Sistemas de Generación de Energía Eólica PDF

Sistemas de Generación de Energía Eólica Integración de Energías Renovables Grado en Ingeniería de la Energía Inmaculada Casaucao Tenllado Investigadora Postdoctoral, Departamento de Ingeniería Eléctrica. Email [email protected] Lab. 0.515. Escuela de Ingenierías...

Sistemas de Generación de Energía Eólica Integración de Energías Renovables Grado en Ingeniería de la Energía Inmaculada Casaucao Tenllado Investigadora Postdoctoral, Departamento de Ingeniería Eléctrica. Email [email protected] Lab. 0.515. Escuela de Ingenierías Industriales. C/Doctor Ortiz Ramos s/n. Campus de Teatinos. 29071 Málaga.  Índice de contenidos 1. Historia y clasificación. 2. Aspectos generales, costes y panorama. 3. El viento en superficie. 4. Medición y tratamiento de datos eólicos. 5. Principios Físicos de la Conversión de Potencia. 6. Control de potencia. 7. Impacto ambiental. 8. Criterios y diseño de instalaciones de generación eólica. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 2 de 98  1. Historia y clasificación Principios de S. XX Aplicación Tecnología aeronáutica. 1927. Perfiles aerodinámicos para las palas de los aerogeneradores. Crisis del petróleo: 1973 Se acrecentó el estudio de fuentes alternativas. Se crearon mapas eólicos → cuantificar el potencial eólico disponible. 1979: Aparición de Sistemas de paso de pala variable. Permite regular la potencia captada modificando el ángulo de incidencia del viento sobre las palas. Durante la década de 1980 se consolida realmente. Se considera la “etapa de inicio”. En ella se consolida el modelo tripala, básicamente de velocidad constante y con una capacidad nominal unitaria no mayor de 300 KW. La década de 1990 se considera la “etapa de crecimiento”: Se introduce la regulación aerodinámica por paso variable, donde tiene un papel más importante el desarrollo de la electrónica de potencia. La potencia nominal crece desde los 300 KW hasta los 1500 KW al final de la década. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 3 de 98  1. Historia y clasificación La década del 2000: “etapa de consolidación”: Aumenta notablemente el uso de turbinas con rotor a velocidad variable frente a los de velocidad constante o semivariable. Las nuevas turbinas se sitúan en el orden de los 5 MW. La energía eólica en la última década ha realizado importantes progresos tanto en el especto técnico como en el económico, pues se han mejorado significativamente: La gestión y mantenimiento de parques eólicos. Aumento del mantenimiento remoto. La integración de la energía eólica en la red. Adaptación a los requisitos de conexión con la red eléctrica. La versatilidad y adaptación del diseño de aerogeneradores a las características específicas de los emplazamientos. La regulación y control de los aerogeneradores. La predicción de la producción y entrega de la energía eléctrica a corto plazo. Mejoras en el diseño de las torres para facilitar su transporte y montaje. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 4 de 98  1. Historia y clasificación Se han mejorado sistemas de protección frente a descargas eléctricas atmosféricas y la operación en condiciones atmosféricas adversas : paradas por congelación, producción con vientos muy cálidos (>40ºC) y generación en ambientes salinos. Mejoras en el diseño estructural y optimización del uso de materiales para disminuir el peso de la máquina con aumento de resistencia frente a cargas estáticas y dinámicas. Desarrollo de aerogeneradores de velocidad variable que accionan alternadores síncronos multipolo. Elaboración de normas técnicas y procesos de certificación por terceros. Se optimiza la economía de escala con aerogeneradores de mayor potencia con una mejora en los costes unitarios de inversión y de producción eléctrica. Se ha iniciado el desarrollo de la energía eólica marina (offshore) con la implantación de parques que ya han acreditado su viabilidad técnica y económica. En el presente, la energía eólica ya ha alcanzado un nivel de madurez tecnológico y económico que la hace viable técnica y económicamente, con unos costes de producción atractivos en el mercado energético. En definitiva, la importancia alcanzada por la energía eólica se pone de manifiesto a través del hecho que en la actualidad está presente en la mayoría de países de economía desarrollada o emergente. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 5 de 98  1.1. Clasificación de las turbinas modernas Las máquinas eólicas se pueden clasificar según los siguientes criterios: 1. Según la orientación del eje de la máquina. 2. Según el número de palas. 3. Según la velocidad de giro del eje. 4. Según la incidencia del viento sobre la máquina. 5. Según su control y regulación. 6. Según el generador eléctrico. 7. Según su emplazamiento. 8. Según su interconexión con la red eléctrica. 9. Según su velocidad específica noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 6 de 98  1.1.1. Según el eje de la máquina. Eje vertical: fueron los primeros utilizados para la captación de la energía eólica. En este caso, constan de un eje de rotación perpendicular al suelo, y, por tanto, perpendicular a la dirección del viento. No requieren mecanismos especiales para la orientación de los álabes respecto de la dirección del viento, y resisten fuertes ráfagas. Su principal inconveniente es su incapacidad de comenzar a trabajar por sí mismos, así como que no permiten controlar la velocidad de giro con el ángulo de ataque, como sí permiten los tripala: 1) Savonius. Consiste en dos cilindros huecos desplazados con respecto al eje de giro. No se utilizan para generación de energía eléctrica debido a su bajo rendimiento y a que su principio de funcionamiento es el empuje del aire y no la fuerza de sustentación aerodinámica. 