre y por lo tanto el 

tamaño de las palas lo cual vuelve al transporte de tales componentes caros y pesados un gran reto de 

logística. A parte de lo anterior, si el lugar del proyecto se encuentra en un país diferente al del 

fabricante, el transporte de los componentes puede requerir utilizar barco y camiones de transporte 

volviendo más sensible la integridad de las palas por la manipulación de éstas al ser transportadas. 

En el caso de las torres, en algunos países como Suecia, se ha limitado el diámetro de las secciones 

tubulares de acero a 4.5 metros considerando el paso por puentes y otro tipo de obstáculos. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

40 
 

REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA 

 

[1] https://erenovable.com/aerogeneradores-eolicos/energia-eolica/ 

 

[2] http://www.wind-works.org 

 

[3] J.F. Manwell, J.G. McGowan, A.L. Rogers, Wind Energy Explained, John Wiley & Sons Ltd. 

Publication, Second Edition, USA, 2009.  

 

[4] https://en.wikipedia.org/wiki/Gedser_wind_turbine 

 

[5] http://eolienne.cavey.org/en/autres.php 

 

[6] Tony Burton, Nick Jenkins, David Sharpe, Ervin Bossanyi, Wind Energy Handbook, John Wiley 

& Sons Ltd. Publication, Second Edition, UK, 2012. 

 

[7] Mark A. Rumsey and Joshua A. Paquette, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM 87185, 

Structural Health Monitoring of Wind Turbine Blades. 

 

[8] Leopoldo Emilio Bressan, Curso de Experto Universitario en Desarrollo de un Parque Eólico, 

Universidad Tecnológica Nacional, Buenos Aires, Argentina 2017. 

 

[9] Technical Application Papers No. 13, Wind Power Plants, ABB, Italia 2011. 

 

[10] Ahmad Hemami, Wind Turbine Technology, CENGAGE Learning, USA 2012. 

 

[11] www.ntn.com 

  

[12] https://www.windpowerengineering.com/mechanical/bearings/large-offshore-wind-turbines-

challenging-bearing-designs/ 

 

[13] Leopoldo Emilio Bressan, Curso de Experto Universitario en Turbinas Eólicas de Potencia, 

Universidad Tecnológica Nacional, Buenos Aires, Argentina 2017. 

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https://www.windpowerengineering.com/mechanical/bearings/large-offshore-wind-turbines-challenging-bearing-designs/
https://www.windpowerengineering.com/mechanical/bearings/large-offshore-wind-turbines-challenging-bearing-designs/


 

41 
 

[14] http://es.pfernandezdiez.es/?pageID=11 (Biblioteca sobre energía energética), Pedro Fernández 

Díez. 

 

[15] Miguel Villarrubia López, Ingeniería de la Energía Eólica, Ediciones técnicas Marcombo, 

México 2013. 

 

 [16] Evangelos Tsioumas, Nektarios Karakasis, Nikolaos Jabbour, Christos Mademlis, Indirect 

estimation of the Yaw-Angle misalignment in a horizontal axis wind turbine, 2017 IEEE 11th 

International Symposium on Diagnostics for Electrical Machines, Power Electronics and Drives 

(SDEMPED). 

 

[17] Staffan Engström, Tomas Lyrner, Manouchehr Hassanzadeh, Thomas Stalin and John 

Johansson, Tall towers for large wind turbines, Elforsk rapport 10:48, July 2010. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

https://www.semanticscholar.org/paper/Indirect-estimation-of-the-Yaw-Angle-misalignment-a-Tsioumas-Karakasis/5fbb35a3d7cffe3034dc8218a3685dd3b6f35d97
https://www.semanticscholar.org/paper/Indirect-estimation-of-the-Yaw-Angle-misalignment-a-Tsioumas-Karakasis/5fbb35a3d7cffe3034dc8218a3685dd3b6f35d97


 

42 
 

2. MANTENIMIENTO DE AEROGENERADORES 

Los objetivos de la Gestión de mantenimiento de los aerogeneradores que se encuentran en un parque 

eólico son: 

1. Establecer las condiciones y garantías técnicas que deben cumplir las instalaciones para 

operar en su punto de máxima eficiencia, sin comprometer la seguridad. 

2. Lograr la más alta disponibilidad y fiabilidad de las instalaciones. 

3. Reducir los costos debido a las incidencias por fallas. 

Para lograr estos objetivos, en un parque eólico se llevan a cabo tres tipos de mantenimiento, los 

cuales son: 

 Mantenimiento preventivo. 

 Mantenimiento correctivo. 

 Mantenimiento predictivo. 

A continuación, se detallan cada uno de ellos. 

