Proyecto preliminar de parque eólico. Selección y evaluación del emplazamiento by David Lago Costas

MÁSTER EN ENERGÍA EÓLICA: FUNDAMENTOS Y TECNOLOGÍA Universidad Nacional de Educación a Distancia (UNED)

TRABAJO FIN DE MÁSTER

Proyecto preliminar de un parque eólico. Selección y evaluación del emplazamiento.

Alumno: David Lago Costas Octubre, 2014

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

RESUMEN El presente trabajo fin de máster consiste en un proyecto preliminar de un parque eólico de 20MW ubicado en Peñascosa, provincia de Albacete. Se trata de un estudio del potencial eólico del emplazamiento para determinar la viabilidad del mismo para la siguiente fase en la que se tomarían mediciones directas sobre el mismo. En primer lugar, a partir del atlas eólico del IDAE se ha estudiado el emplazamiento más adecuado para nuestro parque eólico. Además de evaluar el recurso eólico, se ha atendido a otros criterios, como puede ser la complejidad de la orografía en el emplazamiento, así como la existencia de zonas naturales protegidas o de otros parques eólicos en las proximidades. Una vez seleccionado el emplazamiento objeto de nuestro estudio, se ha procedido a la determinación del potencial eólico del mismo utilizando como software WAsP. Para ello, ha sido necesario realizar un tratamiento de los datos meteorológicos obtenidos de una estación ubicada en el emplazamiento, así como la digitalización de un plano topográfico de dicho emplazamiento. Con estos datos relativos al terreno y al recurso eólico en la zona de interés, se ha obtenido el viento local en el emplazamiento, lo cual resulta de gran utilidad para la optimización de la distribución de los aerogeneradores en el parque así como para estudiar la influencia que la orografía tiene sobre determinadas propiedades del viento. Posteriormente, se ha seleccionado un modelo de aerogenerador determinado atendiendo a criterios técnicos y económicos y se han estudiado una serie de distribuciones sobre el terreno diferentes, para determinar finalmente aquella que maximiza la potencia anual generada. Por otra parte, se han estudiado los fenómenos de interferencia entre aerogeneradores debidos a efectos de estela. Finalmente, una vez escogida la mejor distribución para el parque eólico se ha procedido a la validación de los resultados, así como a la obtención de diversos informes técnicos relativos a su funcionamiento.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

ÍNDICE 1-INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................... 5 1.1. FASES DE PROMOCIÓN DE UN PARQUE EÓLICO ................................................................ 6 1.1.1. Fase de investigación .................................................................................................. 6 1.1.2. Fase de promoción ...................................................................................................... 6 1.1.3. Fase de construcción ................................................................................................... 7 1.1.4. Fase de explotación ..................................................................................................... 7 1.2. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DE UN PARQUE EÓLICO ........................................................ 9 1.2.1. Introducción ................................................................................................................ 9 1.2.2. Variabilidad temporal.................................................................................................. 9 1.2.3. Variabilidad espacial.................................................................................................. 10 1.2.4. Efecto de las estelas de las aeroturbinas .................................................................. 11 1.2.5. Otros efectos que influyen en la energía generada .................................................. 11 1.3. CURVAS CARACTERÍSTICAS DE AEROTURBINAS ............................................................... 14 1.3.1. Curva de potencia ..................................................................................................... 14 1.3.2. Coeficiente de empuje .............................................................................................. 15 1.4. WAsP ................................................................................................................................ 17 1.4.1. Introducción .............................................................................................................. 17 1.4.2. Validez de los resultados obtenidos.......................................................................... 18 2-OBJETIVOS ................................................................................................................................ 20 3-METODOLOGÍA ........................................................................................................................ 22 3.1. SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO ................................................................................... 23 3.2. OBTENCIÓN DEL RECURSO EÓLICO A PARTIR DE DATOS EXISTENTES ............................. 26 3.3. OBTENCIÓN Y DIGITALIZACIÓN DEL MAPA TOPOGRÁFICO DE LA ZONA ......................... 28 3.4. TRABAJANDO CON WASP ................................................................................................. 30 3.4.1. Introducción de la orografía. .................................................................................... 30 3.4.2. OWC (Observed Wind Climate) ................................................................................. 32 3.4.3. Selección de los aerogeneradores............................................................................ 35 3.4.4. Distribución de los aerogeneradores ....................................................................... 37 3.4.5. Validación de resultados .......................................................................................... 44 4- CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 46 5- REFERENCIAS ........................................................................................................................... 48 6- ANEXOS ................................................................................................................................... 51 Anexo I. Informe parque eólico............................................................................................... 52

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento Anexo II. Características técnicas aerogenerador Vestas V80 ................................................ 62

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

1-INTRODUCCIÓN

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

1.1. FASES DE PROMOCIÓN DE UN PARQUE EÓLICO Con el fin de ubicar el estudio al que hace referencia este trabajo, en esta sección se definirán las distintas fases que tienen lugar dentro del proceso de promoción y desarrollo de un proyecto para la instalación y explotación de un parque eólico. 1.1.1. Fase de investigación Esta fase suele tener una duración de entre 1 y 2 años y en ella se llevan a cabo las actividades que se muestran a continuación. - Selección del emplazamiento del parque. En ella se realiza una preselección de posibles emplazamientos y a partir de criterios tanto económicos como administrativos se elije el más adecuado, para el cual se investigará su potencial eólico y se determinarán otros aspectos interesantes como el posible impacto medioambiental, características orográficas, propiedad pública o privada de los terrenos, etc. - Instalación de torre meteorológica para obtener datos específicos que nos permitan una investigación más detallada del potencial eólico real del emplazamiento y realización de la campaña inicial de mediciones que permitirá obtener el mapa de distribución de frecuencias de velocidad y dirección del viento a lo largo de los meses del año. - Estudio previo de los vientos para hacer una estimación del número de horas equivalentes de funcionamiento del parque, así como la modelación de los efectos de la orografía y de los efectos de las estelas para determinar el potencial energético del parque y analizar la eficiencia del aprovechamiento energético en función del modelo de aerogenerador elegido y de su distribución en el parque. -Por último es necesario en esta fase estudiar la disponibilidad del punto de conexión y acceso a la red eléctrica donde se conectará el parque para el vertido de la energía generada a la red. 1.1.2. Fase de promoción Suele tener una duración comprendida entre 4 y 5 años. Las actividades que se llevan a cabo durante esta fase son las siguientes:

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

- Inicio de las tramitaciones administrativas con los órganos competentes con el fin de obtener los permisos, autorizaciones y licencias que permitirán la construcción de la totalidad del parque, incluyendo la evacuación hacia la red eléctrica de la energía generada. - Elaboración del anteproyecto del parque. - Elaboración del estudio de impacto ambiental y obtención de la declaración de impacto ambiental. - Obtención de permisos y licencias de construcción. - Plan de viabilidad técnico-económica. - Aprobación de la inversión. 1.1.3. Fase de construcción La duración de esta fase suele oscilar entre 9 meses y 1 año. En ella se realiza un seguimiento mediante visitas periódicas, y se llevan a cabo las siguientes actividades: - Elaboración del proyecto constructivo. - Evaluación de las ofertas presentadas para ejecutar el proyecto de construcción. - Cierre del presupuesto. - Elaboración y firma del contrato. - Ejecución de la obra. - Fin de la obra. 1.1.4. Fase de explotación Esta fase tiene una duración prevista típica de 20 años, que en general se corresponde con las especificaciones técnicas comprometidas del equipamiento utilizado, y , en particular, con la vida útil esperada de los aerogeneradores. Esta fase comprende las siguientes actividades:

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

- Recepción y aceptación de la instalación. - Operación y mantenimiento. - Gestión administrativa.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

1.2. PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DE UN PARQUE EÓLICO 1.2.1. Introducción La energía que se puede extraer del viento mediante los aerogeneradores es directamente proporcional a la densidad del aire, el área barrida por el rotor y el cubo de la velocidad del viento. Debido a este mayor orden de magnitud en el caso de la velocidad, es interesante conocer aquellas zonas en las que la velocidad del viento es mayor con el fin de maximizar la energía extraída por los aerogeneradores. Sin embargo, la velocidad del viento es altamente no estacionaria, variando en diferentes escalas, tanto espaciales como temporales, por lo que es necesario recurrir a un tratamiento estadístico de la misma. 1.2.2. Variabilidad temporal En relación a la variabilidad temporal, como decíamos anteriormente existe un amplio rango de escalas que comprenden desde el orden de las décimas de segundo hasta varios años. Las variaciones que se producen en la velocidad media del viento de un año a otro en un determinado lugar son relativamente pequeñas, aunque para determinar de manera fiable la velocidad media del viento en una zona determinada suele ser necesario hacer mediciones durante un periodo del orden de 5 años. Estas medidas de la velocidad del viento realizadas en un punto del espacio suelen estar bien representadas mediante una función de distribución de Weibull, que proporciona información sobre la probabilidad de que la velocidad del viento v supere un cierto valor u,   u k  P(v  u )  exp      ,   c  

donde k>0 es un factor de forma y c>0 un factor de escala. Por otra parte, es importante conocer la frecuencia con la que sopla el viento en las distintas direcciones. Para ello, se suele recurrir a la representación de dicha frecuencia en una gráfica circular denominada rosa de los vientos.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

