CURSO TECNOLOGIA DE PROCESOS INDUSTRIALES ENERGÍAS RENOVABLES: ENERGÍA EÓLICA.

DOCENTE IQ DARIO HUELMO MATERIAL ORIGINAL ING RAUL PRANDO 2016

ENERGIA EOLICA VIENTO ORIGEN MODELOS

INTRODUCCIÓN. Energía Eólica es una forma “convertida” de la Energía Solar (alrededor del 2% de la recibida en la Tierra se transforma en ésta), originada en la circulación del aire atmosférico, consecuencia de:

 La

 Mayor

calentamiento relativo de la superficie terrestre y de la atmósfera en el Ecuador, que en los Polos (la radiación solar incidente es 2.4 veces mayor en aquél que en éstos).

 Calentamiento

desparejo de la superficie de la tierra debido a condiciones superficiales diferentes (mar, bosques, hielo, desiertos).

 Ello,

induce una diferencia de presiones en la atmósfera que da origen al Viento, es decir, aire atmosférico en movimiento con masa y con energía cinética.

INTRODUCCIÓN, Cont.

INTRODUCCIÓN, Cont. 









A diferencia de la radiación solar, que es relativamente uniforme en una región y durante un período de tiempo dados, •. el viento es inconstante cambiando de lugar en lugar y soplando con fuerzas fluctuantes en el tiempo. Es decir, que la atmósfera es dinámica: siempre hay flujos de aire en movimiento entre zonas que tienen gradientes de presión. Estos flujos de aire en movimiento pueden tener lugar en diferentes escalas geográficas y de tiempo, tales como: los monzones, que son estacionales y ocurren sobre una escala continental o la brisa tierra-mar que se siente localmente en zonas costeras y que tiene un ciclo diario.

CIRCULACIÓN ATMOSFÉRICA.

ESCALAS DE CIRCULACIÓN ATMOSFÉRICA.

TIPOS DE VIENTO. Se distinguen:  Vientos

Globales o Geotróficos: Se encuentran a alturas superiores a los 500/1000 m. Son generados por diferencias de temperatura y de presión, pero, dada su altura (> 500m), no están influenciados en su velocidad por la rugosidad de la superficie terrestre.

 Vientos

Locales o Superficiales: Ubicados a alturas menores que los vientos anteriores en la zona denominada capa límite planetaria (planetary boundary). En ella, la fricción juega un papel más o menos importante y, por lo tanto, están influenciados por la rugosidad, orografía y obstáculos del suelo.

VIENTO: ESCALAS DE VELOCIDAD. Velocidad (m/s)*

Esc. Beaufort**



0.0 - 0.4

0



0.4 - 1.8

1



1.8 - 3.6

2



3.6 - 5.8

3



5.8 - 8.5

4



8.5 - 11

5



11 - 14

6



14 - 17

7



17 - 21

8



21 - 25

9



25 - 29

10



29 - 34

11



> 34

12

* Medido a 10 m de altura. ** Escala discontinuada.

Tipo Calmo

Suave

Moderado Moderado Fuerte

Fuerte Ventarrón

Ventarrón Fuerte

Huracán

AIRE SECO: Densidad a Presión Atmosférica Normal, 101.325 kPa Temperatura ºC kg aire seco/m³          

-5 0 5 10 15 (+) 20 25 30 35 40

1.317 1.292 1.269 1.247 1.225 1.204 1.184 1.165 1.146 1.127

Agua máx. kg/m³ -0.005 0.007 0.009 0.013 0.017 0.023 0.030 0.039 0.051

NOTA: (+) Valor usado como referencia en generación eólica (288º K). El aire húmedo es levemente menos denso que el aire seco pero, en general, no se realizan correcciones por humedad. En cualquier sitio, las fluctuaciones, diarias y estacionales, de temperatura afectan más la densidad del aire que los cambios de presión y humedad.

TURBULENCIA.  Fluctuaciones

aleatorias, de la velocidad instantánea del viento con respecto a su velocidad media, en una escala corta de tiempo (segundos).

 Se

deben a la disipación de energía cinética en térmica, mediante la creación y destrucción progresiva de ráfagas cada vez más pequeñas.

 Se

caracterizan por su amplitud y variación máxima en velocidad, y sus tiempos de desarrollo y de caída.

 Ocurren

en todas las direcciones: longitudinal (en la dirección del viento), lateral (perpendicular a la del viento medio) y vertical.

 Las

ráfagas afectan estructuralmente a los aerogeneradores por lo que se tiene en cuenta en su diseño, en particular, su incidencia sobre la fatiga de su mecanismo de orientación y del material de las palas.

INTENSIDAD DE TURBULENCIA, TI.  Es

la relación entre la desviación standard de la velocidad de viento, o’ y la velocidad media de viento, U en un sitio dado y para un intervalo de tiempo que, por convención, es de 10 minutos. TI = o’/U o’ = 1/(N-1) x Suma (Ui – U)² N: es el número de medidas en ese intervalo Ui: los valores de velocidad instantáneos medidos en el sitio.  Los valores habituales: varían entre 0.1 y 0.4; los mayores, corresponden a las velocidades de viento más lentas pero, los límites, en un sitio dado, dependen de la orografía y rugosidad de la superficie terrestre en él.  IEC 61400-1:2005 (Clasificación de los Aerogeneradores), da valores de Intensidad de Turbulencia, para cada clase y una velocidad de viento de 15 m/s (0.16, 0.14 y 0.12 respectivamente).