 

 

2.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO 

Los principales objetivos de este tipo de mantenimiento son: 

1. Seguridad personal. 

2. Seguridad ambiental. 

3. Confiabilidad operacional. 

El mantenimiento preventivo es planificado y se efectúa para evitar fallas mayores y costosas que 

puedan dejar inhabilitada una máquina por mucho tiempo. Básicamente consta del reemplazo de 

piezas a un intervalo de tiempo determinado por el fabricante o por el uso del equipo, como por 

ejemplo reemplazo de filtros, reemplazo de aceites, reemplazo de zapatas del freno mecánico y 

reemplazo de sellos, estos componentes tienen una vida útil mucho más corta que la vida proyectada 

para el aerogenerador, además debemos efectuar otras actividades preventivas como calibración y 

ajuste de sensores y limpieza de las palas, entre otras. Las actividades específicas y los intervalos a 

realizarlas se dan en los manuales del fabricante del aerogenerador. Los costos de cada mantenimiento 

dependen del tipo de consumibles utilizados en cada mantenimiento y varían dependiendo del costo 



 

43 
 

de mano de obra y accesibilidad al aerogenerador. En la Tabla 2.1 se detallan las actividades sugeridas 

por el fabricante GAMESA quien recomienda que la primera inspección se efectúe a los 3 meses 

después de la puesta en marcha de los aerogeneradores del parque y posteriormente se efectúen 

inspecciones semestrales. Por supuesto que dependiendo del fabricante y/o tipo de aerogenerador, las 

actividades de mantenimiento pueden variar. 

El fabricante GAMESA ofrece un contrato de mantenimiento durante 5 años, los dos primeros bajo 

garantía de calidad y los siguientes tres años como un contrato de mantenimiento. En los 

mantenimientos programados y no programados GAMESA proporciona la mano de obra, repuestos, 

transporte y todo lo necesario para cumplir con las actividades detalladas por cada gama de 

mantenimiento. En caso de existir daños en algún componente durante el tiempo de garantía debido 

a fallas en el equipo o las instalaciones, el fabricante reemplaza todos los componentes. 

 

 

2.2 MANTENIMIENTO PREDICTIVO O BASADO EN CONDICIONES 

Conocido también como CBM por sus siglas en inglés Condition Based Maintenance es el 

mantenimiento basado en las condiciones significativas de la máquina, como por ejemplo, la 

temperatura y condición del aceite en la multiplicadora o los niveles de vibraciones en los 

rodamientos del eje principal y rodamientos del generador. Cuando en el monitoreo de condiciones 

se tiene componentes estructurales o en el rotor y las palas, a menudo es referido como SHM por sus 

siglas en inglés Structural Health Monitoring, mientras que cuando se monitorean componentes del 

tren de potencia se conoce como CMS por sus siglas en inglés Condition Monitoring Systems. La 

filosofía de este mantenimiento es identificar síntomas de mal funcionamiento brindando un margen 

de tiempo para poder intervenir el equipo antes de que se presente una falla catastrófica [1]. Para 

conocer los valores de los parámetros significativos de la máquina se recolectan valores reales ya sea 

manualmente cada día, semana, quincena, mes, etc. o continuamente por medio de sensores que 

permanecen tomando los parámetros continuamente. Los objetivos que se persiguen con este tipo de 

mantenimiento son [1]: 

 

1. Diagnosticar la causa de la aparición de los síntomas de mal funcionamiento. 

2. Evaluar el riesgo de fallo y predecir el momento en que éste puede presentarse. 

3. Decidir el momento más oportuno para proceder a la revisión en profundidad del equipo. 

4. Reducir el tiempo de indisponibilidad del equipo. 

 



 

44 
 

Tabla 2.1. Gama de mantenimiento semestral de los aerogeneradores GAMESA. 

 

NÚCLEO DEL ROTOR FRENOS 

Detección de fisuras. Verificación del torque de apriete de los pernos. 

Revisión del torque de apriete de los pernos. Revisar pinzas y pastillas de frenos. 

Chequeo de soldaduras. Revisar el disco de frenos. 

PALAS DEL ROTOR 
Purgado del circuito hidráulico del freno (Si es 

necesario). 

Inspección visual de las palas. EJE DE ALTA VELOCIDAD 

Detección de fisuras y grietas. Lubricación general. 

Inspección del extender de las palas. Revisión del eje de transmisión. 

EJE PRINCIPAL GENERADOR 

Lubricar sistema de bloqueo del eje. Lubricación general. 

Lubricar rodamiento(s) del eje principal. Reapriete de bornes del generador. 

Revisión del torque de apriete de los pernos. Revisión de los amortiguadores del generador. 

CILINDROS DEL SISTEMA DE PASO Revisión de los rodamientos. 

Lubricar anillos guías en alojamiento del eje de 

orientación de las palas. 
Revisión del dispositivo protector del ventilador. 

Lubricar rodamiento del eje de orientación de las 

palas. 
SISTEMA HIDRÁULICO 

Lubricar pines de vástagos de pistones. Revisión de niveles y fugas. 

Lubricar soportes de cilindros hidráulicos. Reemplazo de filtro de alta presión. 

