II Máster Energía Solar y Renovables. Módulo: Energía eólica Tema 3: Medición y tratamiento de los datos de viento

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1 II Máster Energía Solar y Renovables Módulo: Energía eólica Tema 3: Medición y tratamiento de los datos de viento

2 II Máster de Energía Solar y Renovables: Módulo Energía Eólica Índice Tema 3: Medición y tratamiento de los datos de viento 1. Medición del viento Instrumentación Anemómetros Veletas Sensores meteorológicos Balizamiento Torres meteorológicas Soportes para la instrumentación Sistema de adquisición de datos. 2. Campaña de medición del viento. 3. Tratamiento de los datos de viento Leyes de distribución de la dirección del viento Ley de la distribución de la velocidad del viento de Weibull. 4. Correlación histórica de los datos de viento. 5. Evaluación de la producción energética Producción energética ideal o bruta Producción energética neta Horas eólicas equivalentes. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 2

3 II Máster de Energía Solar y Renovables: Módulo Energía Eólica Índice Tema 3: Medición y tratamiento de los datos de viento 5.4. Factor de utilización. 6. Variación de la velocidad horizontal Capa superficial Variación de la velocidad por cambio de posición Disposición de los aerogeneradores. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 3

4 1. Medición del viento 1.1. Instrumentación Los instrumentos de medida necesarios en energía eólica son: - Anemómetros para medir la velocidad del viento. - Veletas para medir la dirección. - Termómetros para medir la temperatura ambiente del aire. - Barómetros para medir la presión atmosférica ambiental. En general, la señal que proviene de los instrumentos de medida está conectada a un sistema de registro de diversos tipos: - Un dispositivo de integración. - Un indicador. - Un dispositivo de grabación, por ejemplo, el soporte magnético o electrónico. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 4

5 1.1. Instrumentación Anemómetros Los anemómetros son los instrumentos utilizados para determinar la velocidad del viento. Pueden clasificarse según su principio de operación. Anemómetros de rotación (cazoletas o hélice) Anemómetros de presión Anemómetros de hilo electrocalentado Anemómetros sónicos Otras técnicas II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 5

6 1.1. Instrumentación Anemómetros Anemómetros de rotación Estos anemómetros se componen de dos partes: el molinete y el transductor. El molinete puede estar constituido: Cazoletas: el eje de rotación es perpendicular a la componente del viento medida. Rotor: el eje de rotación es paralelo a la componente medida. El transductor asegura la conversión de la velocidad de rotación en una señal utilizable para la medida. - Los anemómetros deberán estar bien calibrados, porque en caso contrario la velocidad de rotación del molinete no varía linealmente con la velocidad del viento, sobretodo en los valores del viento próximas al umbral de la velocidad de arranque o a la velocidad máxima del anemómetro. - Los valores típicos para el umbral de arranque oscilan entre 0,5 y 1,2 m/s. - Los anemómetros mecánicos son los más utilizados, aunque los anemómetros no mecánicos tienen la ventaja de ser menos sensibles a la formación de hielo. - Los anemómetros de cazoletas ampliamente utilizados y existen modelos con ejes y cazoletas calentados eléctricamente. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 6

7 1.1. Instrumentación Anemómetros Anemómetro de cazoletas - Consiste en tres o cuatro cazoletas montadas simétricamente alrededor de un eje vertical. - La fuerza que ejerce el aire en el lado cóncavo es mayor que en el lado convexo, la rueda de cazoletas gira. - La velocidad de rotación es proporcional a la velocidad del viento. Dicha rotación puede medirse de varios modos: contando mecánicamente el número de revoluciones, conectando el eje de la rueda de cazoletas a un pequeño generador eléctrico y midiendo el voltaje instantáneo, o a un interruptor optoeléctrico y midiendo su salida. - La principal ventaja de los anemómetros de cazoletas es que miden las dos componentes horizontales del viento. - Los anemómetros de tres cazoletas semicónicas son preferentemente los más usados. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 7

8 1.1. Instrumentación Anemómetros Anemómetro de hélice o rotor - Se utiliza cuando se quiere conocer la velocidad del viento en una dirección particular. - Normalmente se coloca un conjunto de dos o tres anemómetros de hélice en planos perpendiculares para obtener las componentes de velocidad sobre los ejes principales (horizontales y vertical). - A veces se utiliza un anemómetro de hélice asociado a un sistema de orientación tipo veleta, para medir la componente horizontal de la velocidad de viento. Anemómetros de presión - La medida de la velocidad del viento se registra mediante los efectos de las variaciones de presión que ejerce el aire cuando se mueve. - Están encaminados más que a medir la velocidad del viento a medir la rafagosidad, mediante galgas extensométricas acopladas a una esfera perforada, midiendo así la magnitud y dirección del viento. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 8