MODELOS NORMALES DE TURBULENCIA.

13

TURBULENCIA: FACTORES. Su intensidad y escalas de tiempo están determinadas por:  Factores meteorológicos: temperatura y presión atmosférica.  Variabilidad

Temporal, asociada a la turbulencia presente en intervalos de corta duración entre 3s a 10 minutos y a otras causas naturales de mayor duración diaria, interanual y de largo plazo (tales como ENSO, El Niño Southern Oscillation y PDO, Pacific Decadal Oscillation).

 Velocidad

media del viento. Es la variable más relevante. Presenta importantes variaciones espaciales y temporales, que determinan el comportamiento peculiar del viento en un sitio dado. Se deben al efecto combinado de la Topografía, Rugosidad del terreno circundante y Cambios de Temperatura del Suelo.

RUGOSIDAD TERRESTRE: CLASES Y LONGITUDES. Clase

.

Long, m

Energía %

 0  0.5

0.0002 0.0024

100 73



0.03

52

0.055

45

0.1

39

 2.5  3

0.2 0.4

31 24

 3.5  4

0.8 1.6

18 13

1

 1.5 

2

Tipo de Paisaje Superficie cuerpos de agua Terreno completamente despejado con superficie suave Pistas de aterrizaje de hormigón. Gramilla Cortada. Áreas agrícolas sin cercas y sin cercas de abrigo. Construcciones separadas y colinas redondeadas. Suelos agrícolas con algunas casas y cercas de abrigo de 8 m de altura, en una distancia de 1250m. Suelos agrícolas con algunas casas, etc. en una distancia de 500 m. Ídem, en una distancia de 250 m. Centros poblados pequeños, suelos agrícolas con muchos cercos de abrigo, bosques y suelos escabroso y desnivelados Ciudades grandes con edificios altos. Ciudades muy grandes, con rascacielos.

Fuente: Wind Energy Reference Manual, Danish Wind Industry Association

RUGOSIDAD TERRESTRE: CLASES Y Longitudes, (Cont.) 

Longitud de Rugosidad, Lrug: Altura o distancia sobre el nivel del suelo a la que la velocidad del viento es cero.



Clases: definidas en base a la longitud de Rugosidad. Si Lrug ≤ 0.03  Clase = 1.699823015 + ln Lrug/ln 150 Si Lrug > 0.03



 Clase = 3.912489289 + ln Lrug/ln 3.3333333

Se distingue entre la rugosidad del terreno, la influencia de obstáculos porosos (por ej., bosques, que reducen su velocidad y sólidos ( por ej. construcciones, que generan turbulencia) y la orografía del terreno (alturas, con pendientes suaves, aceleran el viento; alturas, bruscas o pronunciadas, crean turbulencia). Tomado de Wind Energy Reference Manual, Danish Wind Industry Association (www.windpower.org) . Otros autores, simbolizan la longitud de rugosidad como Zo y la expresan en mm (Ver lámina siguiente)

VALORES APROXIMADOS DE LONGITUD DE RUGOSIDAD – Zo (mm)             

Tipo Zo Superficie suave (Hielo, barro) 0.01 Mar abierto calmo 0.20 Mar con oleaje 0.50 Superficie con nieve 3.00 Suelo con césped 8.00 Suelo con pastura 10.00 Campo descuidado 30.00 Campo cultivado 50.00 Pocos árboles 100.00 Muchos árboles, cercas, pocas construcciones 250.00 Bosques y suelos arbolados 500.00 Suburbios urbanos 1500.00 Centro de ciudades con edificios altos 3000.00

Fuente: J.F. Manwell, J. G. Mcgowan & A.L. Rogers, Wind energy explained, Theory design and application, J Wiley, USA 2009

CARACTERIZACIÓN DEL VIENTO. Ejemplo: Fluctuaciones en Velocidad horaria en Sierra de Caracoles (Medidas a 10 m de altura)

Numero de horas

Variación Escala Horaria (Turbulenta).

Fuente: Evaluación de Energía Eólica, Setiembre 2006. DNETN,MIEM

CARACTERIZACIÓN DEL VIENTO, Cont.

Variación Interanual. Nota: La tendencia decreciente verificada puede estar asociada a crecimiento de bosques aledaños y a construcciones realizadas en el entorno de la estación meteorológica. Fuente: Evaluación de Energía Eólica; Setiembre 2006. DNETN, MIEM

ESTABILIDAD ATMOSFÉRICA.  Tendencia

a resistir el movimiento vertical del aire en la atmósfera o a suprimir la turbulencia existente, causada por la distribución vertical del aire debida al calentamiento y enfriamiento radiante de la superficie de la tierra y su interacción por convección con el aire adyacente a ésta.

 Como

consecuencia de ello, la velocidad, temperatura y humedad relativa del aire, varían en función del espacio y del tiempo.