Revisión del torque de apriete de los pernos. Revisión de presiones en todo el circuito hidráulico. 

Revisión de cojinetes de soporte de cilindros. Revisión de los rodamientos. 

Inspección del rodamiento del eje de orientación de las 

palas. 
Revisión del dispositivo protector del ventilador. 

Revisión por fugas de aceite hidráulico. MOTORES DE GUIÑADA 

Revisión de la posición cero del sistema del eje de 

orientación de las palas. 
Lubricación general (cada 5 años). 

Comprobación alineación del paso. Revisión de rodamientos. 

EJE PRINCIPAL DE BAJA Revisión de fugas de aceite. 

Lubricar el (los) cojinete(s) principal(es). CAJA MULTIPLICADORA 

Revisión de rodamientos. Lubricación general. 

Verificar torque de apriete de pernos de sujeción al 

rotor. 
Revisión por fugas de aceite. 

SISTEMA DE AMORTIGUACIÓN Prueba de aceite en el circuito de refrigeración. 

Lubricar discos de muelles de resortes. TORRE TUBULAR 

Verificación del torque de apriete de los pernos. Revisión general. 

Comprobación de holguras y rozamientos. 
Verificación del torque de apriete de los pernos de 

unión. 

SISTEMA DEL RODAMIENTO DE GUIÑADA INSPECCIONES VARIAS 

Lubricación completa del rodamiento y dientes. Inspecciones de cables (bridas, etc.) 

Verificación del torque de apriete de los pernos. Inspección de veleta y anemómetro. 

Revisión de presiones en puntos del circuito 

hidráulico. 
Revisión de circuitos de emergencia (sensores, etc.) 

Revisión de los rodamientos de deslizamiento. Revisión del estado de los condensadores. 

Control del material. Revisión de las baterías del autómata. 

GÓNDOLA  

Verificación del torque de apriete de los pernos.  

Control del material.  

Revisión de soldaduras.  

Revisión general de la carcasa.  

 



 

45 
 

Las técnicas para conocer los parámetros y diagnosticar una falla inminente o prematura son muchas 

por lo que para detectar un fallo en el equipo pueden complementarse entre ellas, las más utilizadas 

en aerogeneradores son: 

1. Inspección visual. 

2. Termografía. 

3. Prueba por líquidos penetrantes. 

4. Prueba por ultrasonido. 

5. Endoscopia. 

6. Análisis de aceite. 

 

 

2.2.1 INSPECCIÓN VISUAL 

Es un chequeo visual de todo el aerogenerador para comprobar el estado de los componentes, la Tabla 

2.2 detallan algunas de las tareas de inspección que pueden efectuarse en un aerogenerador, de igual 

manera, éstas pueden variar dependiendo del tipo de aerogenerador. 

 

Tabla 2.2. Revisiones trimestrales y semestrales [1]. 

 

CIMENTACIONES Y TORRE FRENOS 

Tornillos de sujeción de la base sueltos o flojos. Desgaste anormal. 

PALAS DEL ROTOR Sobrecalentamiento 

Decoloraciones, rugosidades SISTEMA HIDRÁULICO 

Fisuras, grietas, desgaste superficial en borde de ataque. Fugas de aceite. 

Fisuras en el hub. Nivel de aceite adecuado. 

Tornillos de sujeción flojos o sueltos. Roturas en apoyos de los cilindros hidráulicos. 

Retenes y engrases rodamientos palas. Desregulaciones y desgastes. 

CAJA MULTIPLICADORA EJE PINCIPAL DE BAJA Y BASTIDOR 

Fugas de aceite. Grietas o deformaciones en el eje. 

Nivel de aceite adecuado. Estado de soldaduras del bastidor. 

Grietas o fisuras en bastidor de soporte de la caja. Tornillos de sujeción sueltos o flojos. 

Daños superficiales, grietas o fisuras en carcasa de la caja.  

 

 

2.2.2 INSPECCIÓN TERMOGRAFÍCA 

El astrónomo Sir Frederick William Herschel descubrió la existencia de la radiación infrarroja en 

1800. Los infrarrojos están a medio camino entre el espectro visible y las microondas del espectro 

electromagnético como se muestra en la Fig. 2.1. La regla general para los componentes mecánicos 

y eléctricos es que ambos calientan antes de fallar, este calor es la fuente principal de radiación de 

infrarrojos por lo que cualquier objeto con una temperatura superior al cero absoluto (-273,15 ºC o 0 



 

46 
 

Kelvin) emite radiación en la región infrarroja. Hasta los objetos más fríos que podamos imaginar, 

como los cubitos de hielo, emiten rayos infrarrojos [2]. Una cámara termográfica registra la intensidad 

de la radiación en la zona infrarroja del espectro electromagnético y la convierte en una imagen visible 

[2]. En los aerogeneradores las cámaras termográficas se utilizan para diagnosticar y detectar: 

1. Desgaste en cojinetes, ejes, engranes y frenos. 

2. Calentamiento en componentes eléctricos como transformadores, conectores, controladores, 

motores de guiñada y de control de paso, etc. 

