Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico offshore

Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico Trabajo Final de Master Facultat de Nàutica de Barcelona Universitat Politècnica de Catalunya Trabajo realizado por : Gastão Soares de Moura Dirigido por: Jorge Moncunill Marimon Master en Náutica y Gestión del Transporte Marítimo Departamento de Ciencia e Ingeniería Náuticas Barcelona, 28 de mayo de 2019 i Full de Cortesía Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico ii iii Agradecimientos Primer gracias a la Facultad de Nàutica de Barcelona, gracias por haberme permitido crecer y aprender, gracias a todas las personas que fueron parte de este proceso, gracias a mi tutor Jordi Moncunill por la gran asistencia durante el proyecto. Gracias a todos ustedes sea de manera directa o indirecta, fueron ustedes los responsables de realizar su pequeño aporte. Gracias a mi compañera Tatiana Maghamez que sin ella eso no sería posible, a mis padres y mis hermanos que fueron mis mayores promotores durante este proceso. Gracias a la empresa EOLOS Floating LiDAR Solutions por haberme dado la oportunidad de aprender sobre este tema y poder realizar este trabajo. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico iv Resumen El objetivo de este trabajo es presentar un resumen de la información disponible sobre la creciente tecnología que utilizan los equipos LiDAR para realizar mediciones de viento en alta mar. A bordo de una boya el equipo LiDAR es capaz de realizar mediciones de viento en tiempo real a diferentes alturas hasta 200 m. La medición tiene como objetivo la evaluación de los recursos eólicos de un área. Los datos se evalúan para llevar a cabo el estudio de viabilidad económica de un proyecto de un parque eólico offshore. La Floating LiDAR System (FLS) ha sido capaz de sustituir los tradicionales mástiles fijos con anemómetros con la misma fiabilidad en la medición, pero con un coste de instalación mucho inferior. Se trata de un mercado que se ha desarrollado mucho en los últimos diez años, y con muchas empresas que han presentado diferentes equipos en el mercado, estando motivadas por el creciente interés en la energía eólica offshore. v Abstract The objective of this dissertation is to present a summary of the information available about the growing technology which makes uses the LiDAR devices to measure the Wind offshore. Onboard on a buoy the LiDAR is capable to perform Wind live measurement on different heights until 200 m. The measurement has as the main objective the Wind resource assessment of the area. The data Will be evaluated to perform the economic feasibility study for an offshore wind farm Project. The Floating LiDAR System (FLS), has been able to replace the traditional fixed masts with anemometers with the same confident level on the measurement, but with a smaller installation cost. It is a market that has developed a lot in the last ten years, and with many companies that have presented different equipment in the market, being motivated by the growing interest in offshore wind. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico vi Tabla de Contenidos RESUMEN IV TABLA DE CONTENIDOS VI LISTADO DE ILUSTRACIONES VII LISTADO DE TABLAS VIII 1. ENERGÍA EÓLICA OFFSHORE. 1 PRINCIPIOS SOBRE LA ENERGÍA EÓLICA 1 POTENCIALIDAD DEL VIENTO EN UN SITIO O REGIÓN 6 CARACTERÍSTICAS DE LOS AEROGENERADORES 11 ENERGÍA EÓLICA OFFSHORE 14 EQUIPOS PARA MEDICIÓN DEL VIENTO 15 2. FLOATING LIDAR SYSTEM (FLS) 19 LA BOYA 19 3. OWA ROADMAP 24 NIVEL DE MADUREZ 24 BASELINE (STAGE 1) 26 PRE COMMERCIAL (STAGE 2) 27 COMMERCIAL (STAGE 3) 27 FACTORY ACCEPTANCE TEST Y SITE ACCEPTANCE TEST 29 CRITERIOS DE ACEPTACIÓN Y KPIS 30 4. PRACTICAS RECOMENDADAS PARA UNA FLS 36 I. CONFIGURACIÓN 38 II. CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS 42 III. EVALUACIÓN DE ADECUACIÓN 46 IV. PRUEBAS DE VALIDACIÓN 49 V. DISEÑO DEL PROYECTO DE EVALUACIÓN DE LOS RECURSOS EÓLICOS. 53 VI. EVALUACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE VALIDACIÓN 54 vii VII. EVALUACIÓN DE RECURSOS EÓLICOS 60 5. NORMATIVAS PARA LAS BOYAS 63 IALA GUIDELINES 1099 HYDROSTATIC DESIGN OF BUOYS AND 1066 DESIGN OF FLOATING AID TO NAVIGATION MOORING 63 IEC 61400-12-1:2005 “WIND TURBINES - PART 12-1: POWER PERFORMANCE MEASUREMENTS OF ELECTRICITY PRODUCING WIND TURBINES” 65 6. MERCADO ACTUAL 66 AXYS TECHNOLOGIES INC. 70 EOLOS FLOATING LIDAR SOLUTIONS 71 FRAUNHOFER 72 FUGRO 73 CONCLUSIÓN 74 7. BIBLIOGRAFÍA 75 Listado de Ilustraciones Ilustración 1 - Cilindro de aire. Fuente: [2] ................................................................................................... 4 Ilustración 2 - Ejemplo de la función de densidad de probabilidad de Rayleigh. Fuente [27]; .................... 8 Ilustración 3 - Ejemplo de la función de densidad de probabilidad de Weibull. Fuente: [27] ..................... 8 Ilustración 4 - Mapa de recursos eólicos en Europa a 50 m del suelo. Fuente: RISO/DTU .......................... 9 Ilustración 5 - Influencia de la altura en el perfil del viento. Fuente:[27]. ................................................ 10 Ilustración 6 - Rosa de los vientos de los datos acumulados de un proyecto de medición. Fuente:[2] .... 11 Ilustración 7 - Partes de un aerogenerador. Fuente [26] ........................................................................... 12 Ilustración 8 - Parque eólico offshore. Fuente: [25]. ................................................................................. 13 Ilustración 9 - Mastil de anemómetros de la empresa Ore Catapult, Blyth, UK. Fuente: Propia. ............. 16 Ilustración 10 - Funcionamiento de un LiDAR flotante. Fuente [13]. ......................................................... 17 Ilustración 11Equipos LiDAR ZX300M y Windcube v.2. Fuentes: [16];[24]. ............................................. 19 Ilustración 12 - FLS200 de la empresa EOLOS. Fuente: Propria. ................................................................ 20 Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 4 La potencia se define como la rapidez con la cual la energía es empleada o convertida, y puede expresarse como energía por unidad de tiempo, dígase joule por segundo (J/s). La energía que contiene el viento es su propia energía cinética, y la energía cinética del viento tiene como ecuación la siguiente: 𝐸𝑘=1 2.𝑀.𝑉2 La energía cinética por tiempo entonces resulta: 𝐸𝑘/𝑡 =1 2.𝑚 𝑡.