ENERGÍAS RENOVABLES EN LA INDUSTRIA DE PROCESOS.

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1 ENERGÍAS RENOVABLES EN LA INDUSTRIA DE PROCESOS. TECNOLOGÍA Y SERVICIOS INDUSTRIALES SEGUNDO SEMESTRE INSTITUTO DE INGENIERÍA QUÍMICA FACULTAD DE INGENIERÍA, UdelaR 3er. CHARLA: ENERGÍA EÓLICA CURSO 2014 ING. RAÚL R. PRANDO

2 INTRODUCCIÓN. 2 La Energía Eólica es una forma convertida de la Energía Solar (alrededor del 2% de la recibida en la Tierra se transforma en ésta), originada en la circulación del aire atmosférico, consecuencia del mayor calentamiento relativo de la superficie terrestre y de la atmósfera en el Ecuador, que en los Polos (la radiación solar incidente es 2.4 veces mayor en aquél que en éstos). Ello, induce una diferencia de presiones en la atmósfera que da origen al Viento, es decir, aire atmosférico en movimiento con masa y con energía cinética. Parte de ésta, puede ser convertida en energía mecánica o eléctrica y, así, utilizarse para realizar trabajos. Al presente, se cuenta con una tecnología madura en evolución permanente, que permite obtener potencia buscando el máximo aprovechamiento del viento, competiendo con otras fuentes de energía disponibles, en particular si se tiene en cuenta el costo ambiental resultante de las emisiones de GEI que muchas de ellas generan. Últimamente, el precio del MWh de generación eólica se redujo a alrededor de U$S60 a U$S65, considerando entre 18% y 22% de ese valor para cubrir los costos de Operación y Mantenimiento, O&M.

3 3 POTENCIALIDAD DEL RECURSO EÓLICO.

4 4 CARACTERÍSTICAS RELEVANTES. Fuente de energía renovable, autóctona, distribuida y sin costo del recurso. Recurso disponible y abundante, técnicamente evaluado y reconocido en nuestro país. Permite la generación de energía eléctrica con muy bajos impactos negativos sobre el ambiente receptor. No emite GEI, no genera residuos ni requiere el empleo de agua/aire para enfriamiento/condensación. Genera beneficios a distintos grupos (creación de empleo, ingresos por uso de la tierra, desarrolla infraestructura). Compatible con la explotación agropecuaria, con una baja ocupación del suelo. Es intermitente y la potencia generada cae rápidamente cuando la velocidad del viento disminuye (< 2-3 m/s). La entrada en operación se logra con un solo aerogenerador.

5 AEROGENERADORES. 5 Equipos que convierten parte de la energía cinética del aire atmosférico que actúa sobre las palas de su rotor en energía mecánica. Constituyen un sistema técnico complejo que combina los aportes de múltiples disciplinas (aerodinámica, meteorología, ingeniería estructural, mecánica, eléctrica y electrónica, instrumentación, etc.). La potencia del viento transferida al rotor es proporcional a la densidad del aire atmosférico, al área de barrido de las paletas del rotor y al cubo de la velocidad del viento, de acuerdo a la siguiente ecuación: P = 0.5 x Das x A x V ³ Donde: P es la potencia (W) Das es la densidad del aire seco a la temperatura ambiente (kg/m³) A área circular barrida por las paletas del rotor (m²) V velocidad del aire (m/s). Los aerogeneradores más usuales tienen potencias comprendidas entre 0.85 MW y 3 MW; sin embargo, se dispone de potencias comprendidas entre < 1kW y 7 MW.

6 6 AEROGENERACIÓN EN EL MUNDO, 2013, China (líder a partir del 2010), USA, Alemania y España son los países que cuentan con mayor potencia eólica instalada.

7 AEROGENERACIÓN: EVOLUCIÓN DEL POTENCIAL GLOBAL INSTALADO,

8 AEROGENERACIÓN: PROYECCIÓN DE CAPACIDAD INSTALADA MUNDIAL,

9 9

10 AEROGENERACIÓN EN EL URUGUAY: Incorporaciones 2014: R. del Sur, 50 MW y Palmatir, 50 MW. Potencia eólica instalada (junio 2014): MW. Se prevee alcanzar 400 MW para fines 2014 y casi 1000 MW a fines de En la figura pueden percibirse sus efectos en el sistema.

11 11 AEROGENERACIÓN: Aplicaciones. Según la aplicación de la organización que la opera, los ingresos de su empleo, aparecen como ahorro en los costos, como venta de energía o ambos simultáneamente.. Sistema Aislado: (Pequeños Aerogeneradores entre 50 W y 10 kw) Aplicaciones habituales: Carga de Baterías. bombeo de agua. Conectada a Red Aislada: (Aerogeneradores entre 10 kw y 200 kw). Conectada a Red Nacional. (Aerogeneradores entre 200 KW y 3 MW). Parques eólicos con múltiples aerogeneradores (Venta energía). Autogeneración: Un aerogenerador o un número reducido en una organización que adquiere energía de la red; Megageneración de pequeña escala (Dtos. PE No. 158/012 y 433/012)(Ahorro/venta energía) Son proyectos de bajo riesgo, atractivos (reducen la Huella de C de los productos manufacturados, diversifican la matriz energética de las empresas industriales y con exoneraciones impositivas). Microgeneración (Dto PE 172/010). (Ahorro/venta energía). Atada a la instalación de contadores de E.E. bidireccionales (evitan la necesidad de disponer de acumuladores en CC)