La estabilidad atmosférica determina los gradientes de velocidad (cizallamiento del viento, wind shear en inglés) que se dan en los primeros cientos de metros por encima de la superficie terrestre.

CIZALLAMIENTO DEL VIENTO (WIND SHEAR). Se denomina así al hecho que el perfil de velocidades del viento tiende a valores menores a medida que nos acercamos al nivel del suelo terrestre.  Para una clase de suelo determinada, conocida la velocidad de viento a una altura dada, puede calcularse la que corresponde a otra altura aplicando la Ley Potencial de Cizallamiento (Wind Shear formula), a saber: V1 = Vc ln (z1/Lrugc)/ln (zc/Lrugc) Donde:  V1 es la velocidad del viento a la altura z1  Vc es la velocidad de viento conocida a la altura zc  Lrugc es la longitud de rugosidad que corresponde al tipo de paisaje prevaleciente en la dirección habitual del viento en ese sitio  ln es la función logaritmo natural. Ejemplo : Sea 7.7 m/s la velocidad de viento a 20 m de altura y se desea conocer su valor V1 a 60 m de altura. La Lrugc prevaleciente es 0.1 (clase 2). V1 = 7.7 x ln (60/0.1)/ln (20/0.1) = 7.7 ln 600/ln 200 = 7.7 x 6.3969/5.2983 = 9.3 m/s La relación de alturas suele estar afectada de un exponente que, según distintos autores varía entre 0.1 a 0.3; la gran mayoría la considera una herramienta empírica y que se aplique el valor que mejor se alinee a los datos reales. 

VELOCIDAD EXTREMA DEL VIENTO.  Máxima

velocidad de viento esperada en un sitio dado. Interesa para el diseño y fabricación de los aerogeneradores que deben soportarla.



Es el valor de velocidad extrema promediada durante un período de tiempo apropiado con una probabilidad de ocurrencia de 1/N años. La mayor velocidad de viento medio durante 10 min para un período de recurrencia de 50 años tiene una probabilidad de ocurrencia de 1/6 x 8760 h x 50 años = 3.8 x 10E-7.



Se estima a partir de medidas extremas verificadas en períodos cortos de tiempo y aplicando la distribución estadística de Gumbel, por ej.



En nuestro país, los vientos extremos son causados por Ciclones Extratropícales (sistemas de baja presión que giran en sentido horario y orientados generalmente al SE y alcanzan unos 100 km/h a 10 m) y Tormentas Convectivas (corrientes descendentes intensas con velocidades de hasta 180 km/h entre 30 y 100 m de altura).

CICLONES EXTRATROPICALES. .

TORMENTAS CONVECTIVAS SEVERAS. .

TORMENTAS CONVECTIVAS SEVERAS, Cont.

.

TORMENTAS CONVECTIVAS SEVERAS, Cont. .

CORRIENTES DESCENDENTES. .

APLICACIÓN A SELECCIÓN DE AEROGENERADORES. .

EFECTOS DESTRUCTIVOS DEL VIENTO. Tormenta con vientos a 124 km/h afectó 8 aero-generadores IMPSAArgentina en Parque Eólico en Sur del Brasil (Santana do Livramento), 21-12-2014.

EL VIENTO: RECURSO EÓLICO.  Flujo

de aire atmosférico, entre sistemas de alta y baja presión, consecuencia del calentamiento diferencial de la superficie terrestre por el sol.  Este flujo, transporta calor desde el Ecuador a los Polos, flujo horizontal influenciado por la rotación de la tierra que induce la Fuerza de Coriolis, debida a esa rotación.  Ésta, opera siempre en ángulo recto con respecto a la velocidad de un cuerpo en movimiento, en consecuencia los vientos en vez de ir hacia el N o el S en los hemisferios S y N, sufren desviaciones hacia la derecha y la izquierda respectivamente  El viento, como recurso eólico, tiene un valor que: a) cambia físicamente en el tiempo en un sitio dado y, b) evoluciona con el desarrollo tecnológico y con las consideraciones ambientales y sociales que inciden en la densidad y localización de aerogeneradores.

EL VIENTO: RECURSO EÓLICO, Cont.  Parte

de la energía cinética del aire en movimiento o viento , puede ser convertida en energía mecánica o eléctrica. presente, se cuenta, para ello, con una tecnología madura en evolución permanente, que permite obtener potencia buscando el máximo aprovechamiento del viento, competiendo con otras fuentes de energía disponibles, en particular si se tiene en cuenta el costo ambiental resultante de las emisiones de GEI que muchas de ellas generan.

 Al

 Se

dispone de potencias entre 0 y β > 0  Alfa (α): parámetro de forma, si cambia, es posible generar un conjunto variado de curvas que modelan distribuciones en el tiempo de distintas variables. También se identifica con la letra k  Beta (β): parámetro de escala, extensión a lo largo del eje de las abscisas o velocidades. Refleja el tamaño de las unidades en que se mide la variable aleatoria y. También suele identificarse con la letra c.



Si α = 1 se transforma en la distribución exponencial muy aplicada para medir la duración de equipos industriales sometidos a mantenimiento periódico y recambio de piezas. F (y) = (e E – y/β) / β donde 0 < o = y < infinito y β > 0

DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL, DENSIDAD DE PROBABILIDADES DE VIENTO.   

