Mejora bancable a largo plazo del AEP mediante el uso de anemometría eólica avanzada
Uno de los puntos clave en fase preconstructiva y cierre financiero en la industria eólica es perfilar la producción a largo plazo, donde el factor de degradación anual de la producción se vuelve crítico. Existe un conjunto de medidas para mitigar esta degradación que incluye CMS (Condition Monitoring Systems), el uso de drones con óptica avanzada y termografía para el cuidado del rotor y sus perfiles, así como el uso de anemometría avanzada de alta precisión, que constituye el tema principal a tratar en este artículo.
El mayor impacto a largo plazo contra los ratios de degradación, se consigue mediante la monitorización 24/7 de la curva de potencia, utilizando anemómetros ultrasónicos de giro. Mediante su uso captamos datos de recursos, operación, orientación y medición de la curva de potencia conforme a la normativa IEC61400-12-2; es decir, haciendo que la medición sea equivalente a Met Mast. Cualquier caída de la producción se identifica inmediatamente y es perfectamente trazable al viento (registrado a alta frecuencia; 10 Hz) o a las condiciones de funcionamiento. La clave de esta tecnología es que es independiente y capta el viento libre.
En la actualidad, los sistemas de medición de los aerogeneradores no son capaces de medir el viento exactamente en el punto en el que incide en el aerogenerador, lo que constituye un problema fundamental de medición del viento con el que nos encontramos en la industria eólica. Esto último está directamente relacionado con el hecho de que los propios sistemas de medición de los aerogeneradores se encuentran en la góndola, detrás del rotor, y por lo tanto, están muy influidos por las turbulencias provocadas por el propio rotor y otros fenómenos imprevisibles del viento. El resultado es una medición imprecisa de la velocidad y dirección del viento y, en consecuencia, posibilidades limitadas de alineación de la góndola, así como una base de datos imprecisa para realizar, por ejemplo, el análisis del estado del emplazamiento y el análisis de las características de rendimiento del aerogenerador.
Normalmente, los anemómetros de góndola no son capaces de controlar correctamente la intensidad de las turbulencias, el ángulo o la orientación correcta del viento. Una medición insuficiente de la dirección relativa del viento por parte de los anemómetros de góndola puede provocar desalineaciones yaw y, por tanto, una menor generación de energía y un mayor desgaste del aerogenerador, lo que se traduce en mayores costes de mantenimiento y explotación.
El anemómetro iSpin de Nabla Wind Hub mide el viento en el spinner situado delante de las palas del rotor del aerogenerador, donde las condiciones del flujo son más estables y fáciles de comprender. En comparación con la medición de la velocidad del viento libre en un Met Mast, que se encuentra a 2-4 diámetros de distancia, la medición delante del aerogenerador sólo se ve afectada por la forma del spinner y una reducción de la velocidad del viento por el propio rotor, lo que se conoce como efecto de inducción. Ambos efectos pueden corregirse fácilmente utilizando los parámetros de calibración adecuados.
Esta tecnología de anemometría del rotor ha sido verificada por varias instituciones independientes y examinada en el contexto de proyectos de evaluación, como DTU Wind Energy en Dinamarca, Vattenfall, EDPR y otras instituciones independientes de renombre como DNV-GL, TNO, Deutsche WindGuard y UL International.
Tecnología iSpin: mediciones más robustas
La medición libre de la velocidad del viento cumple las normas IEC y es un servicio ideal para que los proveedores de servicios independientes realicen evaluaciones de las curvas de potencia de acuerdo con las directrices IEC 61400-12-1 y 61400-12-2.
El proveedor de servicios recibe los datos sincronizados con la hora UTC en intervalos de 10 minutos, documentación para la calibración del sensor, incluida la documentación de calibración en túnel de viento, así como instrucciones y documentación de instalación. El proveedor de servicios también recibe el factor de calibración K1 específico del aerogenerador y la función de transferencia del rotor (STF, por sus siglas en inglés). Con el fin de evaluar la incertidumbre global de la verificación de la curva de rendimiento, también se proporciona el método de cálculo para determinar las incertidumbres para el tipo específico de aerogenerador.
