Trabajo WAsP

Programa de Postgrado en Energía Eólica: Fundamentos y Tecnología

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Roberto Guisado Fernández DNI 24384605M

CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE 10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 1. Generación de los datos de vientos El primer paso de nuestro proyecto de cálculo de potencial eólico es estimar el recurso eólico para una zona determinada mediante el programa WAsP, creando el “Wind Atlas” (viento regional) para dicha zona, en función de una estación meteorológica localizada en sus proximidades y que sirva de base a la hora de realizar los cálculos. Para este proyecto, se ha elegido la zona de Roses (Girona) que como se ha estudiado, y comprobado in situ este verano, es una de las zonas de la península ibérica con mayor potencial eólico y con mayores velocidades del viento aprovechables durante gran cantidad de horas al año. Para introducir los datos de viento de la estación meteorológica, se crea un fichero a partir de una rosa de vientos ya procesada de una estación de referencia, En el caso del estudio que nos ocupa, los datos de la estación meteorológica se han extraído de la aplicación on-line del “Atlas Eólico” del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) (http://atlaseolico.idae.es/atlas/). La zona elegida, se muestra a continuación, y se observa el alto potencial que presenta en este atlas eólico:

FIGURA 1. Mapa eólico de la zona de estudio

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El siguiente paso es adquirir los datos asociados a la estación meteorológica y posicionar dicha estación, de la que se deben conocer sus coordenadas UTM. Para ello, seleccionamos la estación elegida (puntos verdes en el mapa anterior) y vemos sus datos asociados: - coordenadas UTM; - frecuencia, velocidad y potencia para cada uno de los 16 sectores en que divide la rosa de vientos; - las constantes de la distribución de Weibull de las velocidades en cada uno de dichos sectores.

FIGURA 2. Datos de la estación meteorológica de referencia

Con esta información se crea un archivo .dat que será el que se ejecute en el programa WAsP como datos de la estación meteorológica.

2. Creación del mapa orográfico de la zona La información orográfica y de rugosidad de la zona en estudio, se introduce mediante un fichero del mapa. Para la digitalización manual de las curvas de nivel y de líneas de rugosidad, que serán entradas necesarias para el programa, se puede usar el editor de mapas de WAsP (WAsP Map Editor). Primero se deberán dar las coordenadas UTM de contorno aproximado del mapa y posteriormente se realizará la digitalización punto a punto del mapa. Trabajo final de curso: CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE 10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 2 de 21


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Para proceder a digitalizar el mismo, es necesario disponer de una plantilla, que se puede obtener de un mapa topográfico de la zona de interés en el que aparezcan las curvas de nivel y los usos del terreno. Para este proyecto, se ha obtenido dicha información del Instituto Cartográfico de Cataluña. En concreto, a partir del siguiente mapa topográfico nacional a escala 1:25000 de la zona de Roses:

FIGURA 3. Mapa topográfico de la zona de Roses a escala 1:25000

A partir de este mapa se ha ampliado la zona adyacente a la estación meteorológica empleada y cuyas coordenadas habíamos obtenido. Se genera de este modo, un mapa topográfico de la zona en estudio alrededor de las coordenadas de la estación meteorológica empleada para obtener loa datos de viento. Dicha zona tiene una superficie total de unos 4 kilómetros cuadrados y esta compuesta por bosque bajo, de ahí que la rugosidad del terreno empleada en los cálculos tenga un valor de 0,7 metros.



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FIGURA 4. Mapa topográfico de la zona de estudio

Lo primero que se debe hacer en el editor de mapas de WAsP, es posicionar el mapa generado en las UTM del archivo .map. Con el mapa ya cargado, se comienza a digitalizar cada una de las curvas de nivel del mismo. En el mapa empleado, dichas curvas de nivel distan entre sí 10 metros de desnivel. Merecen especial atención las cumbres, que deben ser perfectamente señaladas para diferenciar una colina o montaña que termine en meseta, de una que acabe en una cima. El mapa generado es el siguiente:



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FIGURA 5. Mapa topográfico de la zona en estudio generado con el WAsP Map Editor