9 1.1. Instrumentación Anemómetros Anemómetros de hilo electrocalentado - Miden la velocidad a través del efectos de enfriamiento del viento. Mediante pequeñas diferencias de temperatura entre los cables situados en el viento y en la sombra del viento (cara a sotavento). - La principal ventaja de estos equipos es su pequeña constante de tiempo, aunque por el contrario, son equipos muy delicados. Anemómetro sónico - El sonido viaja a través del aire en reposo a una velocidad conocida. Sin embargo, cuando el aire está en movimiento esta velocidad aumenta o disminuye correlativamente. - Equipos con una constante de tiempo muy baja y de gran resolución en la medida, aunque son caros y no pueden transportarse. - Utilizados mayoritariamente en los equipos de medida de los aerogeneradores. Otras técnicas Dentro de este grupo se incorporan el anemómetro láser, ultrasónico y el anemómetro SODAR, de efecto Doppler. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 9

10 1.1. Instrumentación Veletas Las veletas son el elemento empleado tradicionalmente para medir la dirección del viento es una veleta, que consiste en un dispositivo montado sobre un eje vertical y de giro libre, de tal modo que puede moverse cuando el viento cambia de dirección. - Normalmente, el movimiento de la veleta está amortiguado para prevenir cambios demasiado rápidos de la dirección del viento. - El transductor asociado a la veleta es un convertidor de ángulo. Hay diversos tipos de convertidores, aunque el más utilizado es el potenciómetro. «Así mismo, puede obtenerse una medida de la dirección del viento resolviendo los registros de salida de dos anemómetros de hélice dispuestos ortogonalmente.» II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 10

11 1.1. Instrumentación Sensores meteorológicos Medida de la temperatura La medida de la temperatura se utiliza para la determinación de la potencia suministrada, así como para evaluar la climatología local en emplazamientos de parques eólicos. Los termómetros corrientes basados en un elemento de resistencia de platino son los más utilizados. Suelen ir acompañados de higrómetro para la medida de la humedad del aire. Medida de la presión atmosférica La presión atmosférica se utiliza para la determinación de la potencia suministrada en una instalación eólica. Generalmente se utiliza un barómetro meteorológico. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 11

12 1.1. Instrumentación Balizamiento Si las torres meteorológicas tienen una estructura superior a 45 metros de altura deberá suministrarse e instalarse en cada una de las torres un sistema de balizamiento nocturno consistente en tres luces rojas, tipo LED de bajo consumo y larga duración con regulación y alimentación autónoma y seguro a fallo, en conformidad con la normativa de Aviación Civil Internacional. Las características del balizamiento serán: - Balizas tipo LED de alta intensidad y bajo consumo ( 120 ma/h). - Luz roja fija omnidireccional con luminosidad > 10 candelas. - Alimentación 12 V mediante panel solar propio, regulador y batería. - Rangos de funcionamiento: 0-100% humedad y -30ºC - +85ºC II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 12

13 1. Medición del viento 1.2. Torres meteorológicas La estructura principal de las torres meteorológicas pueden ser: Tipo tubular o de celosía. Además, estas pueden ser bien arriostrada o autoportante. - Deben estar diseñadas para poder soportar la velocidad máxima de viento del emplazamiento. - La altura de la torre dependerá de las medidas realizadas. En primer lugar se realiza un estudio del emplazamiento y después un estudio con torres de altura igual a la altura del rotor del aerogenerador. - Deberán estar pintadas con pintura resistente a la intemperie y según la normativa de Aviación Civil Internacional. - Deberán estar provista de escalera de acceso, con sistema anticaídas homologado y provista de descansillos, diseñados para soportar el esfuerzo máximo de caída de un trabajador. - Deberán estar provista de sistema de p.a.t según ITC-BT-18. Deberá estar dotada de: Pararrayos ( 50 cm), cable de derivación (50 mm2) y anillo equipotencial. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 13

