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En la Patagonia predomina la energía eólica la cual se obtiene de la energía cinética del viento. Este tipo de energía renovable es cada vez más competitiva con un impacto ambiental fuertemente menor que sus contra partes no renovables. La energía eólica también es una buena opción para zonas aisladas, siendo una ventaja la posibilidad de implementar aerogeneradores de menor potencia en zonas formadas por micro redes aisladas o con conexión débil a las redes eléctricas principales. Por otra parte, en grandes aprovechamientos eólicos, como los analizados en este trabajo, los aerogeneradores se encuentran agrupados en granjas o parques eólicos. Estos agrupamientos se conectan a la red de distribución eléctrica para proveer energía eléctrica a las localidades adyacentes aunque su objetivo principal es proveer a los grandes centros de consumo, generalmente, alejados del lugar de generación. La presentación de un proyecto eólico cualquiera se basa en la predicción del recurso a largo plazo para garantizar su rentabilidad siendo confiables las predicciones de comportamiento anuales. Lo anterior se complica fuertemente cuando la escala de tiempos se reduce, es decir se pretende predecir el recurso en en plazos de tiempo más reducidos.
Dado que no se conocen reportes ni estadísticas de estudios en la región acerca de los comportamientos, desde el punto de vista de la generación de potencia eléctrica, de los parque eólicos de la Patagonia Central y Sur (y de la Argentina, según el leal saber y entender de los autores), este trabajo presenta una propuesta para la determinación de sus rendimientos.
Es de notar que pueden definirse varias formas de realizar una evaluación de un proceso determinado para obtener alguna medida de su rendimiento. Sin embargo, cualquier trabajo que pretende mostrar características particulares de los parques debe atravesar las restricciones de confidencialidad de las empresas. Por ejemplo, el punto de vista puramente económico implica conocer la inversión inicial y todos gastos asociados así como el precio de la venta de energía durante un período de tiempo relativamente largo. Se deben separar tanto costos como las restricciones impuestas por el operador de la red eléctrica respecto del despacho de energía, las multas del mismo, diferencias monetarias en cuanto al mantenimiento con la empresa que lleva a cabo esas tareas en el parque, etc. Esto es prácticamente imposible de determinar considerando que muchos datos necesarios son confidenciales afectando la competitividad de las empresas tornando inviable ese tipo de análisis para un trabajo de las características del aquí presentado.
En base a lo indicado, la metodología utilizada es la de recopilar datos de entes reconocidos, la Compañía Argentina del Mercado Mayorista Eléctrico de Argentina (CAMMESA) en lo referente a la generación eléctrica y la Agencia Aeroespacial de los Estados Unidos (NASA) respecto de los datos del viento. Para analizar los datos, en este trabajo, se utiliza el cálculo del factor de participación de los aerogeneradores eólicos y la velocidad media de viento determinada a la altura de la góndola de dichos aerogeneradores. Los factores de capacidad (Heier, 2014)(Freris y Infeld, 2020) son una herramienta ampliamente consolidada, y que se emplea como primera comparación entre entre aerogeneradores y entre parques eólicos incluso en distintas regiones del planeta. Dichos factores pueden determinarse a partir de los informes del despacho eléctrico y compararse frente a las velocidades de viento medias de los emplazamientos.
En lo siguiente se presentan brevemente el consumo de energía y las energías renovables en Argentina, se describen la ecuaciones que rigen la extracción de energía del viento y las particularidades asociadas al recurso eólico. Luego se define el factor de capacidad de las instalaciones eólicas y se analizan en base a dicho coeficiente los parques de la región considerada. Finalmente, se presentan las conclusiones.
La Compañía Argentina del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) es la encargada de gestionar la distribución de la energía eléctrica en el país (Compañía Argentina del Mercado Eléctrico Mayorista, 2021). La mencionada empresa clasifica a nuestro país en regiones:
La demanda de energía eléctrica de cada una de las regiones, durante el 2020, se muestra en la Figura 2. Puede observarse que el 50% del consumo del país se encuentra en las regiones del Gran Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires y que si se agregan las regiones del Litoral y del Centro, el consumo sube hasta 71%. Tanto Patagonia como Comahue (ambas conforma 'la Patagonia' desde el punto de vista político - geográfico) consumen alrededor del 4% cada una.