2) Darrieus. Su principal ventaja es su sencillez, se tratan de dos arcos que giran alrededor de su eje vertical. Su rendimiento es superior al Savonius, debido a que se basa en el principio de sustentación aerodinámica. 3) Windside. Están formados por cilindros con perfil alabeado. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 7 de 98  1.1.1. Según el eje de la máquina. Eje Horizontal: son los más habituales y en los que más se ha centrado la investigación en los últimos años. Tienen su eje de rotación paralelo al suelo, es decir, paralelo a la dirección del viento. A su vez pueden ser monopala, bipala o tripala, según el número de aspas o palas que tengan. El más convencional es el tripala, que consta de 3 palas separada a 120º. Estos dotan de más estabilidad y equilibrio. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 8 de 98  1.1.1. Según el eje de la máquina. Tipo de turbina Ventajas Limitaciones Alta eficiencia de conversión de la energía eólica Costes de instalación elevados, torre resistente Capacidad de autoarranque para soportar el gran peso de la góndola Eje Horizontal Acceso a vientos más fuertes gracias a la altura Cable más largo desde la parte superior de la (HAWT) de la torre torre hasta el suelo Escalable a mayor potencia Necesita orientación (dispositivo de guiñada) Baja eficiencia de conversión de la energía Menor coste de instalación y fácil mantenimiento eólica, alrededor de la mitad de la eficiencia de las gracias a la instalación de la caja de engranajes y HAWT. el generador a nivel del suelo Elevadas fluctuaciones de par en cada Eje Vertical Funcionamiento independiente de la dirección revolución, lo que provoca vibraciones y reduce la (VAWT) del viento vida útil de la multiplicadora. Adecuado para tejados (buen viento sin necesidad Falta de capacidad de autoarranque de torre) Opciones limitadas de regulación de la velocidad con vientos fuertes noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 9 de 98  1.1.2. Según el número de palas. Las palas son el elemento clave para el aprovechamiento de la energía cinética del viento. Se disponen radialmente al buje, y es importante remarcar que no son macizas, sino que se tratan de un perfil aerodinámico hueco, recorrido en su interior con una viga o matriz provista de costillas. Monopalas y bipalas: Existe un número muy pequeño de estos tipos. Tripala: la mayoría de las turbinas eólicas destinadas a la producción de energía eléctrica son de este tipo. Multipala: Tienen de en su mayoría de 16 a 24 palas y son utilizadas para el bombeo de agua. d) Multipala noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 10 de 98  1.1.2. Según el número de palas Los rotores de estos generadores pueden tener una, dos o tres palas. La principal ventaja de un número de palas reducido es la disminución del coste del rotor. El rotor monopala permite una mayor velocidad de giro, con la consiguiente reducción de masa, de material y del tamaño de la caja multiplicadora. En cambio, requiere un equilibrado muy preciso junto con un contrapeso de compensación y hay mayor riesgo de desequilibrio aerodinámico y vibraciones con la aparición de esfuerzos de fatiga. También produce más ruido que un tripala. El rotor bipala también reduce el coste de material y equipos respecto al tripala, pero en cambio presenta mayores esfuerzos dinámicos. El rotor del bipala incorpora un elemento denominado teetering, que compensa los esfuerzos mecánicos debidos a la variación del perfil de la velocidad del viento con la altura, y así lograr una distribución casi uniforme de los esfuerzos en todo el barrido de la pala. El rotor del bipala tiene también un mayor nivel de vibraciones y de producción de ruido que el tripala. Un mayor número de palas aumenta el coeficiente de potencia. La energía producida es función de número de palas. Un rotor tripala produce alrededor de un 3% más de energía que un rotor bipala de características análogas. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 11 de 98  1.1.2. Según el número de palas La razón principal para la utilización de tres palas en la hélice es el momento de inercia constante del rotor para todo el ángulo circunferencial del acimut respecto a los movimientos alrededor del eje longitudinal de la torre (orientación). Todos los rotores con tres o más palas tienen esta favorable propiedad. Una turbina eólica tripala tiene un momento de inercia nulo en su giro, por consiguiente no induce ninguna carga sobre la estructura lo que deviene en una simplificación estructural y reducción de costos de fabricación, proporcionando además una mayor suavidad y uniformidad de funcionamiento. Además, las turbinas tripala giran a menor velocidad que las mono y bipala, por lo que se disminuye el efecto de la fuerza centrífuga, el nivel de vibraciones y la producción de ruido. Así, La velocidad lineal del extremo de las palas se limita por razones de resistencia estructural y de generación de ruido. Para eólicas terrestres (onshore), la velocidad se limita a unos 65-80 m/s. Para marinas (offshore) el límite es algo mayor. La velocidad de rotación de grandes eólicas es de 10 a 20 rpm. En la actualidad, el rotor tripala es la configuración más usada en turbinas eólicas dedicadas a la generación de electricidad. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 12 de 98  1.1.3. Según la velocidad de giro del eje. Velocidad constante: La turbina gira a una velocidad fija sin importar si el viento es suave o fuerte. Este enfoque es menos común en las turbinas eólicas modernas, ya que las turbinas de velocidad variable suelen ser más eficientes. Velocidad variable: Tienen la capacidad de ajustar la velocidad para adaptarse a las variaciones en la velocidad del viento.. Esto mejora la eficiencia y la capacidad de aprovechar una amplia gama de condiciones de viento. Velocidad semivariable: funcionan dentro de un margen de operación establecido. Esto les permite ser más versátiles que las turbinas de velocidad constante, pero menos flexibles que las de velocidad variable. Las turbinas de velocidad semivariable son una opción intermedia que busca optimizar la generación de energía en una variedad de condiciones de viento sin la complejidad de las turbinas de velocidad variable. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 13 de 98  1.1.4. Según la incidencia del viento La comisión Electrotécnica Internacional clasifica los aerogeneradores, según la norma IEC-61400-1 que establece requisitos mínimos de seguridad para las turbinas eólicas en función de la velocidad del viento y parámetros de turbulencia. 𝑣𝑟𝑒𝑓 : Velocidad de referencia: es el valor máximo de la velocidad promedio en intervalos de 10 minutos que estadísticamente se presenta cada 50 años. 𝑣 : Velocidad media anual del viento a la altura del buje. 𝐼𝑡15 : Intensidad de turbulencia a 15 m 𝑎: parámetro de variación de la turbulencia. Se denomina de Clase 0 a los aerogeneradores para lugares con condiciones excepcionales de viento, superiores a los 10 m/s noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 14 de 98  1.1.4. Según la incidencia del viento Máquinas de sotavento (a POPA) Máquinas de barlovento (a PROA) En ellas el viento debe incidir por En ellas el viento incide antes la parte posterior (de atrás- sobre el rotor y después sobre la adelante) del rotor para que torre de sustentación. trabaje. Esta disposición requiere un rotor No tiene cono de protección en el más rígido y más alejado de la buje y la góndola tiene forma torre para evitar el contacto de los aerodinámica. álabes con la torre debido a su Si el diseño de la góndola y el flexión por efecto flap. rotor es el adecuado, no necesita Tiene cono de protección en buje y sistema de orientación la góndola no tiene que ser (autorientable). aerodinámica. Su desventaja radica en los Necesita sistema de orientación efectos de sombra de la góndola y que mantenga en todo momento el de la torre sobre las palas del rotor plano de giro del rotor con la consiguiente pérdida de perpendicular a la dirección del potencia y aumento de tensiones viento. de fatiga. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 15 de 98  1.1.4. Según la incidencia del viento Los sistemas de orientación pueden ser activos o pasivos. Los sistemas activos incorporan sensores de dirección y servomotores que permiten posicionar el rotor perpendicularmente a la dirección del viento. Los sistemas pasivos utilizan básicamente el sistema de una aleta estabilizadora (veleta) o una hélice auxiliar. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 16 de 98  1.1.5. Según su control y regulación Sistemas de regulación de velocidad más usuales Aerogeneradores de paso fijo Aerogeneradores de paso variable En ellas las fluctuaciones de la velocidad de giro La regulación de la velocidad se hace girando se corrigen mediante la orientación de la las palas sobre su propio eje (ángulo variable), máquina, a fin de regular la superficie de palas sin que gire la góndola (salvo para orientarla a enfrentadas al viento. barlovento o sotavento según el caso). noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 17 de 98  1.1.6. Según el generador eléctrico Los generadores pueden clasificarse en ASÍNCRONOS o SÍNCRONOS. Generadores eléctricos asíncronos o de inducción. El rotor no gira a la velocidad que el campo magnético, siempre va ligeramente desfasado. Esto se denomina como deslizamiento. Este fenómeno se produce porque el rotor necesita que haya una diferencia de velocidad para que se generen corrientes inducidas, producidas por el fenómeno de inducción electromagnética. Tipos de rotor: Rotor en jaula de ardilla, rotor devanado con resistencias variables, rotor devanado doblemente alimentado. Generadores eléctricos síncronos. El rotor gira a la misma velocidad que el campo magnético. Tipos de excitación: Síncronos con excitación con electroimanes, síncronos con excitación con imanes permanentes. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 18 de 98  1.1.7. Según su emplazamiento Aerogeneradores para Aerogeneradores para emplazamientos terrestres emplazamientos marinos (Onshore) (Offshore) noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 19 de 98  1.1.8. Según su interconexión con la red Tipos: Sistemas eólicos aislados (“en isla”), con o sin energía auxiliar (“híbridos”). Sistemas eólicos interconectados con la red eléctrica. El proceso de interconexión a la red eléctrica se gobierna a través del controlador electrónico. A bajas velocidades de viento el rotor gira en vacío, es decir, arrastra al alternador a través de la caja de engranajes, pero permaneciendo la máquina eléctrica desconectada de la red. Cuando las condiciones de generación de potencia y del estado de la red son adecuadas, el controlador facilita las órdenes de interconexión para la inyección a la red de la energía eléctrica generada. En los generadores usados hasta hace algunos años, la interconexión se realizaba exclusivamente por medio de relés o contactores electromecánicos. Pero la presencia de corrientes transitorias en el proceso de interconexión provocaba un rápido desgaste de los mismos. Es la llamada “interconexión dura”. El desarrollo experimentado por la electrónica de potencia ha permitido desarrollar la llamada “ interconexión suave” basada en sistemas de potencia a tiristores que al no presentar partes móviles eliminan el problema de desgaste de contactores. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 20 de 98  1.1.8. Según su interconexión con la red Actualmente, para grandes potencias de aerogeneradores que trabajan a velocidad constante, se utilizan sistemas mixtos formados por equipos de electrónica de potencia (tiristores), y contactores electromecánicos ya que de esta forma se reúnen las ventajas de ambos sistemas: los tiristores permiten suavizar los picos de la interconexión y los contactores permiten trabajar a potencias muy elevadas. En los aerogeneradores que funcionan a velocidad constante de giro del rotor no es necesario el sistema anterior ya que el proceso de interconexión se realiza a través del equipo rectificador-inversor (ondulador), cuya función es convertir la corriente eléctrica generada a frecuencia variable en corriente a frecuencia constante para su inyección a la red. En cuanto a los problemas de integración en la red de energía eléctrica generada por lo aerogeneradores y que pueden afectar a la calidad de la onda de tensión (calidad de la potencia entregada) pueden centrarse en los siguientes puntos: Estabilidad y equilibrio de tensiones. Armónicos (fundamentalmente el quinto y séptimo armónicos. Estabilidad de frecuencia. Oscilaciones de tensión: parpadeo o flicker. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 21 de 98  1.1.9. Según su velocidad específica (𝝀) Un parámetro empleado para diferenciar los distintos tipos de turbinas eólicas, es la velocidad específica de la turbina (tipspeed ratio), que se designa por lambda (𝜆), y se define como: 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑒𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑎𝑙𝑎 𝜆= 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 La velocidad nominal del viento es aquella para la cual la turbina alcanza su potencia nominal. Generalmente está comprendida entre los 11 y 15 m/s (40-54 km/h). Par de arranque: magnitud de la fuerza de torsión que puede generar un dispositivo al empezar a girar desde una posición estática. Para valores inferiores de 𝜆, o del orden de la unidad, la máquina presenta un par de arranque grande y tiene muchas palas. Corresponde a turbinas destinadas al bombeo, y que a veces se les llama máquinas lentas. Para valores elevados de 𝜆, de la turbina tiene menos palas (bipala o tripala), presenta un par de arranque menor y la velocidad del extremo de la pala es mayor. En grandes generadores, la velocidad específica 𝜆, se sitúa en el intervalo entre 5 y 8, la velocidad de giro entre 10 y 20 r.p.m. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 22 de 98  2. Aspectos generales, costes y panorama Solo un 2% de la energía solar que llega a la Tierra se convierte en energía eólica. Esto es debido a que la energía eólica tiene su origen en el viento, que se puede definer como una Corriente de aire causada por las diferencias de presión que existen en la atmósfera. Estas diferencias de presión se deben, principalmente, a las variaciones de temperature. Ventajas: Inagotable. Limpia. No contaminante y “gratuita”. Inconvenientes: Es dispersa, (no en todos los lugares hace viento) Intermitente, (cambios en la dirección del viento). Irregular intensidad (cambios en la velocidad del viento). A medida que aumenta la intensidad aparecen problemas de: vibraciones, corrosión, erosión, esfuerzo sobre la estructura, y necesidad de que la parte móvil se oriente hacia el viento. Dificultad de encontrar emplazamientos adecuados, en número suficiente. Efectos medioambientales negativos: ruido, impacto paisajístico, gran ocupación de terreno, erosión de terrenos y consecuencias sobre los movimientos migratorios de ciertas especies de aves. Obstáculos y servidumbres aeronáuticas. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 24 de 98  2.1. Costes de la Energía Eólica Ingeniería y dirección El coste de cada kilowatio-hora obtenido mediante un sistema 14% Sistema eólico depende de tres factores: eléctrico 6% Del coste de la instalación, la cual debe amortizarse a lo largo de la vida (CAPEX) Obra civil 6% Aerogeneradores. Obra civil. Aerogeneradores 74% Sistema eléctrico. CAPEX Ingeniería y dirección. Del coste de operación y mantenimiento (OPEX) Seguros e Costes por alquiler de terrenos. impuestos Costes de operación y mantenimiento 14% Terrenos Costes de gestión y administración. 16% Gestión y Costes de seguros e impuestos administración 13% De la energía producida, que depende en gran medida de la velocidad media del viento en el emplazamiento. Operación y Estos costes están ligados al tamaño de la instalación y, mantenimiento fundamentalmente, a las características del viento del 57% emplazamiento. OPEX noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 25 de 98  2.2.1 Panorama actual nacional noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 26 de 98  2.2.1 Panorama actual nacional https://aeeolica.org/comunicacion/publicaciones/graficos-anuario-eolico-2024/ noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 27 de 98  2.2.1 Panorama actual nacional https://aeeolica.org/comunicacion/publicaciones/graficos-anuario-eolico-2024/ noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 28 de 98  2.2.2. Panorama actual global https://aeeolica.org/sobre-la-eolica/la-eolica-en-el-mundo/ noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 29 de 98  2.2.2. Panorama actual global https://aeeolica.org/sobre-la-eolica/la-eolica-en-el-mundo/ noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 30 de 98  3. El viento en superficie. A nivel local, cerca de la superficie terrestre, soplan otros viento más específicos, caracterizados por el relieve del terreno y otras variables como la rugosidad y la altura. Las superficies rugosas (casas, bosques…) ocasionan turbulencias en el viento, haciendo que éste pierda velocidad. Los dos principales tipos de vientos de superficie son: Brisas marinas: Durante el día la tierra se