𝑉2 Donde: m: Masa, en kg. V: Velocidad, en m/s. M = 𝑚 𝑡: Masa que se mueve por unidad de tiempo. Cuando el aire se mueve a una velocidad de V, un cilindro de aire de área A pasará a través del anillo de longitud L a cada segundo. Por tanto, un volumen de aire igual a A x L = v metros cúbicos (m3), pasará por el anillo cada segundo. Se consideramos un cilindro con un metro de largo: Ilustración 1 - Cilindro de aire. Fuente: [2] Multiplicando este volumen por la densidad de aire ρ (1,2 kg/m3 a nivel del mar), se obtiene la masa de aire en movimiento a través del anillo cada segundo. Energía Eólica Offshore. 5 Así sigue energía cinética por unidad de volumen: 𝐸𝑘/𝑉 =1 2.𝜌.𝑉2 [𝐽 𝑚 ⁄3] La potencia generada por el viento, o sea la energía que se genera por segundo en un volumen se calcula como: 𝑃𝐴=1 2.𝜌.𝑉3.𝐴 [𝑊] Así siendo, podemos decir que el área de anillo A se puede calcular a través de la siguiente: 𝐴=𝜋 4.𝐷2 Así siendo, la potencia generada en un área de 1 m2 sigue como: 𝑃𝑉=1 2·𝜌·𝑉2·𝑉·1=1 2𝜌·𝐴·𝑉3 [𝑊· 𝑚−2] Donde ρ se expresa en kilogramos por metro cúbico, A en metros cuadrados y V en metros por segundo. La energía por unidad de tiempo es igual a la potencia, por lo que la ecuación anterior expresa la potencia del viento. La conclusión a que se puede llegar de la expresión anterior es que la potencia es proporcional al área a través de la cual el aire pasa, a la velocidad del aire al cubo y a la densidad del aire. La densidad del aire es la relación entre la masa de este y el volumen que ocupa. Es un factor importante en el estudio del recurso eólico, la potencia por unidad de área depende linealmente de este factor, para aires más densos (calientes) se obtendrá más potencia a una misma velocidad del viento que con aires menos densos (fríos). Las masas de aire más densas se sitúan cerca de la superficie terrestre, mientras que las menos densas tienden a subir a capas superiores de la atmósfera. Esto produce que el aire en capas próximas a la superficie terrestre sea más denso y a medida que aumenta la altura va disminuyendo la densidad. Hay distintos procedimientos para calcular la densidad del aire, en función de la presión la humedad relativa y la presión, por la ecuación de los gases ideales. Se puede utilizar una fórmula experimental aproximada, a partir de la temperatura y la elevación del sitio. 𝜌=1,225·(288·𝑇+273)·𝑒−ℎ·8435 Donde: 𝜌: 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑒𝑛 𝑘𝑔 𝑚3 T: 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑒𝑛 𝑔𝑟𝑎𝑑𝑜𝑠 𝑐𝑒𝑛𝑡í𝑔𝑟𝑎𝑑𝑜𝑠 h: 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒 𝑒𝑙 𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑎𝑟 Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 6 Como se observa en la ecuación, la densidad del aire varía con la temperatura y con la altura. El rango de variación de la temperatura es amplio, a lo largo del año, estaciones, e incluso a lo largo del día, produciéndose variaciones significativas entre el día y la noche. Cuanta más densidad contenga la corriente de aire, más energía recibirá la turbina. Por lo tanto, las zonas óptimas para la implantación de parques serían, a priori, las de mayor densidad de aire, que se suelen estar localizadas en zonas de baja altitud. Sin embargo, realmente no ocurre así, ya que el factor determinante, es la velocidad (que afecta cúbicamente a la potencia extraíble del viento), y las zonas de altas velocidades suelen ser las de mayor altura. La densidad de potencia o potencia específica se define como la potencia por unidad de área, es decir: 𝑃 𝐴=1 2.𝜌.𝑉3 [𝑊· 𝑚−2] La potencial disponible del viento no es igual a lo que se puede extraer del mismo, habrá pérdidas durante el proceso de conversión de energía cinética en energía eléctrica en el aerogenerador. Potencialidad del viento en un sitio o región De acuerdo con lo comentado hasta ahora, es común evaluar la potencialidad del viento en un lugar se utiliza potencia específica o densidad de potencia, ya que este valor expresa qué cantidad de potencia pasa por cada metro cuadrado de superficie que aporta el viento en dicho lugar. Cuanto mayor sean estos valores, mayores serán las posibilidades de ese sitio de producir energía, ya que, como se ha expresado, la potencia es igual a la energía por unidad de tiempo. La caracterización de una región sobre la base del potencial del viento se expresa asignando a cada área una clasificación cualitativa, o un número de clase sobre la base del valor de la velocidad media anual del viento y la densidad de potencia disponible media anual, siempre especificando la altura sobre el nivel del mar. De una manera muy simples de decir la potencia que se puede generar con el uso de un aerogenerador sigue la ecuación: 𝑃𝐴𝑒𝑟𝑜 =1 2·𝐶𝑝·𝜌·𝐴·𝑉3 [𝑊· 𝑚−2] Donde: 𝐶𝑝: factor de carga A: Área de barrido de las palas del aerogenerador Energía Eólica Offshore. 7 El problema es que sabemos que no es posible aprovechar completamente toda la energía disponible, en realidad el valor de la energía aprovechable que se puede sacar de esta energía disponible es mucho menor, sino que llegándose a un máximo de 59,3 % (límite de Betz). 𝐶𝑝=𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎𝑖𝑏𝑙𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒=0.593 Este límite, se deriva de la conservación de la masa y del momento de inercia del flujo de aire. Los aerogeneradores modernos obtienen entre un 75 % a un 80 % del límite de Betz. Para el análisis estadístico, una distribución de probabilidad es un término que describe la probabilidad de que ocurran ciertos valores de una variable aleatoria (como la velocidad del viento). Como se explica a continuación, las distribuciones de probabilidad se caracterizan típicamente por una función de densidad de probabilidad o una función de densidad acumulada. La densidad media de la potencia eólica disponible se presenta por: 𝑃  𝐴=1 2.𝜌.∫ 𝑉3 ∞ 0·𝑝·(𝑉)·𝑑𝑉=1 2·𝜌·𝑉3     Donde 𝑉3     es el valor esperado del cubo de la velocidad. Con el valor medio de la potencia producida se puede generar el dato más importante para la evaluación del lugar, que es la producción de energía anual (Annual Energy Production, AEP). La producción anual de energía de una turbina eólica es la cantidad total de energía eléctrica que se produce durante un año, medida en kilovatios hora o megavatios hora (kWh o MWh). La AEP depende de la distribución de la frecuencia de medición de velocidad del viento, ya que es diferente del valor obtenido directamente de la media de velocidad del viento anual. Por ejemplo, si tenemos una media de velocidad de viento constante igual a 4 m·s-1 la potencia media anual será más baja que, si consideramos la misma media anual de velocidad, pero ahora la mitad del tiempo tuvimos el viento a 0 m·s-1 y la otra mitad 8 m·s-1, el resultado será casi 5 veces más grande. Una forma de conocer la producción anual de energía de un aerogenerador es mirar el factor de carga de una turbina en su localización particular. Como factor de carga definimos la producción anual de energía dividida por la producción teórica máxima, si la máquina estuviera funcionando a su potencia nominal (máxima) durante las 8766 horas del año. Los factores de carga pueden variar en teoría del 0 al 100, aunque en la práctica el rango de variación va del 20 al 70 por ciento, y sobre todo alrededor del 20 al 30 por ciento. 