A partir de la adhesión de nuestro país a las políticas internacionales, diversas leyes han ido incentivando el empleo de las energías renovables en el país. En particular, se modificó, el 15 de octubre de 2015, el articulo 8º de la ley 26190 estableciéndose los objetivos de generación renovables, por año, respecto del consumo propio de energía eléctrica del país:
En la Figura 3 se presentan los objetivos de la ley y los datos proporcionados por CAMMESA (Compañía Argentina del Mercado Eléctrico Mayorista, 2021). Del total del consumo propio entre 2017 y en 2021, los medios renovables proveyeron el 2% , el 6.1% y el 13.3% aproximadamente. Si bien no se ha llegado a cada objetivo anual planteado por la ley, el aumento de la producción de las energías renovables ha sido significativo.
Es bueno remarcar que los datos presentados en la Figura 3 se han calculado sobre la base de un promedio anual. Por lo anterior, es distinta la situación cuando se observa el porcentaje de generación de renovables del país en un lapso de tiempo determinado del año. En este sentido, el 8 de Octubre de 2022 el abastecimiento de energías renovables alcanzó un valor del 31,3% de la demanda total de energía eléctrica de la Argentina. Adicionalmente se enfatiza que en la Figura 3 se consideran a todas las energías renovables de las cuales la mayor parte corresponde a la eólica y a la fotovoltaica.
La potencia
generada por una masa de viento con velocidad
que atraviesa a una turbina
eólica está dada por la siguiente expresión (Heier,
2014)(Freris y Infeld, 2020):
La realidad es que no se puede extraer toda la potencia de la
expresión anterior debido a que parte del viento continua
circulando después de pasar por el área de barrido de las palas.
Así una turbina absorbe una potencia representada por la
diferencia entre la energía cinética que ingresa menos la que sale
de ella. El límite de extracción de energía cinética del viento,
determinado por Betz, dice que la máxima energía que se puede
extraer del total disponible en el viento, es el 59,3%. Así debe
incorporarse en las expresiones el coeficiente definido como 'el cociente
entre la potencia extraída y la potencia total del fluido' y cuyo
máximo teórico, el límite de Betz, es de 0.593.
En la actualidad, cuando la velocidad del viento aumenta en
demasía, los aerogeneradores modernos giran sus palas ('Control
por paso de pala') disminuyendo el coeficiente cuyo máximo (
) ronda en
las aplicaciones del orden de 0.5. Lo anterior les permite
mantener la potencia en un valor específico, normalmente conocido
como Potencia nominal de la máquina. Así la expresión (1) se modifica como:
Si se incorporan los rendimientos asociados a las transmisiones
mecánicas y a los elementos de conversión y transmisión de energía
eléctrica, representados por
y
,
respectivamente, la potencia entregada a la red eléctrica es la
siguiente:
Luego, la energía eólica presenta un límite físico del orden del 60% de la energía disponible y, además, el resto de los elementos constitutivos de un aerogenerador presentan sus propios rendimientos los cuales, en la actualidad, superan el 90%.
A escala global existen vientos macroscópicos dominantes que
circulan en las distintas capas de la estratósfera y se rigen a
partir de los cambios de temperatura, presión y también por el
efecto Coriolis. Cerca de la superficie terrestre el viento se ve
fuertemente influenciado por el relieve del terreno y su
rugosidad. En la escala de alturas consideradas en los parques
eólicos actuales, la velocidad del viento cambia siguiendo un
perfil dependiente de la rugosidad del terreno. La expresión que
vincula las velocidades de viento en un sitio a dos alturas
diferentes es (Freris y Infeld, 2020):
Tanto a la hora de analizar la viabilidad de un proyecto eólico como para evaluar su rendimiento una vez instalado, es importante poseer información detallada de las velocidades de viento de la locación. Para el diseño de parques eólicos, en general, se recomienda la medición de velocidades de viento mínimamente de un año con un promedio calculado cada 10 minutos (Freris y Infeld, 2020). Una de las herramientas utilizadas es el histograma que es una representación gráfica en forma de barras de una variable cualquiera. La longitud de cada barra es proporcional a la frecuencia, es decir a la cantidad de veces que la variable se repite en un determinado tiempo. En la Figura 5, se muestra un histograma de velocidades de viento, en la ubicación de la Sede Central de la Universidad Nacional de la Patagonia 'San Juan Bosco' en Comodoro Rivadavia que corresponde al año 2020 y a 10 m de altura (NASA, 2021).
Cabe destacar que, si bien se presenta el histograma de velocidades de viento, en general, se utiliza un modelo matemático que representa una aproximación de los histogramas reales. Dicha aproximación es la Función de distribución de Weibull ampliamente utilizada en los estudios de parques eólicos (Zhang, 2009). La distribución de Rayleigh, la que representa el promedio de los casos de distribuciones de viento alrededor del mundo, corresponde a la de Weibull con un parámetro (denominado de forma) k = 2 siendo, la distribución de Rayleigh, asumida como el estándar IEC (International Electrotechinical Comission, 2005).
