Trabajo WAsP

5/12/2018 Trabajo WAsP - slidepdf.com

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Programa de Postgrado en Energía Eólica: Fundamentos y Tecnología Roberto Guisado Fernández

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Trabajo final de curso: CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE10MW DE POTENCIA EMPLEANDO EL SOFTWARE WAsP 1 de 21

CÁLCULO DEL POTENCIAL EÓLICO DE UN PARQUE DE10MW 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 recursoeólico para una zona determinada mediante el programa WAsP, creando el “Wind Atlas”(viento regional) para dicha zona, en función de una estación meteorológica localizada ensus 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, ycomprobado in situ este verano, es una de las zonas de la península ibérica con mayorpotencial eólico y con mayores velocidades del viento aprovechables durante gran cantidadde horas al año.

Para introducir los datos de viento de la estación meteorológica, se crea un fichero a partirde 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 extraídode la aplicación on-line del “Atlas Eólico” del Instituto para la Diversificación y Ahorro dela Energía (IDAE) (http://atlaseolico.idae.es/atlas/). La zona elegida, se muestra acontinuación, 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 posicionardicha 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 programaWAsP 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 unfichero del mapa.

Para la digitalización manual de las curvas de nivel y de líneas de rugosidad, que seránentradas 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 yposteriormente se realizará la digitalización punto a punto del mapa.




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Para proceder a digitalizar el mismo, es necesario disponer de una plantilla, que se puedeobtener 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 deRoses:

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 meteorológicaempleada y cuyas coordenadas habíamos obtenido. Se genera de este modo, un mapatopográfico de la zona en estudio alrededor de las coordenadas de la estación meteorológicaempleada para obtener loa datos de viento. Dicha zona tiene una superficie total de unos 4kilómetros cuadrados y esta compuesta por bosque bajo, de ahí que la rugosidad del terrenoempleada 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 mapagenerado en las UTM del archivo .map.

Con el mapa ya cargado, se comienza a digitalizar cada una de las curvas de nivel delmismo. 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 paradiferenciar 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, puedeintroducirse información adicional asociada a las UTM de la estación meteorológica omodificaciones para los ficheros de turbinas u otros objetos que lleven asociadas unas UTMconcretas. En este caso no se relaciona información adicional sobre correcciones del vientoo las características de la zona de estudio.

Se procede a hacer el cálculo del Atlas de viento de la zona, la extrapolación vertical haciaarriba desde los datos de partida, y se obtiene el viento regional referenciado a diversascombinaciones de altura y rugosidad.

La situación de la estación meteorológica dentro del mapa topográfico generado se muestraa continuación:




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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 semuestran 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, muypor encima del valor de 5 m/s que se considera rentable. Igual ocurre con la densidadenergética media (790 W/m2) que es superior al valor de 400 W/m2 que se considerarentable en términos económicos.

A partir de estos datos de la estación meteorológica y de la orografía del terreno elprograma WAsP genera el atlas eólico de la zona en estudio. En este caso los datos a teneren 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 lazona 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 realmentemedidos.

4. Ubicación de los aerogeneradores

En el caso de estudio, la estación meteorológica está ubicada en la zona del parque, por loque se empleará el mismo mapa para introducir los aerogeneradores.

El siguiente paso es elegir el tipo de aerogenerador. El fichero que contiene su informaciónse crea a partir de la aplicación WAsP Turbine Editor . La información que se debeproporcionar 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 MWcada una, para formar un parque con una potencia total instalada de 10 MW. Lascaracterísticas anteriormente descritas necesarias para cada turbina se han extraído de lainformación aportada por el equipo docente. En la imagen siguiente se muestra ladescripción de la misma introducida en el WAsP Turbine Editor .




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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 turbinasy probar hasta obtener los mejores valores, pero es más eficiente crear un mallado de lazona de interés en los que se calcularán las variables que precisamos en el estudio en unplano 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 dehacer cálculos entre posiciones. En este caso se elije una resolución igual a 270 metros porser el diámetro de la turbina elegida de 90 metros. De esta manera, cuando se hayan hecholos cálculos, se identificará claramente que en cada celda del mallado únicamente puedehaber una turbina.

Para los cálculos del mallado, se puede elegir la variable de interés a representar. En estecaso optamos por la variable AEP (energía generada por los aerogeneradores), que es laproducción en GWh/año, limitando gráficamente la misma a un valor de 2500 h/año, típicode rentabilidad en España. Para la máquina de 2 MW seleccionada, esto correspondería a 5GWh/año.