Con los factores de calibración específicos del aerogenerador y del sitio para la velocidad del viento libre y la función de transferencia del spinner iSpin, ambos pueden usarse dentro de un parque eólico para aerogeneradores del mismo tipo para realizar evaluaciones adicionales de la curva de rendimiento. Estas evaluaciones de la curva de rendimiento siguen los requisitos y métodos descritos en la IEC 61400-12-2.
El cliente recibe un informe sobre la evaluación de la curva de rendimiento de un experto acreditado de su elección. La definición del contenido del informe forma parte del acuerdo contractual entre el cliente y el experto.
El experto es responsable de la medición de la potencia eléctrica y de otras señales del aerogenerador, tal y como se definen en las normas IEC 61400-12-1 y 61400-12-2. Para la "medición de un aerogenerador de referencia", esto se consigue normalmente utilizando dispositivos independientes y calibrados para la medición de la potencia y los datos SCADA sincronizados en el tiempo, que contienen la información sobre la potencia eléctrica. Para las "mediciones de aerogeneradores de parques eólicos", sólo se utilizan datos SCADA sincronizados con un servidor de Internet que contiene información sobre la potencia eléctrica.
Precisión de iSpin frente a Met Mast, anemómetro de góndola y LiDAR
De esta forma lo que se obtiene es una curva de potencia a largo plazo "guardiana", que no depende de la anemometría OEM y no penaliza en coste como el uso de Lidars o Met Masts, con la ventaja de que además de medir la curva de potencia, caracteriza el recurso con alta precisión y monitoriza el funcionamiento y alineamiento del rotor.
Las características de rendimiento (curva de rendimiento) por aerogenerador se comparan con las curvas de potencia garantizadas por el fabricante y facilitadas por los clientes, y se lleva a cabo una comparación de los rendimientos teóricos anuales de energía. En el caso de varios aerogeneradores equipados con iSpin, los resultados de las magnitudes medidas se muestran en un informe del parque eólico y se resumen los parámetros clave. Este análisis no sustituye a una verificación de la curva de potencia según la norma IEC 61400-12-2, pero en combinación con el análisis de las condiciones del emplazamiento puede dar indicaciones importantes sobre las causas de las desviaciones entre los rendimientos reales y previstos de los aerogeneradores.
La metodología para el procesamiento de datos y la vigilancia de la curva de potencia es la siguiente:
- Normalizar la velocidad del viento según el procedimiento de corrección de la densidad del aire IEC 61400-12-1. ADN (Air Density Normalization) - Normalización de la densidad del aire.
- Aplicar una corrección horizontal de la velocidad del viento y del ángulo de yaw para tener en cuenta la desalineación de yaw y el efecto del terreno en la inclinación del flujo. YN (Yaw Normalization) - Normalización de yaw.
- Aplicar la corrección de intensidad de turbulencia a las curvas de potencia medidas de acuerdo con la IEC 61400-12-1:2016 para normalizar toda la potencia al 10% de intensidad de turbulencia. TN (Turbulence Intensity Normalization) - Normalización de la intensidad de turbulencia.
- Evaluar la EAP para todas las curvas de potencia que se están normalizando siguiendo los pasos 1 a 3 suponiendo una distribución de Rayleigh con una velocidad media anual del viento de 8,5 m/s de acuerdo con las directrices aplicables de la IEC.
- Calcular la curva de potencia del anemómetro Guardian como la media de todas las medias de 10 minutos pertenecientes a las curvas de potencia. Esta curva de potencia iSpin Guardian y la EAP serán representativos del tipo de aerogenerador analizado.
Esta tecnología, con su servicio y procesamiento de datos, cumple los requisitos para ser bancable y desbloquea mejoras muy relevantes del modelo financiero a largo plazo, impactando positivamente en el coste nivelado de la energía y en el perfil de ingresos a largo plazo del SPV.