La distribución de densidad de probabilidades de viento es asimétrica, es decir, sesgada, porque los vientos fuertes son poco frecuentes. El área comprendida entre la curva y el eje de las abscisas vale uno por abarcar todas las probabilidades del viento incluyendo el valor cero (No hay viento). Se distinguen:  velocidad

modal (valor más usual de velocidad)  velocidad mediana de la distribución (valor de velocidad para el que un 50% de los vientos tendrán velocidades menores y el otro 50% mayores). Es la que se indica en la Lámina siguiente.  velocidad media (promedio de la suma de los productos de cada una de las velocidades por su probabilidad de ocurrencia), basada en las mediciones de velocidad en el sitio. 



Si el parámetro de forma vale 2, lo que es habitual en la distribución de velocidades de viento, se conoce como distribución de Rayleigh o lineal; es la normalmente utilizada por los fabricantes de turbinas para informar sobre su desempeño. Si vale 3, se tiene la distribución normal.

DISTRIBUCIÓN DE DENSIDAD DE PROBABILIDADES DE VELOCIDAD DE VIENTO SEGÚN WEIBULL: EJEMPLO.

Vel. Nodal 5.5 m/s Vel. Mediana 6.6 m/s Vel Media 7 m/s

RECURSO EÓLICO: DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD DE WEIBULL, Weibull: 

Usa los dos parámetros ya mencionados, k y c; ambos son función de la velocidad media del viento en un sitio dado y de su desviación standard. En este caso, la función de densidad de probabilidad y la función de distribución acumulada son las siguientes: p(U) = (k/c) x (U/c)E(k-1) exp [ - (U/c)E2] F(U) = 1 –exp [-(U/c)E2]

 Con la primer ecuación, puede determinarse la velocidad media Um = cT(1 +1/k), donde T(x) es la función gamma (Ver lámina siguiente para calcularla).  Para determinar k y c, a partir de la velocidad media y la desviación standard de ésta, puede emplearse la siguiente aproximación analítica/empírica:  Para 1 ≤ k < 10, una buena aproximación es k= (o’/U) E-1.086  Obtenida k, puede calcularse c mediante la aproximación c/ U = (0.568 + 0.433/k)E -1/k

RECURSO EÓLICO: CÁLCULOS. .

TEOREMA DE BETZ. 

Formulado por Betz, físico alemán en 1919 y publicado en 1926 (Wind Energie). Establece que solo el 59% de la energía cinética del viento puede transformarse en energía mecánica en un aerogenerador.



La masa de aire que pasa por unidad del área barrida por las paletas del rotor de una turbina (m²), es igual a: M = Da (v1 + v2) / 2 donde: 



M masa aire (kg/s), Da densidad aire (kg/m³), v1 y v2 velocidades del aire antes y después de pasar por la turbina (m/s) y v1 > v2

Sea Po la potencia total por unidad de área (W/m²) de la corriente de aire asumiendo que no choca con el rotor del aerogenerador es: Po = 0.5 Da v1²



La potencia P (W/m²), a ser tomada por la turbina por unidad de área barrida por el rotor, calculada aplicando la Ley de Newton, es: P = 0.5 M (v1² – v2²) = 0.5 Da x (v1 + v2) / 2 (v1² – v2²)

TEOREMA DE BETZ: Ilustración.

TEOREMA DE BETZ: Representación Gráfica

TEOREMAS DE BETZ Y DE SCHMITZ.  La

eficiencia de aprovechamiento de la energía cinética de la corriente de aire, P/Po puede expresarse, reordenando términos, como sigue: P/Po = 0.5 [ 1 – (v2/v1)² (1 + (v2/v1)] = 0.59

 Su

valor máximo se obtiene para (v2/v1) = 0.33 lo que corresponde a una P/Po máxima del 59%.

 El

Teorema de Schmitz determina las pérdidas de eficiencia debidas a la fricción por rotación de las palas del aerogenerador en base a la velocidad de la punta de palas con respecto a la velocidad axial v1 del viento.

 Define

la relación Lambda = 3.14 x D (m) x vueltas por seg/ v1 (m/s). (D: diámetro del rotor del aerogenerador)

 Para

Lambda >10 la rel P/Po alcanza valores asintóticos a 0.6

POTENCIA EÓLICA OBTENIBLE EN UN AEROGENERADOR. Zona gris: Potencia eólica/m² disponible en un sitio Zona azul: Potencia eólica/m² que teóricamente puede transformarse en Energía mecánica (Ley de Betz) Zona roja: Potencia eléctrica/m² a obtenerse en ese sitio con un Aerogenerador.

La mayor cantidad de energía eólica a emplear proviene de las velocidades de viento mayores que la media del sitio considerado. Tener presente también las velocidades de viento mínima de conexión (2 a 5 m/s) y máxima de corte de generación eléctrica en el equipo (25 m/s).