12 12 EL RECURSO EÓLICO: VIENTO. Flujo de aire atmosférico, entre sistemas de alta y baja presión, consecuencia del calentamiento diferencial de la superficie terrestre por el sol. Transporta calor desde el Ecuador a los Polos, flujo horizontal influenciado por la rotación de la tierra que induce la Fuerza de Coriolis, debida a esa rotación. Ésta, opera siempre en ángulo recto con respecto a la velocidad de un cuerpo en movimiento, en consecuencia los vientos en vez de ir hacia el N y el S en los hemisferios N y S, sufren desviaciones hacia la derecha y la izquierda respectivamente. Notas: Los efectos de la Fuerza de Coriolis son visibles: los rieles de ferrocarril se gastan más de un lado que del otro, los cursos de agua son más profundos de un lado que de otro. El recurso eólico no tiene un valor fijo; cambia fisicamente en el tiempo en un sitio dado pero, también, evoluciona con el desarrollo tecnológico y con las consideraciones ambientales y sociales que inciden en la densidad y localización de aerogeneradores.,

13 13 CLASIFICACIÓN SISTEMAS EÓLICOS. Basada en CRITERIOS de TIEMPO y de DISTANCIA, a saber: Clasificación Escala Tiempo/Distancia Macro Escala Planetaria Semanas Años km Sinóptica Días Semanas km [ Evaluación del Recurso y su Rendimiento] Meso Escala Minutos Días -- [ Selección Emplazamiento/s] Micro Escala Segundos Minutos -- Ejemplos Ciclones Huracanes km Brisas Tierra-Mar Tormentas < 1km Turbulencias Ráfagas [Clasificación del emplazamiento según los Parámetros de Diseño de los Aerogeneradores]

14 14 TIPOS DE VIENTO. Se distinguen: Vientos Globales o Geotróficos. Generados por diferencias de temperatura y de presión. No están influenciados por la rugosidad de la superficie terrestre que determina una fricción y, en consecuencia, una disminución en su velocidad. Se encuentran a alturas superiores a los 500/1000 m. La zona por debajo de esas alturas, en la que la fricción juega un papel más o menos importante, se denomina capa límite planetaria (planetary boundary layer). Vientos Locales o Superficiales. Ubicados a alturas menores de los 500/1000 m; están influenciados por la rugosidad, orografía y obstáculos del suelo. Se superponen a los globales y su dirección suele ser algo diferente.

15 15 RUGOSIDAD TERRESTRE. Clases y Longitudes Clase Long, m Superficie cuerpos de agua Terreno completamente despejado con superficie suave Pistas de aterrizaje de hormigón. Gramilla Cortada Áreas agrícolas sin cercas y sin cercas de abrigo. Construcciones separadas y colinas redondeadas Suelos agrícolas con algunas casas y cercas de abrigo de 8 m de altura, en una distancia de 1250m Suelos agrícolas con algunas casas, etc. en una distancia de 500 m Ídem, en una distancia de 250 m Centros poblados pequeños, suelos agrícolas con muchos cercos de abrigo, bosques y suelos escabroso y desnivelados Ciudades grandes con edificios altos Ciudades muy grandes, con rascacielos. 4 Energía % Tipo de Paisaje Fuente: Wind Energy Reference Manual, Danish Wind Industry Association

16 RUGOSIDAD TERRESTRE: Clases y Longitudes, Cont. Longitud de Rugosidad, Lrug: Altura o distancia sobre el nivel del suelo a la que la velocidad del viento es cero. Clases: definidas en base a la longitud de Rugosidad. Si Lrug = ó < 0.03 Clase = ln Lrug/ln 150 Si Lrug > 0.03 Clase = ln Lrug/ln Deben distinguirse: la rugosidad del terreno, la influencia de obstáculos (porosos- bosques- reducen velocidad y sólidos- construcciones- generan turbulencia) y la orografía del terreno (alturas, con pendientes suaves, aceleran el viento; alturas, bruscas o pronunciadas, crean turbulencia). Tomado de Wind Energy Reference Manual, Danish Wind Industry Association (www.windpower.org). Otros autores, simbolizan la longitud de rugosidad como Zo y la expresan en mm.

17 17 VALORES APROXIMADOS DE RUGOSIDAD Zo (mm) Tipo Superficie suave (Hielo, barro) Mar abierto calmo Mar con oleaje Superficie con nieve Suelo con césped Suelo con pastura Campo descuidado Campo cultivado Pocos árboles Muchos árboles, cercas, pocas construcciones Bosques y suelos arbolados Suburbios urbanos Centro de ciudades con edificios altos Zo Fuente: J.F. Manwell, J. G. Mcgowan & A.L. Rogers, Wind energy explained, Theory design and application, J Wiley, USA 2009.

18 24 CARACTERIZACIÓN DEL VIENTO. Su flujo es turbulento (alejamiento respecto a la velocidad media en un tiempo corto); estando, su intensidad y escalas, determinadas por: Factores meteorológicos (definen la velocidad y dirección del viento, niveles y escalas de turbulencia, temperatura y presión atmosférica) Topografía del suelo Rugosidad del terreno circundante. La magnitud más relevante es la velocidad media del viento, parámetro que suele presentar importantes variaciones espaciales y temporales, a saber: Variabilidad espacial (asociada a la topografía, rugosidad del terreno, cambio de temperatura del suelo, conformaciones geográficas): determina el comportamiento peculiar del viento en un sitio dado. Variabilidad Temporal (asociada a la turbulencia): presente en intervalos de 3s a 10 minutos y de mayor duración, diaria, interanual y de largo plazo naturales (ENSO El Niño Southern Oscillation, PDO, Pacific Decadal Oscillation).