 

 

Fig. 2.1. Banda de infrarrojos, espectro visible y microondas del espectro 

electromagnético [2]. 

 

La termografía de infrarrojos es el arte de transformar una imagen de infrarrojos en una imagen 

radiométrica que permita leer los valores de temperatura. Por tanto, cada píxel de la imagen 

radiométrica es, de hecho, una medición de temperatura. Esto hace de la cámara termográfica una 

herramienta perfecta para el mantenimiento predictivo [2]. La Fig. 2.2 muestra la inspección 

termográfica del interior de una turbina eólica por medio de una cámara de la marca FLIR. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Fig. 2.2. Inspección termográfica del interior de una turbina eólica [2]. 



 

47 
 

2.2.3 PRUEBA POR LÍQUIDOS PENETRANTES 

Esta prueba no destructiva permite encontrar grietas u otras discontinuidades superficiales en piezas 

y componentes fabricadas con materiales ferrosos y no ferrosos, limitándose solamente a encontrar 

fallas superficiales. Se utilizan en piezas de maquinaria industrial, agrícola y automotriz, así como 

también en uniones soldadas. Los componentes a los que comúnmente se les efectúan pruebas por 

líquidos penetrantes son los componentes de la caja multiplicadora, eje de baja velocidad y rotores 

de generadores. Las ventajas que presenta este ensayo se enuncian a continuación: 

1. No requiere el uso de equipos complejos y caros, utilizándose en piezas grandes y pequeñas. 

2. Los líquidos penetrantes no son corrosivos y no dañan los materiales en los cuales se aplican. 

3. Son utilizados en piezas de diversos materiales a parte del hierro y acero. 

En la Fig. 2.3 se detalla el procedimiento para el uso de líquidos penetrantes. 

 

 

 

 

Limpieza inicial: Consiste en eliminar de la zona a 

inspeccionar cualquier resto de contaminante que dificulte, 

tanto la entrada del penetrante en las discontinuidades como la 

posterior eliminación del que queda sobre la superficie. 

  

Aplicación del líquido penetrante y tiempo de 

penetración: Consiste en cubrir la superficie a inspeccionar con 

el líquido penetrante y dejar transcurrir el tiempo necesario para 

que dicho líquido pueda llenar por capilaridad las 

discontinuidades. 

 

 

 

Eliminación del exceso de penetrante: Con esta etapa se evita 

la posterior formación de indicaciones falsas. 

 

Aplicación del revelador: Una vez eliminado el exceso de 

penetrante se aplica un revelador en forma seca o finamente 

pulverizado en una suspensión acuosa o alcohólica de rápida 

evaporación. Al final queda una fina capa de polvo cubriendo la 

zona a ensayar. 

 

 

Inspección para interpretar y evaluar las indicaciones: La 

fina capa de revelador absorbe el líquido penetrante retenido en 

las discontinuidades, llevándolo a la superficie donde puede 

registrarse y evaluar. 
 

Fig. 2.3. Pasos para efectuar el ensayo de líquidos penetrantes [3]. 



 

48 
 

2.2.4 PRUEBA POR ULTRASONIDO (UT) 

Por sus siglas en ingles ultrasonic test (UT), es una técnica basada en hacer pasar un haz de ondas 

ultrasónicas a través de la pieza que se desea inspeccionar.  

 

 

Fig. 2.4. Componentes del equipo de ultrasonido [4]. 

 

El sistema básico se muestra en la Fig. 2.4 y consta de los siguientes componentes: 

1. Generador electrónico. Produce señal de voltaje alterna. 

2. Transductor (emisor y receptor). Emite el haz de ondas ultrasónicas y a la vez recibe las ondas 

provenientes de regreso de la pieza a inspeccionar. 

3. Acoplador. Transfiere la energía de las ondas ultrasónicas al material a inspeccionar. 

4. Amplificador. Amplifica y modifica las señales del transductor. 

5. Dispositivo de salida. Muestra los resultados en pantalla. 

6. Cronómetro electrónico. Controla la operación de varios componentes del sistema. 

La energía producida por el transductor se propaga a través de los materiales en forma de ondas, al 

existir un defecto (grietas, etc.) en la trayectoria de la onda, parte de la energía se reflejará desde la 

superficie del defecto. La señal de onda reflejada es transformada en una señal eléctrica por el 

transductor y se muestra en la pantalla. El tiempo de viaje de la señal puede estar directamente 

relacionado con la distancia recorrida por la señal. A partir de la señal, a veces se puede obtener 

información sobre la ubicación del reflector, el tamaño, la orientación y otras características [5]. 

Algunas de las ventajas de la inspección ultrasónica son [5]: 

1. Es sensible a discontinuidades superficiales y subsuperficiales. 



 

49 
 

2. La profundidad de penetración para la detección o medición de defectos es superior a otros 

métodos NDT. 