1.2.3. Variabilidad espacial En relación a la variabilidad espacial del viento, destacaremos las variaciones debidas a la interacción del viento con el terreno y más concretamente se explicará el concepto de capa límite atmosférica y los efectos orográficos. La capa límite atmosférica, es aquella región de la atmósfera en la que los efectos de fricción sobre el terreno son importantes. A medida que nos alejamos de éste, dichos efectos son menos importantes por lo que la velocidad aumentará progresivamente. Normalmente se considera que la variación de la velocidad con la altura sigue una ley logarítmica. En cuanto a los efectos orográficos, resulta evidente que la velocidad del viento se verá afectada por la presencia de accidentes geográficos como colinas, ríos, etc. Existen diferentes modelos numéricos con mayor o menor grado de dificultad y aplicabilidad, que nos ayudan a predecir estos efectos locales. En este caso, realizaremos una mención especial a los modelos linealizados de flujo potencial, ya que el programa WAsP, utilizado en el presente proyecto, utiliza estos modelos para la determinación de estos efectos locales. Estos modelos son aplicables a configuraciones con topografía suave, en las que no se producen desprendimientos de la corriente. Se supone que el obstáculo impone una pequeña perturbación, Δu, a perfiles de velocidad dados por el perfil logarítmico anteriormente indicado. Para calcular la citada perturbación, Δu, se divide el campo fluido en tres regiones. Una capa externa en la que se supone que el flujo es irrotacional e ideal, otra capa más próxima al terreno en la que los efectos de la fricción son importantes y una capa intermedia en la que se enlazan las capas anteriores con un flujo rotacional en el que existen esfuerzos turbulentos. Con estas consideraciones y estableciendo una serie de parámetros que modelan la colina se obtiene la perturbación Δu en cada región, la cual sumada al perfil logaritmo nos da como resultado el perfil de velocidades.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

1.2.4. Efecto de las estelas de las aeroturbinas El efecto de la interferencia entre aeroturbinas suele ser importante, ya que las utilizadas en la actualidad tiene una potencia nominal típica de entre 500kW y 2000kW y para poder producir energía de forma significativa es necesario agrupar las máquinas en parques eólicos. Por eso, no sólo nos debemos fijar en la distribución y en la dirección de las velocidades sino que debemos estudiar la forma de minimizar los efectos nocivos asociados a la interferencia entre aeroturbinas. La máquina eólica extrae energía cinética del viento, por lo que éste es menos intenso en su estela, dando lugar a que la producción energética de una máquina a sotavento de otra disminuya. Además el nivel de turbulencia es mayor que en el viento libre, por lo que las cargas no permanentes aumentarán sobre la máquina a sotavento hasta el punto de que es posible que una máquina que cumpliría en ausencia de estelas con la normativa UNE-EN 61400-1:2006 dejara de hacerlo al estar sometida a la interferencia, debido a una mayor turbulencia incidente. Para minimizar los efectos anteriormente citados relativos a las estelas de las aeroturbinas y a la distribución de los aerogeneradores en el parque, se establece una separación típica entre los mismos de 8 a 10 diámetros de la aeroturbina en la dirección del viento y de 5 en dirección perpendicular a ésta, configuración para la cual las pérdidas son menores del 10%. 1.2.5. Otros efectos que influyen en la energía generada Según lo expuesto anteriormente, a priori obtendríamos una idea fiable de la producción energética del parque ya que se han tenido en cuenta además de la distribución de la velocidad del viento, los efectos orográficos y los de interferencia de estela. Es importante indicar que en el presente proyecto solamente se han tenido en cuenta estos factores para el estudio del emplazamiento y de la distribución de los aerogeneradores en el parque, sin embargo, existen otros factores que influyen en la energía real generada más difíciles de cuantificar pero que deben ser tenidos en cuenta en fases posteriores para analizar correctamente la viabilidad de nuestro parque. A continuación, a modo informativo se detallan los más importantes.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

-Disponibilidad técnica. Disponibilidad de la red. Factor de utilización. La disponibilidad técnica generalmente está asociada al tiempo dedicado a operaciones de mantenimiento y reparación de las máquinas. Actualmente se manejan factores de disponibilidad técnica superiores al 95%. El factor de utilización es un parámetro que tiene en cuenta la influencia de la disponibilidad de la red y la disponibilidad técnica del aerogenerador en la energía generada, y se define como el cociente entre la energía generada en un determinado periodo de tiempo y la que se habría producido en el mismo periodo si la red y el aerogenerador

hubiesen

estado

disponibles

condiciones

normales

funcionamiento durante todo el periodo. - 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 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 Como vimos anteriormente, la producción de energía por parte del aerogenerador era proporcional al área barrida por el rotor, suponiendo que la dirección del viento es perpendicular al mismo. Si existe alguna desviación, esto se traducirá lógicamente en una disminución de la potencia generada, por lo que los modernos aerogeneradores tienen un sistema de control de guiñada que precisamente se encarga de corregir estas desviaciones. Dicho sistema tiene un tiempo de respuesta determinado. Además

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

la velocidad de corrección de dicha desviación no puede ser elevada para minimizar los esfuerzos giroscópicos. Por lo tanto, existirán periodos de tiempo en los que el rotor se encuentre desalineado con respecto del viento, traduciéndose en una menor producción energética. El rendimiento correspondiente a este efecto no es fácil de cuantificar pero se suele estimar que toma un valor alrededor del 98%. - Histéresis por viento alto Para explicar este efecto, es importante señalar que los aerogeneradores cuentan con un sistema de seguridad que entre otras funciones, se encarga de detener el rotor del aerogenerador cuando el viento supera una determinada velocidad denominada velocidad de corte. En ocasiones puede suceder que para velocidades de viento altas, pero inferiores a la velocidad de corte de la aeroturbina, el viento sufra una oscilación y aumente por encima de la velocidad de corte. Esto es detectado por el sistema de seguridad, haciendo que la máquina se pare. Además, debido a la inercia del sistema, ésta estará parada durante más tiempo que aquel durante el cual el viento es superior al de corte. El rendimiento por este concepto se estima entre el 98% y el 99%.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

1.3. CURVAS CARACTERÍSTICAS DE AEROTURBINAS 1.3.1. Curva de potencia En esta sección se detallarán brevemente las características principales de la curva de potencia de un aerogenerador tipo, es decir, la relación que existe entre la potencia que entrega el aerogenerador y la velocidad del viento incidente, a la altura del buje y perpendicular al plano del rotor. En la figura 1 podemos observar una curva de potencia de un aerogenerador de 1,5MW de potencia nominal, en la cual se pueden distinguir los siguientes modos de funcionamiento de la máquina:

Figura 1. Curva de potencia aerogenerador

- Máquina parada. La máquina permanece parada cuando la velocidad del viento es inferior a la velocidad de arranque va, o bien cuando la velocidad del viento alcanza valores superiores a la velocidad de parada o de corte, vp. Cuando se llega a esta última situación, la máquina se desconecta de la red y se para de forma automática, y si la aeroturbina es de paso

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

variable,1 las palas adoptan la posición de bandera (paralelas al viento), para la que el par de giro neto sobre la pala es nulo. - Carga parcial. Esta situación, en la que la potencia generada es menor que la nominal, corresponde a velocidades del viento comprendidas entre va y vn, siendo esta última la velocidad nominal del aerogenerador. - Plena carga. Esta situación corresponde a velocidades del viento comprendidas entre vn y vp, para las cuales el aerogenerador produce una potencia aproximadamente constante e igual a la nominal. La potencia que capta la aeroturbina se limita para evitar la sobrecarga del generador eléctrico y que los esfuerzos que soportan los distintos componentes del aerogenerador, debidos a caras dinámicas, sean excesivos. Para limitar la potencia se pueden utilizar dos procedimientos distintos; uno de tipo pasivo, que utilizan las máquinas con paso de pala fijo, en el que las palas están diseñadas de tal manera que entran en pérdida para velocidades del viento superiores a vn, disminuyendo ligeramente la potencia a partir de este valor, y otro de tipo activo, en el que puede variarse el ángulo de paso de las palas para que disminuya el coeficiente de potencia . 1.3.2. Coeficiente de empuje Antes de centrarnos en el coeficiente de empuje es conveniente explicar una serie de conceptos en relación al intercambio de energía que se produce en el rotor. Si analizamos el comportamiento del viento en el entorno del rotor, se observa que se produce una disminución de velocidad en el entorno de éste que se traduce en un aumento de presión. La magnitud de estas variaciones dependerá de la solidez del rotor que se define como la fracción del área barrida por el rotor ocupada por las palas. Cuanto más sólido es el rotor, mayor será la disminución de la velocidad y por lo tanto mayor el salto de presiones, lo que derivará en una mayor fuerza de empuje del 1

Las aeroturbinas de paso variable son aquellas en las que las palas pueden girar alrededor de su eje, variando por lo tanto su ángulo de paso.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

viento sobre el rotor. Si adimensionalizamos esta fuerza obtenemos el coeficiente de empuje del que tratamos en esta sección. En la figura 2 se muestra, en rosa, la variación típica de dicho coeficiente con la velocidad del viento. Además se muestra en azul la curva de potencia. Es interesante comprobar cómo el coeficiente de empuje disminuye notablemente cuando la velocidad del viento alcanza la velocidad nominal. Esto se debe a que esta figura corresponde a un aerogenerador con control de potencia activa en la que a partir de este punto se variaría el ángulo de paso con la consecuente disminución de la fuerza de empuje.