19 19 Fluctuaciones en Velocidad horaria en Sierra de Caracoles Medidas a 10 m de altura Numero de horas Variación Escala Horaria (Turbulenta). Fuente: Evaluación de Energía Eólica, Setiembre DNETN,MIEM

20 20 Variación Interanual. Nota: La tendencia decreciente verificada puede estar asociada a crecimiento de bosques aledaños y a construcciones realizadas en el entorno de la estación meteorológica. Fuente: Evaluación de Energía Eólica; Setiembre DNETN, MIEM

21 21 Variación a Largo Plazo

22 ESTABILIDAD ATMOSFÉRICA. Tendencia a resistir el movimiento vertical del aire en la.atmósfera o a suprimir la turbulencia existente, causada por la distribución vertical del aire debida al calentamiento y enfriamiento radiante de la superficie de la tierra y su interacción por convección con el aire adyacente a ésta. Como consecuencia de ello, la velocidad, temperatura y humedad relativa del aire, varían en función del espacio y del tiempo. La estabilidad atmosférica determina los gradientes de velocidad (cizallamiento del viento, wind shear en inglés) que se dan en los primeros cientos de metros por encima de la superficie terrestre. 22

23 23 CIZALLAMIENTO DEL VIENTO (WIND SHEAR) Se denomina así al hecho que el perfil de velocidades del viento tiende a valores menores a medida que nos acercamos al nivel del suelo terrestre. Para una clase de suelo determinada, conocida la velocidad de viento a una altura dada, puede calcularse la que corresponde a otra altura aplicando la Ley Potencial de Cizallamiento (Wind Shear formula), a saber: V1 = Vc ln (h1/lrugc)/ln (hc/lrugc) Donde: V1 es la velocidad del viento a la altura h1 Vc es la velocidad de viento conocida a la altura hc Lrugc es la longitud de rugosidad que corresponde al tipo de paisaje prevaleciente en la dirección habitual del viento en ese sitio ln es la función logaritmo natural. Ejemplo : Sea 7.7 m/s la velocidad de viento a 20 m de altura y se desea conocer la velocidad V1 a 60 m de altura. La Lrugc prevaleciente en la dirección del viento es 0.1 (clase 2). V1 = 7.7 x ln (60/0.1)/ln (20/0.1) = 7.7 ln 600/ln 200 = 7.7 x / = 9.3 m/s La relación de alturas suele estar afectada de un exponente que, según distintos autores varía entre 0.1 a 0.3.

24 24 VARIACIÓN DE VELOCIDAD DEL VIENTO EN EL TIEMPO. El conocimiento de la variación de la velocidad del viento en función del tiempo, es la base imprescindible para el diseño y operación de los aerogeneradores. Para determinar el potencial de energía eólica en un sitio y para estimar la producción de energía mediante la instalación de aerogeneradores se aplica el análisis estadístico. Para un sitio dado, la variación de velocidades en el tiempo se describe usando la Distribución Estadística de Weibull (Suecia 1951) La distribución estadística de velocidad de vientos varía de un lugar a otro (depende de condiciones climáticas locales, paisaje y superficie del suelo terrestre) por lo que la Distribución Weibull de velocidades puede cambiar su forma y su valor medio. Nota: La distribución de Weibull también se aplica en gestión de mantenimiento donde se utiliza para determinar la vida o tiempo de falla de distintos componentes de máquinas y de equipos.

25 25 DISTRIBUCIÓN ESTADÍSTICA DE WEIBULL: GENERALIDADES. Es una función de densidad de probabilidad que permite modelar la distribución en el tiempo de distintas variables aleatorias, entre ellas, la frecuencia de ocurrencia velocidades del viento en un sitio dado. Su ecuación general es: f(y) = α/β. y E (α -1)exp [-y E (α/β)] Donde: 0 < ó = y < infinito, α > 0 y β > 0 Alfa (α): parámetro de forma, si cambia, es posible generar un conjunto variado de curvas que modelan distribuciones en el tiempo de distintas variables. También se identifica con la letra k Beta (β): parámetro de escala, extensión a lo largo del eje de las abscisas o velocidades. Refleja el tamaño de las unidades en que se mide la variable aleatoria y. También suele identificarse con la letra c. Si α = k = 1 se transforma en la distribución exponencial muy aplicada para medir la duración de equipos industriales sometidos a mantenimiento periódico y recambio de piezas. F (y) = (e E y/β) / β donde 0 < ó = y < infinito y β > 0 Si k = 2, se tiene la Distribución de Rayleigh y si k = 3, se tiene la Distribución Normal.