14 1.2. Torres meteorológicas Soportes para la instrumentación Los soportes son necesarios para la instalación de la instrumentación, serán fabricados en acero inoxidable y de tipo lateral. Los soportes laterales deberán arriostrarse a dos ejes, mediante sendos jabalcones de similares características constructivas a las de los propios soportes y ubicados siempre a cota inferior o igual a la del soporte. La orientación de los soportes como regla general debe ser a 45 º de la dirección de viento predominante y hacia la dirección de viento secundaria. Deben tener una longitud tal que sea superior a 6 veces la sección de la torre en ese punto, de acuerdo a la norma IEC II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 14

15 1.2. Torres meteorológicas Soportes para la instrumentación Los sensores han de estar ubicados en lugares bien expuestos a todas las direcciones y sin obstáculos en los alrededores. - La altura estándar de medición es de 10 metros sobre el suelo, con el fin de poder establecer comparaciones homogéneas. - En el caso de evaluación de una determinada máquina, conviene realizar las medidas a la altura del buje, con el fin de reducir las posibles incertidumbres. Altura de buje aerogenerador Diámetro Rotor Aerogenerador Altura Torre de parque h H h anemo 1 horizontal- buje h a1 H+0.75 h Anemo 2 horizontal-control h a2 H+0.75 h Anemo 3 horizontal-punta pala h a3 H-(D/2)+0.75 h anemo vertical h a4 h a1-2 h veleta superior h v1 h a1-1.5 h veleta inferior h v2 h a3-1.5 h Barómetro, Higrómetro h met H-2 H D II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 15

16 1. Medición del viento 1.3. Sistema de adquisición de datos Los datos de velocidades y direcciones del viento obtenidos por los anemómetros y las veletas son recogidos en un registrador de datos ( data logger ). Además, el registrador también recibe los datos de temperatura, presión y humedad. Las medidas de las velocidades y la dirección del viento son medidas en medias diezminutarias (cada 10 minutos). La transmisión de los datos se puede realizar mediante una tarjeta de datos GPRS o bien mediante la instalación de fibra óptica existente en el parque eólico una vez construido. La alimentación de estos equipos se realiza mediante baterías que son cargadas con placas fotovoltaicas o bien mediante una alimentación de B.T desde uno de los aerogeneradores próximos al parque una vez construido el parque. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 16

17 2. Campaña de medición del viento En la campaña de medidas del viento consiste en: Medida del viento para la evaluación del recurso eólico y disposición de aerogeneradores Instalación de una o varias torres meteorológicas con instrumentación situada a metros o metros. Se recogerán datos durante un tiempo suficiente para queden reflejados: Las variaciones estacionales del viento en la zona, la caracterización de la distribución espacial del recurso eólico y el perfil vertical de la velocidad del viento. Calibración de la curva de potencia del aerogenerador Instalación de dos torres meteorológicas de altura igual a la altura que se sitúa el rotor. Situando una en la posición del eje del aerogenerador y otra, estación de referencia, a dos diámetros de distancia para correlacionar los datos de la velocidad del viento con la potencia entregada por el aerogenerador. Medida del viento durante la explotación del parque eólico Durante la explotación del parque eólico se recogen datos en una o varias torres meteorológicas, que bien pueden ser las estaciones de referencia o en otras posiciones. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 17

18 3. Tratamiento de los datos de viento 3.1. Leyes de distribución de la dirección del viento La distribución de direcciones de viento es de vital importancia a la hora de ubicar las turbinas eólicas en terrenos no uniformes o formando varios conjuntos de ellas, e incluso para conocer la variabilidad direccional del régimen de vientos al que debe responder el sistema de orientación de la máquina. Rosa de los vientos La rosa de las frecuencias normalizada se obtiene a partir de las frecuencias de ocurrencia observadas en intervalos de dirección y velocidad dados. Lo más habitual es dividir los 360º en 16 sectores: - N, NNE, NE, ENE, E, ESE, SE, SSE, S, SSO, SO, OSO, O, NO, NNO - Cada sector corresponde a 22,5º; correspondiendo el N desde 348,75º a 11,25º, el NNE desde 11,25º a 33,75º, etc. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 18

19 3. Tratamiento de los datos de viento 3.1. Leyes de distribución de la dirección del viento La rosa de los vientos se trata de un sistema de un diagrama polar que representa el tanto por ciento de viento con la dirección indicada y, en módulo, su escala de velocidad media. De la misma forma se puede añadir en el mismo diagrama la potencia en función de la dirección, para lo cual se emplea la expresión de la potencia disponible a la velocidad media de cada orientación. Rosa de viento de potencias. Ahora multiplicando la potencia de cada orientación por el tiempo (número de horas) que el viento viene en cada dirección, se obtiene la rosa de energía, que refleja la contribución energética de cada orientación. Otra característica que puede representarse es la rosa de los vientos de turbulencia, definiéndose: I t = σ V II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 19

