Energetica 226. Mayo 2023

Mejora bancable de AEP a largo plazo mediante uso de anemometría avanzada 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. NABLAWIND HUB E l 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 anemóme- tros 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 inmedia- tamente identificada y perfectamente traza- ble con las condiciones de viento (registrado a alta frecuencia; 10Hz) o de operación. La clave de esta tecnología es que es indepen- diente 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 vien- to que encontramos dentro de toda la in- dustria eólica. Esto último está directamente relacionado con el hecho de que los propios sistemas de medición de la turbina se en- cuentran en la góndola detrás del rotor y, por lo tanto, están extremadamente influen- ciados por las turbulencias causadas por el propio rotor y otros fenómenos impredeci- bles del viento. Lo que da lugar a una medi- ción 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 con- diciones de emplazamiento y análisis de las características de rendimiento de la turbina. Por lo general, los anemómetros o las ve- letas de viento no son capaces de medir de manera correcta la intensidad de tur- bulencia, 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 gón- dola delante de las palas del rotor del aero- generador, 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 paráme- tros de calibración apropiados. Esta tecnología de anemometría de spin- ner ha sido verificada por varias institucio- nes independientes y examinada en el con- texto de proyectos de evaluación, entre los cuales se encuentran DTU Wind Energy en Dinamarca, Vattenfall, EDPR, y otras institu- ciones 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 evaluacio- nes 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 minu- tos, 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 ins- talación. 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 cálcu- lo para determinar las incertidumbres para el tipo específico de aerogenerador. Disponiendo de los factores de calibración específicos de la turbina y del emplazamien- to de la velocidad del viento libre, así como eólica: operación ymantenimiento 96 ENERGÉTICA XXI · 226 · MAY 23