3. Solo se necesita acceso de una sola cara cuando se usa la técnica de pulso-eco. 

4. Es altamente preciso para determinar la posición del reflector y estimar el tamaño y la forma. 

5. Se requiere una preparación mínima de la parte. 

6. El equipo electrónico proporciona resultados instantáneos. 

7. Las imágenes detalladas se pueden producir con sistemas automatizados. 

8. Tiene otros usos, como la medición de espesores, además de la detección de defectos. 

Las limitaciones de este método son [5]: 

1. La superficie debe ser accesible para transmitir ultrasonido. 

2. La habilidad y el entrenamiento son más amplios que con algunos otros métodos. 

3. Normalmente requiere un medio de acoplamiento para promover la transferencia de energía de 

sonido en la muestra de prueba. 

4. Los materiales que son ásperos, de forma irregular, muy pequeños, excepcionalmente delgados o 

no homogéneos son difíciles de inspeccionar. 

5. El hierro fundido y otros materiales de grano grueso son difíciles de inspeccionar debido a la baja 

transmisión de sonido y al alto ruido de la señal. 

6. Los defectos lineales orientados en paralelo al haz de sonido pueden pasar desapercibidos. 

7. Se requieren estándares de referencia para la calibración del equipo y la caracterización de 

defectos. 

 

 

2.2.5 INSPECCIÓN BOROSCOPÍCA 

Es una técnica utilizada para visualizar componentes internos inaccesibles al ojo humano, se utiliza 

principalmente para determinar daños en los componentes internos de las cajas multiplicadoras como 

los dientes de engranes y pistas de rodamientos. Las tres causas principales asociadas a dichos daños 

son: el micropitting, la espumación/aireado del aceite y la degradación del aceite. La Fig. 2.5 muestra 

dos imágenes tomadas a una caja multiplicadora con un boroscopio de la marca OLYMPUS. 



 

50 
 

 

 

 

Fig. 2.5 Izquierda: fotografía de los engranes de la etapa de baja velocidad. Derecha: fotografía de los 

rodamientos de la etapa de velocidad media de la caja multiplicadora [6]. 

 

El equipo utilizado para realizar una boroscopía se muestra en la Fig. 2.6 y consta de: 

1. Lente – Encargada de captar las imágenes. 

2. Sonda – Transmite la imagen captada hasta la unidad de procesamiento. 

3. Unidad de almacenamiento – almacena las imágenes o videos captados por la lente. 

4. Fuente de luz – Aporta luz para poder visualizar detalles en lugares totalmente oscuros. 

Antes de realizar una endoscopía en una caja multiplicadora es necesario recopilar mucha 

información con el objeto de determinar con mayor certeza la condición operacional de esta. Dicha 

información podemos resumirla en la siguiente: 

 

 

Fig. 2.5. Equipo de endoscopía de la marca 

Olympus [6]. 



 

51 
 

Antes de ascender a la góndola de la turbina se debe revisar si el sistema consta de acelerómetros que 

captan las vibraciones de los componentes principales de la turbina, es necesario revisar la 

información arrojada por estos y luego, comprobar físicamente en la góndola, que estos se encuentren 

bien instalados, que no tengan cables flojos, que se encuentren bien ubicados y libres de aceite. A 

continuación se detalla un procedimiento a seguir: 

1. Al encontrarse en la góndola, efectuar una inspección visual para verificar si existen fugas de 

aceite, olores raros como desgaste excesivo de fricciones de frenos, aceite derramado y palpar 

los diferentes componentes que se encuentran en la góndola para determinar si se encuentran 

trabajando a altas temperaturas. 

2. Tomar una muestra para análisis del aceite de la caja multiplicadora. 

3. Tomar lectura de vibraciones en diversos puntos de la caja multiplicadora, en los cojinetes 

del eje de baja y cojinetes del generador. Tomar las lecturas cuando la turbina se encuentre 

trabajando a la velocidad de trabajo y no en bajas ni altas velocidades del viento o durante 

ráfagas de viento. El rango de velocidades más favorable es entre 4.0 a 6.0 m/s. 

 

2.2.6 ANÁLISIS PERIÓDICO DE ACEITE 

Esta es una técnica que consiste en recolectar muestras de aceite de las máquinas o equipos para 

evaluar tres cosas fundamentalmente [7]: 

 

1. La degradación del aceite. Es el proceso por el que se va reduciendo la capacidad del aceite de 

cumplir las funciones para las que ha sido diseñado que son limpiar, lubricar, sellar y refrigerar. 

Dicho proceso es originado por la alteración de las propiedades físicas y químicas del aceite. El 

nivel de degradación depende de factores tales como las velocidades y cargas a que están 

sometidos los engranes y rodamientos, la calidad del aceite, el tiempo de uso del aceite y de la 

severidad del servicio. Los principales indicadores de la degradación del aceite son la viscosidad 

y el número de acidez del aceite TAN por sus siglas en ingles (Total Acid Number).  