20 N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSO SO OSO O ONO NO NNO N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSO SO OSO O ONO NO NNO Velocidad media (m/s) Energía (%) 3. Tratamiento de los datos de viento 3.1. Leyes de distribución de la dirección del viento ONO O NO NNO N NNE NE ENE ENE ONO O NO NNO 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 N NNE NE ENE E OSO ESE OSO ESE SO SE SO SE SSO SSE S Rosa de los vientos de frecuencia 60,00 50,00 40,00 30,00 SSO SSE S Rosa de los vientos de energía 10 20, ,00 0 0,00 II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 20

21 N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSO SO OSO O ONO NO NNO Rugosidad n 3. Tratamiento de los datos de viento 3.1. Leyes de distribución de la dirección del viento Rosa de las rugosidades La rosa de las rugosidades sirve para describir la rugosidad del terreno en diferentes direcciones desde el futuro emplazamiento de una turbina eólica. Las divisiones en las que se divide la rosa de las rugosidades deberán ser las mismas que la rosa de los vientos. La rugosidad no caerá en una clase de las rugosidades, por lo que tendremos que hallar una rugosidad media. Nos preocuparemos sobretodo de la rugosidad media de las direcciones de viento predominante. 0,4 ONO O OSO Rosa de las rugosidades NO SO NNO SSO 0,4 0,3 0,2 0,1 0 N S NNE SSE NE SE ENE E ESE 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 21

22 >25 Probabilidad p(v) 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull El conocimiento de la ley distribución de probabilidades de velocidades de viento (función densidad de probabilidad, p(v)), es muy importante a la hora de determinar el potencial eólico disponible, además de para otros parámetros energéticos de interés. Se expresa por medio de la expresión: siendo A k p V = k V A A k 1 exp V A factor de escala, [m/s]; factor de forma, que caracteriza la disimetría de la distribución, adimensional. 0,12 Distribución de Weibul k 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 Velocidad del viento (m/s) II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 22

23 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull La distribución de Weibull, permite la evaluación de varias propiedades importantes de las características del viento en función de los parámetros c y k, a partir de las siguientes expresiones: Probabilidad de que existan velocidades de viento inferiores a una determinada vx, (frecuencia acumulada): V x p V V x = p V 0 dv = 1 exp V x A k Probabilidad de que existan velocidades de viento entre dos límites de interés Vx y Vy: v y P V x v V y = p V v x dv = exp V xa k exp V y A k II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 23

24 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull La velocidad media V = Vp V 0 dv = Aγ k donde γ(n) re representa el valor que toma la función definida por γ n = e x x n 1 dx 0 Estos valores se pueden encontrar tabulados. Para calcular la función para valores mayores de n 2, se hará uso de la propiedad γ n + 1 = nγ n La varianza de la distribución σ 2 = (V V) 2 p V 0 dv = A 2 γ k γ k II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 24

25 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull La media del cubo de la velocidad del viento: V 3 = V 3 p V 0 dv = A 3 γ k El factor de irregularidad: K e = V3 V 3 = γ k γ k II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 25

26 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull Función gamma n γ(n) n γ(n) n γ(n) n γ(n) n γ(n) 1,00 1 1,20 0, ,40 0, ,60 0, ,80 0, ,01 0, ,21 0, ,41 0, ,61 0, ,81 0, ,02 0, ,22 0, ,42 0, ,62 0, ,82 0, ,03 0, ,23 0, ,43 0, ,63 0, ,83 0, ,04 0, ,24 0, ,44 0, ,64 0, ,84 0, ,05 0,9735 1,25 0,9064 1,45 0, ,65 0, ,85 0, ,06 0, ,26 0,9044 1,46 0,8856 1,66 0, ,86 0, ,07 0, ,27 0,9025 1,47 0, ,67 0,9033 1,87 0, ,08 0, ,28 0, ,48 0, ,68 0,905 1,88 0, ,09 0, ,29 0, ,49 0, ,69 0, ,89 0, ,10 0, ,30 0, ,50 0, ,70 0, ,90 0, ,11 0,9474 1,31 0,896 1,51 0, ,71 0, ,91 0, ,12 0, ,32 0, ,52 0, ,72 0, ,92 0, ,13 0, ,33 0, ,53 0, ,73 0, ,93 0,9724 1,14 0, ,34 0, ,54 0, ,74 0, ,94 0,9761 1,15 0, ,35 0, ,55 0, ,75 0, ,95 0, ,16 0,9298 1,36 0, ,56 0, ,76 0, ,96 0, ,17 0,9267 1,37 0, ,57 0, ,77 0, ,97 0, ,18 0, ,38 0, ,58 0, ,78 0, ,98 0, ,19 0, ,39 0, ,59 0, ,79 0, ,99 0,99581 II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 26