𝐴𝐸𝑃=(𝑃  𝐴)·𝐴·𝐶𝑝·8760·1000−1 Ejemplo: si una turbina de 600 kW produce 1,5 millones de kWh al año, su factor de carga es 1.500.000 : (365,25 * 24 * 600) = 1.500.000 : 5.259.600 = 0,285 = 28,5 por ciento. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 8 Se debe tener en cuenta que la función de densidad de probabilidad se puede superponer en un histograma de velocidad del viento normalizada al área del histograma. Dos distribuciones de probabilidad se usan comúnmente en el análisis de datos de viento: la de Rayleigh y la de Weibull. La distribución de Rayleigh utiliza un parámetro: la velocidad media del viento. La distribución de Weibull se basa en dos parámetros y, por lo tanto, puede representar mejor una variedad más amplia de regímenes de viento. Ilustración 2 - Ejemplo de la función de densidad de probabilidad de Rayleigh. Fuente [27]; Ilustración 3 - Ejemplo de la función de densidad de probabilidad de Weibull. Fuente: [27] Como conclusión, se puede decir que, al evaluar el potencial eólico, no basta conocer la velocidad media del viento, sino que es necesario conocer también la densidad media de potencia. Como se ha explicado anteriormente es posible decir que potencia generada por el viento es proporcional a la velocidad del Energía Eólica Offshore. 9 viento elevado al cubo, el que hace la elección del sitio de instalación muy importante. Así el principio de un proyecto de un parque eólico se basa en la busca de un sitio donde haya viento con buena intensidad al largo de todo el año. Abajo se presenta un mapa de la intensidad del viento en Europa, donde se puede ver que en la parte norte tiene una mayor fuerza, lo que explica el grande desarrollo de esta fuente energética en esta región. Ilustración 4 - Mapa de recursos eólicos en Europa a 50 m del suelo. Fuente: RISO/DTU El viento tiene su perfil de energía directamente influenciado por la altura, es decir, su velocidad no es constante en todas las alturas. Un equipo funcionando a 30 metros de altura irá sufrirá el efecto de vientos mucho más fuertes que un equipo en el suelo. Abajo es posible ver como el viento varía en función de la altura Z. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 10 Ilustración 5 - Influencia de la altura en el perfil del viento. Fuente:[27]. La velocidad en Z = 0 siempre se considera cero, subiendo la altura se nota también la ausencia de obstrucciones haciendo que el perfil vuelva a su forma natural, eso puede generar grandes fluctuaciones principalmente en regiones donde haya vientos más fuertes. Sin embargo, es muy importante notar que la turbina experimentará diferentes vientos entre el punto más bajo del desplazamiento de la pala y el punto más alto. Para la elección de la ubicación de un parque eólico, es necesario tener en cuenta algunos factores que necesitan ser estudiados pues pueden influir directamente en su coste, rendimiento y facilidad de instalación del parque. El primer punto que debe ser estudiado para empezar el proyecto de un parque es el viento que ocurre en la región a lo largo del año. La rosa de los vientos del lugar es el primero paso que se debe hacer, una medición del viento a diferentes alturas, comprobando la dirección y la velocidad. Esta medición debe tener como duración mínima un año, pero muchas veces para obtener más datos y aumentar la fiabilidad del estudio se puede extender el proyecto más de un año. La velocidad del viento influye en el diseño del sistema y en la viabilidad económica. Energía Eólica Offshore. 11 Ilustración 6 - Rosa de los vientos de los datos acumulados de un proyecto de medición. Fuente:[2] El segundo punto que se debe estudiar es el entorno del lugar escogido. El relieve del terreno tiene gran influencia en la calidad del viento que llegará a los aerogeneradores, factores como la rugosidad, la avifauna y la flora también tendrán que ser tenidas en cuenta ya que generan impacto que puede provocar un frenado del viento. La cercanía de un núcleo urbano también es un problema, debido a la contaminación acústica de los parques eólicos. Es indicado la instalación de los aerogeneradores en suelo no urbanizable ya que tendrán un coste más bajo, así como evitar la interferencia con señales electromagnéticas del entorno, como señales generadas por torres de telefonía, radio o televisión En resumen, antes de aprobar un sitio para la instalación de molinos de viento se requiere el trabajo durante más de un año de un grupo de profesionales que determinen si allí se dan las condiciones necesarias para generar energía eólica y que sea rentable. Características de los Aerogeneradores Como hemos visto anteriormente la energía cinética del viento se convierte en energía mecánica en el aerogenerador. Eso ocurre cuando el flujo de viento, al atravesar la pala, crea una presión positiva en la parte delantera y una presión negativa en la parte trasera. Esa diferencia de presión genera tanto sustentación como el arrastre. La fuerza de la elevación es más fuerte que el arrastre y eso genera el movimiento de giro del rotor. El rotor está conectado al generador a través de un sistema de transmisión mecánico, normalmente un alternador trifásico, que convierte la energía mecánica rotacional en energía eléctrica. El funcionamiento de las palas del aerogenerador es muy similar a las palas de un rotor de helicóptero u alas de un avión. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 12 Ilustración 7 - Partes de un aerogenerador. Fuente [26] • Góndola o nacelle: sirve de alojamiento para los elementos mecánicos y eléctricos tales como la , multiplicadora, generador, armarios de control y todos los componentes del aerogenerador. • Caja de engranajes o multiplicadora: puede estar presente o no dependiendo del modelo. Transforman la baja velocidad del eje del rotor en alta velocidad de rotación en el eje del generador eléctrico. • Generador: existen diferentes tipos dependiendo del diseño del aerogenerador. Pueden ser síncronos o asíncronos, jaula de ardilla o doblemente alimentados, con excitación o con imanes permanentes. Lo podemos definir como la parte del aerogenerador que convierte la energía en electricidad. • La torre: Soporta el peso de la góndola, así que debe tener una estructura robusta y estar muy bien fijada a su punto de contacto con el suelo, o a la boya caso de una estructura flotante. La estructura puede ser de acero, hormigón o híbridas. La torre sitúa el generador a una mayor altura, donde los vientos son de mayor intensidad, así como para permitir el giro de las palas, y transmite las cargas del equipo al suelo. • Sistema de control: se hace cargo del funcionamiento seguro y eficiente del equipo, controla la orientación de la góndola, la posición de las palas y la potencia total entregada por el equipo. • Rotor: Es el conjunto formado por las palas y el eje al que van unidas, a través de una pieza llamada buje. las palas se construyen principalmente con materiales compuestos, se diseñan para transformar la energía cinética del viento en un momento de torsión en el eje del equipo. La velocidad de rotación está normalmente limitada por la velocidad de punta de pala, cuyo límite actual se establece por criterios acústicos Las palas capturan la fuerza del viento y transmiten su potencia hacia el buje. El buje está conectado, mediante otro eje, a la multiplicadora. • Transformador: Esta situado en la base, es responsable por adecuar el voltaje para enviar la electricidad a una subestación. Energía Eólica Offshore. 13 Todos los aerogeneradores de eje horizontal tienen su eje de rotación principal en la parte superior de la torre, que tiene que orientarse hacia el viento de alguna manera. Los aerogeneradores pequeños se orientan mediante una veleta, mientras que los más grandes utilizan un sensor de dirección y se orientan por servomotores o motorreductores. Ilustración 8 - Parque eólico offshore. Fuente: [25]. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 20 Los movimientos típicos de las boyas tienen un período de varios segundos, por lo que la alta tasa de medición de los Lidar de ondas continuas ”congela” efectivamente el movimiento para cada punto de medición (50 Hz) y muestrea adecuadamente el movimiento para cada barrido (1 Hz), lo que hace que las mediciones Lidar de ondas continuas sean particularmente efectivo en esta aplicación. Los estudios realizados que confirmaron esta teoría que, durante un período de medio de 10 minutos estándar en la industria, los efectos mostraron una media de cero y no tienen un efecto significativo en la precisión de la medición. Ilustración 12 - FLS200 de la empresa EOLOS. Fuente: Propria. La boya puede presentar dos distintas formas básicas del casco, puede ser una SPAR o una boya marina, la gran diferencia entre ellas es que la SPAR se puede considerar no sensible a los movimientos del mar o sea casi estática, mientras la boya marina tendrá la característica de seguir los movimientos de las olas. Para alcanzar esta estabilidad la boya SPAR necesita estar fondeada o con una grande cantidad de lastre en la parte baja de boya, moviendo el CG para abajo. Floating Lidar System (FLS) 21 Ilustración 13 - Una boya SPAR i una boya marina. Fuente: [5] Esos sistemas empezaron a surgir en el mercado y no había en el momento ningún sistema de regulación específicas para este tipo de equipo. Se ha hecho necesario encontrar una manera de garantizar la calidad y fiabilidad de los datos, seguridad y autonomía de la boya. Como mínimo, el diseño de la plataforma flotante de la FLS y la estructura de soporte deben cumplir con las directrices de la International Association of Marine Aids and Lighthouse Authorities, IALA (por ejemplo, No. de Directriz IALA 1099 sobre el diseño hidrostático de boyas, mayo de 2013, y la directriz IALA No. 1066 sobre el diseño de ayudas flotantes a los amarres de navegación, junio de 2010). Las expectativas reglamentarias de HSE / MCA sobre Moorings for Floating wind and Marine Devices, agosto de 2017, proporciona valiosos principios de diseño y especificaciones para nuevos amarres. También se usan sistemas que se basan en las buenas prácticas establecidas para la fiabilidad a largo plazo en el sector del petróleo, el gas y las energías renovables. Estos sectores proporcionan una guía de alto nivel y apuntan a referencias internacionales clave que abarcan diseño, hardware, instalación, operación, monitoreo y verificación del sistema de amarre flotante de dispositivos de energía renovable. En una base de caso por caso, y considerando la criticidad del proyecto de la implementación de FLS, se recomienda que estas expectativas regulatorias de HSE / MCA se sigan como una guía. Para mejorar la confiabilidad de la estructura de soporte de la FLS y garantizar operaciones seguras y repetibles durante la fase de implementación, se debe implementar una metodología sólida y comprobada para la implementación y recuperación del FLS que gestiona el riesgo de las operaciones marítimas. La DNVGL-ST-N001 Marine Operations and Marine Warranty, junio de 2016, proporciona orientación para garantizar que las operaciones marinas se diseñan y realizan en acuerdo con los niveles de seguridad reconocidos y describen las "buenas prácticas actuales de la industria". Estas directrices se Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 22 pueden usar como pautas para ayudar a planificar las operaciones marinas y madurar las operaciones del transporte y despliegue de la FLS. El sistema de gestión de seguridad para el diseño, fabricación, instalación, operación, mantenimiento y desmantelamiento de la FLS y su sistema de amarre deben demostrar el cumplimiento de las legislaciones de seguridad locales aplicables que abarcan la salud y seguridad de personas en el trabajo o afectadas por las actividades laborales. Para el proyecto, funcionamiento i operación de la FLS en el mercado es unanimidad el uso de los documentos emitidos por la Carbon Trust que son el OWA Recommended Practics for Floating LiDAR Systems i el OWA Roadmap for the Commercial acceptance of Floating LiDAR Technology. Una empresa que ha tenido un rol muy importante para el desarrollo de esta tecnología se llama Carbon Trust. Es una de las autoridades independientes más importantes en el mundo en cambio climático., una empresa internacional, de origen británica, sin ánimo de lucro y con la misión de acelerar la transición a una economía sostenible baja en carbono. El Carbon Trust asesora a empresas y gobiernos sobre