2. Cuantificar la contaminación presente en el aceite. Se efectúa determinando la cantidad de agua 

presente en el aceite, la cual proviene de la condensación proveniente de las bajas temperaturas, 

de partículas de agua que circulan en el aire las cuales pueden entrar a través del respiradero de 

la caja multiplicadora si éste no es del tipo desecante, además el agua puede llegar al aceite por 

malas prácticas de manipulación del aceite y durante las actividades de mantenimiento. El 

contenido de agua en el aceite puede determinarse en campo rápidamente por el método de 



 

52 
 

crepitación el cual consiste en calentar en una plancha caliente una muestra de aceite y determinar 

de manera apreciativa la cantidad de agua basado en el chisporroteo del aceite al ser calentado a 

una temperatura menor a 160°C, este método es apreciativo y no es muy preciso por lo que solo 

podemos utilizarlo para cuantificar si existe mucho contenido de agua en el aceite. Otros métodos 

más precisos son la medición de la constante dieléctrica del aceite y la espectrometría. 

3. Identificar y cuantificar las partículas de desgaste en el aceite usado. Las partículas de desgaste 

que circulan con el aceite producto de la fricción de los dientes de los engranajes, de las bolas de 

rodadura contra las pistas de los rodamientos o de la acción reciprocante de actuadores y válvulas 

oleohidráulicas debe en primer lugar cualificarse para determinar qué tipo de materiales son y en 

segundo lugar la cantidad de cada uno de ellos presentes en el aceite al momento de tomar las 

muestras del aceite. Hoy en día se utiliza la técnica de la espectrometría de una muestra de aceite.  

La Tabla 2.3 muestra información contenida en la norma ISO IEC 81400-4 2 “Design and 

Specification of Gearboxes” sobre los límites condenatorios del aceite para el contenido de agua, 

número de acidez, viscosidad y metales de desgaste. 

Tabla 2.3. Límites de análisis para lubricantes de cajas multiplicadoras de aerogeneradores. 

Parámetro de análisis Límite Insatisfactorio 

Agua (Karl Fischer)1 0.05% >0.10% 

Sedimentos (ver F.5.2.3) --- Visible 

Número de acidez (AN), incremento 

sobre el aceite fresco 
40%2 >75% 

Cambio de viscosidad (desde el límite 

ISO VG) 
10% >20% 

Hierro Fe (ppm) 75 to 100 >200 

Cobre Cu (ppm) 50 to 75 >75 

Silicon SI (ppm), incremento sobre el 

aceite fresco 
15 to 20 >20 

Limpieza -/17/14 -18/15 

1 Para límites de agua en aceites PAG consultar al fabricante del lubricante. 
2 Valores a ser aconsejados por el fabricante del lubricante. 

 

El mayor beneficio de la utilización de esta herramienta es que se logra una alerta temprana que 

permite planificar una parada para corregir el problema, alcanzando de esta manera una mayor 

disponibilidad de la máquina y una reducción de fallas catastróficas. 

   



 

53 
 

2.2.7 ANÁLISIS DE VIBRACIONES 

Es una de las técnicas más utilizadas dentro del CBM, se utiliza para el monitoreo de los componentes 

del tren de potencia del aerogenerador (rotor y sus rodamientos, eje principal de baja, caja 

multiplicadora y sus rodamientos y el generador y sus rodamientos) para esto se recolectan datos de 

vibraciones por medio de acelerómetros, transductores de velocidad y sensores de distancia y 

desplazamiento instalados en dichos componentes. Esta tecnología ha llegado a ser tan importante 

que actualmente los fabricantes de aerogeneradores los instalan como equipo estándar para 

aerogeneradores multi megawatt. Mediante el análisis de vibraciones es posible detectar rodamientos 

en mal estado y daños en engranes de la caja multiplicadora. La Tabla 2.4 muestra los requerimientos 

mínimos para los sensores utilizados en el CMS de los aerogeneradores. 

 

Tabla 2.4. Requerimientos mínimos para sensores según el GL Certification Guideline 2013 [8]. 

Componente del 

aerogenerador 

Número de sensores 

necesarios por 

componente 

Dirección de medición Rango de frecuencia 

Cojinetes del rotor 1 (+1 opcional) Radial + axial 0.1 Hz…≥10 kHz 

Caja multiplicadora 4+1 Radial + axial 

0.1 Hz…≥10 kHz para 

ejes de baja velocidad y 

10 Hz…≥10 kHz para 

ejes de alta velocidad 

Cojinetes del generador 2 Radial 0.1 Hz…≥100 Hz 

Torre con góndola 2 (opcional) 

En dirección del eje del 

rotor y transversal al eje 

del rotor 

0.1 Hz…≥10 kHz 

 

La Fig. 2.6 muestra un ejemplo de instalación de sensores en los componentes del tren de potencia de 

un aerogenerador. 