3. Creación del Wind Atlas Una vez cargados todos los datos mínimos para el cálculo del Wind Atlas, puede introducirse información adicional asociada a las UTM de la estación meteorológica o modificaciones para los ficheros de turbinas u otros objetos que lleven asociadas unas UTM concretas. En este caso no se relaciona información adicional sobre correcciones del viento o las características de la zona de estudio. Se procede a hacer el cálculo del Atlas de viento de la zona, la extrapolación vertical hacia arriba desde los datos de partida, y se obtiene el viento regional referenciado a diversas combinaciones de altura y rugosidad. La situación de la estación meteorológica dentro del mapa topográfico generado se muestra a continuación: Trabajo final de curso: CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE 10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 5 de 21


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FIGURA 6. Situación de la estación meteorológica en el mapa topográfico de la región

Los datos que procesa el programa a partir de los datos de la estación meteorológica se muestran a continuación:



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FIGURA 7. Datos de la estación meteorológica procesados por el programa WAsP (rosa de vientos, distribución de frecuencia de las velocidades del viento y estadísticas de las velocidades medias del viento y la densidad energética estimada del emplazamiento).

Como se puede observar, la velocidad media del emplazamiento es mayor de 8 m/s, muy por encima del valor de 5 m/s que se considera rentable. Igual ocurre con la densidad energética media (790 W/m2) que es superior al valor de 400 W/m2 que se considera rentable en términos económicos. A partir de estos datos de la estación meteorológica y de la orografía del terreno el programa WAsP genera el atlas eólico de la zona en estudio. En este caso los datos a tener en cuenta son los que se corresponden con una altura de 80 metros (altura del anemómetro) y con una rugosidad del terreno de 0,7 metros que es la que se corresponde con la de la zona en estudio). El atlas de viento generado se muestra en la siguiente figura:



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FIGURA 8. Parámetros del Atlas de viento

El WAsP trabajará a partir de ahora con este Wind Atlas y no con los datos realmente medidos.

4. Ubicación de los aerogeneradores En el caso de estudio, la estación meteorológica está ubicada en la zona del parque, por lo que se empleará el mismo mapa para introducir los aerogeneradores. El siguiente paso es elegir el tipo de aerogenerador. El fichero que contiene su información se crea a partir de la aplicación WAsP Turbine Editor . La información que se debe proporcionar es: - el diámetro, - la altura de buje, - las curvas de potencia y empuje a la densidad del emplazamiento. Para este proyecto se van a emplear en los cálculos cinco turbinas Gamesa G90 de 2 MW cada una, para formar un parque con una potencia total instalada de 10 MW. Las características anteriormente descritas necesarias para cada turbina se han extraído de la información aportada por el equipo docente. En la imagen siguiente se muestra la descripción de la misma introducida en el WAsP Turbine Editor . Trabajo final de curso: CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE 10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 8 de 21


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FIGURA 9. Características del aerogenerador empleado Gamesa G90

Ahora ya se pueden estimar resultados. Se podrían introducir de forma aleatoria las turbinas y probar hasta obtener los mejores valores, pero es más eficiente crear un mallado de la zona de interés en los que se calcularán las variables que precisamos en el estudio en un plano paralelo al suelo ( Resource Grid). Se recomienda que, puesto que los aerogeneradores deben separarse al menos 3 diámetros, se elija un valor que visualmente indique la separación de las turbinas sin necesidad de hacer cálculos entre posiciones. En este caso se elije una resolución igual a 270 metros por ser el diámetro de la turbina elegida de 90 metros. De esta manera, cuando se hayan hecho los cálculos, se identificará claramente que en cada celda del mallado únicamente puede haber una turbina. Para los cálculos del mallado, se puede elegir la variable de interés a representar. En este caso optamos por la variable AEP (energía generada por los aerogeneradores), que es la producción en GWh/año, limitando gráficamente la misma a un valor de 2500 h/año, típico de rentabilidad en España. Para la máquina de 2 MW seleccionada, esto correspondería a 5 GWh/año. A continuación se muestra el mallado de la zona obtenido: Trabajo final de curso: CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE 10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 9 de 21


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FIGURA 10. Mallado de la zona de estudio y representación gráfica del valor de la variable AEP en cada una de las celdas de la malla

De esta forma, ya sólo las celdas coloreadas se estiman rentables en términos eólicos y en cada una de ellas se podría introducir un aerogenerador, ya que su tamaño se ha elegido anteriormente para que sirviese de referencia. En este caso se observa claramente que toda la zona es eólicamente rentable, por lo que elegimos como ubicación inicial para las turbinas, las celdas que presentan mayores valores de AEP.