El histograma de velocidades de viento de un lugar cualquiera no es suficiente para determinar el contenido en energía de dicho emplazamiento. En efecto, el contenido en energía es la potencia del recurso en el tiempo. Por ello en la Figura 6 se presenta un histograma junto con la energía por unidad de superficie de un lugar dado obtenida de la expresión (1).
De acuerdo a la norma IEC 61400-1 (International
Electrotechinical Comission, 2005), que clasifica los
aerogeneradores conforme a velocidades de viento medias y
turbulencias, las máquinas eólicas en Patagonia corresponden a la
clase Clase
y
dependiendo de la
ubicación física en la región. Por lo anterior, hacia el norte de
la Provincia del Chubut las máquinas son Clase
mientras que hacia el sur de
la Patagonia pasan a ser Clase
, la más exigente de las
clasificaciones en cuanto a turbulencias y velocidad de viento
media.
Como indica la expresión (3), la extracción de
potencia es una función cúbica de la velocidad del viento. Por lo
anterior, los aerogeneradores modernos y los parques eólicos están
diseñados para que, en la zona de bajas velocidades de viento, se
maximice la extracción de energía, es decir con el cambio en la
velocidad de viento cambia también la potencia que se extrae
siguiendo a la ecuación (3) con
. Por
otra parte, al llegar a una cierta velocidad de viento, denominada
'velocidad nominal', el aerogenerador mantiene constante la
potencia extraída hasta que, finalmente, la velocidad de viento
alcanza un valor máximo, típicamente 25 m/s, donde el
aerogenerador se detiene. Lo anterior se muestra en la Figura 7 que indica la velocidad de arranque
inferior (a partir de la cual el aerogenerador comienza a entregar
energía), la zona de potencia nominal y la velocidad de corte por
tormenta de un aerogenerador moderno.
Es un factor de diseño importante la velocidad de viento que corresponde a la potencia nominal del aerogenerador. En efecto, en la Figura 7 esta velocidad es, aproximadamente, 12.5 m/s; sin embargo, dependiendo del tipo de máquina puede ser menor, por ejemplo 8 m/s. Luego, la elección del tipo de máquina, es decir la curva presentada en la Figura 7, depende de cuánta energía se desea cosechar a lo largo del año en una ubicación particular que posee una determinada característica de velocidad de viento.
Tanto las características del viento de un lugar determinado,
Figura 5, como el tipo de
aerogenerador, Figura 7, darán lugar
a la cosecha de energía de un asentamiento eólico en una ubicación
en particular. El Factor de Capacidad de un equipo cualquiera, es
un valor porcentual que representa cuánta energía ha sido generada
(o puede ser generada) en relación a la desarrollada si dicho
equipamiento trabajara las 24 horas durante todo el año a potencia
nominal. Así, el factor puede ser definido tanto para un
aerogenerador como, más comúnmente, para un conjunto agregado de
equipos como un parque eólico. Luego:
Al considerar el lapso de tiempo de un año, resulta evidente que un factor del 100% representa un funcionamiento idealizado de cualquier parque. En efecto, tanto porque las características meteorológicas imponen variabilidad en el viento como por fallas, mantenimiento programado o cambios en el despacho de energía de parte de los entes distribuidores como CAMMESA, no es posible obtener un factor del 100%.
La energía eólica es un recurso muy abundante en la Argentina sobretodo en la zona Patagónica. En esta región la dirección, la constancia y la velocidad del viento son tres variables que caracterizan a una de las regiones de mayor potencial eólico del planeta.
A los efectos de no hacer tedioso el análisis, de la totalidad de los parques eólicos de la región, se han elegido los siguientes: YPF Manantiales Behr, Hychico, Rawson I, Loma Blanca IV, Garayalde, Chubut Norte I y Bicentenario I. Las ubicaciones geográficas de los desarrollos eólicos se presentan en la Figura 8.
En el Cuadro 1, los parques eólicos, se han ordenado por año de instalación y se presenta junto con la potencia total de cada parque, las dimensiones geométricas de los aerogeneradores instalados.
Por otra parte, el Cuadro 2 muestra, en cada parque, la potencia individual de los aerogeneradores, el tipo de máquina eléctrica y si necesitan caja multiplicadora para adaptar las velocidades de giro de la turbina con las del generador. La nomenclatura empleada para los generadores eléctricos es la siguiente, AJA: asincrónico jaula de ardilla, ADA: asincrónico doblemente alimentado (de rotor bobinado) y SRB: sincrónico rotor bobinado. Finalmente, "Se est." indica que no se tiene certeza de la máquina utilizada. Es de notar que, excepto los generadores ADA cuya potencia es parcialmente procesada por la electrónica de potencia, el resto de los aerogeneradores poseen convertidores electrónicos tipo full-converter. En todos los casos, además, las máquinas son de velocidad de giro variable.