26 DISTRIBUCIÓN ESTADÍSTICA DE WEIBULL: GENERALIDADES, Cont.. 26

27 DISTRIBUCIONES DE PROBABILIDAD MÁS UTILIZADAS. Weibull: Usa los dos parámetros ya mencionados, k y c; ambos son función de la velocidad media del viento en un sitio dado y de su desviación standard. En este caso, la función de densidad de probabilidad y la función de distribución acumulada son las siguientes: p(u) = (k/c) x (U/c)E(k-1) exp [ - (U/c)Ek] F(U) = 1 exp [-(U/c)Ek] Umedia = c. F (1+ 1/k) donde F(x) es la función Gamma de distribución de probabilidades. Para determinar k y c, a partir de la velocidad media y la desviación standard de ésta, sin necesidad de emplear la función gamma, pueden usarse las siguientes aproximaciones analíticas/empíricas: Para 1</= k < 10, una buena aproximación es k= (o /Um) E Obtenida k, puede calcularse c mediante la aproximación c/ Um = ( /k)E -1/k 27

28 DISTRIBUCIONES DE PROBABILIDAD MÁS UTILIZADAS, Cont. Rayleigh: Es un caso particular de la distribución de Weibull en la que k=2. Usa un solo parámetro: velocidad media del viento, Um. Es la distribución de probabilidad más simple para representar al recurso viento. La función de densidad de probabilidad y la función de distribución acumulada están dadas por las siguientes ecuaciones: p(u) = Pi/2 x (U/UmE2) exp [- pi/4 x (U/Um)E2] F(U) = 1 exp [-pi/4 x (U/Um)E2] La relación o /Um = ; pi = La distribución de Rayleigh o lineal, es la normalmente utilizada por los fabricantes de turbinas para informar sobre su desempeño. 28

29 29 VARIACIÓN DE VELOCIDAD DE VIENTO CON EL TIEMPO. La distribución de densidad de probabilidades de viento es asimétrica, es decir, sesgada, como consecuencia de que los vientos fuertes son poco frecuentes. El área comprendida entre la curva y el eje de las abscisas vale uno por abarcar todas las probabilidades del viento incluyendo el valor cero (No hay viento). Se distinguen: velocidad modal (valor más usual de velocidad) velocidad mediana de la distribución (valor de velocidad para el que un 50% de los vientos tendrán velocidades menores y el otro 50% mayores). Está indicada en la lámina siguiente. velocidad media (promedio de la suma de los productos de cada una de las velocidades por su probabilidad de ocurrencia, obtenidas en las observaciones de velocidad medidas en un sitio).

30 30 Vel. Nodal 5.5 m/s Vel. Mediana 6.6 m/s Vel Media 7 m/s

31 31 VELOCIDAD EXTREMA DEL VIENTO. Es la máxima velocidad de viento esperada en un sitio dado. Interesa para el diseño y fabricación de los aerogeneradores de modo que los soporten. Es el valor de velocidad extrema promediada durante un período de tiempo apropiado con una probabilidad de ocurrencia de 1/N años, normalmente N = 50 años. Ej. la mayor velocidad de viento medio durante 10 min para un período de recurrencia de 50 años tiene una probabilidad de ocurrencia de 1/6 x 8760 h x 50 años = 3.8 x 10E-7. Su determinación experimental es dificultosa por requerir mediciones durante un período de tiempo muy largo. Se estima a partir de medidas extremas verificadas en períodos cortos de tiempo y aplicando un modelo estadístico, la distribución de Gumbel, por ej. En nuestro país, los vientos extremos son causados por Ciclones Extratropícales (sistemas de baja presión que giran en sentido horario y orientados generalmente al SE y alcanzan unos 100 km/h a 10 m) y Tormentas Convectivas que producen corrientes descendentes intensas con velocidades elevadas de hasta 180 km/h entre 30 y 100 m de altura

32 32 EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO. Objetivo: predecir la energía eólica susceptible de obtenerse en un sitio, zona o territorio dado. Por ser la variación de la velocidad del viento un proceso aleatorio, debe determinarse estocásticamente que se encuentre dentro de ciertos valores límites. En primer lugar, se mide la velocidad de los vientos en el lugar empleando anemómetros (<1% de error máximo) y se determinan sus direcciones a distintas alturas sobre el nivel del terreno. Las velocidades de viento suelen medirse con intervalos de 10 min para que sean compatibles con la mayoría del software disponible y con la bibliografía existente sobre el tema.

33 33 EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO (Cont.) Se realizan, como mínimo, Mediciones de Corta Duración (Tiempo 1 año). Con mediciones en sitio, de corta duración, y correlaciones con información confiable disponible de larga duración, se puede evaluar el recurso eólico y determinar el rendimiento energético esperado. Para ello, se aplica la metodología MCP que comprende: Medir (datos del sitio de corto plazo) Correlacionar con datos de referencia de largo plazo de estaciones de referencia, preferentemente con un régimen de vientos similar al sitio o, en su defecto, empleando datos de referencia sintéticos (Numerical Weather Prediction models, NWP), basados, por ej. en el Global Weather Archive, 1948 en adelante, y analizarlos y depurarlos aplicando modelos estadísticos, (tales como Model Output Statistics, MOS) y, así, Predecir el recurso eólico en el sitio y a largo plazo. Las mediciones de campo se complementan con la corrida de modelos que dan el flujo en meso-escala y microescala.

34 MEDICIÓN DE VIENTO. 34 Normas Aplicables: 11. Wind Speed Measurement and Use of Cup Anemometers 1st Edition 1999, 2nd Print 2003, International Energy Agency, IEA. IEC ( ) Ed 1.0 Power Performance Measurements of Electricity Producing Wind Turbines. Comentarios: El costo de una campaña de medición normalizada, es una fracción pequeña de la inversión en un proyecto eólico. Reduce el riesgo en la toma de decisiones por minimizarse las incertidumbres en los datos relevados. Dentro de los sensores remotos, el LIDAR (Laser Doppler sensor), permite para medir a las mayores alturas requeridas por el desarrollo de nuevos aerogeneradores. Errores a Evitar. No calibrar instrumentos, cambiar sensores y no correlacionarlos. Instalar mástil/les y sensores con inclinaciones, interferencias electromagnéticas, efecto estela del mástil, cables, etc.). Huecos de datos.

