Uno de los puntos claves en fase preconstructiva y de cierre financiero en la industria eólica es perfilar la producción a largo plazo, donde el factor anual de degradación de producción se convierte en crítico. Existen un conjunto de medidas mitigadoras de esa degradación que pasa por CMSs o Condition Monitoring Systems, uso de drones con ópticas avanzadas y termografías para el cuidado del rotor y sus perfiles, así como el uso de anemometría avanzada de alta precisión, que es la que ocupa este artículo.
El mayor impacto a largo plazo contra los ratios de degradación se logra a través de una vigilancia 24-7 de la CP o Curva de Potencia, usando anemómetros ultrasónicos de spinner. Mediante su uso captamos datos de recursos, operación, orientación y medición de curva de potencia cumpliendo con la IEC61400-12-2; es decir, haciendo medida equivalente a Met Mast. Cualquier caída de producción es inmediatamente identificada y perfectamente trazable con las condiciones de viento (registrado a alta frecuencia; 10Hz) o de operación. La clave de esta tecnología es que es independiente y capta viento libre.
Hoy día, los sistemas de medición para turbinas eólicas no son capaces de medir el viento exactamente en el punto en el que éste impacta en la turbina, lo que supone un problema fundamental de medición de viento que encontramos dentro de toda la industria eólica. Esto último está directamente relacionado con el hecho de que los propios sistemas de medición de la turbina se encuentran en la góndola detrás del rotor y, por lo tanto, están extremadamente influenciados por las turbulencias causadas por el propio rotor y otros fenómenos impredecibles del viento. Lo que da lugar a una medición inexacta de la velocidad y dirección del viento y, en consecuencia, a posibilidades limitadas de alineación de la góndola, así como a una base de datos imprecisa para la realización de, por ejemplo, análisis de condiciones de emplazamiento y análisis de las características de rendimiento de la turbina.
Por lo general, los anemómetros o las veletas de viento no son capaces de medir de manera correcta la intensidad de turbulencia, ángulo, o la orientación correcta del viento. La medición insuficiente de la dirección relativa del viento por parte de los anemómetros o veletas puede dar lugar a desalineaciones en el yaw y, por lo tanto, a una menor generación de energía y a un mayor desgaste del aerogenerador, que en consecuencia acarreará mayores costes de mantenimiento y explotación.
El anemómetro de spinner de Nabla Wind Hub mide el viento en la punta de la góndola delante de las palas del rotor del aerogenerador, donde las condiciones del flujo son más estables y fáciles de entender. En comparación con la medición libre de la velocidad del viento 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 denomina como el efecto de inducción. Ambos efectos pueden corregirse fácilmente utilizando los parámetros de calibración apropiados.
Esta tecnología de anemometría de spinner ha sido verificada por varias instituciones independientes y examinada en el contexto de proyectos de evaluación, entre los cuales se encuentran DTU Wind Energy en Dinamarca, Vattenfall, EDPR, y otras instituciones independientes de renombre como DNV-GL, TNO, Deutsche WindGuard y UL International.
La medición de la velocidad de viento libre es conforme la IEC, y es un servicio idóneo para que los operadores realicen evaluaciones de curva de potencia de acuerdo con las directrices IEC 61400-12-1 y 61400-12-2.
El operador recibe los datos sincronizados según la hora UTC en intervalos de 10 minutos, la documentación para la calibración de los sensores, incluyendo la documentación de la calibración en túnel de viento, así como las instrucciones y la documentación de instalación. El operador recibe también el factor de calibración K1 especifico de la turbina y la función de transferencia del spinner (STF). 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.
Disponiendo de los factores de calibración específicos de la turbina y del emplazamiento de la velocidad del viento libre, así como de la función de transferencia del spinner, ambos podrán utilizarse dentro de un parque eólico para turbinas del mismo tipo a fin de llevar a cabo otras evaluaciones de las curvas de rendimiento. Estas evaluaciones de las curvas de rendimiento siguen los requisitos y métodos descritos en la norma IEC 61400-12-2.
El cliente recibe un informe sobre la evaluación de la curva de rendimiento por parte 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 de la turbina, tal como se definen en las normas IEC 61400-12-1 y 61400-12-2. Para la "medición de una turbina de referencia", esto se consigue normalmente utilizando dispositivos independientes y calibrados para la medición de la potencia y los datos SCADA sincronizados con el tiempo, que contienen la información sobre la potencia eléctrica. Para las "mediciones de turbinas de parques eólicos" sólo se utilizan datos SCADA sincronizados con un servidor horario de Internet y que contienen información sobre la potencia eléctrica.
De este modo lo que se obtiene es un “guardián” de PC a largo plazo, que no depende de la anemometría del OEM y que no penaliza en coste como el uso de Lidars o Met Masts, con la ventaja de que además de medir CP, caracteriza recurso con alta precisión y monitoriza la operación y alineación del rotor.
Las características de rendimiento (curva de potencia) por turbina 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 la anemometría de spinner de Nabla Wind Hub, 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 procesado de datos y vigilancia de CP es la siguiente:
- Normalizar la velocidad del viento de acuerdo con el procedimiento de corrección de la densidad del aire IEC 61400-12-1. ADN – Air Density Normalization o normalización de la densidad del aire.
- Aplicar una corrección horizontal de la velocidad del viento y del ángulo del yaw para tener en cuenta la desalineación del mismo y el efecto del terreno en la inclinación del flujo. YN – Yaw normalization o normalización del yaw
- Aplicar la corrección de intensidad de turbulencia a las curvas de potencia medidas de acuerdo con IEC 61400-12-1:2016 para normalizar toda la potencia al 10 % de intensidad de turbulencia. TN – Turbulence Intensity Normalization o normalización de la intensidad de la turbulencia
- Evaluar el AEP para todas las curvas de potencia que se están normalizando siguiendo los pasos del 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 AEP será representativa del tipo de turbina analizado.
Esta tecnología, con su proceso de datos y servicio cumple los requisitos para ser bancable y desbloquea mejoras de modelo financiero a largo plazo muy relevantes, impactando positivamente en el coste nivelado de energía y el perfil de ingresos a largo plazo de la SPV.
Artículo escrito por:
Nabla Wind Hub