Figura 2. Curvas de potencia y coeficiente de empuje aerogenerador

La fuerza de empuje constituye una de las fuentes de cargas estacionarias más importantes. Estas cargas, como se explicó anteriormente crecen de forma significativa con la solidez del rotor.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

1.4. WAsP 1.4.1. Introducción A continuación presentaremos el software utilizado en el presente proyecto, mediante el cual se ha estimado el potencial eólico del emplazamiento caso de estudio, así como la producción energética del parque eólico en función de la distribución de los generadores en el citado emplazamiento. Este programa, desarrollado por la Wind Energy Division de Risø DTU, Dinamarca, es actualmente, y a pesar de sus lógicas limitaciones, el programa eólico más extendido, con usuarios en más de 100 países. El programa analiza todo el proceso desde el tratamiento de los datos medidos en la estación meteorológica hasta la obtención de la producción final del parque, teniendo en cuenta también, mediante un cálculo aproximado, los efectos de las estelas. El proceso de cálculo se puede dividir en tres partes: - Análisis Las series temporales de velocidad y dirección del viento medidas se tratan estadísticamente para obtener su representación mediante las funciones estadísticas de distribución correspondientes (de tipo Weibull), originando el OWC ("Observed Wind Climate"). En ocasiones, como es el caso de este proyecto, no se dispone de series temporales y en su lugar se dispone de los parámetros de las distribuciones de Weibull en cada dirección considerada con lo que se puede crear directamente el OWC. Más adelante se volverá sobre esta cuestión. A partir del OWC, junto con la descripción orográfica, de rugosidad y de los obstáculos del lugar, se obtiene el viento regional de la zona objeto de estudio, que en WAsP se denomina WADS ("Wind Atlas Data Sets"). Este viento se extrapola a condiciones estándar sin perturbaciones locales. - Aplicación El WADS de la zona puede ser aplicado en un sentido inverso (suponiendo que no existe excesiva distancia) al punto de interés eólico, obteniendo el viento local en

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

dicho punto, denominado EWC ("Estimed Wind Climate"), para lo que se precisa la descripción del lugar (orografía, rugosidad y obstáculos) que da lugar a las perturbaciones locales. Si al EWC se le aplica la curva de potencia de cada máquina, se puede calcular la producción de potencia estimada para cada aerogenerador (energía media anual, que obviamente depende del tipo de aerogenerador considerado). -Producción de un parque eólico A partir de la producción de potencia estimada para cada aerogenerador y de sus características y distribución se puede calcular la producción energética anual bruta y neta de cada turbina y del parque completo, teniendo en cuenta el efecto de las estelas.

1.4.2. Validez de los resultados obtenidos A la hora de utilizar un modelo para el estudio del potencial eólico y de la producción energética de un parque eólico, es de vital importancia establecer el grado de validez de los resultados obtenidos para conocer hasta que punto dichos resultados se ajustan a la realidad. A este respecto, la principal limitación en WAsP es la que se refiere a la influencia de la orografía ya que, como vimos en el apartado anterior, éste utiliza un modelo linealizado de flujo potencial, el cual solamente era válido para configuraciones con orografía suave. Para estimar el grado de complejidad del terreno, WAsP calcula el denominado índice RIX (Ruggedness Index), definido como el porcentaje de la superficie del terreno alrededor de un punto de interés, dentro de un círculo de radio fijado (≈3500m), en el que se supera una determinada pendiente límite (≈0,3). El valor de RIX sólo puede ser positivo, ya que las pendientes se toman en valor absoluto, tanto ascendentes como descendentes. Lo ideal es que RIX sea nulo, lo que significará que no se supera la pendiente límite y el flujo no se desprende.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Lo habitual es que RIX sea positivo; es decir, que exista alguna dirección en la que se supere la pendiente límite y pueda existir desprendimiento del flujo. En este caso, en principio no sería recomendable aplicar el programa, pero puede estimarse el error cometido y corregirlo. WAsP, en su modelo de cálculo, realiza dos extrapolaciones "verticales" para obtener los resultados: una "hacia arriba" desde la estación meteorológica y otra "hacia abajo" hasta el punto de cálculo. Incluso aunque se quiera estimar con el programa los valores de velocidad en el propio punto de medición y a la misma altura, siempre "se pasa" por WADS. Por tanto, los errores cometidos en un sentido de la extrapolación vertical se pueden compensar al aplicar el programa en el otro sentido si el valor de RIX es igual en ambos puntos de aplicación. Para poder cuantificar todo lo anterior, se emplea el parámetro ΔRIX: RIXparque - RIXestación donde por "estación" se entiende la estación de medición y "parque" hace referencia al punto o los puntos donde se calculan las variables del modelo. Las tres situaciones que pueden darse según el valor de ARIX son las siguientes: - RIXestación≈RIXparque (ΔRIX ≈0): La orografía de la zona de medición y aplicación son similares, por lo que los errores también serán similares y de sentido contrario, por lo que se cancelan y los resultados de WAsP deberían ser correctos. - RIXestación>RIXparque(ΔRIX <0):La orografía de la zona de medición es más compleja que la de la zona donde se situarán los aerogeneradores. En este caso, los cálculos subestiman los resultados reales. - RIXestación<RIXparque(ΔRIX >0): La orografía de la zona de medición es más sencilla que la de la zona donde se situarán los aerogeneradores. En este caso, los cálculos de predicción de producción de energía sobreestiman los resultados reales.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

2-OBJETIVOS

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

OBJETIVO PRINCIPAL El objetivo principal de este proyecto es realizar, mediante el programa informático WAsP, el estudio de un emplazamiento para la construcción de un parque eólico.

OBJETIVOS SECUNDARIOS - Comparar diferentes emplazamientos y seleccionar aquel que, a priori, reúne las mejores condiciones orográficas, administrativas y de recurso eólico. - Estudiar, a partir de datos meteorológicos existentes, el potencial eólico del emplazamiento seleccionado para determinar aquellas zonas más adecuadas para la localización de los aerogeneradores. - Seleccionar el modelo de aerogenerador más adecuado. - Estudiar la influencia que tiene la distribución de los generadores en el parque sobre la energía total generada. - Estudiar el fenómeno de la interferencia entre aerogeneradores debido a los efectos de estela. - Seleccionar la mejor configuración para nuestro parque, minimizando las cargas no permanentes sobre los aerogeneradores y maximizando la producción de energía. - Estudiar la validez de los resultados obtenidos.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

3-METODOLOGÍA

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

3.1. SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO La primera fase de este proyecto consiste en seleccionar el emplazamiento que será objeto de nuestro estudio. Lógicamente, para que tenga sentido estudiar la viabilidad del citado emplazamiento, es necesario que en él el recurso eólico sea importante. Para ello recurriremos al Atlas eólico del IDAE2 ya que nos ofrece un mapa del recurso eólico tanto a nivel nacional como separado para las diferentes comunidades autónomas. En la figura 3 podemos observar un mapa de España en el que se muestra la densidad de potencia eólica media, considerada a 80 m de altura.

Figura 3. Mapa eólico de España. Densidad de potencia media anual a 80m de altura .