A continuación se muestra el mallado de la zona obtenido:




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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 elegidoanteriormente para que sirviese de referencia. En este caso se observa claramente que todala zona es eólicamente rentable, por lo que elegimos como ubicación inicial para lasturbinas, 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 criterioscomo ubicar loa aerogeneradores en las zonas de mayor densidad energética o mayorvelocidad media del viento. A continuación se va a una simulación de cinco posiblesubicaciones en función de tres diferentes valores de AEP, el mayor valor estimado dedensidad energética y la mayor velocidad media posible, con el fin recomparar laproducción energética del parque y elegir de entre ellas la mejor opción, atendiendo deforma subjetiva a otros criterios como accesibilidad, mantenimiento, problemasmedioambientales…

5.1. Ubicación de maximización de la AEP 1




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Los resultados obtenidos para esta distribución de los aerogeneradores son:





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En esta distribución se ha cambiado la ubicación de las turbinas 5 y 7 que eran las dosturbinas que menos energía bruta generaban en la distribución 1, y se observa como mejorael potencial de generación de dicha turbina y también el del parque. Se puede comprobarque 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 losaerogeneradores dependen de la posición relativa del resto. Los resultados obtenidos en estecaso son:




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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 mejorapotencial 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 densidadenergética (W/m2) es mayor que las del resto. Si las turbinas se ubican en estas posiciones,




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la energía neta generada por el parque disminuye en más de un GWh con respecto a laopción 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 enfunción 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 generadarespecto a la simulación 2). Si las turbinas se ubican de este modo, se obtienen lossiguientes resultados:

6. Resultados y conclusiones

La ubicación número 2 (que se muestra en la figura) es la que ha mostrado como mejoropción 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 (5aerogeneradores G90 de Gamesa x 2MW) se obtiene la producción energética estimadamostrada 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 cincoturbinas 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 parauna potencia instalada de 10 MW, se corresponde con un Factor de Capacidad de:

4834.0876010

42345

8760=

×

=

×

=

nP

E FC

Este parámetro, el factor de capacidad, determina el grado de aprovechamiento delaerogenerador o del parque como el cociente entre la energía estimada que puede produciren un determinado emplazamiento y la máxima que podría producir si estuviesefuncionando 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 aerogeneradoro un parque sean rentables. En nuestro caso, como hemos calculado, el factor de capacidadtoma un valor FC=0,48. Esto puede interpretar como que el parque está funcionando aplena potencia un 48% del tiempo. Por lo tanto se puede considerar que la instalaciónestudiada sería altamente rentable desde el punto de vista económico, además de bastanteeficiente desde el punto de vista energético, ya que las pérdidas sólo representa el 2,81% dela 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 el49,78%) que superan con amplitud el rengo de lo que se considera rentable en términoseconómicos:

Site Net AEP [GWh] FCTurbine site 001 8,36 47,72%

Turbine site 003 8,721 49,78%

Turbine site 004 8,443 48,19%Turbine site 005 8,279 47,25%

Turbine site 007 8,542 48,76%

Adicionalmente, para ratificar esta rentabilidad se puede comparar otros indicadores de lainstalación 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 delvalor de 5 m/s que se considera rentable. Para cada uno de los aerogeneradoresocurre lo mismo, su rango de valores de velocidad media oscila entre los 9,80 y los13,04 m/s, valores claramente rentables.




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- la potencia media por unidad de área (2110 W/m2) es muy superior al valor de 400W/m2 que se considera rentable en términos económicos. Para cada turbina, cuyos

valores oscilan entre los 1205 y los 3057 W/m2

se puede afirmar lo mismo.

Por otra parte, hay que tener en consideración otros parámetros para evaluar el rendimientode la instalación:

- Disponibilidad . Generalmente está asociada a operaciones de mantenimiento yreparaciones de las máquinas. Hoy día se manejan factores de disponibilidadsuperiores al 95%. De hecho, Gamesa ha iniciado en las últimas semanas lacomercialización de un nuevo producto, que ha denominado GPA (GamesaPremium Availability) que tiene como objetivo alcanzar un 99% de disponibilidadpara los aerogeneradores de la nueva plataforma G9X-2,0 MW, la empelada ennuestro parque.

- Rendimiento eléctrico. Generalmente las pérdidas del generador y otroscomponentes eléctricos propios de la aeroturbina ya están contabilizadas en la curvade la máquina. Sin embargo, hay otros componentes, por ejemplo las subestaciones,líneas, conexiones, etc., que deben ser tenidas también en cuenta. El rendimientopor 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 delas palas hacen que el perfil cambie de forma y que, por tanto, pierda susprestaciones aerodinámicas, con lo que generalmente disminuye la relaciónsustentación/resistencia. Con un mantenimiento apropiado, el rendimiento por esteconcepto 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 dealrededor 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 noproducirían disminuciones de la energía generada considerables, por lo que seguirá siendouna 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 elequilibrio ecológico.

- Factores institucionales y legales: leyes de uso de las tierras; consideraciones deseguridad (proximidad a casas, caminos, carreteras, etc.); seguridad del tráficoaéreo; 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.




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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 EnergyDivision 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/ [5] Instituto Cartográfico de Cataluña. Cartografía topográfica.http://www.icc.cat/esl/Home-ICC/Inicio/Cartografia/Productos/Cartografia-topografica

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