ESTIMACIÓN DE LA MÁXIMA POTENCIA DE UN GENERADOR IDEAL. Asumiendo un aerogenerador ideal y que es aplicable la distribución de Raileigh al recurso viento en un sitio dado, P. W. Carlin, 1997, desarrolló la siguiente ecuación, conocida como 1,2,3 por las potencias crecientes de sus términos, que permite estimarla en base al diámetro de barrido de sus palas: Pw = d.(2/3 D)E2. (V)E3 Donde: Pw potencia media del aerogenerador d densidad media del aire en el sitio D diámetro del área de barrido del aerogenerador y V velocidad media anual del viento en el sitio

AEROGENERADORES TRADICIONALES: Componentes 

Rotor de 3 palas (constituye la configuración más estable y equilibrada del punto de vista dinámico) que se conecta mediante un acople al eje de baja rotación que, mediante una caja de engranajes eleva la velocidad de rotación a la del generador eléctrico y se dispone de un freno de disco en el eje de velocidad elevada.



Sistema hidráulico para accionar la inclinación de las palas.



Orientación de la turbina para enfrentar la dirección del viento, mediante dos pequeños motores eléctricos de engranajes, que permiten su rotación alrededor de un eje vertical montado en la parte superior de una torre de construcción tubular en acero.



Sensores de dirección y de velocidad de viento montados en la parte trasera de la carcasa del aerogenerador (envían señales al sistema de control mediante microprocesadores.



A partir de 1990 se introdujeron turbinas sin caja de engranajes consistentes en generadores sincrónicos de polos múltiples operados a velocidad variable mediante electrónica de potencia.



La inclinación de las palas con actuadores eléctricos montados en ellas.

AEROGENERADORES TRADICIONALES: Curvas de Potencia – Características. 

Indica la potencia de un aerogenerador a diferentes velocidades de viento.



Se determina experimentalmente. La turbulencia y la posible complejidad del terreno en un sitio pueden determinar apartamientos con respecto a la curva de potencia de un aerogenerador.



La curva de potencia no dice cuánta potencia se va a generar en un emplazamiento dado. Para ello, deben superponerse la curva de potencia y la curva de distribución de densidades de probabilidad de eventos de velocidad de viento en el sitio seleccionado.



La potencia media a generar se estima calculando el producto de la curva característica del aerogenerador por la curva de densidad de probabilidad de velocidad de viento en el sitio dado.



Ello, también, permite comparar aerogeneradores y optar por el más conveniente técnica y económicamente.

AEROGENERADORES TRADICIONALES: Ejemplo deCurva de Potencia, Gamesa G58-850 Kw Velocidad (m/s)

Potencia (Kw)

3

9,7

4

31,2

5

78,4

6

148,2

7

242,7

8

368,8

9

525,3

10

695,0

11

798,4

12

844,1

13

850,0

14

849,5

15

849,9

16

850,0

17-21

850,0

22

819,3

23

791,1

SELECCIÓN DE AEROGENERADORES. Implica:  Conocer Características y Requerimientos Eléctricos de la red.  Clasificar Emplazamiento (Norma IEC 61.400. 12-1). Criterio Vel. Prom. m/s máxima

Clase I 10.0

Clase II 8.5

Clase III 7.5

Clase IV 6.0 x5

Vel viento 10 min/50años

50.0

42.5

37.5

30.0 x 1.4

Vel máx 50 años



70.0

59.5

52.5

42.0

Curva de potencia y de estela del aerogenerador para la densidad objetivo.

AEROGENERADORES: Interconexión Eléctrica.  La

potencia eléctrica individual en equipos de 100 Kw o más, es generada normalmente en corriente alterna en cada turbina a 690 VA y, mediante un transformador, instalado, generalmente, en la base de c/u de ellas se aumenta esa tensión a la empleada en la distribución subterránea que vincula al conjunto en un parque eólico, por lo general 20/30kV

 Una

SE toma la potencia de varios cables de distribución y, mediante un transformador, se alimenta a la red eléctrica a la tensión que corresponda.

 Todo

proyecto de instalación eléctrica de aerogeneradores debe incluir protecciones de tensión, cortocircuito, frecuencia y pararrayos con su debido sistema de puesta a tierra (Norma IEC 61024-1).

AEROGENERADORES: Conexión a la Red.    

Cada proyecto debe ser analizado en función de las reglas de despacho de carga y de características de la red local (Ver norma IEC 61400-21). El análisis a realizar depende de las características específicas del punto de conexión. Pot. máxima a conectar: 8% valor potencia de cortocircuito en la red en el punto de conexión (Regla del pulgar). Se toma como parámetro de caracterización del punto de conexión a la red, la Relación, Rcc, entre la Potencia de Cortocircuito de la red en el punto de conexión (Scc) y la Potencia Aparente de la generación eólica (See) a saber: Rcc = Scc/See. Si Rcc > 20: analizar el perfil de tensión en el ramal Si 10 < Rcc < 20: hacer el análisis estático del nivel de tensión en el ramal de distribución asociado a la generación eólica Si Rcc < 10: efectuar análisis dinámicos de la tensión en los ramales de distribución asociados a la red

AEROGENERADORES: Parámetros Característicos. Factor de Capacidad, FC (Capacity Factor) 

Es la relación entre la energía realmente producida durante un año (365 días x 24 horas = 8760 horas anuales) y la energía resultante de haberse generado ese tiempo a 100% de su capacidad nominal.