27 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull Métodos para determinar los parámetros c y k de Weibull Si se tiene una muestra de datos correspondiente a un largo periodo de tiempo, ordenados por intervalos de velocidades (Vi) y conocidas las frecuencias acumuladas de cada intervalo (pi), los parámetros c y k pueden obtenerse por ajuste de mínimos cuadrados a partir p i = p V V i ln 1 p i = 1 exp V i A = V i A k k ln ln 1 p i = k ln c + k ln V i Esta ecuación representa una recta de la forma y i = a + bx i, donde y i = ln ln 1 p i x i = ln V i a = k ln A b = k II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 27

28 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull Métodos para determinar los parámetros c y k de Weibull Con las mediciones del viento realizadas en la campaña de medidas, conocemos la velocidad media Vm y la desviación típica σ. Por tanto es posible calcular los coeficientes de la distribución de Weibull. El factor de forma, queda definido: k = σ V 1,086 Siendo su valor satisfactoria 1 k 10 (generalmente 1 k 2,5). El factor de escala se obtiene a partir del factor de forma, mediante: A = γ V k II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 28

29 Probabilidad (%) 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull En las siguientes gráficas se puede observar el comportamiento de la distribución de Weibull: Factor de escala A = 7 m/s y variando el factor de forma 0,25 Distribución de Weibull 0,20 0,15 k=2 k=3 k=4 0,10 0,05 0, >25 Velocidad del viento (m/s) II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 29

30 Probabilidad (%) 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull Factor de forma k = 2 y variando el factor de escala 0,14 Distribución de Weibull 0,12 0,10 A=7 A=8 A=9 0,08 0,06 0,04 0,02 0, >25 Velocidad del viento (m/s) II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 30

31 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull Expresión de Weibull con vientos en calma La expresión de Weibull no tiene en cuenta las observaciones del viento en calma p(0)=0. Pero en las medidas llevadas a cabo por los anemómetros, registran las calmas y se han de tener en cuenta en la expresión de Weibull. La expresión de Weibull que resulta al considerar las observaciones de viento en calma será, según Fable, Brown y Davis (1978): p V = F 0 δ V + 1 F 0 k A V A k 1 exp V A k siendo: F0 probabilidad de encontrar vientos en calma, o frecuencia de aparición de estas observaciones; δ(v) la función de Dirac. La función de Dirac se definirá con δ(v)=1 cuando existen vientos en calma y δ(v)=0 en caso contrario. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 31

32 3. Tratamiento de los datos de viento 3.2. Ley de distribución de la velocidad del viento de Weibull Expresión de Weibull con vientos en calma En este caso nos encontramos: V = 1 F 0 Aγ k p V V x = F F 0 1 exp V x A k V 3 = 1 F 0 A 3 γ k σ 2 = 1 F 0 A 2 γ k V 2 II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 32

33 4. Correlación histórica de los datos de viento La campaña de medición de los datos de vientos del emplazamiento suelen corresponder a un año, para observar las variación estacional del viento. Pero con estos datos sólo es posible la estimación a corto plazo. Para la estimación a largo plazo es necesario adicionalmente un factor que tenga en cuenta el histórico de la zona. Para hacer una estimación del recurso eólico a largo plazo es necesario el uso de un observatorio de referencia con un período de medidas de varios años, de modo que se puedan comparar las medidas obtenidas durante la campaña con las que se obtendrían en un año medio. Según recomendaciones internacionales se debe emplear una referencia con diez años de datos, aunque en la mayoría de los emplazamientos bastan cinco años para obtener muy buenos resultados. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 33

34 Estación de parque (P) 4. Correlación histórica de los datos de viento La determinación del comportamiento eólico del emplazamiento a largo plazo, se ha de efectuar correlaciones entre las velocidades medias diarias registradas en un periodo común de registro entre la mediciones del emplazamiento (estación P) y la estación de referencia (estación R). La correlación de los datos de viento a largo plazo se expresan matemáticamente en una recta de regresión con un coeficiente de correlación. 8 Correlación histórica del viento y = ax + b; R 2 V P = av R + b; R y = 0,9227x + 0,3209 R² = 0, Estación de Referencia (R) II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 34