Como se puede apreciar en el mapa, el mayor recurso eólico se encuentra en Galicia, sur de Andalucía, algunas regiones de Cataluña y las islas, principalmente. A pesar de que resulta lógico, a priori, estudiar aquellas zonas donde el recurso eólico es más importante; la fuerte implantación de la energía eólica en España hace muy difícil la tarea de encontrar zonas libres en esas regiones por lo que debemos recurrir a otros emplazamientos con un razonable recurso eólico pero sobre las cuales todavía no se 2

Ver http://atlaseolico.idae.es/

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

hayan construido parques eólicos. Para esa tarea, resulta especialmente útil la aplicación de Google maps.3 Después de estudiar diferentes regiones de España, se ha seleccionado como posible un emplazamiento próximo a la localidad de Peñascosa, en la provincia de Albacete. En la figura 4 se observa el recurso eólico en la comunidad de Castilla - la mancha para una mejor apreciación de la región mencionada. Concretamente, se trata de la zona de color magenta que se encuentra en el Suroeste de la provincia de Albacete, correspondiente a la sierra de Alcaraz.

Figura 4. Mapa eólico de Castilla - La Mancha. Densidad de potencia media anual a 80m de altura.

Al observar con Google maps la citada zona, se aprecia como al sureste de la localidad de Peñascosa, existe una zona en la que no existe la presencia de aerogeneradores por lo que aparece como una buena posibilidad para ser objeto de nuestro estudio. A continuación, en la figura 5, se muestra una vista de satélite del mencionado emplazamiento. Además, se puede observar que la orografía no es excesivamente compleja, no existe presencia de viviendas en las proximidades y existen carreteras

https://www.google.es/maps

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

secundarias a partir de las cuales se podrán crear los viales de acceso a nuestro parque.

Figura 5. Emplazamiento caso de estudio

Por último, dentro de la fase de selección del emplazamiento, es importante cerciorarse de que no existe ninguna zona protegida dentro del mismo. Para ello, el Atlas del IDAE nos permite visualizar la presencia de espacios naturales protegidos. En la figura 6 observamos como en nuestro emplazamiento, al Sureste de Peñascosa, no existe ninguna zona protegida por lo que cumple con las condiciones administrativas a este respecto.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Figura 6. Espacios naturales protegidos emplazamiento.

3.2. OBTENCIÓN DEL RECURSO EÓLICO A PARTIR DE DATOS EXISTENTES Tal y como se comentaba en el capítulo introductorio, el estudio del viento plantea una serie de problemas debidos a su carácter altamente no estacionario, lo cual nos hace recurrir a un estudio estadístico del mismo. Decíamos que si medíamos la velocidad del viento en un lugar determinado durante un tiempo suficientemente alto observábamos que dichas mediciones estaban bien representadas por una función de distribución de Weibull. Por otra parte, señalábamos que para la creación del OWC (Observed Wind climate) necesario para la introducción en WAsP de los datos relativos al comportamiento del viento en nuestro emplazamiento existían dos formas. La primera consistía en la creación del citado archivo mediante la herramienta que proporciona WAsP, a partir de mediciones reales de la velocidad del viento. La segunda consistía en crearlo conociendo los parámetros característicos de las distribuciones de Weibull para todas las direcciones consideradas. En nuestro caso, se ha utilizado la segunda opción al no contar con mediciones suficientes para proceder según la primera opción. Por otra parte, a partir nuevamente del Atlas eólico del IDAE, obtenemos unos valores de los parámetros característicos de las distribuciones de Weibull calculados por el propio IDAE y que corresponden a mediciones reales, por lo que este método se considera igual de fiable.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

La estación meteorológica de la cual se han obtenido los datos corresponde a una próxima al municipio "Las Paradas" cuya localización y características se observan en la Figura 7.

Figura 7. Estación meteorológica "Las Paradas"

Podemos observar que la estación se encuentra al Este de peñascosa, precisamente en la zona del emplazamiento donde está previsto situar los aerogeneradores. Lógicamente, cuanto más cerca se encuentre la estación del emplazamiento de los aerogeneradores, más fiables serán los resultados.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

3.3. OBTENCIÓN Y DIGITALIZACIÓN DEL MAPA TOPOGRÁFICO DE LA ZONA Para la obtención de un plano georreferenciado del emplazamiento, resulta de gran comodidad acudir al centro de descargas del Centro Nacional de Información Geográfica (CNIG).4 Una vez seleccionados los mapas, la digitalización de los mismos se ha realizado utilizando el software Autocad. Además de incluir las líneas de nivel, con sus cotas correspondientes, se han añadido líneas de rugosidad para delimitar los distintos usos de los terrenos que forman nuestro emplazamiento. Más adelante, volveremos sobre este tema y detallaremos los valores más relevantes, tanto de las cotas de las líneas de nivel como de los valores que toma la rugosidad en las diferentes regiones de nuestro mapa. En la figura 8 se puede observar el aspecto final del mapa, una vez digitalizado.

Figura 8. Mapa digitalizado

Es importante destacar que, tal y como se aprecia en la figura anterior, se ha representado en el mapa una zona correspondiente a un radio mínimo de 5 km a partir de la estación meteorológica ya que para una correcta modelización del viento local de nuestro emplazamiento, ésta es la mínima distancia que debe existir desde nuestros puntos de estudio (estación meteorológica y aerogeneradores) hasta el contorno de nuestra región representada. Se han tomado los 5km desde la estación meteorológica porque, a priori, la localización de los aerogeneradores se realizará en una zona 4

Ver http://centrodedescargas.cnig.es/CentroDescargas/index.jsp

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

próxima a dicha estación, concretamente, tal y como indicamos anteriormente, ligeramente al sureste de peñascosa. Con lo cual se concluye que el mapa así representado es suficiente para conseguir un nivel aceptable de precisión en la posterior fase de cálculo utilizando WAsP. En relación a las líneas de rugosidad que se representan en verde en la figura 8, para la determinación de los valores a ambos lados de las mismas, se ha recurrido nuevamente al Atlas eólico del IDAE. En él, se pueden obtener los valores de rugosidad de las distintas regiones de nuestro emplazamiento tal y como se muestra en la figura 9.

Figura 9. Valor de la rugosidad

Este mapa digitalizado que acabamos de obtener, nos permitirá tener la información necesaria del emplazamiento en cuanto a su orografía para permitir posteriormente, en WAsP, calcular los efectos locales que ésta provoca sobre la velocidad del viento, tal y como se explicó en el capítulo de introducción.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

3.4. TRABAJANDO CON WASP Una vez recopilados los datos que se mostraban en los apartados anteriores, en esta sección nos centraremos en el proceso llevado a cabo en WAsP para el cálculo del potencial eólico del emplazamiento y de la producción energética del parque en función de la configuración de éste. 3.4.1. Introducción de la orografía. En primer lugar, introduciremos en WAsP la información relativa a la orografía del emplazamiento. Para ello, debemos exportar el mapa anteriormente creado en Autocad a la herramienta que posee WAsP para el tratamiento de esta información, denominada WAsP map editor. Una vez en ella, diferenciaremos entre las lineas de nivel y las de rugosidad e introduciremos los valor correspondientes para estas últimas obteniendo como resultado los valores que se muestran en la figura 10.

Figura 10. Detalles plano emplazamiento

En la anterior figura, es importante fijarse en los valores de las cotas para las líneas de nivel. En este caso se muestran los valores comprendidos entre 1200m y 1221m a modo de ejemplo. Se puede observar que, a pesar de no presentar una norma fija, la separación entre estas líneas en ningún caso supera los 5 metros por lo que la resolución es lo suficientemente alta como para validar los datos a este respecto.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

En esta figura, también podemos observar las dimensiones máximas y mínimas de nuestro mapa así como la cota máxima y mínima de nuestras líneas de nivel, que en este caso son 1485m y 1000m aproximadamente. En cuanto a las líneas de rugosidad, delimitan zonas de igual valor para la rugosidad en función del uso de los diferentes terrenos. En este caso, podemos observar que tenemos distintas rugosidades (0,1m;0,15m;0,2m;0,6m;0,75m). A continuación, en la figura 11, mostraremos dichos valores en el mapa para una mejor comprensión del mismo.

Figura 11. Valores de la rugosidad

Destacaremos que tal y como se observa en la imagen, los valores mínimos de rugosidad corresponden a aquellas zonas próximas a los pueblos, en las que no existe presencia de árboles.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

3.4.2. OWC (Observed Wind Climate) Una vez hemos introducido todos los datos relativos a la orografía de nuestro emplazamiento, es necesario definir en WAsP las propiedades generales del viento en el emplazamiento para poder calcular el viento local. A partir de los datos relativos a las distribuciones de Weibull para las direcciones consideradas obtenidas a partir de las mediciones realizadas en la estación meteorológica de las paradas creamos el OWC (Observed Wind Climate) definido en el capítulo introductorio y cuyos resultados se muestran en la figura 12.