Teóricamente puede variar entre 0% y 60% (Teorema de Betz) y, en la práctica, está comprendido entre 20% y 50%. (S. de los Caracoles 49.5% Jul 2009). Las turbinas sólo generan cuando hay viento.



El FC está relacionado al diseño y selección de los aerogeneradores.



La mayor generación por unidad de inversión se logra acoplando un rotor menor y un generador grande. La elección tiene en cuenta las condiciones de viento locales y el precio de las distintas unidades aerogeneradoras disponibles.

AEROGENERADORES: Parámetros Característicos (Cont.) Factor de Disponibilidad, A (Availability) 

Característica de un equipo que expresa su habilidad para operar sin problemas.



Depende de los atributos de su sistema técnico y de la eficiencia y eficacia de la gestión de mantenimiento.



A = MTTF / (MTTF + MWT + MTTR) 100 donde:  MTTF: Confiabilidad expresada como el tiempo medio entre fallas consecutivas.  MTTR: Mantenibilidad expresada como tiempo medio para reparar una falla.  MWT: Tiempo medio de espera de los insumos requeridos en una reparación.



La Disponibilidad se refiere al % de tiempo que un aerogenerador está en condiciones de generar energía eléctrica, independientemente de que haya viento o no.



Al presente, los aerogeneradores tienen una disponibilidad A ≥ 98%, resultado de décadas de mejora continua en su diseño y construcción.

AEROGENERADORES: BASE DE FUNDACIÓN. Debe ser capaz de soportar el peso del aerogenerador completo, y evitar que se produzcan vuelcos por acción del viento sin sufrir deformaciones que generen desniveles y/o hundimientos en el suelo. Se construyen de hormigón (tipo C300, 300 kg/cm2, 2400 kg/m3), atendiendo las reglas del buen arte. La carga aplicada es una combinación del peso del aerogenerador y de la base asegurando que la mitad de su peso compense la carga de vuelco producida por el viento sobre el aerogenerador, usando un factor de seguridad, FS > 3. El esfuerzo total ejercido sobre el suelo debe ser menor a su capacidad portante (en kg/cm2). Ejemplo: Generador Vestas 2 MW: 250 ton; peso base 400 m3: 960 ton, FS = 3.84.

NORMAS TECNICAS RELACIONADAS

NORMAS INTERNACIONALES APLICABLES, IEC 61.400

IEC 61400-1:2005 + AMD 1:2010 CSV: Wind Turbines, Requirements. IEC 61400-2:2013; Wind turbines, Small Wind Turbines. IEC 61400-3:2009; Design Requirements for Offshore Wind Turbines. IEC 61400-4:2012; Design Requirements for Wind Turbine Gearboxes. IEC 61400-11:2012; Accoustic Noise Measurements Techniques. IEC 61400-12-1: 2005; Power Performance Measurements of Electricity Producing Wind Turbines. IEC 61400-12-2: 2013; Power Performance of Electricity-producing Wind Turbines Based on Nacelle Anemometry. IEC 61400-13:2001; Measurement of Mechanical Loads.

NORMAS INTERNACIONALES APLICABLES, IEC 61400, Cont. IEC 61400-14: 2005; Declaration of Apparent Sound Power Level and Tonality Values. IEC 61400-21:2008; Measurement and Assessment of Power Quality Characteristics of Grid Connected Wind Turbines. IEC 61400-22: 2010; Conformity Testing and Certification. IEC 61400-23: 2014; Full Scale Structural Testing of Rotor Blades. IEC 61400-24: 2010; Lightning Protection. IEC 61400-25-1:2006; Communications for Monitoring and Control of Wind Power Plants - Overall Description of Principles and Models. IEC 61400-25-2:2015 PRV; Ibid-Information Models. IEC 61400-25-3:2015 PRV; Ibid-Exchange Models.

NORMAS INTERNACIONALES APLICABLES, IEC 61400, Cont. IEC 61400-25-4:2008; Ibid-Mapping to Communication Profile. IEC 61400-25-5:2006; Ibid-Conformance testing. IEC 61400-25-6:2010; Ibid-Logical Node Classes and Data Classes for Condition Monitoring. IEC 61400 26-1:2011; Time Based Availability for Wind turbine Generating System. IEC 61400 26-2:2014; Production-Base Availability for Wind Turbines. IEC 61400 27-1:2015; Electrical Simulation Models-Wind Turbines.

CICLO EOLICO

EVALUACION DE RECURSO EÓLICO EVALUACIÓN DEL RECURSO EÓLICO.  Es

predecir la energía eólica susceptible de obtenerse como electricidad en un sitio, zona o territorio dado.



Permite a los interesados en aprovechar este recurso tomar la decisión de hacerlo o no.



Permite, a los gobiernos y organismos internacionales, evaluar su potencial y la conveniencia o no de establecer marcos adecuados para su aprovechamiento.



Permite la selección del tipo adecuado de aerogenerador. Tener presente que IEC clasifica las turbinas, en función de los valores de sus velocidades medias anuales, en cuatro clases (I a IV, entre 10 y 6 m/s ) según el régimen de viento imperante en un sitio dado.