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FIGURA 11. Ubicación inicial de las turbinas

5. Cálculo del potencial eólico La ubicación de las turbinas para maximizar el AEP es la opción para maximizar el potencial eólico del parque, pero podría estudiarse la posibilidad de utilizar otros criterios como ubicar loa aerogeneradores en las zonas de mayor densidad energética o mayor velocidad media del viento. A continuación se va a una simulación de cinco posibles ubicaciones en función de tres diferentes valores de AEP, el mayor valor estimado de densidad energética y la mayor velocidad media posible, con el fin recomparar la producción energética del parque y elegir de entre ellas la mejor opción, atendiendo de forma subjetiva a otros criterios como accesibilidad, mantenimiento, problemas medioambientales… 5.1. Ubicación de maximización de la AEP 1



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Los resultados obtenidos para esta distribución de los aerogeneradores son:

5.2. Ubicación de maximización de la AEP 2



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En esta distribución se ha cambiado la ubicación de las turbinas 5 y 7 que eran las dos turbinas que menos energía bruta generaban en la distribución 1, y se observa como mejora el potencial de generación de dicha turbina y también el del parque. Se puede comprobar que la nueva ubicación de estas dos turbinas también influye en las pérdidas de energía neta de las que no se han movido, debido a que las estelas que se generan entre los aerogeneradores dependen de la posición relativa del resto. Los resultados obtenidos en este caso son:



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5.3. Ubicación de maximización de la AEP 3

En esta nueva ubicación de los aerogeneradores, se ha variado la posición de la turbina 5, que era la que menor cantidad de energía bruta generaba, y se observa como no mejora potencial de generación ni la del parque. Los resultados que se obtienen son:



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5.4. Ubicación de maximización de la densidad de energía

En esta simulación se puede observar que existen una serie de celdas en las que la densidad energética (W/m2) es mayor que las del resto. Si las turbinas se ubican en estas posiciones, Trabajo final de curso: CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE 10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 15 de 21


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la energía neta generada por el parque disminuye en más de un GWh con respecto a la opción 2. Se han obtenido los siguientes resultados:

5.5. Ubicación de maximización de la velocidad media del viento



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En la última simulación se comprueba que el definir la posición de los aerogeneradores en función de la variable velocidad media del viento (m/s), no produce un valor mayor generación de energía en el parque (disminuye en casi 2 GWh la energía neta generada respecto a la simulación 2). Si las turbinas se ubican de este modo, se obtienen los siguientes resultados:

6. Resultados y conclusiones La ubicación número 2 (que se muestra en la figura) es la que ha mostrado como mejor opción para la maximización de la energía generada por el parque.



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FIGURA 10. Distribución final de los aerogeneradores en el parque eólico

Para esta distribución de las turbinas del parque, cuya potencia instalada es de 10 MW (5 aerogeneradores G90 de Gamesa x 2MW) se obtiene la producción energética estimada mostrada en el siguiente cuadro de resultados extraídos del informe de resultados del WAsP:

FIGURA 11. Resultados obtenidos en la simulación del parque en WAsP

Se puede obtener también una estimación del comportamiento de cada una de las cinco turbinas instaladas:



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FIGURA 12. Resultados obtenidos para cada uno de las cinco aerogeneradores G90

Como se observa, la energía neta generada por el parque es de 42,345 GWh, lo que para una potencia instalada de 10 MW, se corresponde con un Factor de Capacidad de: E 42345 FC 0.4834 Pn 8760 10 8760 =

=

×

=

×

Este parámetro, el factor de capacidad, determina el grado de aprovechamiento del aerogenerador o del parque como el cociente entre la energía estimada que puede producir en un determinado emplazamiento y la máxima que podría producir si estuviese funcionando a la potencia nominal todo el tiempo. En España, el valor típico de este parámetro está entre 0 ,25 y 0 ,3 para que un aerogenerador o un parque sean rentables. En nuestro caso, como hemos calculado, el factor de capacidad toma un valor FC=0,48. Esto puede interpretar como que el parque está funcionando a plena potencia un 48% del tiempo. Por lo tanto se puede considerar que la instalación estudiada sería altamente rentable desde el punto de vista económico, además de bastante eficiente desde el punto de vista energético, ya que las pérdidas sólo representa el 2,81% de la energía bruta generada por el parque (43,571 GWh). Realizando un cálculo del factor de capacidad para cada uno de los cinco aerogeneradores, podemos concluir que todos obtienen unos valores de este parámetro (entre el 47,25% y el 49,78%) que superan con amplitud el rengo de lo que se considera rentable en términos económicos: Site Turbine Turbine Turbine Turbine Turbine