Figura 12. Rosa de los vientos y distribución de Weibull general

A la izquierda de la figura, se muestra la rosa de los vientos para esa localización. Ésta consiste en una gráfica circular de la frecuencia relativa con la que sopla el viento en cada dirección. Se puede apreciar que la dirección predominante es la WSW, es decir Oeste-Suroeste con una frecuencia relativa del 15% aproximadamente. Es importante tener presente la rosa de los vientos del emplazamiento a la hora de situar los aerogeneradores ya que tal y como se comentó en el capítulo introductorio, se debe imponer una mayor distancia entre los mismos según esta dirección con el fin de

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

minimizar la interferencia entre los aerogeneradores y por lo tanto maximizar la producción de energía reduciendo las cargas no permanentes sobre los mismos. Por otra parte, a la derecha de la figura observamos la función de distribución de la velocidad del viento para todas las direcciones. Es posible también obtener la distribución de velocidad para cada uno de los sectores considerados. A continuación, en la figura 13 se muestra la distribución de Weibull para la dirección predominante, a modo de ejemplo.

Figura 3. Distribución de Weibull dirección predominante del viento.

Es importante destacar que además de la introducción de los datos relativos a los parámetros de las distribuciones de Weibull para cada dirección y las frecuencias relativas, también ha sido necesario introducir los datos referentes a la localización y altura del anemómetro, las cuales se muestran en la figura 14.

Figura 14. Localización y altura de la estación meteorológica.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Los grados de latitud y longitud que se indican en la figura se han obtenido a partir de las coordenadas UTM de la estación utilizando un conversor. El signo positivo para la latitud significa Norte y el negativo para la longitud significa Oeste. Por último, es importante destacar que WAsP, extrapola estos datos obtenidos de la estación meteorológica para otras alturas y valores de rugosidad en un Atlas (Wind Atlas). Por lo tanto, resulta interesante establecer como valores de rugosidad aquellos que tenemos en nuestro emplazamiento. Este es el motivo por el que se ha preferido definir en primer lugar los datos referentes a la orografía del terreno. En cuanto a los valores de la altura sobre el terreno en los que nos interesa calcular el recurso eólico, típicamente se eligen aquellos que correspondan a la altura del buje de los aerogeneradores que se pretende instalar. En nuestro caso, se ha seleccionado el modelo de aerogeneradores Vestas V80, cuya altura al buje es de 67m (más adelante volveremos sobre este tema), por lo que este ha sido el valor que se ha introducido para el cálculo del recurso eólico. En la figura 15 se muestra el aspecto final del Wind Atlas para una altura de 67 metros.

Figura 4. Wind Atlas (z=67m)

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

En la parte superior de la imagen se puede observar como los valores de la rugosidad se corresponden con los presentes en nuestro emplazamiento. Es interesante observar como la velocidad del viento disminuye a medida que aumenta la rugosidad del terreno para una misma altura.

3.4.3. Selección de los aerogeneradores En esta sección haremos referencia a la selección de los aerogeneradores para nuestro parque eólico. Con los datos introducidos en las secciones anteriores, WAsP ya tiene la información necesaria para calcular el viento local en las diferentes zonas de nuestro emplazamiento pero es necesario incluir los datos relativos a los aerogeneradores así como su posición para calcular la producción de energía del parque. Tal y como se adelantaba en la anterior sección, se ha seleccionado el modelo Vestas V80 (Ver anexo II) para nuestros aerogeneradores. Se trata de un aerogenerador de la compañía danesa Vestas, con una potencia nominal de 2MW y generador asíncrono con Optispeed®, por lo tanto permite trabajar en un rango determinado de velocidades lo que contribuirá a un mejor aprovechamiento del recurso eólico. El motivo por el que se ha seleccionado este modelo, entre otros, es que su potencia nominal es de 2MW, con lo que necesitaríamos 10 aerogeneradores para construir nuestro parque cuya potencia nominal será de 20MW. Si seleccionáramos aerogeneradores con una mayor potencia nominal, tendríamos un número menor de aerogeneradores. El riesgo de esta configuración radica en la disminución de la energía generada en caso de parada de alguno de los aerogeneradores bien por fallo o por tareas de mantenimiento. En el caso de seleccionar un modelo de aerogenerador con una potencia menor, tendríamos un número mayor de aerogeneradores con lo que los costes tanto de inversión como de mantenimiento serían mayores. Además se necesitaría un terreno más grande para situar los aerogeneradores respetando una distancia tal que evitara en la medida de lo posible las interferencias. Para introducir los datos referentes a los aerogeneradores, WAsP cuenta con una herramienta denominada WAsP turbine editor. Los datos relativos al aerogenerador

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

seleccionado una vez introducidos presentan el siguiente aspecto, que se muestra en la figura 16.

Figura 16. Datos aerogenerador Vestas V80

Además de los datos relativos al diámetro del rotor (80m) y a la altura del buje (67m), podemos observar, en rojo, la curva de potencia del aerogenerador y en azul, la curva del coeficiente de empuje en función ambas de la velocidad del viento a la altura del buje. Por otra parte, apreciamos que existen diferentes curvas dependiendo de la estrategia de control que queramos adoptar. Por la forma de la curva de potencia, se puede observar que este aerogenerador utiliza un sistema activo de control de la potencia entregada, por variación del ángulo de paso de las palas. Además se observa que el arranque se produce para una velocidad del viento de 4 m/s y el corte se produce para una velocidad del viento de 25 m/s. La potencia nominal es de 2MW y observamos en la curva que entrega dicha potencia nominal a partir de 12 m/s aproximadamente, velocidad que es relativamente baja si lo comparamos con otros modelos de aerogeneradores.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

3.4.4. Distribución de los aerogeneradores Con el viento local calculado y las curvas de potencia de los aerogeneradores ya estamos en disposición de estimar los resultados. Podríamos introducir aleatoriamente los aerogeneradores en distintas posiciones e ir comparando resultados hasta lograr el mejor pero existe una opción más eficiente que consiste en crear un resource grid. Este procedimiento consiste en crear una malla de nuestra zona de interés en la que se calcularán los valores de determinadas variables en un plano paralelo al suelo y a una altura determinada. En nuestro caso, como es lógico, será interesante indicar como altura la del buje y calcular en este plano los valores de las variables deseadas. Por otra parte, los elementos que formarán nuestra malla serán cuadrados a los que impondremos la condición de que sus lados midan tres diámetros. Con esta acción conseguimos que la posterior colocación de los aerogeneradores sea más cómoda ya que como comentamos anteriormente, la distancia mínima entre los mismos era de tres diámetros por lo que, de esta forma, no podrá coexistir más de un aerogenerador dentro de cada elemento de nuestra malla. En cuanto a la variable que se visualizará, se ha escogido la producción energética anual en GWh/año, denominada AEP en WAsP ya que de esta manera se colocarán los aerogeneradores con el fin de maximizar la energía generada y por lo tanto maximizar la rentabilidad del parque. Por otra parte, es importante señalar que se ha configurado la visualización de tal forma que aquellos elementos de la malla en los cuales el tiempo equivalente de funcionamiento sea inferior a 2500h/año aparezcan en negro ya que este valor corresponde al límite de rentabilidad que se impone típicamente en España. Una vez configurada nuestra malla de esta forma, presenta el aspecto que se muestra en la siguiente página (figura 17).

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Figura 17. Producción anual de energía

Podemos observar en la figura que se ha mallado aquella región del mapa donde teníamos previsto situar nuestro parque eólico. Además, se observa que existen determinadas zonas en las que a priori, se puede interpretar que será rentable la colocación de los aerogeneradores gracias al código de colores seleccionado. En cuanto a la distribución de los aerogeneradores, además de tener en cuenta la producción energética que se observa directamente en el resource grid, es importante recordar cuales son las direcciones del viento predominantes ya que en estas direcciones la separación entre las turbinas ha de ser mayor para evitar en la medida de lo posible los efectos de interferencia debido a las estelas. De la rosa de los vientos observábamos que la dirección predominante del viento era Oeste-Suroeste por lo que en principio intentaremos colocar los aerogeneradores en una dirección perpendicular a ésta. Con estas consideraciones iremos colocando los aerogeneradores en distintas posiciones para compararlas entre ellas y determinar aquella configuración optima en relación a la energía anual generada. Para cada una de las posiciones es posible obtener un reporte de la energía bruta generada así como las pérdidas por efectos de

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

estela y la energía neta producida. En la figura 18 se muestra dicho reporte a modo de ejemplo.

Figura 18. Producción energética del parque eólico.

A continuación presentaremos una serie de configuraciones para el parque eólico y sus resultados asociados para analizar de forma gráfica, cómo la colocación de los aerogeneradores influye sobre la producción real de energía. Configuración 1. En esta primera configuración, pondremos de manifiesto la importancia de la consideración de la interferencia entre aeroturbinas debida a los efectos de estela. Para ello, simplemente tendremos en cuenta la malla en la que se muestra la producción anual de energía pero descuidaremos la dirección predominante del viento. Por lo tanto, situaremos los aerogeneradores en la zona del resource grid coloreada en naranja que se observa remarcada en la figura 19.