EVALUACIÓN DEL RECURSO EÓLICO, Cont. Se distinguen: A nivel de proyecto. Análisis detallado con la posición del aerogenerador o de cada uno de los aerogeneradores (parque eólico), en el sitio en estudio. Requiere conocer las características del sitio, velocidades y pautas de variación de los vientos en él. La aplicación de múltiples turbinas, formando un parque eólico implica mayor complejidad en los estudios correspondientes A nivel macro, también denominado estudio de mapa en mesoescala. Su objeto es conocer el recurso a nivel global, de un país o región, para evaluar su potencial y planificar o no políticas conducentes a su aprovechamiento.

EVALUACIÓN DEL RECURSO EÓLICO: MEDICIONES DE CAMPO. 

Como la variación de la velocidad del viento es aleatoria, deben . determinarse estadísticamente sus valores medio y límites.



Para ello, se requiere realizar mediciones de la velocidad y determinación de sus direcciones a distintas alturas en el lugar o lugares en estudio.



Requisitos:

  

Período de realización: Durante un año corrido. Instrumentos: Emplear anemómetros (7 m/s (Valor medio anual)  El FC anual de generación en estas zonas es elevado  Los diagramas diarios de velocidad de viento muestran desfasajes en las horas que garantizan una cierta potencia de generación eléctrica constante de elevada probabilidad

POTENCIAL EÓLICO LOCAL: ANTECEDENTES, Cont.

Variación temporal diaria de velocidades de viento en Colonia, Montevideo y Punta del Este y de la Velocidad Equivalente de este conjunto. Tomado de Aerogeneración en el Uruguay, Ings. Maggiolo y Wald, 1973

POTENCIAL EÓLICO LOCAL: ANTECEDENTES, Cont. Oportunidades en el Desarrollo de la Energía Eólica en el Uruguay. 

Ing. J. Cataldo, Facultad de Ingeniería, UdelaR. Seminario Encuentro Regional s/Biocombustibles; 5ta. Reunión del Comité de Energía, HUGM, abril 2009.

Enumera:  Estudios de evaluación del potencial eólico nacional realizados por la Facultad de Ingeniería, UdelaR, desde 1993 a esa fecha, con el apoyo de UTE, BID-CONYCIT, algunas Intendencias Municipales, algunas empresas industriales privadas y  Estudios ejecutados por empresas privadas con mediciones de viento en distintos sitios del país (Sowitec, Innovent, Fortuny, etc.)

URUGUAY: MAPA EÓLICO.  

Disponible desde 09/2009 en la pág. web DNE, MIEM. Acceder a http://www.energiaeolica.gub.uy Incluye los datos siguientes: Velocidad media anual para distintas alturas (15 m, 30 m, 50 m y 80 m). Velocidad medial anual a 90 m de altura expresado según División Departamental del territorio. Mapa con velocidad media anual a 90 m de altura complementado con Rosas de Viento *cubriendo todo el territorio. Mapa con las Líneas de Transmisión de Energía Eléctrica Nacional de la época y velocidad media anual de viento a 90 m de altura. *Rosa de los Vientos: Diagrama circular dividido en 12 sectores de 30º c/u, que muestra la distribución de la velocidad y de la frecuencia de direcciones de vientos en un sitio dado o a ésta última.

POTENCIAL EÓLICO LOCAL: Antecedentes Cont. Resultados:  elaboración de un Mapa Eólico Nacional  identificación de zonas de posible aprovechamiento con un potencial de 1500 MW de potencia instalada (Sierra de los Caracoles, Sierras de las Ánimas, de Rocha, Cerro Largo, Cuchilla de Haedo, etc.).  Valores del FC (Factor de Capacidad) del orden y superiores al 35%.  Velocidades de vientos entre 5 m/s (10 m altura) y 7 m/s (60 m) en zona costera y, entre 7 m/s y 9 m/s, en colinas  Dirección mas frecuente cuadrante E. Conclusión:  La disponibilidad del recurso eólico en el país es significativa, abarca a casi todo el territorio y está demostrada técnicamente, tiene valores de FC superiores a los que se consideran internacionalmente aprovechables (Ej. 20% en España).  Cuenta con aleatoriedad, característica intrínseca del recurso.

URUGUAY: MAPA EÓLICO .

ESTIMACION DE ENERGIA EÓLICA ANUAL EN UN SITIO.

FUENTE: B. THRESCHER, WIND ENERGY SCIENCE AND TECNOLOGY. IEEE PES 2009 General Meeting, Calgary CANADA

HERRAMIENTA DE CÁLCULO DE GENERACIÓN EÓLICA, DNE-MIEM.  La

DNE, MIEM, en su página web www.energiaeolica.gub.uy pone a disposición Herramientas para calcular la aerogeneración de energía eléctrica a partir de estimaciones del recurso en un sitio particular del territorio nacional.  Son aplicables para realizar estudios de pre-factibilidad de proyectos concretos.  De las herramientas ofrecidas, se recomienda “Cálculo de generación de Energía Basada en Datos del Mapa Eólico”. Facilita la realización de los cálculos enumerados en la lámina anterior.  Paralelamente, la página web también proporciona direcciones de fabricantes de aerogeneradores.

AEROGENERACIÓN COSTOS DE INVERSIÓN Y OPERACIÓN. 