35 SOFTWARE PARA EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO. 35 Existen programas de software disponibles reconocidos internacionalmente, que permiten optimizar la evaluación del recurso eólico y su rendimiento energético, tales como: WAsP: Calcula el rendimiento de energía eólica (basado en mediciones de corto plazo y correlación a largo plazo mediante información de referencia). 3 Tier: Correlaciona mediciones y registros de largo plazo mediante modelo de mesoescala adaptado, mediante técnicas estadísticas, a microescala. Windpro: Software integrado para el desarrollo y diseño de parques eólicos. Permite definir el proyecto ingresando los datos de rugosidad y orografía del predio. Correlaciona a largo plazo los datos medidos con diferentes fuentes disponibles y confiables en función de sus ubicaciones.

36 36 POTENCIAL EÓLICO LOCAL: ANTECEDENTES. 1963: PRIMER MAPA DE ISOVIENTO DEL PAÍS. Elaborado con el apoyo de UNESCO, colaboración de OSE, UTE y la Dirección Nacional Meteorologíca, MDN, bajo la dirección del Ing. E. Cambilargiu. Se empleó información de 25 estaciones de relevamiento de viento distribuidas en el país. LA AEROGENERACIÓN EN EL URUGUAY. Ings. O. Maggiolo y F. Wald, Facultad de Ingeniería, UdelaR Revista de Ingeniería, N 7, 2da. Época, Mayo 1973, págs.17 y sigs., expresa que: la energía eólica es una fuente de energía aprovechable en el país que puede contribuir a aumentar apreciablemente la potencia eléctrica instalada. Conclusiones relevantes: Zona costera del Río de la Plata y Sierra de Minas: velocidades = y >7 m/s (Valor medio anual). El FC anual de generación en estas zonas es elevado. Los diagramas diarios de velocidad de viento muestran desfasajes en las horas que garantizan una cierta potencia de generación eléctrica constante de elevada probabilidad.

37 37 Variación temporal diaria de velocidades de viento en Colonia, Montevideo y Punta del Este y de la Velocidad Equivalente de este conjunto. Tomado de Aerogeneración en el Uruguay, Ings. Maggiolo y Wald, 1973

38 POTENCIAL EÓLICO LOCAL ANTECEDENTES, Cont.38 Oportunidades en el Desarrollo de la Energía Eólica en el Uruguay. Ing. J. Cataldo, Facultad de Ingeniería, UdelaR. Seminario Encuentro Regional s/biocombustibles; 5ta. Reunión del Comité de Energía, abril Enumera: Estudios de evaluación del potencial eólico nacional realizados por la Facultad de Ingeniería, UdelaR, desde 1993 a esa fecha con el apoyo de UTE, BID-CONYCIT, algunas, empresas industriales y Estudios ejecutados por empresas privadas con mediciones de viento en distintos sitios del país. Resultados: elaboración de un Mapa Eólico Nacional identificación de zonas con un potencial de 1500 MW instalados. Valores del FC (Factor de Capacidad) incluso superiores al 35% Velocidades de vientos entre 5 m/s y 7 m/s en zona costera y, entre 7 m/s y 9 m/s, en colinas a 10m y 60 m altura respectivamente Dirección mas frecuente cuadrante E. Conclusión: La disponibilidad del recurso eólico en el país es significativa, abarca casi todo el territorio, está demostrada técnicamente y tiene valores de FC elevados.

39 AEROGENERACIÓN EN LA UE

40 MAPA EÓLICO. 40 Disponible a partir de setiembre de 2009 en la pág. web de la DNE, MIEM. Se refiere al territorio nacional. Acceder a Incluye los datos siguientes: Velocidad media anual para distintas alturas (15 m, 30 m, 50 m y 80 m). Velocidad medial anual a 90 m de altura expresado según División Departamental del territorio. Mapa con velocidad media anual a 90 m de altura complementado con Rosas de Viento cubriendo todo el territorio. Mapa conteniendo las Líneas de Transmisión de Energía Eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional y velocidad media anual de viento a 90 m de altura. Rosa de los Vientos: Diagrama circular dividido en 12 sectores de 30º c/u, basado en información meteorológica, que muestra la distribución de la velocidad y de la frecuencia de direcciones de vientos en un sitio dado o a ésta última.

41 41 TEOREMA DE BETZ. Formulado por Betz, físico alemán en 1919 y publicado en 1926 (Wind Energie). Establece que solo el 59% de la energía cinética del viento puede transformarse en energía mecánica en un aerogenerador. La masa de aire que pasa por unidad del área barrida por las paletas del rotor de una turbina (m²), es igual a: M = Da (v1 + v2) / 2 Donde: M masa aire (kg/s) Da densidad aire (kg/m³) v1 y v2 velocidades del aire antes y después de pasar por la turbina (m/s) v1 > v2 Sea Po la potencia total por unidad de área (W/m²) de la corriente de aire asumiendo que no choca con el rotor del aerogenerador es: Po = 0.5 Da v1² La potencia P (W/m²), a ser tomada por la turbina por unidad de área barrida por el rotor, calculada aplicando la Ley de Newton, es: P = 0.5 M (v1² v2²) = 0.5 Da x (v1 + v2) / 2 (v1² v2²)