calienta más rápidamente que el mar por efecto del sol. El aire sube, circula hacia el mar y crea una depresión a nivel del suelo que atrae el aire frío del mar. Vientos de montaña. Durante la noche es el océano el que calienta el aire, que sube, circula hacia la tierra y la depresión creada atrae el aire frío de la tierra noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 31 de 98  3.1. Escala de Beaufort La Escala de Beaufort es una medida histórica que se utiliza para describir la velocidad del viento en función de los efectos observados en la superficie terrestre o marina. Fue desarrollada en el siglo XIX por el almirante británico Sir Francis Beaufort y se utiliza ampliamente en la navegación marítima, la meteorología y otros campos, incluida la ingeniería, donde la velocidad del viento es un factor importante a considerar en el diseño y la operación de diversas estructuras y sistemas. La Escala de Beaufort consta de 13 categorías, numeradas del 0 al 12, que van desde la calma total (0) hasta los huracanes (12). Cada categoría está asociada con una descripción de cómo se manifiestan los efectos del viento en la superficie y con una velocidad del viento estimada en nudos (1 nudo equivale a 1,852 kilómetros por hora). noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 32 de 98  3.1. Escala de Beaufort noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 33 de 98  3.1. Escala de Beaufort noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 34 de 98  3.2. Comportamiento del viento Causas que pueden variar la velocidad del viento: En una zona predominantemente ventosa, el viento puede alterar su velocidad por diversas causas: Rugosidad y cizalladura debido al terreno. Variabilidad de la velocidad del viento con la altitud. Turbulencias. Obstáculos Efecto estela Efecto parque Efecto túnel Efecto colina noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 35 de 98  3.2.1. Rugosidad y cizalladura debido al terreno Las velocidades del viento están profundamente influenciadas por factores como la topografía local, la rugosidad de la superficie circundante y la presencia de obstáculos cercanos, como edificios, árboles y otras construcciones. Estos elementos interactúan para modificar la velocidad y la dirección del viento en una ubicación específica. Al igual que utilizamos una rosa de los vientos para representar gráficamente la distribución de la energía eólica procedente de diferentes direcciones, empleamos una "rosa de las rugosidades" para caracterizar la rugosidad del terreno en diversas direcciones desde el sitio potencial de instalación de una turbina eólica. Este análisis nos permite estimar la rugosidad relativa en cada sector y comprender cómo afectará el viento a la operación de la turbina en función de su ubicación en relación con las características del terreno circundante. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 36 de 98  3.2.2. Variabilidad con la altitud El viento varía con la altura debido al rozamiento con la superficie de la Tierra hasta una distancia límite donde la velocidad no se ve afectada. Como para cualquier otro fluido, esta es la definición de capa límite de velocidades. Esta variación con la altura dependerá de varios factores, como la rugosidad del terreno o los posibles obstáculos cercanos, la estación del año o incluso la hora del día, siguiendo una ley exponencial. En la siguiente transparencia se muestran, a modo de ejemplo, cómo puede ser dicha ley exponencial en función de las características típicas de diferentes emplazamientos. Como se ha mencionado anteriormente, para extrapolar estos datos a la altura a la que trabaja el aerogenerador, se usa una ley exponencial llamada exponencial de Hellman, con la siguiente forma: 𝛼 ℎ 𝑣ℎ = 𝑣10 · 10 Donde 𝑣ℎ es la velocidad del viento a la altura h, 𝑣10 es la velocidad del viento a 10 metros de altura y α es el exponente de Hellman que varía con la rugosidad del terreno. El parámetro 𝜶 es el que condiciona el grosor de la capa límite de velocidades. A un menor valor de 𝛼, la velocidad del viento se estabiliza antes, por lo que varía menos de la velocidad medida por el anemómetro. La altura final de cálculo dependerá del aerogenerador elegido, pero siempre a mayor altura, mayor será el recurso eólico para un mismo emplazamiento. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 37 de 98  3.2.2. Variabilidad con la altitud Variación de la velocidad del viento en función de su altura, para distintos valores de α A menor valor de α, el viento se estabiliza antes noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 38 de 98  3.2.3. Turbulencias y obstáculos Turbulencias. Las turbulencias disminuyen la posibilidad de utilizar la energía del viento de forma efectiva en un aerogenerador. También provocan mayores roturas y desgastes en la turbina eólica, tal y como se explica en la sección sobre cargas de fatiga. Las torres de aerogeneradores suelen construirse lo suficientemente altas como para evitar las turbulencias del viento cerca del nivel del suelo. Los aerogeneradores están sujetos a vientos fluctuantes y, por tanto, a fuerzas fluctuantes. Esto se da particularmente en el caso de estar emplazados en un clima eólico muy turbulento. Los componentes sujetos a una flexión repetida pueden desarrollar grietas, que en última instancia pueden provocar la rotura del componente. Obstáculos Los obstáculos disminuirán la velocidad del viento corriente abajo del obstáculo. Esta disminución depende de la porosidad del obstáculo, es decir, de cómo de "abierto" sea el obstáculo (la porosidad se define como el área libre dividida por el área total del objeto de cara al viento). No es lo mismo un edificio que un árbol. El efecto de frenado del viento que un obstáculo produce aumenta con la altura y la longitud del mismo. Además de reducir la velocidad del viento, los obstáculos crean turbulencias. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 39 de 98  3.2.4. Efecto estela En el caso de las turbinas eólicas, el efecto estela se produce cuando el viento incide en una turbina y parte del aire es desviado alrededor del rotor de la turbina. Cuando el viento llega a la turbina, el rotor gira y extrae energía del flujo de aire para generar electricidad. Sin embargo, una parte del aire que llega a la turbina no pasa a través de las palas del rotor, sino que es desviada alrededor de ellas. Este aire desviado crea una zona de menor velocidad y mayor turbulencia detrás de la turbina. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 40 de 98  3.2.5. Efecto túnel y colina Efecto Túnel: se produce cuando el viento se acelera al pasar a través de un estrecho paso o un espacio confinado, como un valle o un cañón. A medida que el viento es forzado a través de un espacio estrecho y limitado por las paredes del terreno circundante, la velocidad del viento tiende a aumentar significativamente. Efecto Colina: El "efecto colina" se refiere a la aceleración del viento cuando choca contra una colina u obstáculo montañoso. A medida que el viento se aproxima a una colina, se ve forzado a elevarse sobre la misma. Este ascenso provoca una disminución de la presión en la parte superior de la colina y un aumento en la velocidad del viento en esa zona. En el lado descendente de la colina, la velocidad del viento puede disminuir debido a la turbulencia generada por el flujo de aire que desciende. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 41 de 98  4. Medición y tratamiento de datos eólicos. El análisis de la viabilidad del viento como fuente de energía, requiere conocer sus características. Para poder cuantificar la importancia de un emplazamiento eólico desde el punto de vista de producción de electricidad, hay que tener en cuenta dos variables básicas: la velocidad y la dirección del viento. VELOCIDAD DEL VIENTO: La velocidad del viento es una magnitud vectorial. Aunque como tal magnitud vectorial tiene tres componentes, en aplicaciones de energía eólica sólo se consideran las componentes en el plano horizontal (plano paralelo a la superficie terrestre). La componente vertical de la velocidad del viento según el eje cenital, en general, es mucho menor. En general, los aparatos de medida registran solo el módulo (denominado velocidad o intensidad del viento), y la dirección de donde sopla de la componente en el plano horizontal. La velocidad del viento se mide en: metros por segundo (m/s), kilómetros por hora (km/h) o nudos (knots) (kt). Un nudo es una milla náutica por hora: (1kt = 1,852 km/h = 0,5144 m/s) DIRECCIÓN DEL VIENTO: Permite estudiar cuál de las orientaciones posibles es la más idónea para instalar la máquina. La dirección de donde procede el viento, se indica de varias formas, todas ellas basadas en divisiones del horizonte circular de 360º. Se pueden considerar 8, 10,12 o 16 divisiones y la dirección del viento se expresa en grados, correspondiendo a los cuatro puntos cardinales los valores: E = 90º, S = 180º, O = 270º y N = 360º (0º). El ángulo siempre se toma respecto al eje N. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 42 de 98  4. Medición y tratamiento de datos eólicos. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 43 de 98  4.1. Elementos de medida: Anemómetro El anemómetro sirve para medir la velocidad del viento. En general, la medición de la velocidad del viento se efectúa a cierta altura (10 m) para evitar la influencia del suelo. Los valores instantáneos se suelen promediar cada 10 min. Existen distintos tipos de anemómetros según su principio de operación: Medición por medios mecánicos: de rotación o de rueda alada. Mediante el enfriamiento de un hilo caliente. Medición por diferencia de presión: tubo de Pitot Medición por ultrasonido, láser, o efecto Doppler Los anemómetros más utilizados son los de rotación, que pueden ser del tipo cazoleta o de tipo hélice. Los de cazoleta tienen tres o cuatro cazoletas cónicas o semiesféricas distribuidas simétricamente alrededor de un eje vertical. El de tres cazoletas es el más utilizado. Su ventaja radica en que miden la componente horizontal del viento. El de tipo hélice se utiliza cuando se quiere determinar la velocidad en una dirección particular. En general se utilizan asociados a una veleta que los orienta en la dirección que sopla el viento. Presentan una respuesta más rápida que los de cazoleta pero en cambio las vibraciones de la veleta pueden afectar a la medición. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 44 de 98  4.1. Elementos de medida: Anemómetro El anemómetro va dotado de un transductor que convierte la velocidad de giro del sensor en una señal eléctrica que permite su registro en banda de papel o bien en soporte informático, para su posterior tratamiento. El límite inferior de la velocidad que es capaz de captar un anemómetro constituye el umbral de calma (ej. 0,3 m/s). Algunos modelos de anemómetros también proporcionan los golpes o rachas de viento. Un anemómetro totalizador mide el recorrido del viento en km/día: La velocidad media diaria se calcula dividiendo el recorrido por 24 horas. Una vez se dispone de las medidas de velocidad de viento, se requiere un sistema que permita su almacenamiento durante períodos de tiempo prolongados. Dicho sistema se conoce como “DATALOGGER” y además de almacenar los datos correspondientes a la velocidad de viento, suele registrar también PRECISIÓN IMPORTANTE: Un otros parámetros meteorológicos, como la presión, humedad, error del 10% en la medición de radiación solar, etc. la velocidad se traduce en un error del 33% en el cálculo de la energía. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 45 de 98  4.1. Elementos de medida: Veleta Una VELETA: nos informa sobre la dirección del viento. Está formada por un elemento móvil montado sobre un eje vertical que puede girar libremente para orientarse en la dirección del viento, y un transductor que permite traducir esa posición a una señal eléctrica. Tensión de salida proporcional a la posición de la veleta. La dirección del viento también sufre fluctuaciones. Se calcula una dirección media promediando los valores instantáneos durante un período de tiempo (10 min.). La colocación de los sensores (anemómetro y veleta) debe ser en un lugar despejado, libre de perturbaciones provocadas por obstáculos próximos, ya que estos perturban notablemente la velocidad y la dirección. La colocación del conjunto anemómetro veleta se realiza en un mástil. Dado que no se suele conocer a priori la altura con exactitud y además puede ser muy costoso instalar una torre de gran altura, se suelen utilizar dos anemómetros a distinta altura para calcular la longitud de rugosidad del terreno y extrapolar las medidas a alturas diferentes. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 46 de 98  4.2. Tratamiento estadístico del viento La velocidad del viento puede cambiar rápidamente tanto en su intensidad como en su dirección. El análisis estadístico de las condiciones del viento se basa en conjuntos de mediciones de la velocidad y la dirección del viento en el lugar de estudio. Los instrumentos de medición registran valores instantáneos con una frecuencia de muestreo específica, por ejemplo, cada 1 o 2 segundos. Estos valores instantáneos (N) se promedian a lo largo de intervalos de tiempo, generalmente de 10 minutos, y se asigna ese valor promedio a todo el período. En estudios de viabilidad para la instalación de parques eólicos, es necesario medir la frecuencia del viento a una velocidad de 1 Hz (una vez por segundo) y promediar todas las mediciones en un intervalo de 10 minutos, lo que significa que se obtienen N = 600 mediciones para calcular el valor promedio de la velocidad del viento en ese lapso de tiempo. Este enfoque también se aplica a la dirección del viento. Cuando se realizan investigaciones sobre turbulencias o ráfagas de viento, se requiere un muestreo a alta frecuencia (2 Hz o más) y se promedian en intervalos de 1 minuto. La disponibilidad de todos estos datos dependerá del equipamiento disponible, su nivel de automatización, la capacidad de almacenamiento de datos y los objetivos específicos del estudio. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 47 de 98  4.2. Tratamiento estadístico del viento Además de tomar mediciones de velocidad, es necesario registrar la dirección del viento para determinar la dirección predominante, la dirección promedio o la dirección estacionaria durante un intervalo de 10 minutos. La metodología empleada para la velocidad es la misma. Es esencial que las mediciones de velocidad y dirección se realicen a cierta altura sobre el suelo para evitar que el flujo de aire se vea alterado por la topografía y los obstáculos cercanos. Para ello, se deben llevar a cabo mediciones a diferentes alturas, usualmente a 10, 25, 50 y 75 metros, utilizando una torre meteorológica. Los resultados obtenidos deben ser analizados junto con el comportamiento del viento en la zona, basándose en datos históricos recopilados de estaciones meteorológicas cercanas. Se recomienda que los conjuntos de datos históricos sean lo más extensos posible, con un período de al menos 30 años, para garantizar un nivel adecuado de confiabilidad. En ausencia de datos históricos, la campaña de medición deberá abarcar un período de tiempo lo más extenso posible desde el punto de vista técnico y económico, considerando mediciones en todas las estaciones del año y comparando los resultados con estaciones cercanas y las tendencias regionales a largo plazo. Por último, es fundamental contrastar los resultados obtenidos con aquellos generados mediante el uso de modelos de simulación y pronóstico de viento en la zona de estudio. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 48 de 98  4.2. Tratamiento estadístico del viento Según el método de medición y el tratamiento de los resultados, existen varias formas de presentar los datos del viento en la práctica. Se considera un año estándar, que consta de 8,760 horas. Sin embargo, los resultados obtenidos en una campaña de medición de un año pueden no ser representativos del comportamiento del viento debido a su variabilidad y aleatoriedad. Por lo tanto, es esencial contar con series históricas de más de 25 o 30 años para establecer un "año tipo" o "año promedio". Los datos del viento pueden presentarse de dos maneras principales: a) a través de tablas o series numéricas, b) y mediante representaciones gráficas. Cuando se emplean tablas o series numéricas, se pueden utilizar varios tipos de datos, entre ellos: Valores promedio de la velocidad y dirección del viento durante intervalos de 10 minutos, calculados a partir de mediciones frecuentes tomadas cada 1 o 2 segundos. Estos valores representan las características medias del viento instantáneo durante esos intervalos de tiempo. Valores medios de la velocidad y dirección del viento por hora, lo que genera 8,760 valores al año para cada magnitud. Valores medios calculados en intervalos más largos, como cada tres horas (2,920 valores al año), diariamente (365 valores al año), cada diez años (36 valores), mensualmente (12 valores) y anualmente (1 valor). En todos los casos, es esencial especificar el umbral de calma, que representa la velocidad mínima que el anemómetro es capaz de medir. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 49 de 98  4.2. Tratamiento estadístico del viento Umbral de calmas: 0,2 m/s noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 50 de 98  4.2. Tratamiento estadístico del viento Representación Gráfica de Datos de Viento: Rosa de los Vientos La representación gráfica más común es la conocida como la "rosa de los vientos". Consiste en representar los datos estadísticos de intensidad y dirección del viento en un diagrama polar, con círculos concéntricos que indican, a escala, la frecuencia de las observaciones en cada dirección o rumbo. Estas observaciones se agrupan en intervalos de intensidad de velocidad. El centro del diagrama muestra el porcentaje de calmas. La cantidad de rumbos, generalmente relacionados con los puntos cardinales, suele ser de 8, 12 o 16. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 51 de 98  4.2. Tratamiento estadístico del viento Mediante el uso de histogramas, también es posible determinar la distribución de las velocidades del viento en una ubicación específica. Esto nos permite conocer la cantidad de horas anuales en las que se experimenta una determinada velocidad del viento. Estos datos pueden ser organizados en un gráfico de barras, como se ilustra en la figura, denominado "histograma de velocidades del viento anual". noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 52 de 98  4.3. Medidas estadísticas A pesar de que la variable utilizada en las siguientes definiciones es la velocidad, todos los conceptos son aplicables a otras mediciones, como la dirección del viento. Los conceptos estadísticos más utilizados en el análisis del viento se dividen en dos tipos de parámetros: a) Parámetros de centralización. Para un conjunto de 𝑵 valores de la velocidad (𝑣1 , … , 𝑣𝑘 ), cada uno de los cuales se presenta (𝑛1 , … , 𝑛𝑘 ) veces, se definen los siguientes parámetros de centralización: Frecuencia relativa 𝑓𝑖 de una magnitud 𝜈𝑖 : 𝑓𝑖 = 𝜈𝑖 /𝑁, teniendo en cuenta que: 𝑘 𝑘 𝑁 = ෍ 𝑛𝑖 → ෍ 𝑓𝑖 = 1 𝑖=1 𝑖=1 Media aritmética 𝜈,ǁ definida por: 𝑘 𝑘 𝑛𝑖 𝜈𝑖 𝜈ǁ = ෍ = ෍ 𝑓𝑖 𝜈𝑖 𝑁 𝑖=1 𝑖=1 Mediana ഥ𝝂, que es el valor medio de los dos valores que dividen el conjunto de datos en dos partes iguales. Moda 𝝂𝒎 : valor que se presenta con la máxima frecuencia. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 53 de 98  4.3. Medidas estadísticas b) Parámetros de dispersión. Estos sirven para indicar cómo un conjunto de datos se distribuye alrededor de un valor medio. Los más utilizados son: Rango o Intervalo: es la diferencia entre el mayor y el menor de los valores. Desviación estándar o típica: es una medida del grado de dispersión de los datos con respecto al valor promedio. La desviación estándar de un conjunto de datos es una medida de cuánto se desvían los datos de su media. Se calcula mediante la fórmula: 𝑘 𝜎= ෍ 𝑓𝑖 𝑣𝑖 − 𝑣෤ 2 𝑖=1 c) Distribución de Weibull Establece un modelo de las frecuencias de las velocidades del viento con una función matemática continua (en vez de discreta como con las frecuencias). Partiendo de un año tipo, se ajusta los parámetros de esta distribución a las frecuencias. 𝛼, 𝜆 > 0, 𝑥 ∈ (0, +∞) 𝛼−1 − 𝜆𝑥 𝛼 𝜆𝑥 𝛼 𝑝 𝑥 = 𝜆𝛼 𝜆𝑥 𝑒 , 𝐹 𝑥 = 1 − 𝑒− noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 54 de 98  4.3. Medidas estadísticas Los parámetros 𝛼, 𝜆, se ajustan usando un método basado en mínimos cuadrados. La forma de esta distribución puede ser variopinta: noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 55 de 98  4.4. Método de cálculo de un histograma Para un conjunto de 𝑵 valores de la velocidad (𝑣1 , … , 𝑣𝑘 ), cada uno de los cuales se presenta (𝑛1 , … , 𝑛𝑘 ) veces, se realiza los siguientes pasos para calcular su histograma: 1. Se organizan los datos en clases o categorías, determinando la frecuencia de cada una, es decir, cuántos datos pertenecen a cada categoría. Cada categoría se define por sus límites superior e inferior, y su valor medio corresponde a la marca de la categoría. En cálculos eólicos que requieren cierto grado de precisión, generalmente se utiliza un intervalo de categoría no mayor a 0,5 m/s. 2. Se crea una tabla que contiene las categorías y sus respectivas frecuencias. A partir de estos datos, se calculan las frecuencias relativas, las frecuencias acumuladas, la velocidad media, la mediana, la moda y la desviación típica o estándar. 3. Se elabora un histograma de las frecuencias relativas, ya que permite esbozar la distribución de probabilidad continua basándose en la forma que toma el polígono de frecuencias (línea que conecta los centros de los lados superiores de los rectángulos en el histograma). 4. Resulta útil representar la curva de frecuencias acumuladas, que muestra la probabilidad acumulada de que la velocidad del viento sea menor o igual que cierto valor, o su complementaria F' (mayor que). También se puede trazar la "curva de duración de la velocidad", que indica en el eje vertical la velocidad y en el eje horizontal el número de días en los que la velocidad del viento se mantiene por encima de un valor específico. noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 56 de 98  4.4. Método de cálculo de un histograma Ejemplo: A partir de las velocidades medias diarias del viento durante 65 días dadas en la siguiente tabla, trazar el histograma de Frecuencias y las curvas de frecuencia acumuladas noviembre de 2024 Sistemas de Generación de Energía Eólica 57 de 98  4.4. Método de cálculo de un histograma Ejercicio 1: A partir de las velocidades medias diarias del viento durante 65 días dadas en la siguiente tabla, trazar el histograma de Frecuencias y las curvas de frecuencia acumuladas Datos Cálculos Frecuencia Centro de la Frecuencia de Frecuencia Productos (auxiliaries, relativa Intervalo de la clase la clase relativa para otras variables) acumulada clase (m/s) vi (m/s) ni (horas) fi = ni/N Fi fi·vi fi·vi2 0≤v