site site site site site

Net AEP [GWh] 001 003 004 005 007

8,36 8,721 8,443 8,279 8,542

FC 47,72% 49,78% 48,19% 47,25% 48,76%

Adicionalmente, para ratificar esta rentabilidad se puede comparar otros indicadores de la instalación con los valores de los mismos que se consideran rentables, y se tiene que: - la velocidad media del viento en el parque es de 11,47 m/s, muy por encima del valor de 5 m/s que se considera rentable. Para cada uno de los aerogeneradores ocurre lo mismo, su rango de valores de velocidad media oscila entre los 9,80 y los 13,04 m/s, valores claramente rentables. Trabajo final de curso: CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE 10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 19 de 21


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la potencia media por unidad de área (2110 W/m 2) es muy superior al valor de 400 W/m2 que se considera rentable en términos económicos. Para cada turbina, cuyos valores oscilan entre los 1205 y los 3057 W/m 2 se puede afirmar lo mismo.

Por otra parte, hay que tener en consideración otros parámetros para evaluar el rendimiento de la instalación: - Disponibilidad . Generalmente está asociada a operaciones de mantenimiento y reparaciones de las máquinas. Hoy día se manejan factores de disponibilidad superiores al 95%. De hecho, Gamesa ha iniciado en las últimas semanas la comercialización de un nuevo producto, que ha denominado GPA (Gamesa Premium Availability) que tiene como objetivo alcanzar un 99% de disponibilidad para los aerogeneradores de la nueva plataforma G9X-2,0 MW, la empelada en nuestro parque. - Rendimiento eléctrico . Generalmente las pérdidas del generador y otros componentes eléctricos propios de la aeroturbina ya están contabilizadas en la curva de la máquina. Sin embargo, hay otros componentes, por ejemplo las subestaciones, líneas, conexiones, etc., que deben ser tenidas también en cuenta. El rendimiento por este concepto también suele ser alto, superior a valores del orden del 95%. - Heladas y ensuciamiento de las palas. Tanto las heladas como el ensuciamiento de las palas hacen que el perfil cambie de forma y que, por tanto, pierda sus prestaciones aerodinámicas, con lo que generalmente disminuye la relación sustentación/resistencia. Con un mantenimiento apropiado, el rendimiento por este concepto puede ser del orden del 98%. - Retardo en el tiempo de respuesta del control de guiñada. El rendimiento correspondiente a este efecto no es fácil de cuantificar; se suelen estimar valores de alrededor del 98%. - Histéresis por viento alto. El rendimiento por este concepto depende de muchos factores, entre otros el nivel de turbulencia, y se estima entre 98% y 99%. Como se observa, estos parámetros reducirían el rendimiento del parque pero no producirían disminuciones de la energía generada considerables, por lo que seguirá siendo una instalación rentable. Por último, se deberían evaluar otros factores tales como los siguientes: - Factores medioambientales: impacto visual de los aerogeneradores; hábitos de las aves; impacto del ruido producido en el funcionamiento de los aerogeneradores; interferencias electromagnéticas, y el posible impacto en el microclima y en el equilibrio ecológico. - Factores institucionales y legales: leyes de uso de las tierras; consideraciones de seguridad (proximidad a casas, caminos, carreteras, etc.); seguridad del tráfico aéreo; leyes sobre comunicaciones, etc. - Riesgos meteorológicos: heladas; vientos de intensidad extremada; turbulencia; salinidad del ambiente, etc. - Aceptación pública. - Factores relacionados con las aeroturbinas: coste; impacto en la red eléctrica; fiabilidad; rendimiento, etc. Trabajo final de curso: CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE 10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 20 de 21


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Bibliografía [1] Pablo Gómez del Pino, Julio Hernández Rodríguez y otros Autores. Energía Eólica: Fundamentos y Tecnología. Editorial UNED, 2010 [2] Software WAsP (the Wind Atlas Analysis and Application Program). Wind Energy Division at Risø DTU, Denmark [3] Varios Autores. Sistemas eólicos de producción de energía eléctrica. Editorial Rueda, 2003 [4] Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Atlas Eólico de España IDAE. http://atlaseolico.idae.es/atlas/ Cartografía topográfica. [5] Instituto Cartográfico de Cataluña. http://www.icc.cat/esl/Home-ICC/Inicio/Cartografia/Productos/Cartografia-topografica


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