35 4. Correlación histórica de los datos de viento La expresión matemática de la recta de regresión en función de los valores estadísticos del viento es: siendo: V P V R r y y = r σ y σ x x x V P V P = r σ V P σ VR V R V R Velocidad del viento en las estaciones del emplazamiento P y de referencia R; coeficiente de correlación; σ VP σ VR desviaciones típicas de los valores de las velocidades de las estaciones. El coeficiente de correlación se obtiene a partir de la covarianza y de las desviaciones típicas. p r = σ VR σ VP p = V R V R V P V P n II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 35

36 4. Correlación histórica de los datos de viento El coeficiente de correlación es un índice numérico que nos informa de la magnitud y la dirección de la relación entre dos variables, en este caso los valores de la velocidad en la estación del parque P y en la estación de referencia R. Magnitud del coeficiente de correlación: se mide por el valor absoluto del coeficiente. El valor del coeficiente de correlación puede ser -1 r 1. Un valor unitario indica una correlación perfecta, ya sea negativa o positiva, sin embargo sin correlación tendrá un valor nulo. Valor absoluto de r Grado de asociación 0,8-1,0 Fuerte 0,5 0,7 Moderado 0,2 0,4 Débil 0 0,1 Insignificante Dirección del coeficiente de correlación: se mide por el signo del coeficiente. - Positivo: son directamente proporcionales (aumentan las dos variables). - Negativo: son inversamente proporcionales (si aumenta una variable la otra disminuye). II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 36

37 4. Correlación histórica de los datos de viento El factor de corrección histórica del viento modificará en la expresión de Weibull el factor de forma, siendo directamente proporcional, sin embargo el factor de forma permanecerá invariable. Conocida la velocidad media en la estación de referencia a la largo plazo V Rh, para cinco o diez años, se puede conocer la velocidad media en la estación de parque a largo plazo V Ph, de la siguiente forma: V Ph = av Rh + b Siendo los valores a y b los obtenidos de la recta de regresión V P = av R + b; R 2 que nos da la correlación entre los valores de la estación de referencia y la estación de parque. Por último, el factor de correlación histórico se definirá: F ch = V Ph V P Siendo V P la velocidad media del viento en la campaña de medidas del viento. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 37

38 P(V) [kw] p(v) 5. Evaluación de la producción energética 5.1. Producción energética ideal o bruta El método más utilizado para estimar el potencial de producción de electricidad de un aerogenerador durante un período específico, consiste en integrar el producto de su curva de potencia P(V) por la función de probabilidad de Weibull p(v) característica del período: E = T P V p V dv , Velocidad del viento (m/s 0,10 0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 Curva de potencia aerogenerador Distribución de probabilidad II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 38

39 P(V) [kw] Probabilidad (%) 5. Evaluación de la producción energética 5.1. Producción energética ideal o bruta Si se instala un aerogenerador en un emplazamiento donde la curva de duración de la velocidad dada por la ley de distribución de Weibull, es la siguiente: Curva de potencia aerogenerador Curva de velocidades de viento clasificadas Velocidad del viento (m/s Velocidad del viento (m/s) V x p V V x = p V 0 dv = exp V x A k II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 39

40 Tiempo (horas) Potencia (kw) P(V) [kw] 5. Evaluación de la producción energética 5.1. Producción energética ideal o bruta Estimamos que los datos se han tomado durante 1 año completo, es decir 8760 horas. El proceso seguido será: Producción energética Tiempo (horas) El área de la curva de producción energética nos proporcionará la energía bruta producida por el aerogenerador en un año Energía (kwh)=potencia(kw)*tiempo (horas) Velocidad del viento (m/s Velocidad del viento (m/s) II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 40

41 Factores producción neta 5. Evaluación de la producción energética 5.2. Producción energética neta Para estimar la producción neta de un aerogenerador y de un parque eólico, a la producción ideal habrá que aplicarle unas pérdidas del 8%-10%, debidas: Disponibilidad de máquina. Autoconsumo Eléctricas de evacuación. Mantenimiento de la subestación. Fallo/disponibilidad de red eléctrica. Hielo y/o ensuciamiento de palas. Degradación de las palas. Histéresis por altos vientos. Ajuste de curva de potencia. Pérdidas por sobrepotencia. II MÁSTER ENERGÍA SOLAR Y RENOVABLES_MÓDULO ENERGÍA EÓLICA 41

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