Aunque no es el objetivo de este trabajo ahondar en la tecnología utilizada en cada tipo de aerogenerador, se subraya que el parque más antiguo, Hychico, posee una tecnología distinta del resto. En efecto, considerando la ley de Moore que indica que el número de transistores en un chip se duplica, aproximadamente, cada dos años, la tecnología del parque Hychico es casi dos generaciones (suponiendo una generación de, aprox, 5 años) anterior a la considerada moderna en este trabajo (2018). Por lo anterior, la estrategia de control de los aerogeneradores (Hychico versus el resto) puede ser similar (operación a velocidad variable para la maximización de la potencia generada), pero la tecnología no tiene equivalencias. Se debe notar, solamente por indicar una diferencia en tecnología, que entre los aerogeneradores de Hychico de 2010 y los actuales han comenzado a popularizarse los convertidores multinivel (Blaabjerg, 2021). Adicionalmente, la tecnología full-converter para un generador sincrónico no es compatible con su equivalente para un AJA. En efecto, en el último caso el convertidor debe imponer el campo rotante en la máquina asincrónica mientras que en el generador sincrónico no puede hacerse. Por ello, el convertidor del lado del rotor es muy diferente en los aerogeneradores de Hychico respecto a los AJA pero también lo es respecto de los modelos nuevos del mismo fabricante.
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Finalmente, se remarca que en este trabajo no se consideran los detalles asociados, específicamente, a los convertidores utilizados en los aerogenaradores (Teodorescu ., 2011)(Bevrani ., 2022)(Blaabjerg, 2021) ni a comportamientos anómalos de la red eléctrica en el punto de conexión. En efecto, situaciones como fallas simétricas o asimétricas en la red eléctrica (Teodorescu ., 2011)(Blaabjerg, 2021) (Fernández, Valenciaga, y Peña, 2022)(Fernández, Peña, ., 2022) u oscilaciones subsincrónicas de parques eólicos presentadas en (Costa ., 2023) implican ventanas de tiempo que no inciden de fuertemente en el factor de capacidad aunque sí deterioran tanto a las máquinas como a los equipos conectados a dichas redes.
En esta subsección se utilizan datos correspondientes al año 2020. Esto obedece a que los parques más nuevos se instalaron en 2019 y se deben eliminar comportamientos asociados a la puesta en marcha de los equipos. Sin embargo, durante el 2020, la subestación que conecta el Parque Eólico Hychico a la red eléctrica principal sufrió daños, por ello, únicamente en este caso se emplean datos del año 2019.
La Figura 9 presenta los factores de
capacidad de los parques eólicos (presentados en forma de barras)
y las velocidades medias de viento (cuadrados). Los factores de
capacidad han sido determinados empleando la ecuación (5) usando los datos provenientes
de la compañia que organiza el despacho de energía en la Argentina
(Compañía Argentina del Mercado Eléctrico
Mayorista, 2021) y la energía máxima del parque. Por otra
parte, las velocidades medias anuales corresponden a la altura de
la góndola de los aerogeneradores. Dichas velocidades se obtienen
a 10 metros de altura (NASA, 2021) y se
corrigen a la altura de la góndola de cada máquina por medio de la
expresión (4) con el factor determinado
a partir de la Tabla 4.
La velocidad media, aunque se trata de una medida indirecta del contenido que una turbina puede extraer del recurso, sirve para tener una primera aproximación al problema. En efecto, en realidad es el histograma de velocidades de viento, Figura 5, que junto con el de cada aerogenerador, Figura 7, dan lugar a la generación de energía. Se puede observar, Figura 9, que todas las velocidades de viento rondan entre los 8 y los 10 m/s. La máxima velocidad corresponde al parque Manantiales Behr mientras que la mínima a Loma Blanca IV.
En la Figura 9, la mayoría de los factores de capacidad se encuentran por encima del 50% con excepción de los parques Loma Blanca IV y Rawson I que se ubican por debajo con 35% y 40%, respectivamente. Estos últimos valores, aunque bajos comparados con los demás parques mostrados en la Figura 9, son excelentes cuando se los analiza frente al promedio de los parques eólicos terrestres ('onshore') del resto del mundo, por ejemplo en Estados Unidos los valores oscilan entre el 32% - 35% (US Energy Information Administration, 2021). Bajo el mismo punto de vista puede argumentarse que los parques de Manantiales Behr, Bicentenario I, Chubut Norte I y Garayalde han tenido un desempeño excepcional incluso cuando se los compara con los parques eólicos marinos (Energy Numbers, 2021).