Figura 19. Resource grid. Energía anual producida.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Una vez situados los 10 aerogeneradores en la zona indicada, la configuración de nuestro parque tendría el siguiente aspecto que se muestra en la figura 20.

Figura 20. Parque eólico. Configuración 1.

Tal y como se indicó anteriormente, se observa que la distancia que presentan los aerogeneradores en la dirección del viento predominante no es suficientemente grande por lo que se puede predecir que las pérdidas debidas a la interferencia serán elevadas. A continuación se reporta la producción energética bruta y neta, así como las pérdidas para constatar esta suposición.

Parameter Net AEP [GWh] Gross AEP [GWh] Wake loss [%]

Total

Average Minimum Maximum 63,734 6,373 5,801 6,826 68,735 7,28 -

6,874

5,957 -

7,384 -

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Observamos que las pérdidas debidas a la interferencia superan el 7 %, valor excesivamente alto que pone de manifiesto la importancia de la consideración de los efectos de estela. Configuración 2. En este caso, tendremos en cuenta que la dirección predominante del viento es la Oeste-Suroeste, por lo que trataremos de situar los aerogeneradores en las zonas de máxima producción energética pero en una dirección perpendicular a la predominante, en la medida de lo posible. En el caso de que no exista otro remedio que colocar algunos según esta dirección predominante, la distancia mínima entre ellos deberá estar entre 5 y 9 diámetros para evitar la interferencia. En la figura 21 se muestra la configuración 2 en la que se aprecia el criterio anteriormente mencionado.

Figura 21. Parque eólico. Configuración 2.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

En este caso, obtendremos también el reporte de la producción bruta y neta así como de las pérdidas debidas a la interferencia, el cual se muestra a continuación.

Parameter Net AEP [GWh] Gross AEP [GWh] Wake loss [%]

Total

Average Minimum Maximum 66,814 6,681 6,2 7,679 69,934

6,993

4,46 -

6,488 -

7,922 -

Podemos apreciar que las pérdidas han descendido a un valor cercano al 5%, lo cual está mejor que en el caso anterior pero todavía sigue siendo algo alto. Para determinar a qué se debe este valor tan alto, observaremos la distancia entre los distintos aerogeneradores para estudiar cuales son aquellos que se encuentran en cercanía. to Turbine site 001 from from from from from from from from from from

Turbine Turbine Turbine Turbine Turbine Turbine Turbine Turbine Turbine Turbine

site site site site site site site site site site

001 002 003 004 005 006 007 008 009 010

(80,0m) (80,0m) (80,0m) (80,0m) (80,0m) (80,0m) (80,0m) (80,0m) (80,0m) (80,0m)

5,3 7,5 11,8 12,1 23,6 18,0 24,3 17,3 19,1

to Turbine site 002 0 5,3 5,5 9,0 7,2 19,3 13,1 21,0 12,0 15,4

to Turbine site 003 7,5 0 5,5 4,3 7,0 16,4 12,0 16,7 13,1 11,6

to Turbine site 004 11,8 9,0 0 4,3 0 6,4 12,5 9,4 12,5 12,2 7,4

Figura 22. Distancia entre turbinas.

En la figura 22 observamos un detalle de la tabla que muestra la distancia en diámetros entre las distintas aeroturbinas. Destaca en rojo la distancia que existe entre la turbina 3 y la 4 que es inferior a 5 diámetros. En principio no es preocupante pero en el caso de ser viable económicamente, podría estudiarse la posibilidad de reubicar uno de estos dos aerogeneradores. Sin embargo, en este caso es más preocupante otro aspecto en relación a las pérdidas por efectos de estela. Si nos fijamos en la rosa de los vientos, además de la dirección predominante Oeste-Suroeste, existe otra dirección bastante predominante que posiblemente sea la causa de las pérdidas que observamos según esta configuración. Esta dirección se trata del Sureste, con una frecuencia relativa del 13,77% y por lo

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

tanto muy próxima a la de la dirección predominante por lo que debe ser tenida en cuenta. Configuración 3. Tal y como comentábamos en la anterior configuración, en este caso se tendrá en cuenta que además de la dirección del viento predominante Oeste-Suroeste, existe otra dirección predominante que es la Sureste, y por lo tanto se tratará de situar los aerogeneradores formando una "V", en la medida de lo posible, con sus dos lados perpendiculares a sendas direcciones predominantes. Es importante señalar que, por otra parte, hay que atender al criterio principal que es el de la máxima producción anual de energía. Con estas consideraciones, la configuración de nuestro parque eólico tendría el siguiente aspecto que se muestra en la figura 23.

Figura 23. Parque eólico. Configuración 3.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

En este caso, la producción energética anual bruta y neta, así como las pérdidas debido a la interferencia serían las que se detallan a continuación.

Parameter Net AEP [GWh] Gross AEP [GWh] Wake loss [%]

Total

Average Minimum Maximum 68,829 6,883 6,231 7,899 71,617

7,162

3,89 -

6,495 -

8,044 -

Se puede observar, que las pérdidas han bajado del 4% y que la producción energética es la máxima de las tres configuraciones. Por lo tanto, esta será la configuración final que se plantea en este proyecto preliminar de parque eólico. En el anexo I se puede consultar con mayor grado de detalle las características de esta configuración, desde la posición de cada aerogenerador hasta las pérdidas tanto generales, como por sectores de cada uno de ellos debido a la interferencia. 3.4.5. Validación de resultados En la sección anterior, establecíamos la distribución óptima de los aerogeneradores en el parque. Teniendo en cuenta que la potencia nominal del parque es de 20MW y que la producción neta de energía anual es de 68,829 GWh se puede calcular que el número de horas equivalentes de funcionamiento del parque es de 3441,45 horas/año lo cual es ampliamente mayor a las 2500horas/año que típicamente se establece en España como límite de rentabilidad. Sin embargo, es importante validar estos resultados para poder continuar con la fase de investigación del proyecto. Para ello visualizaremos el valor de ΔRIX, concepto que tal y como se explicaba en el capítulo introductorio nos dará una idea de la sobre o subestimación de la producción energía en el proceso de cálculo en función de la diferencia en la complejidad del terreno entre la zona de localización de la estación meteorológica y la de cada uno de los aerogeneradores. En la figura 24 observamos dichos valores de ΔRIX en nuestra región mallada.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Figura 24. Delta-RIX parque eólico

En la figura se aprecia claramente cómo existen 6 aerogeneradores que se encuentran en una zona donde el valor de ΔRIX es positivo. Se trata de aquellos que se encuentran al Este de la línea de rugosidad. Los cuatro aerogeneradores restantes estarían, uno en una zona donde ΔRIX es nulo, y los otros tres en una zona con ΔRIX negativo. Dado que el número de aerogeneradores que se encuentran en zonas con ΔRIX positivo es el doble que los que los que se encuentran en zonas con ΔRIX negativo, a priori se puede estimar que los resultados son validos, si bien es cierto que en etapas posteriores, dentro de la fase de investigación, se debe colocar una estación meteorológica en el emplazamiento del parque, para realizar mediciones reales y verificar si la construcción de un parque eólico en este emplazamiento y según esta configuración es viable técnica y económicamente.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

4- CONCLUSIONES

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

En esta sección detallaremos las conclusiones que se han sacado durante el proceso de elaboración de este proyecto. -En primer lugar, se pone de manifiesto la eficacia y eficiencia de WAsP a la hora de realizar un proyecto preliminar de un parque eólico ya que con unos recursos informáticos no demasiado potentes se puede estimar el potencial eólico de un emplazamiento así como la producción energética de un parque eólico de forma rápida y sencilla, por lo que se ve justificada su utilización tanto desde un punto de vista técnico como económico. -La etapa del proyecto que más tiempo consume se trata de la digitalización del mapa por lo que resultaría interesante la creación de estos mapas en aquellas regiones donde el recurso eólico es importante por parte de empresas privadas especializadas o organismos públicos competentes. -Es interesante comprobar mediante la comparación entre diferentes configuraciones para el parque eólico, la influencia que tiene la distribución de los aerogeneradores sobre las pérdidas energéticas debidas a fenómenos de interferencia y por lo tanto sobre la generación del parque. Estos efectos de estela son fácilmente estimables en WAsP. -También es importante destacar la facilidad con la que se pueden estudiar diferentes modelos de aerogeneradores para determinar el más adecuado en cada caso. -Por último, hay que tener siempre presente que los modelos que se han utilizado para el cálculo de las variables interesantes desde el punto de vista del diseño del parque, son modelos simplificados por lo que es de vital importancia la interpretación de los resultados obtenidos por parte del ingeniero para no llegar a conclusiones erróneas.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

5- REFERENCIAS

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

LIBROS Energía eólica: Fundamentos y tecnología Julio Hernandez et al. Editorial UNED, 2013 Sistemas eólicos de producción de energía eléctrica J.L. Rodríguez Amenedo, J.C. Burgos Díaz, S. Arnalte Gómez Editorial Rueda, 2003

SOFTWARE WAsP v.11 Technical University of Denmark Autocad 2011 Autodesk, inc.