42 42 TEOREMAS DE BETZ y DE SCHMITZ, Cont. La eficiencia de aprovechamiento de la energía cinética de la corriente de aire, P/Po puede expresarse, reordenando términos, como sigue: P/Po = 0.5 [ 1 (v2/v1)² (1 + (v2/v1)] = 0.59 Su valor máximo se obtiene para (v2/v1) = 0.33 lo que corresponde a una P/Po máxima del 59%. El Teorema de Schmitz determina las pérdidas de eficiencia debidas a la fricción por rotación de las palas del aerogenerador en base a la velocidad de la punta de palas con respecto a la velocidad axial v1 del viento. Define la relación Lambda = 3.14 x D (m) x vueltas por seg/ v1 (m/s). (D: diámetro del rotor del aerogenerador) Para Lambda >10 la rel P/Po alcanza valores asintóticos a 0.6

43 43 ZONA GRIS: Potencia eólica/m² disponible en un sitio ZONA AZUL: Potencia eólica/m² que teóricamente puede transformarse en Energía mecánica (Ley de Betz). ZONA ROJA: Potencia eléctrica/m² a obtenerse en ese sitio con un Aerogenerador. La mayor cantidad de energía eólica a emplear proviene de las velocidades de viento mayores que la media del sitio considerado. Tener presente también las velocidades de viento mínima de conexión (2 a 5 m/s) y máxima de corte de generación eléctrica en el equipo (25 m/s).

44 ESTIMACIÓN DE LA MÁXIMA POTENCIA DE UN GENERADOR IDEAL. Asumiendo un aerogenerador ideal y que es aplicable la distribución de Raileigh. al recurso viento en un sitio dado, P. W. Carlin, 1997, desarrolló la siguiente ecuación, conocida como 1,2,3 por las potencias crecientes de sus términos, que permite estimarla en base al diámetro de barrido de sus palas: Pw = d.(2/3 D)E2. (V)E3 Donde: Pw potencia media del aerogenerador d densidad media del aire en el sitio D diámetro del área de barrido del aerogenerador y V velocidad media anual del viento en el sitio 44

45 45 AEROGENERADORES: Componentes. En líneas generales, todo aerogenerador horizontal (son la casi totalidad de modelos comerciales con potencias >100 kw), cuenta con: Rotor de 3 palas (constituye la configuración más estable y equilibrada del punto de vista dinámico) que se conecta mediante un acople al eje de baja rotación que, mediante una caja de engranajes eleva la velocidad de rotación a la del generador eléctrico y se dispone de un freno de disco en el eje de velocidad elevada. Sistema hidráulico para accionar la inclinación de las palas. Orientación de la turbina para enfrentar la dirección del viento, mediante dos pequeños motores eléctricos de engranajes, que permiten su rotación alrededor de un eje vertical montado en la parte superior de una torre de construcción tubular en acero. Sensores de dirección y de velocidad de viento montados en la parte trasera de la carcasa del aerogenerador que proporcionan información al sistema de control mediante microprocesadores. Dado que las cajas de engranajes constituían la mayor tasa de rotura de estos equipos, a partir de 1990 se introdujeron turbinas sin caja de engranajes consistentes en generadores sincrónicos de polos múltiples operados a velocidad variable mediante electrónica de potencia. La inclinación de las palas se logra mediante actuadores eléctricos montados individualmente en ellas.

46 ESQUEMA BÁSICO DE COMPONENTES DE UN AEROGENERADOR.

47 47 AEROGENERADORES: Curvas de Potencia - Características Indica la salida de potencia de un aerogenerador a diferentes velocidades de viento. Se determina experimentalmente. La turbulencia y la posible complejidad del terreno en un sitio dado pueden determinar apartamientos con respecto a la curva de potencia de un aerogenerador proporcionada por su fabricante. La curva de potencia no nos dice cuánta potencia se va a generar en un emplazamiento dado. Para ello, deben superponerse la curva de potencia y la curva de distribución de densidades de probabilidad de eventos de velocidad de viento en el sitio seleccionado. La potencia media a generar puede estimarse calculando el producto de la curva característica del aerogenerador por la curva de densidad de probabilidad de velocidad de viento en el sitio dado. Ello, también, permite comparar aerogeneradores y optar por el más conveniente técnica y económicamente seleccionando uno que asegure un FC elevado o no, a criterio del proyectista.

48 48 Velocidad (m/s) Potencia (Kw) 3 9,7 4 31,2 5 78, , , , , , , , , , , , , , ,1

49 49 SELECCIÓN DE TURBINAS. Implica: Conocer Características y Requerimientos Eléctricos de la red. Clasificar Emplazamiento (Norma IEC); ver a continuación.. Criterio Vel. Prom. m/s máxima Clase I Clase II Clase III Vel viento 10 min/50años Vel máx 50 años Clase IV 6.0 x x

50 50 ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA EÓLICA A OBTENER. FUENTE: B. THRESCHER, WIND ENERGY SCIENCE AND TECNOLOGY. IEEE PES 2009 General Meeting, Calgary CANADA

51 HERRAMIENTA DE PRODUCCIÓN EÓLICA, DNE-MIEM. La página web pone a. disposición Herramientas para calcular la generación de energía eléctrica a partir de estimaciones del recurso en un sitio particular. Son aplicables para realizar estudios de prefactibilidad de proyectos concretos. De las herramientas ofrecidas, se recomienda Cálculo de generación de Energía Basada en Datos del Mapa Eólico. Facilita la realización de los cálculos enumerados en la lámina anterior. Paralelamente, proporciona direcciones de fabricantes de aerogeneradores.