Como se ha indicado, el Factor de Capacidad depende de la potencia generada a lo largo de un año. Así, el mismo puede verse afectado por varias cuestiones:
En las Figuras 10 y 11 se observan los desempeños de las plantas Rawson I y Loma Blanca IV en el intervalo de tiempo 2013 a 2020. Puede considerarse que, Figura 10, existe una cierta caída en el rendimiento del parque Rawson I solamente si se tienen en cuenta en la comparación las velocidades de viento. En efecto, si se toman los primeros tres años, 2013-14 -15 versus los últimos 4 años, 2017-18-19-20; los factores han disminuido para similares velocidades de viento medias anuales. En el caso del parque Loma Blanca IV de la Figura 11, y si solamente se toman en cuenta las velocidades medias anuales, se observa la diferencia entre los años 2014 y 2017 versus 2019 y, por otra parte, 2015 versus 2020. Sin embargo, no puede atribuirse directamente a una baja del rendimiento de la instalación por cuanto si bien existe una relación entre la velocidad del viento y la generación, dicha relación es indirecta. Para determinar fielmente si existe una merma, se debe emplear el histograma de velocidades de viento con la curva del aerogenerador empleado para cada ubicación de los aerogeneradores y luego obtener el acumulado del parque. Así, para este caso, podría suceder que, aún con similares velocidades de viento promedio anuales en 2014 y 2017, Figura 10, el contenido de la energía del viento sea distinto. Además, como se ha indicado, el Factor de Capacidad se ve afectado por varios ítems antes presentados pudiendo existir otras causas que hayan intervenido en la, aparente, merma.
Se ha presentado un resumen de la generación referida a parques eólicos representativos de los pertenecientes a la Patagonia Centro y Sur durante 2020 con excepción del parque Hychico cuyos datos corresponden a 2019.
Los factores de capacidad de todos los parques considerados son excelentes respecto de los rendimientos de otras partes del mundo. Lo anterior es consecuencia del alto contenido de energía, representado por el histograma del viento, de la región.
Para poder realizar el análisis se han calculado, a partir de la corrección por rugosidad y por altura de los datos de la NASA, las velocidades de viento medias a la altura la góndola de los aerogeneradores en cada parque y de los factores de capacidad calculados en base a los datos de CAMMESA. Los parques más modernos (2018 en adelante) tienen mejor comportamiento, sobretodo, si se comparan contra sus contrapartes equipadas con generadores asincrónicos más antiguos. En efecto, Loma Blanca IV y Rawson I se equipan con generadores asincrónicos alimentados por rotor mientras que los más modernos poseen generadores asincrónicos con rotor en cortocircuito. No obstante lo anterior, no puede asignarse la responsabilidad a la tecnología porque infinidad de factores pueden llevar a lo anterior. En estos casos, estudios particulares deberían realizarse si se pretende corroborar, modificar o resignificar los resultados presentados en este trabajo, los cuales corresponden a un año de generación (2020) porque varios parques entraron en funcionamiento en 2019. Igualmente, se observa una degradación en el comportamiento de algunos de los parques más antiguos lo cual puede ameritar nuevos estudios y análisis particulares.
Un análisis como el aquí presentado deberá considerar varios años de datos a los efectos de observar si existen degradación en los parques eólicos tal como los que se observan en Loma Blanca y Rawson pero no en Hychico para determinar posibles correlaciones entre la elección de las máquinas y el recurso eólico, por ejemplo.
Es de notar, como se ha mencionado, que el parque más antiguo (Hychico) posee una tecnología distinta del resto. Sin embargo, el factor de capacidad del parque Hychico está dentro de los equivalentes a los parques más modernos. Es importante decir que la tecnología eólica ha madurado fuertemente en los últimos años de manera que una diferencia de 10 años, aproximadamente, entre instalaciones representa un gran escalón desde el punto de vista de la tecnología. Además, la altura de góndola de los aerogeneradores de Hychico ronda un valor cercano a la mitad de la altura de los otros aerogeneradores lo que también resulta en una situación desventajosa desde el punto de vista de la energía disponible en el viento, como se ha presentado en la subsección 3.1 de este trabajo. Por lo anterior, la tecnología asociada y el diseño del parque Hychico tienen una doble valoración desde lo cualitativo.
Este trabajo se ha realizado en el marco de los proyectos PI 1532 y PI 1642 de la Universidad Nacional de la Patagonia 'San Juan Bosco'.