 

 

Fig. 2.6. Posicionamiento de sensores de vibración en la caja multiplicadora y generador 

eléctrico aplicados en el sistema de SKF WindCon [8]. 

 



 

54 
 

2.3 MANTENIMIENTO CORRECTIVO 

Este tipo de mantenimiento se realiza cuando ya se ha producido una falla en el aerogenerador y 

queda indisponible para generar, por lo tanto, debe intervenirse de emergencia siendo este un paro no 

programado. El tiempo invertido en la reparación del equipo consta del tiempo en detectar la falla 

más el tiempo en localizarla físicamente más el tiempo de reparación de la misma. 

El mantenimiento correctivo es funcional cuando la producción no es un aspecto apremiante, cuando 

los costos ocasionados por dar otro tipo de mantenimiento a la máquina son más elevados que dejarla 

fallar o cuando no tiene sentido darle otro tipo de mantenimiento [1]. 

Es importante mencionar que, si se tiene un mantenimiento preventivo y predictivo adecuados, la 

probabilidad de que se produzcan fallas súbitas en el aerogenerador se reducen enormemente, sin 

embargo, siempre existe el factor medioambiental, rayos por tormentas eléctricas, temperaturas 

extremas, ráfagas de viento impredecibles, etc. que contribuyen a provocar fallas indeseables. 

Posterior a una indisponibilidad, es necesario llevar a cabo un análisis de causa-raíz el cual es de 

utilidad para poder eliminar el origen de la falla para que a futuro no se produzca más. Los pasos a 

seguir para dicho análisis se detallan a continuación: 

1. Una vez se dio la falla y la máquina es indisponible es necesario efectuar un informe de falla, esto 

quiere decir, detallar por qué se indispuso la máquina, las alarmas que generó antes de fallar, si 

es que las hay, y cuáles fueron las acciones correctivas inmediatas que se tomaron para darla por 

disponible ante el ente regulador del sistema eléctrico, que para nuestro país, es la Unidad de 

Transacciones (UT). 

2. Registrar la falla y las acciones correctivas tomadas para que quede un historial de fallas y las 

acciones que se tomaron para corregirlas, esto puede ser de ayuda como una fuente de consulta 

para futuros eventos de falla. 

3. Recopilar información sobre la falla. Buscar y analizar la información de operación de la máquina 

antes de la falla, analizar datos de temperaturas, niveles de vibración de los componentes que han 

fallado (si es posible), revisar las condiciones medioambientales que se tenían al momento de la 

falla y toda la información que contribuya a estudiar y determinar el origen de la falla.  

4. Desarrollar el diagrama de causa-efecto o diagrama de Ishikawa. Esta es una representación 

gráfica de los efectos o las características de calidad que necesitamos mejorar y las causas o 

factores que la influencian. Para construirlo debemos primero definir la característica y el efecto 

que queremos estudiar, luego escribimos las causas que ocasionan que dicha característica de 

calidad se vea alterada. La Fig. 2.7 detalla el diagrama de causa-efecto para analizar la falla del 

rodamiento del paso de la pala de un aerogenerador. 



 

55 
 

 

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56 
 

A manera general, cuando efectuamos un mantenimiento correctivo en un aerogenerador vamos a 

agruparlo en dos grandes grupos: 

1. Pequeños correctivos. 

2. Grandes correctivos. 

 

 

2.3.1 PEQUEÑO CORRECTIVO 

Este tipo de mantenimiento considera pequeñas fallas y/o reemplazo de pequeños componentes los 

cuales no requieren mucho tiempo para su detección y reparación, generalmente se solucionan en 

menos de 24 horas, producen bajas pérdidas de producción pero pueden volverse repetitivas. Además, 

para llevar a cabo un pequeño correctivo no se precisan medios auxiliares de elevación y transporte 

adicionales más que los encontrados en el parque. Las reparaciones más usuales son aquellas en las 

cuales se necesitan pequeñas herramientas manuales y trabajos de taller, siendo las más comunes [1]: 

1. Soldaduras y pequeñas reparaciones de tornillería. 

2. Restauración de partes fabricadas con materiales plásticos. 

3. Reparación de grietas con adhesivos de ingeniería. 

4. Reparación de partes dañadas con sistema de resina. 

5. Laminado por combinación resina epoxi con tela de fibra de vidrio. 

6. Daños en la instrumentación. 

7. Fallos eléctricos en elementos de tableros y cableado. 

8. Fugas por sellos mecánicos y mangueras hidráulicas de la caja multiplicadora o del sistema 

hidráulico. 

9. Reparaciones en frenos. 

10. Reemplazo de motoreductores de giro de la góndola. 

11. Reemplazo de motores eléctricos de las bombas de la central hidráulica. 

12. Averías mecánicas de pequeño alcance. 

13. Pequeñas fisuras en las palas, siempre que no signifiquen pérdida de fuerza o debilitamiento 

del borde de ataque. 