WEBS www.wasp.dk Página oficial del software WAsP. www.vestas.com Página oficial de Vestas. www.directindustry.es Página para consultar datos técnicos de aerogeneradores. www.industriaytecnologia.com Página para consultar aspectos sobre tecnología de aerogeneradores. www.wind-energy-market.com Página para consultar datos técnicos de aerogeneradores. centrodedescargas.cnig.es Página para descargar planos georreferenciados dentro del territorio español.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

www.ign.es Página para consultar planos topográficos dentro del territorio español. atlaseolico.idae.es Atlas eólico del IDAE. www.google.es/maps Aplicación google maps.

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

6- ANEXOS

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Anexo I. Informe parque eólico.

- Posición, producción energética anual y pérdidas de cada aerogenerador Site

Location [m]

Turbine site 001 Turbine site 002 Turbine site 003 Turbine site 004 Turbine site 005 Turbine site 006 Turbine site 007 Turbine site 008 Turbine site 009 Turbine site 010

Elevation [m a.s.l.]

Turbine

Height [m a.g.l.]

Net AEP [GWh]

Wake loss [%]

(553461,2, 4279768,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1260,479

6,693

4,82

(552492,9, 4280532,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1195,025

6,231

4,06

(552731,4, 4280010,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1204,198

6,364

3,06

(552944,8, 4280523,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1235

6,75

4,5

(552734,2, 4279566,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1249

7,899

1,8

(553461,2, 4279328,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1275,021

7,774

2,53

(552498,4, 4280964,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1205,229

6,536

3,22

(553896,2, 4279567,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1280,193

6,888

5,22

(553702,6, 4280012,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1258,039

6,349

6,06

(554367,9, 4279763,0) Vestas V80 (2.0 MW)

1304

7,345

4,09

- Propiedades del viento en la localización Site Turbine site 001 Turbine site 002 Turbine site 003 Turbine site 004 Turbine site 005 Turbine site 006 Turbine site 007 Turbine site 008 Turbine site 009 Turbine site 010

Location

A [m/s]

Height

U [m/s]

E [W/m²]

RIX

dRIX

(553461,2, 4279768,0)

9,1

2,06

8,04

592

9,3

(552492,9, 4280532,0)

8,7

1,97

7,72

545

-3,4

(552731,4, 4280010,0)

8,8

1,9

7,83

591

7,6

-0,7

(552944,8, 4280523,0)

9,3

1,85

8,27

719

6,3

-2,1

(552734,2, 4279566,0)

9,8

2,16

8,69

714

9,3

(553461,2, 4279328,0)

9,8

2,08

8,71

744

13,2

4,8

(552498,4, 4280964,0)

1,83

8,04

670

4,2

-4,2

(553896,2, 4279567,0)

9,2

2,17

8,13

581

10,9

2,5

(553702,6, 4280012,0)

8,9

2,04

7,86

555

8,6

0,2

(554367,9, 4279763,0)

9,5

2,14

8,42

653

10,4

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

- Producción anual por aerogenerador (Por sectores y total) Sector 1

Sector 2 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

7,4

2,12

3,8 3,84

Turbine site 003

6,9

2,13

3,51

6,15

145,697

116,012

79,63

Turbine site 004

8,2

2,14

4,37

7,3

261,536

100

Turbine site 005

8,1

2,11

3,31

7,17

191,128

183,408

95,96

Turbine site 006

6,7

2,1

2,69

5,92

102,122

87,665

85,84

Turbine site 007

8,3

2,14

4,66

7,31

279,657

100

Turbine site 008

7,8

2,08

3,47

6,87

184,631

100

Turbine site 009

7,4

2,1

3,64

6,54

174,537

100

Turbine site 010

7,8

2,08

3,54

6,92

191,317

100

1922,595

1865,544

97,03

Sector 2 total

6,94 6,57

206,481 185,489

202,821 183,959

99,18

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Sector 3

Sector 4 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

7,8

1,94

3,33 3,31

Turbine site 003

8,4

1,97

3,81

7,46

237,792

100

Turbine site 004

8,7

1,87

3,88

7,68

253,35

100

Turbine site 005

1,96

2,79

7,11

159,597

141,288

88,53

Turbine site 006

8,3

1,95

3,11

7,36

189,917

160,697

84,61

Turbine site 007

8,4

1,86

3,78

7,42

233,044

100

Turbine site 008

7,3

1,96

2,54

6,43

119,52

95,549

79,94

Turbine site 009

7,9

1,94

3,33

185,305

100

Turbine site 010

1,96

2,85

7,12

163,452

100

1916,451

1842,431

96,14

Sector 4 total

7,14 6,95

192,494 181,981

189,973 181,981

100

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Sector 5 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

6,5

1,71

3,89 3,83

Turbine site 003

6,8

1,67

5,01

6,06

215,038

195,151

90,75

Turbine site 004

6,4

1,64

4,35

5,75

168,906

100

Turbine site 005

7,4

1,72

3,58

6,63

182,109

167,681

92,08

Turbine site 006

8,5

1,75

4,46

7,55

281,274

100

Turbine site 007

6,3

1,63

4,1

5,61

151,492

100

Turbine site 008

6,5

1,7

3,18

5,78

123,545

100

Turbine site 009

6,8

1,69

4,01

6,04

170,535

100

Turbine site 010

1,69

3,49

6,26

159,406

100

1771,175

1688,794

95,35

Sector 5 total

6,1 5,81

168,772 150,096

155,071 115,733

77,11

Sector 6 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

4,8

1,97

5,63 5,65

Turbine site 003

6,2

7,45

5,53

244,378

210,013

85,94

Turbine site 004

5,4

1,91

5,63

4,83

131,885

121,163

91,87

Turbine site 005

6,3

1,85

5,82

5,61

204,752

179,579

87,71

Turbine site 006

7,7

1,89

8,38

6,85

448,227

100

Turbine site 007

4,8

1,95

5,04

4,23

78,032

76,184

97,63

Turbine site 008

5,8

1,83

5,06

5,11

141,781

100

Turbine site 009

5,3

1,93

5,88

4,7

126,331

103,578

81,99

Turbine site 010

5,9

1,86

5,46

5,23

161,061

100

1750,536

1606,202

91,75

Sector 6 total

4,73 4,29

123,709 90,381

87,338 77,279

85,5

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Sector 7 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

8,2

2,66

10,32 10,56

Turbine site 003

8,1

2,71

9,77

7,19

551,853

511,874

92,76

Turbine site 004

8,1

2,73

9,18

7,18

514,885

445,965

86,61

Turbine site 005

10,3

2,54

11,79

9,19

1053,201

100

Turbine site 006

10,5

2,67

11,73

9,38

1087,202

100

Turbine site 007

7,8

2,72

9,19

6,95

477,401

372,971

78,13

Turbine site 008

9,5

2,34

10,52

8,39

807,47

100

Turbine site 009

8,8

2,72

10,74

7,81

724,875

722,335

99,65

Turbine site 010

9,7

2,51

10,64

8,64

862,727

100

7411,955

7134,339

96,25

Sector 7 total

7,9 7,3

713,555 618,786

705,856 564,738

91,27

Sector 8 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

8,2

2,62

7,5 7,9

Turbine site 003

7,4

2,6

6,18

6,53

279,187

277,663

99,45

Turbine site 004

8,1

2,62

6,88

7,19

389,857

356,274

91,39

Turbine site 005

10,2

2,56

8,05

9,08

706,801

100

Turbine site 006

2,47

5,95

8,01

422,596

100

Turbine site 007

2,63

7,42

7,12

411,656

375,662

91,26

Turbine site 008

10,4

2,62

9,92

9,2

891,183

100

Turbine site 009

8,5

2,6

7,28

7,55

459,486

371,067

80,76

Turbine site 010

10,1

2,62

8,79

9,01

764,469

100

5299,732

5049,416

95,28

Sector 8 total

7,83 7,31

509,311 465,186

507,703 375,997

80,83

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Sector 9 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