52 52 AEROGENERADORES: Interconexión Eléctrica La potencia eléctrica individual en equipos de 100 Kw o más, es generada normalmente en corriente alterna en cada turbina a 690 VA y, mediante un transformador, instalado, generalmente, en la base de c/u de ellas se aumenta esa tensión a la empleada en la distribución subterránea que vincula al conjunto en un parque eólico, por lo general 20/30kV Una SE toma la potencia de varios cables de distribución y, mediante un transformador, se alimenta a la red eléctrica a la tensión que corresponda. Todo proyecto de instalación eléctrica de aerogeneradores debe incluir protecciones de tensión, cortocircuito, frecuencia y pararrayos con su debido sistema de puesta a tierra (Norma IEC ).

53 53 AEROGENERADORES: Conexión a la Red. Cada proyecto debe ser analizado en función de las reglas de despacho de carga y de características de la red local (Ver norma IEC ). El análisis a realizar depende de las características específicas del punto de conexión. Potencia máxima a conectar: 8% valor potencia de cortocircuito en la red en el punto de conexión (Regla del pulgar). Parámetro de caracterización del punto de conexión a la red: Relación, Rcc, entre la Potencia de Cortocircuito de la red en el punto de conexión (Scc) y la Potencia Aparente de la generación eólica (See): Rcc = Scc/See. Si Rcc > 20: se debe analizar el perfil de tensión en el ramal si 10 < Rcc < 20: debe hacerse el análisis estático del nivel de tensión en el ramal de distribución asociado a la generación eólica si Rcc < 10: efectuar análisis dinámicos de la tensión en los ramales de distribución asociados a la red

54 54 AEROGENERADORES: Parámetros Característicos. Factor de Capacidad, FC (Capacity Factor): Es la relación entre la energía realmente producida durante un año (365 días x 24 horas = 8760 horas anuales) y la energía resultante en caso de haberse operado durante ese tiempo a 100% de su capacidad nominal. Teóricamente puede variar entre 0% y 60% (Teorema de Betz) y, en la práctica, está comprendido entre 20% y 50%. (S. de los Caracoles 49.5% Jul 2009). Ello, es consecuencia de que las turbinas sólo generan cuando hay viento. El FC está relacionado al diseño y selección de los aerogeneradores. La mayor generación por unidad de inversión se logra acoplando un rotor menor y un generador grande. La elección tiene en cuenta las condiciones de viento locales y el precio de los aerogeneradores disponibles.

55 55 AEROGENERADORES:Parámetros Característicos, Cont. Factor de Disponibilidad, A (Availability): Característica de un equipo que expresa su habilidad para operar sin problemas. Depende de los atributos de su sistema técnico y de la eficiencia y eficacia de la gestión de mantenimiento. A = MTTF / (MTTF + MWT + MTTR) 100 Donde: MTTF: Confiabilidad expresada como el tiempo medio entre fallas consecutivas. MTTR: Mantenibilidad expresada como tiempo medio para reparar una falla. MWT: Tiempo medio de espera de los insumos requeridos en una reparación. La Disponibilidad se refiere al % de tiempo que un aerogenerador está en condiciones de generar energía eléctrica, haya viento o no. Los aerogeneradores tienen una disponibilidad A =/>98%.

56 56 COSTOS DE INVERSIÓN Y OPERACIÓN. Oscilan entre U$S1900/2700 el KW Para instalaciones pequeñas es mayor. En general, la distribución porcentual de costos es la siguiente: Aerogeneradores 75% Obras civiles 8% Instalaciones electro-mecánicas 12% Otros 5% Los costos de Operación y Mantenimiento, O&M, son función del diseño del aerogenerador y de las condiciones del sitio. Los aerogeneradores grandes cuentan con Sistema Mantenimiento Predictivo (mejora de disponibilidad de los equipos y de las primas a pagar a las empresas aseguradoras). Es frecuente que el suministrador de aerogeneradores proporcione un servicio O&M de 2 a 5 años, requisito a veces requerido por las instituciones que financian este tipo de inversiones.

57 PENETRACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA EN LA RED ELÉCTRICA (Cont.) 57 Se distinguen: Penetración < 10% de la potencia total del sistema. No implica dificultades; las variaciones por intermitencia, son menores que las debidas a variaciones en la demanda. Penetración del 20%. Empleo de sistemas de predicción de vientos y ajustes al software de despacho de cargas basados en que el viento suele variar su velocidad gradualmente. Equipos de generación de respaldo para compensar la variabilidad de este recurso. Ésta, se atenúa disponiendo de parques eólicos ubicados en sitios distantes entre sí; en conjunto, aportan una potencia al firme mucho más pareja. Penetración entre 20% y 50%. Se aplica un conjunto de tecnologías, a saber: Pronóstico/previsión de vientos. Gestión del lado de la demanda (Redes inteligentes) y de la oferta (equipos de generación de respaldo). Almacenamiento de energía que actúa de pulmón entre oferta y demanda, (hidroeléctrica, mediante bombeo de una cota inferior a una superior de un lago o producción de H2).