14. Daños superficiales en las palas como perdida de pintura superficial, fisuras en el gel coat, 

burbujas superficiales, pequeña pérdida elástica en el pandeo ó pequeñas delaminaciones. 



 

57 
 

Ante cualquier falla que se genere es importante mantener un stock de repuestos necesarios para poder 

solventarla, generalmente los fabricantes de cada uno de los componentes del aerogenerador brindan 

un listado de piezas de repuestos que es necesario tener en taller para dichas reparaciones. 

 

 

2.3.2 GRANDES CORRECTIVOS 

Los trabajos considerados por los grandes correctivos requieren mayor tiempo de indisponibilidad de 

la máquina, una programación muy detallada ya que es necesario recurrir a personal técnico calificado 

por parte del fabricante y considerar el factor climatológico ya que es necesario basarse en 

predicciones del viento para definir el tiempo de indisponibilidad de la máquina. Se necesitan grúas 

de gran tonelaje y equipo especial para transporte e izaje de los componentes y, en algunas ocasiones, 

puede hacer intervenir a la aseguradora. Las actividades consideradas por el gran correctivo son entre 

otras: 

1. Reemplazo de palas y/o del rotor. 

2. Averías diversas en las palas (grietas y fisuras estructurales o impactos por rayos eléctricos). 

3. Fisuras en el eje principal de baja. 

4. Fallos en el (los) rodamiento (s) principal (es) del eje de baja. 

5. Fallos en la multiplicadora, que es el principal elemento y la principal preocupación de 

los responsables del mantenimiento de un parque eólico. 

6. Reemplazo del generador, daños o defectos en el asilamiento. 

7. Reemplazo del transformador, sobrecalentamiento, falta de aislamiento. 

8. Reemplazo de la caja multiplicadora. 

9. Reemplazo de corona del sistema de orientación. 

10. Reemplazo de la góndola. 

11. Reemplazo de un tramo de torre. 

Para aplicaciones de aerogeneradores instalados en tierra, las fallas menores (que representan 

alrededor del 75% del número total) son responsables de solo el 5% del tiempo de inactividad, 

mientras que las fallas importantes (que representan el 25% de las fallas) son responsables del 95% 

del tiempo de inactividad [9]. 

 

 

 

 



 

58 
 

2.3 CONFIABILIDAD, MANTENIBILIDAD Y DISPONIBILIDAD 

 

2.3.1 CONFIABILIDAD 

Es la probabilidad de que un equipo realice su función sin fallas en un tiempo determinado. La 

confiabilidad se mide por medio del MTBF por sus siglas en ingles (Mean Time Between Failures), 

Tiempo Medio Entre Fallas [10]. El MTBF es básicamente el tiempo promedio transcurrido entre una 

falla y la siguiente, matemáticamente se expresa como: 

 

𝑀𝑇𝐵𝐹 =
𝑆 − 𝑑

𝑓
   (2.1) 

 

En donde: 

S=Tiempo de producción programado. 

d=Tiempo muerto. 

f= es el número de fallas totales que se dieron en el período de producción programado. 

 

Un valor de MTBF típico de los aerogeneradores es de 75 días [11]. 

 

 

2.3.2 MANTENIBILIDAD 

Es la probabilidad de que la máquina, después de la falla sea puesto en estado de funcionamiento en 

un tiempo dado. La mantenibilidad se mide por medio del MTTR por sus siglas en inglés (Mean Time 

To Repair), Tiempo Medio de Reparación [10]. Cuando la máquina ha fallado, se vuelve crítico 

reducir al máximo el tiempo que demora su reparación. Este término engloba todas las paradas del 

aerogenerador sin importar que sean por razones de mantenimiento preventivo o correctivo. 

Matemáticamente la MTTR se expresa como: 

 

𝑀𝑇𝑇𝑅 =
𝑇

𝑓
   (2.2) 

 

En donde: 

T=Tiempo total empleado en reparar las fallas que se dieron en el período de producción programado. 

f= es el número de fallas totales que se dieron en el período de producción programado. 



 

59 
 

Un valor de MTTR típico de los aerogeneradores es de 25 horas [12]. 

 

 

2.3.3 DISPONIBILIDAD  

Es la capacidad del equipo para llevar a cabo con éxito la función requerida durante un tiempo 

específico [10]. Matemáticamente la disponibilidad se define como: 

 

𝐷 =
𝑀𝑇𝐵𝐹

𝑀𝑇𝐵𝐹 + 𝑀𝑇𝑇𝑅
   (2.3) 

 

La disponibilidad de los aerogeneradores se encuentra alrededor de 98%, o sea, éstos se encuentran 

preparados para funcionar el 98% del tiempo. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

60 
 

REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA 

 

[1] Romero Lozano Luis, Gestión de mantenimiento de instalaciones de energía eólica MF0617_3, 

Editoria PARANINFO, España 2016. 

[2] Guía