reducción de emisiones, incrementando fuentes energéticas e innovación tecnológica. La empresa es una de las líderes mundial en desarrollo de mercado energético de baja emisiones incluyendo eólica offshore. En la última década, el Carbon Trust viene actuando en la vanguardia de la industria eólica offshore global, trabajando cerca de gobiernos, desarrolladores, proveedores e innovadoras para reducir el coste de la eólica offshore a través de la política de información, apoyando la toma de decisiones del negocio y la comercialización de la tecnología innovadora. El Offshore Wind Accelerator (OWA), creado en 2008, es el principal programa colaborativo de I + D de la Carbon Trust. Es una iniciativa conjunta de Carbon Trust y más nueve de las principales empresas del mundo eólico en 2008. • EnBW, una de las mayores empresas proveedoras de energía en Alemania i Europa. • E.ON, una de las mayores empresas proveedoras de energía en Alemania i Europa. • Innogy SE, Importante empresa de área de renovables anteriormente era la German RWE group • Ørsted, empresa danesa líder en Desarrollo de parques eólicos con más de 20 años de experiencia. • Scottish Power Renewables/Iberdrola, una de las empresas líderes en Desarrollo de parques eólicos onshore i offshore en Europa. • Shell, es una de las mayores empresas de energía en el mundo. • SSE Renewables, la división de desarrollo de energía renovables de la Scottish and Southern Energy • Equinor, empresa noruega de energía • Vattenfall Wind Power, Empresa del gobierno sueco y una de las mayores generadoras de energía en Europa. El programa OWA tiene como objetivo reducir los costes de la eólica marina para que sea competitiva con los medios de generación de energía disponibles. Así como proporcionar recomendaciones sobre estándares de seguridad y salud en la industria. En los últimos 10 años la OWA ha entregado más de 125 proyectos, que van desde estudios de viabilidad hasta demostraciones de tecnología a gran escala de varios millones de libras. Floating Lidar System (FLS) 23 Como se ha comentado anteriormente, el estudio del viento es muy importante para la toma de decisiones en el proyecto de un parque eólico, así mismo aún se encuentra en fase de desarrollo. Tradicionalmente el estudio tanto onshore como offshore, era realizado por anemómetros instalados en mástiles meteorológicos (Met masts). Hasta el año de 2016 no había ningún estándar formal para la evaluación del viento. Los procedimientos para medir la velocidad del viento y dirección, así como el performance del aerogenerador en el sitio eran basados en la familia de estándares de la comisión internacional electrotécnica (International Electrotechnical Comission (IEC) 61400 family of standards). Esos estándares, requerían que la velocidad del viento y su dirección fueran medidos utilizando anemómetros de cazoletas y veletas, ambos los equipos tendrían que estar calibrados. Ese método ya tenía un extenso y bien desarrollado conocimiento sobre cómo se desempeñan bajo diferentes condiciones ambientales, estándares de uso bien establecidos y una comunidad de usuarios experimentados así era bien aceptado. Con el creciente uso de las boyas para el estudio del viento se notó que como no existía un estándar formal general de evaluación de recursos eólicos, tampoco existía un estándar formal para el uso de LiDAR y SODAR en ese contexto. La Carbon Trust ha desarrollado desde 2013 un guía comercial (Roadmap) con el propósito de hacer las FLS comercialmente aceptables como una fuente de datos para ayudar a las empresas del sector a decidir sobre una inversión financiera. En 2016 la Carbon Trust ha desarrollado un guía de prácticas recomendadas para la FLS, basado en el guía anteriormente realizado por la IEA Wind. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 24 3. OWA ROADMAP Carbon Trust con la ayuda de las empresas asociadas ha desarrollado un guía con los pasos requeridos para que la tecnología del LiDAR flotante sea aceptada comercialmente por la industria eólica. En ese contexto aceptación comercial es definida como la etapa en la cual la medición realizada por una FLS es aceptada por las principales empresas de proyectos eólicos offshore. Para eso se han definidos tres diferentes niveles de aceptación comercial (Stage 1, 2 y 3) o también conocido como nivel de madurez: Baseline (stage 1): El único prerrequisito es que el equipo LiDAR haya sido ampliamente aceptado por la industria eólica en cuanto a medición onshore, es necesario que haya registro de estas campañas que aseguren una buena precisión si comparada con un anemómetro clásico. Pre Commercial (stage 2): Siendo aprobada en una primera validación del modelo (type validation) la FLS puede ser comercializada en circunstancias similares a la encontrada en la prueba. Caso el lugar del proyecto ofrezca condiciones ambientales diferentes, debe ser considerada la incertidumbre adicional. Commercial (stage 3): En este nivel el equipo ya dispone de suficiente evidencias y verificaciones a fin de asegurar su correcto funcionamiento en diferentes condiciones ofreciendo una buena precisión y disponibilidad en las mediciones. El enfoque de esta guía es definir criterios para una FLS pueda demostrar su capacidad de obtener datos con una buena precisión. La definición de stage se refiere al nivel de madurez que la boya pertenece como descrito anteriormente. Nivel de madurez El sistema flotante LiDAR tiene su funcionamiento basado en un anemómetro con tecnología láser que ya era comúnmente usado para mediciones onshore. Los equipos LiDAR obtuvieron múltiples campañas y pruebas con éxito, pero cuando se instala en una estructura flotante se requiere una atención especial para asegurar que la medición no sea afectada por los efectos medio ambientales como movimiento de las olas. Una primera opción es minimizar los movimientos de la plataforma flotante o asegurar que la estructura se mueva despacio de tal manera a no afecte la precisión de la medición, la segunda opción es medir el movimiento y por medio de algoritmos numéricos corregirlos, la tercera opción es permitir el movimiento y demostrar que eso no afecta la precisión de la medición. Debido a la velocidad de la medición utilizando el láser ser mucho mayor que la frecuencia de las olas, algunos modelos de boya se demostraran no ser afectados por el movimiento. OWA ROADMAP 25 Es reconocido que se demanda mucho esfuerzo e inversión para progresar de un nivel de madurez para otro, por eso en resumen las ventajas que se puede esperar al superar el nivel