7,5

2,28

4,17 4,35

Turbine site 003

6,5

2,24

3,21

5,75

110,406

77,926

70,58

Turbine site 004

7,9

2,36

4,61

6,99

249,861

242,242

96,95

Turbine site 005

8,5

2,19

3,64

7,52

230,193

100

Turbine site 006

7,2

2,2

2,89

6,38

129,563

100

Turbine site 007

8,1

2,37

5,07

7,18

290,387

216,736

74,64

Turbine site 008

8,8

2,17

4,15

7,76

277,556

100

Turbine site 009

7,6

2,26

3,9

6,75

197,415

197,366

99,98

Turbine site 010

8,8

2,21

4,01

7,77

269,298

100

2208,367

2035,193

92,16

Sector 9 total

7,15 6,69

238,445 215,242

184,224 210,088

97,61

Sector 10 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

7,2

1,84

2,76 2,77

Turbine site 003

6,1

2,13

2,37

5,43

71,719

71,544

99,76

Turbine site 004

7,4

2,16

2,99

6,58

144,455

117,776

81,53

Turbine site 005

8,7

1,87

2,97

7,7

194,504

100

Turbine site 006

6,1

1,97

1,82

5,45

57,974

100

Turbine site 007

7,7

2,17

3,2

6,78

164,761

163,531

99,25

Turbine site 008

9,4

1,98

3,97

8,29

293,801

100

Turbine site 009

6,8

1,98

2,49

6,05

101,849

87,8

86,21

Turbine site 010

9,1

1,88

3,39

8,12

241,075

100

1542,88

1500,378

97,25

Sector 10 total

6,7 6,43

141,533 131,209

141,164 131,209

100

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Sector 11 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

11,5

2,24

8,34 7,53

Turbine site 003

10,6

2,13

6,55

9,35

579,641

100

Turbine site 004

2,22

8,94

11,51

986,61

100

Turbine site 005

11,2

2,25

6,51

9,94

628,896

100

Turbine site 006

10,4

2,18

5,5

9,22

480,627

100

Turbine site 007

13,6

2,26

9,19

12,06

1053,605

100

Turbine site 008

10,6

2,29

7,8

9,38

704,253

685,381

97,32

Turbine site 009

11,1

2,25

7,74

9,83

737,978

610,596

82,74

Turbine site 010

11,5

2,28

7,88

10,17

783,678

100

7541,263

7395,009

98,06

Sector 11 total

10,27 10,23

836,467 749,507

100

Freq. [%]

U [m/s]

Sector 12 Turbine

A [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

12,2

2,47

14,72 13,51

Turbine site 003

12,6

2,4

15,66

11,17

1737,207

100

Turbine site 004

13,5

2,38

15,08

1763,214

100

Turbine site 005

11,5

2,42

12,93

10,2

1310,981

100

Turbine site 006

2,38

12,46

10,61

1311,926

100

Turbine site 007

12,9

2,35

14,43

11,44

1620,492

100

Turbine site 008

10,2

2,42

11,84

9,03

1024,595

920,18

89,81

Turbine site 009

11,6

2,42

14,84

10,25

1513,772

1455,243

96,13

Turbine site 010

11,3

2,42

13,22

10,01

1312,563

1135,573

86,52

14567,664

14156,715

97,18

Sector 12 total

10,26 10,84

1501,727 1471,189

1430,712 1471,189

100

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Sector 13 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

9,9

2,37

10,68 11,1

Turbine site 003

10,9

2,34

12,75

9,69

1206,117

100

Turbine site 004

10,5

2,3

10,52

9,31

941,816

804,042

85,37

Turbine site 005

2,34

10,9

9,74

1038,201

100

Turbine site 006

11,8

2,38

14,14

10,44

1464,791

1461,963

99,81

Turbine site 007

9,6

2,28

9,98

8,54

786,104

100

Turbine site 008

9,4

2,35

9,17

8,36

700,209

668,664

95,49

Turbine site 009

10,3

2,34

11,22

9,13

979,434

930,808

95,04

Turbine site 010

10,2

2,33

9,93

9,03

853,476

784,946

91,97

9823,242

9518,974

96,9

Sector 13 total

9,16 8,78

936,422 916,672

921,455 916,672

100

Freq. [%]

U [m/s]

Sector 14 Turbine

A [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

8,3

2,34

6,9 7,03

Turbine site 003

8,8

2,29

7,36

7,82

499,921

100

Turbine site 004

8,2

2,31

6,26

7,28

370,208

367,617

99,3

Turbine site 005

10,6

2,35

8,35

9,38

758,124

100

Turbine site 006

11,4

2,33

9,81

10,11

974,966

918,595

94,22

Turbine site 007

7,7

2,33

6,08

6,79

310,352

100

Turbine site 008

9,4

2,34

7,64

8,35

581,993

479,378

82,37

Turbine site 009

8,9

2,34

7,15

7,85

489,491

456,225

93,2

Turbine site 010

9,7

2,33

7,37

8,58

587,073

522,223

88,95

5474,307

5169,516

94,43

Sector 14 total

7,95 7,32

482,197 419,981

437,099 419,981

100

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Sector 15 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

7,2

2,18

4,93 5,19

Turbine site 003

2,21

4,76

6,16

196,426

195,897

99,73

Turbine site 004

6,9

2,18

4,31

6,07

171,549

141,323

82,38

Turbine site 005

9,6

2,22

6,25

8,49

485,871

100

Turbine site 006

9,1

2,21

5,93

8,07

424,685

397,468

93,59

Turbine site 007

6,6

2,18

4,29

5,85

155,958

100

Turbine site 008

2,23

6,36

7,94

443,152

416,303

93,94

Turbine site 009

7,4

2,18

5,01

6,58

241,278

227,153

94,15

Turbine site 010

8,8

2,21

5,77

7,8

389,75

387,075

99,31

2988,169

2861,236

95,75

Sector 15 total

6,73 6,34

250,022 229,478

224,708 229,478

100

Sector 16 Turbine

A [m/s]

Freq. [%]

U [m/s]

MWh (free) MWh (park)

Eff. [%]

Turbine site 002

7,2

2,37

4,75 4,97

Turbine site 003

6,6

2,4

4,1

5,83

141,772

104,698

73,85

Turbine site 004

7,1

2,37

4,29

6,31

182,968

100

Turbine site 005

9,1

2,37

5,53

8,1

399,996

384

Turbine site 006

8,3

2,34

4,65

7,32

277,728

260,63

93,84

Turbine site 007

2,35

4,46

6,22

183,978

100

Turbine site 008

9,1

2,34

6,15

8,05

440,024

368,554

83,76

Turbine site 009

7,5

2,39

4,73

6,64

227,367

100

Turbine site 010

8,9

2,36

5,48

7,87

376,686

100

2698,045

2546,892

94,4

Sector 16 total

6,85 6,42

246,167 221,36

237,021 220,991

99,83

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Todos los sectores

Turbine site 001 (553461,2, 4279768,0)

Net AEP Efficiency [MWh] [%] 7031,704 6692,766 95,18

Turbine site 002 (552492,9, 4280532,0)

6494,852

6230,902

95,94

Turbine site 003 (552731,4, 4280010,0)

6564,44

6363,89

96,94

Turbine site 004 (552944,8, 4280523,0)

7068,429

6750,315

95,5

Turbine site 005 (552734,2, 4279566,0)

8043,956

7899,11

98,2

Turbine site 006 (553461,2, 4279328,0)

7975,404

7773,982

97,47

Turbine site 007 (552498,4, 4280964,0)

6753,3

6536,148

96,78

Turbine site 008 (553896,2, 4279567,0)

7268,098

6888,361

94,78

Turbine site 009 (553702,6, 4280012,0)

6758,334

6348,596

93,94

Turbine site 010 (554367,9, 4279763,0)

7658,451

7345,407

95,91

68829,479

96,11

Turbine

Wind farm

Location

Gross AEP

71616,971

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Anexo II. Características técnicas aerogenerador Vestas V80

Rotor Diámetro:

80 m

Superficie barrida:

5.027 m2

Número de revoluciones:

16,7 rpm

Intervalo de funcionamiento:

9 a 19 rpm

Número de palas:

Regulación de potencia:

Paso variable/OptiSpeed®

Aerofreno:

3 cilindros de regulación de paso separados

Torre Altura del buje:

67 m

Datos de funcionamiento Velocidad de arranque:

4 m/s

Velocidad a potencia nominal (2000kW):

15 m/s

Velocidad de corte:

25 m/s

Generador Tipo:

Asíncrono con OptiSpeed®

Potencia nominal:

2.000 kW

Datos de funcionamiento:

50 Hz

690 V Multiplicador Tipo:

Etapas planetarias/ejes paralelos

Máster en Energía Eólica: Fundamentos y tecnología Proyecto preliminar de un parque eólico. Evaluación del emplazamiento

Control

Vigilancia basada en microprocesador de todas las funciones del aerogenerador y posibilidad de vigilancia a distancia. Regulación de potencia y optimización mediante OptiSpeed® y regulación del paso OptiTip®

Peso (DS 472) Altura de buje:

67 m

Torre:

142 t

Góndola:

61 t

Rotor:

37 t

Total:

240 t