58 58 POTENCIALIDAD DE LA ENERGÍA EÓLICA EN URUGUAY. # Estimada entre 6500 MW y MW de potencia instalada (mediante comparación de densidad superficial de aerogeneradores en España, Portugal, Irlanda y Dinamarca). No se consideran instalaciones Offshore (Río de la Plata). # Supera las necesidades energéticas del país. # Complementa la importante generación hidráulica existente. Contribuyen favorablemente: # La energía eléctrica de fuentes fósiles tiene referencia internacional; no está subsidiada. # Hay capacidad potencial de bombeo y almacenamiento de corto plazo (Sistema hidroeléctrico del Río Negro).

59 AUTOGENERACIÓN INDUSTRIAL. Basada en los Dtos. PE 158/012 (17/05/2012) y 433/012 (28/12/012). Promueve la celebración de contratos de compraventa de energía entre UTE y Consumidores Industriales (Código Clasificación Intl. Industrial Uniforme, CIIU, Sec C, Divs , Rev. IV), que produzcan energía. eléctrica usando energía eólica como fuente primaria. Reconoce 3 modalidades: Generación en el propio predio, fuera del predio y en asociación (bajo modalidad de sociedad de hecho). UTE comprará en exclusividad toda la energía que se entregue a la red en el nodo respectivo al precio más bajo y con la paramétrica de ajuste de las ofertas adjudicadas en el último procedimiento competitivo de compra de energía eléctrica de fuente eólica antes de firmar este contrato. El PE, en consulta con URSEA, determinará los valores de energía y potencia que el consumidor industrial pagará a UTE por la remuneración de redes y potencia puesta a disposición y energía consumida. Potencia máxima a instalar entre 150 kw y 60 MW. Plazo de contratación a opción del consumidor y hasta 20 años. Admite dos modalidades de conexión: A) dos nodos y B) un nodo y contador bidireccional.

60 AUTOGENERACIÓN: EJEMPLO..

61 AUTOGENERACIÓN: ENGRAW S.A..

62 62 CONSIDERACIONES AMBIENTALES. Reducción de emisiones de GEI: Depende de las contribuciones de distintas fuentes en la matriz energética eléctrica. En grandes líneas, 1 Kwh de electricidad generado mediante energía eólica, evita 1 kg de emisiones gaseosas de CO2e cuando se emplea C como combustible, 0.75 kg cuando se emplea petróleo y 0.5 kg cuando se utiliza GN. Estudios de aplicación del Análisis de Ciclo de Vida al uso de aerogeneradores, incluyendo su fase de construcción, muestran que su empleo reduce las emisiones de GEI un 99% con respecto al uso de C y 98% utilizando GN. Sombras Fluctuantes: Suelen aparecer en las mañanas soleadas y en las tardes, constituyen una preocupación al diseñarse proyectos de generación eólica. Impacto Visual: Es la preocupación ambiental más importante al proyectarse su empleo, en particular en parques eólicos. Las torres y palas generan un efecto visual por incorporar un elemento antropogénico poco voluminoso y esbelto pero explícito en el paisaje. Debe evitarse la instalación en paisajes frágiles o declarados como áreas protegidas. Pese a su esbeltez y la levedad de su aspecto, el mayor impacto ambiental deriva de su altura.

63 63 CONSIDERACIONES AMBIENTALES (Cont) Uso del suelo: Se distingue: Fase de Construcción. El movimiento de tierra es de escasa entidad, apenas lo necesario para la fundación de las torres por lo que los impactos son mínimos. Fase de Operación. El área ocupada por los aerogeneradores es del orden de 140 m²/kw (entre 4 y 20 ha/mw pero la superficie de terreno realmente utilizada es del orden de 0.43 m²/kw (plataforma), más la caminería (entre 6 m y 9 m de ancho para aerogeneradores de 2 MW) Ruido: Se trata de ruidos de bajas frecuencias (<100 Hz) Deja de ser relevante a escasos cientos de metros (no se ha encontrado evidencia sobre especies sensible a sonidos de baja frecuencia). Suele establecerse, salvo para aerogeneradores pequeños, una zona de exclusión media de 300 m en áreas residenciales. Estos ruidos suelen quedar enmascarados con ruidos ambientales del mismo carácter (una ráfaga de viento a 5 m/s puede generar 80 dba). Interferencias electromagnéticas, EMI: Si bien no generan radiaciones de este tipo, las palas de los rotores pueden reflejar o absorber señales, en particular de microondas.

64 64 CONSIDERACIONES AMBIENTALES (Cont.) Efecto sobre Aves y Mamíferos Voladores: Pueden producirse colisiones especialmente durante los crepúsculos. Según Summary of Antropogenic Causes of Bird Mortality, Erikson y otros, 2002, los aerogeneradores son responsables de la muerte de un ave/10000, los felinos 1000/10000, las líneas de AT 800/10000 y los pesticidas unas 700/ Interferencias con señales de Radar: Existe, no deben interferir con aeropuertos ni bases militares. Consumo de Agua: Salvo en climas áridos, no requieren uso de agua. Percepción Social: En general, salvo casos puntuales su instalación ha tenido y tiene el apoyo de la sociedad civil. Hay cierta resistencia por los posibles efectos negativos sobre algunas poblaciones de murciélagos y aves migratorias y por los impactos visuales generados por parques eólicos de gran superficie. Requisitos Ambientales aplicables:.dinama, para otorgar la AAP, exige que se cumplan los Criterios Establecidos para la Instalación y Operación de Parques Eólicos, 13 /03/2012; también deben tener presentes las normativas vigentes aplicables de Ordenamiento Territorial.

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