superior: La ventaja entre el nivel Pre Commercial i el Baseline es que el sistema ya debe demonstrar un nivel de confianza en la precisión y fiabilidad en el funcionamiento de la boya, haciendo posible la comparación entre un equipo de referencia de medición. Las ventajas entre el nivel Commercial y el nivel pre Commercial se resume en precisión, fiabilidad, incertidumbre y coste para una campaña de evaluación de recursos eólicos. Para alcanzar ese nivel de madurez la FLS en términos de precisión se debe haber demostrado que cumple con los criterios de mejores prácticas del nivel anterior. En relación con fiabilidad la FLS debe demonstrar que puede operar durante el mínimo de 12 meses sin problemas, ofreciendo la disponibilidad de datos adecuado durante todo el periodo. En relación con la incertidumbre la FLS debe haber sido bien sucedida en tres pruebas de validación de larga duración con buenos resultados haciendo posible evaluar la incertidumbre de manera que estará controlada. En relación con el coste, después de haber realizado muchas campañas, con todos los factores anteriormente descritos controlados, el riesgo en una campaña será menor, así ayudando a bajar los costes. Es muy importante explicar que el nivel de madurez se aplica a un modelo especifico de FLS, o sea el nivel de madurez del modelo se aplicará a todas las unidades de este modelo. Es decir, solo es necesario someter una unidad del modelo a la validación que se hace necesaria para obtener el stage 2, que será aplicado a todas las otras unidades de este modelo. Para que se requiera una nueva validación hay de ser considerado un cambio en el modelo, caso alguna de las modificaciones abajo sea hecha se debe realizar una nueva validación: • Cambio en el modelo del LiDAR; • Cambio en la boya/plataforma flotante empleada pela FLS; • Suministro de energía, capacidad de combustible o cambios en la distribución de la flotabilidad; • Cambio de CG, CB o distribución del peso; • Cambio en la fiabilidad general del sistema Es importante decir que con excepción del cambio del LiDAR, las otras opciones están sujetas a la evaluación de un certificador ajeno que sea cualificado, valorando la influencia que el cambio tendrá en la actuación de la FLS. Caso sea requerido el cambio del LiDAR durante una campaña de medición de viento será necesario realizar una corta validación poscampaña. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 26 Tabla 1 - Nivel de Madurez, requisitos y limitaciones. Fuente: [6] Baseline (stage 1) Una FLS se considera que está en el stage 1 hasta que no haya completado una validación offshore del modelo teniendo sus resultados evaluados i aprobados por una tercera parte, un certificador competente e independiente. En ese nivel de madurez el equipo ya es operacional con algunas pruebas ya realizadas u en progreso. Los requisitos previos es que el LiDAR, tanto el hardware como el firmware, hayan alcanzado una gran aceptación del mercado y sean considerados una tecnología fiable. Hay disponible en el mercado algunos modelos de LiDAR, pero unos pocos se considera que pueden ser utilizados en una FLS. El hito se supera cuando una o más unidades sean aprobados en una prueba de comparación con un sistema OWA ROADMAP 27 de medición de referencia, con anemómetros convencionales o con un LiDAR de referencia apoyado en una plataforma fija, llamado de LiDAR de oro. En este nivel el LiDAR aun no es considerado confiable el suficiente para ser usado como equipo principal de medición de un proyecto de evaluación de los recursos eólicos, pero pude ser utilizado como soporte a otra estructura que esté realizando mediciones como un mástil, aprovechando para recoger datos que van a construir toda la base documental del equipo. Pre Commercial (Stage 2) En este nivel la FLS ya está disponible comercialmente, o sea, se ha cumplido con los requerimientos del stage 1, incluyendo la aprobación por una tercera parte cualificada e independiente en la validación del modelo, pero aún se queda con un nivel de incertidumbre significante que caso la ubicación del proyecto sea muy diferente de la encontrada en la validación puede resultar en una incertidumbre aún más grande, la cual puede generar la perdida de la confianza en los datos adquiridos El hito del stage 1 se cumple cuando por lo menos una FLS es supera con éxito la primera validación del modelo. Esa primera validación se presenta en dos partes: • Validar el LiDAR onshore sin los efectos dinámicos del mar frente a un sistema fijo de referencia. • Validar el LiDAR offshore con los efectos dinámicos del mar frente a un sistema fijo de referencia, en condiciones similares a la que será encontrada en el proyecto. En este nivel el equipo LiDAR se considera parte de un modelo ya probado asimismo una prueba específica del funcionamiento se hace necesaria antes de cualquier prueba offshore. Así como la prueba de validación offshore necesita ser realizada contra un mástil fijo con anemómetros convencionales de alta calidad que sean fiables y trazables, diseñado de acuerdo con los más altos estándares relevantes de la industria. La prueba de validación tiene como objetivo evaluar la precisión alcanzada por la FLS cuando comparada con el sistema de referencia de medición. El LiDAR puede ser valorado entre mínimas condiciones y mejores prácticas como criterio de aceptación. Todos los resultados necesitan ser registrados y publicados en un documento técnico. Una vez aprobada la FLS ya se encuentra en condiciones para apoyar a un mástil de medición en un proyecto o realizar una campaña de WRA solo. Commercial (Stage 3) En este nivel se considera que el modelo de FLS ha alcanzado la aceptación comercial con respecto a informes de WRA y rendimiento energético, incorporando análisis de incertidumbre y cuantificación de los límites de confianza en términos de las expectativas de rendimiento energético en diversos niveles de probabilidad superiores a 90 % comúnmente utilizados para la financiación de proyectos. Los datos de viento de la FLS en esta etapa pueden ser usados cuantitativamente con solo una limitación o incluso en ausencia de una verificación específica del lugar . Los errores esperados deberían ser comparables a los asignados a los mástiles offshore, siempre que las mejores prácticas sean llevadas a cabo y documentado el análisis de incertidumbre, control de calidad de datos seguidos y sólidos. Además, en esta etapa el modelo de FLS ha demostrado un rendimiento confiable significativamente más exigente a los criterios de la etapa anterior. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 28 En este nivel se requiere que las unidades sean suficientemente similares con el modelo que ha superado la validación, además, se requiere disponer de un cuerpo de evidencias disponibles de tal forma a asegurar que la FLS haya alcanzado altos niveles de disponibilidad y fiabilidad superiores al stage 2 a través de una gama de condiciones. Eso debe ser evidenciado a través de más pruebas exitosas, así como también de implementaciones comerciales como parte de las evaluaciones de los recursos eólicos que abarcan un rango de condiciones operativas, de lugar y meteoceanograficas. En general los requisitos a ser superados son: • Un total de seis validaciones del modelo, siendo tres largas y tres cortas. Las de larga duración deben durar al menos tres meses continuos, y las cortas al menos un mes pudiendo ser pre o posvalidación. • Todos los KPIs de precisión de datos y disponibilidad deben estar dentro de las mejores prácticas para todas las alturas representativas hasta la altura mínima de 100 m. • Entre las tres validaciones de larga duración al menos dos de ellas necesitan diferirse en condiciones medio ambientales. Las pruebas deberán ser realizadas por al menos dos unidades distintas del modelo de FLS con duración prevista para entre 3 y 6 meses, dependiendo de las condiciones encontradas en el local. • Un número mínimo de cinco despliegues para proyectos comerciales del mismo modelo, con una duración mínima de 12 meses, siendo completada con éxito, alcanzando todos los KPIs de disponibilidad. Para todo lo anterior se debe documentar toda la gestión logística. Tal documentación debe incluir visitas de servicios programadas y no programadas, cualquier problema que ocurra o fallas y medias relacionadas de mitigación de riesgos como parte de un plan de gestión de operaciones para asegurar máxima confiabilidad y capacidad de mantenimiento al mismo tiempo que se mantiene el KPI de disponibilidad para demonstrar las capacidades logísticas de la FLS. Para los dispositivos que han alcanzado el tercero nivel de madurez , se recomienda que los requisitos de disponibilidad como la media de disponibilidad del sistema de la campaña (Overall system availability campaign average, OSAca), la disponibilidad mensual del sistema (Monthly system availability, MSA1m) y la disponibilidad general de datos posprocesados (Overall post processed data availability, OPDAca)se cumplen en todas las campañas de prueba o de proyecto, o sea, alcancen el valor deseado. Además, el paquete de las condiciones operativas, del lugar y meteoceanograficas cubierto por pruebas y despliegues se consideran suficientes para garantizar el buen funcionamiento y el rendimiento de la FLS en un buen rango de condiciones. En particular, del conjunto de evidencias reunidas, ciertas condiciones ambientales pueden ser identificadas como las que la FLS no funciona correctamente. En estas condiciones específicas donde se sabe que la tecnología no proporciona datos sólidos, se pueden excluir de los análisis mediante la eliminación de períodos afectados en su totalidad, o mediante el filtrado del conjunto de datos para las condiciones específicas. Se espera que un FLS que haya alcanzado la madurez de la Etapa 3 haya demostrado un historial de servicio durante despliegues de duraciones variables. En la fase de implementación, se debe considerar y adoptar una metodología sólida y probada para la instalación y recuperación de la FLS. Esto debe incluir operaciones para el transporte, reparación y estrategias de servicio en orden. OWA ROADMAP 29 Tabla 2 -Requerimientos para cada nivel de madurez. Fuente: [6] Factory acceptance test y Site acceptance test Se recomienda que independente del nivel de madurez de la boya sean realizados una prueba de aceptación de fabrica (Factory acceptance test, FAT) y una prueba de aceptación en el sitio (Site acceptance test, SAT) para asegurar que la FLS haya sido configurada correctamente, eso mitigará el riesgo de pérdida de tiempo o datos de viento debido a mala configuración. La FAT se debe realizar en la fábrica del proveedor de la boya, testeando los equipos y sensores, intentando simular de la mejor manera el uso en campo de los equipos. Se hace necesario documentar toda la prueba, se deberá facilitar al cliente un documento final de la FAT para asegurar su correcta configuración y funcionamiento. La asistencia del cliente es opcional a la FAT. La SAT se debe realizar antes del despliegue para el inicio de la campaña, la prueba deberá ser asistida por el cliente de tal manera que se pueda asegurar transparencia y trazabilidad en el despliegue. Así como la FAT, la SAT debe ser documentada e asistida idealmente por una tercera parte cualificada e independiente. La SAT deberá incluir una inspección de los componentes principales de la FLS, testear los equipos y chequear las mediciones presentada por todos los sensores de tal modo asegurar que sean razonables. El documento final de la SAT debe contener todos los números de serie de los sensores de la FLS, como el LiDAR, equipo de registro de datos, sensores meteorológicos. El Checklist de la SAT puede varias de proveedor para proveedor, sin embargo, se recomienda que como mínimo los siguientes puntos se deben evaluar y testear como parte de la SAT: • Inspección visual de la FLS, incluyendo boya, sensores, equipos y sistema de fondeo; • Sistema de energía (baterías, paneles solares, aerogeneradores y célula de combustible; • Instrumentación meteorológica y de condiciones del mar; • Sistema de comunicación, como telemetría, sistema de ubicación (GPS) y compases; • Sistema LiDAR, posición de instalación, montaje y orientación además de las alturas configuradas para medición; • Calibración del rumbo del compás; Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 36 4. Practicas recomendadas para una FLS Esta guía representa un hito importante en el camino hacia un estándar para esta tecnología. Debido al poco material disponible hasta el momento, cuando aún era un equipo en desarrollo con pocas unidades instaladas, se ha decidido llamar de prácticas recomendadas y no las mejores prácticas dejando evidente que aún hay mucho espacio para desarrollo con la evolución de la tecnología. A pesar de estos esfuerzos, si comparamos la FLS con el uso de anemómetros de cazoletas y veletas para la evaluación del viento, incluso con el uso de LiDAR onshore, el nivel de pericia aun es bajo. El reto que las FLS han de superar para ser consideradas como la forma más efectiva de medir