Oscilan entre U$S 1900/2700 el KW



Para instalaciones pequeñas es mayor.



En general, la distribución porcentual de costos es la siguiente: Aerogeneradores 75%, Obras civiles 8% , Instalaciones electro-mecánicas 12% y Otros 5%



Los costos de Operación y Mantenimiento, O&M, son función del diseño del aerogenerador y de las condiciones del sitio.



Los aerogeneradores grandes cuentan con Sistema Mantenimiento Predictivo (mejora de disponibilidad de los equipos y de las primas a pagar a las empresas aseguradoras).



Es frecuente que el suministrador de aerogeneradores proporcione un servicio O&M de 2 a 5 años, requisito a veces requerido por las instituciones que financian este tipo de inversiones.



Criterios aplicables a instalaciones pequeñas y domiciliarias: disponer de velocidades medias de viento = ó > 4m/s y costo unitario de la energía eléctrica > U$S 0.10/kwh.

AUTOGENERACIÓN EÓLICA INDUSTRIAL.  

    

. 

Basada en los Dto. PE 158/012. Promueve la celebración de contratos de compraventa de energía entre UTE y Consumidores Industriales (Código Clasificación Intl. Industrial Uniforme, CIIU, Sec C, Divs. 10-33, Rev. IV), que produzcan energía eléctrica usando energía eólica como fuente primaria. Reconoce 3 modalidades: Generación en el propio predio, fuera del predio y en asociación (bajo modalidad de sociedad de hecho). Establece las condiciones de contratación con UTE; entre ellas, potencia máxima a instalar entre 150 kW y 60 MW, etc. Plazo de Vigencia: 2 años a partir de su promulgación o hasta completar una potencia contratada total de 200 MW. Esta convocatoria finalizó el 28-05-2014; no obstante, es aplicable el Dto 144/014 (Ver en Módulo 5).

AUTOGENERACIÓN EÓLICA INDUSTRIAL, Cont. 

Dto PE 433/012 del 28/12/2012.



Indica, en su Anexo I, la metodología de cálculo del precio de la energía eléctrica demandada al sistema y, en el Anexo II, el valor del precio de cada uno de los cargos aplicables a la fecha de su promulgación.



Anexo I: El precio de la energía demandada se compone de distintos cargos fijados en el pliego tarifario vigente para el nivel de tensión que corresponda, a saber:



Cargo por Energía: precio por kWh consumido ($/kWh)



Cargo por Potencia: ($/kW máx mensual contratado, horas P y Llano).



Cargo Fijo Mensual: ($/mes).



Cargo por Potencia Excedentaria.



Cargo de Transición Total, CTT, ($/kW)



Anexo II: Indica los valores aplicables para los distintos niveles de tensión de conexión. Su actualización se hace en cada oportunidad de ajuste tarifario. El vigente (mayo 2015) es el indicado en el Dto, 66/015 (23-02-2015).

AUTOGENERACIÓN EÓLICA INDUSTRIAL: EJEMPLO.

AUTOGENERACIÓN EÓLICA INDUSTRIAL: EJEMPLO (ENGRAW S.A.), Cont.

AUTOGENERACIÓNEÓLICA INDUSTRIAL: EJEMPLO (ENGRAW S.A.), Cont.

PENETRACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA EN LA RED ELÉCTRICA Cont. Se distinguen:  Penetración < 10% de la potencia total del sistema. No implica dificultades mayores. 

Penetración del 20%.



Empleo de sistemas de predicción de vientos y ajustes al software de despacho de cargas basados en que el viento suele variar su velocidad gradualmente.



Generación de respaldo para compensar la variabilidad de este recurso. Ésta, se atenúa disponiendo de parques eólicos ubicados en sitios distantes entre sí; en conjunto, aportan una potencia al firme mucho más pareja.

PENETRACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA EN LA RED ELÉCTRICA (Cont.) 

Penetración > 20% y hasta un 50%.

 Pronóstico/previsión

de vientos.

 Gestión

del lado de la demanda (Redes inteligentes) y de la oferta (equipos de generación de respaldo).

 Almacenamiento

de energía que actúa de pulmón entre oferta y

demanda: 

Hidroeléctrica. Regla del pulgar: un sistema admite tanta eólica como disponga de hidráulica.



Producción de H2. La experiencia mundial es muy limitada.

LA ENERGÍA EÓLICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO. 

Dado su carácter de recurso intermitente distribuido (variabilidad en períodos cortos de tiempo, transitorios de conexión/desconexión, etc.) , los proyectos de generación eólica requieren que se conozcan sus impactos en la red a la que se conecta.



Ello, puede limitarla a zonas de prioridad eólica o, afectarla por limitaciones operativas resultantes de las restricciones existentes en las redes.



Se entiende, que, en nuestro país, con la red actual puede integrarse una potencia eólica instalada del orden de 1500 MW. Puede manejarse en forma confiable y poco compleja por la disponibilidad de los lagos de las represas que permiten absorber las fluctuaciones propias de la generación eólica.

POTENCIALIDAD DE LA ENERGÍA EÓLICA EN URUGUAY.  Se

estima entre 6500 MW y 14000 MW (