el viento se puede clasificar en dos categorías: • La influencia de las aceleraciones generadas por la mar en el LiDAR y su capacidad de mantener la precisión de medición. • El requerimiento del sistema ser instalado alejado de la costa necesita un funcionamiento robusto, autónomo y confiable de medición, suministro de energía, registro de datos y sistemas de comunicación. Hasta este momento, no había disponible ningún documento que describiera como se debería instalar una FLS para tener la mayor calidad de datos para la evaluación del viento, por lo tanto, la guía es necesaria para el uso de una FLS. La OWA ha creado la guía basándose en las practicas recomendadas creadas por la International Energy Agency Wind, IEA WIND. En la guía están disponibles 120 practicas recomendadas divididas entre siete puntos. Se puede notar que el documento está estructurado siguiendo un cronograma base de un proyecto de instalación de una FLS. En resumen, en cada sección se describe como: • Configuración (Configuration) Hay experiencia suficiente en la industria para informar requerimientos de fabricación de una FLS, por ejemplo, cuales componentes deben estar presentes y sus especificaciones. Practicas recomendadas para una FLS 37 • Caracterización (Characterisation) Cada modelo de FLS disponible en el mercado tiene diferentes características. Esas características necesitan estar detalladas por el fabricante para que el cliente pueda tener un bueno conocimiento sobre el producto que está contratando. En el caso de que se generen problemas durante el Proyecto, la experiencia enseña que es beneficioso para la resolución de los problemas tener una buena descripción del sistema. Las informaciones que la empresa fabricante de la boya debe facilitar son importantes para caracterizar el sistema en un nivel adecuado. • Evaluación de adecuación (Assessment of suitability) Esta sección describe practicas recomendables para determinar cuándo una boya esta lista para ser instalada offshore para pruebas. • Campaña de pruebas de validación del equipo (Trial campaign desing) En este apartado se describen los parámetros recomendados para una campaña de pruebas de validación para el equipo, así como especificaciones de sistemas de medidas de referencia recomendados. • Diseño de la Campaña o Proyecto de medición de viento (Wind resource assessment campaign design) Esta sección se describen los parámetros recomendados para una campaña de evaluación de recursos eólicos offshore. • Evaluación del resultado de la campaña de pruebas (Trial results assessment) Si el propósito de la instalación es probar una FLS, esta sección describe cómo evaluar mejor los resultados de esa prueba, el procesamiento y las comparaciones de datos requeridos y también los umbrales de cumplimiento y aceptación relevantes. • Evaluación de los recursos eólicos (Wind resource assessment) A continuación, se describe la práctica recomendada para procesar y aceptar los datos medidos en una campaña de evaluación del recurso eólico offshore. • Planificación y permisos (Planning and Permitting) En esta sección, se enseña el flujo principal de documentación y recopila las experiencias necesarias para planear, solicitar los permisos y licencias para el despliegue de una FLS. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 38 Ilustración 14 – Flujograma de las OWA Recommended practices para FLS. Fuente: [5]. I. Configuración Configuración general El proyecto base de una FLS debe contener como equipos esenciales los siguientes: • Lidar; • Sistema de energía; • Registro de datos y comunicación; • Plataforma flotante; • Sistema de fondeo. • Sistema de seguridad Practicas recomendadas para una FLS 39 El fabricante de la boya debe proveer todos los componentes de una manera integrada. Todos los componentes deben ser adecuados para uso en ambiente marino, tener certificaciones y garantías que vayan de acuerdo con el tiempo de duración de la campaña. Abajo sigue un diseño esquemático de los componentes esenciáis para una FLS: Ilustración 15 -Diseño esquemático de una FLS. Fuente: [5]. Se recomienda que la boya disponga de sensores para medir altura y periodo de las olas. Así como una construcción modular para que sea posible en caso de fallo, remplazar algún componente sin necesidad de recupera la boya, como mínimo el LiDAR, baterías, generadores de energía, sistemas de comunicaciones y sistema de registro de datos. También es recomendable tener redundancia del sistema en sus componentes básicos como fondeo, generación de energía, registro de datos y sistema de comunicaciones. 1 Lidar 2 FLS operating system 3 Energy generation system 4 Energy storage system 5 Data logging system 6 Communication system 7 Floating platform 8 Station-keeping system 9 Sensors 10 Motion compensation 3 6 9 3 9 4 9 10 1 5 7 2 8 Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 40 Equipo LiDAR El uso de un equipo LiDAR debe cumplir con las expectativas de la industria para proyectos onshore i offshore, es decir, se requiere que hayan sido aprobado en las pruebas anteriores, historial exitoso en proyectos anteriores, ser adecuados para uso marino. Sistema de energía El sistema de energía debe ser inteligente hasta el punto de priorizar el funcionamiento seguro de la boya sobre otros aspectos, por ejemplo, las luces de navegación deben siempre ser prioridades en caso de ocurra un fallo eléctrico. El uso de sistemas independientes de luces de navegación alimentado por pequeños paneles solares son buenos sistemas de reserva a fin de garantizar la integridad de la FLS. EL sistema de generación de energía de la FLS suele estar compuesto por una combinación de generadores eólicos, paneles solares y células de combustible, todo el sistema conectado a baterías recargables. La célula de combustible suele ser la fuente de reserva de combustible, en caso de que las baterías presenten niveles bajos de carga, deberán entrar en funcionamiento de forma automática garantizando así el funcionamiento del sistema, y evitando la perdida de datos. El sistema debe estar proyectado para un fácil remplazamiento de las baterías en caso necesario. Una subestimación de la potencia requerida por el sistema y una sobrestimación de la eficiencia de las fuentes de energía renovable son causas conocidas de problemas de disponibilidad. Sistema de registro de datos y comunicaciones El Sistema de registro de datos (The data logging system) debe tener capacidad suficiente de almacenar información por todo el período de la campaña, incluso tres meses más por contingencia. El sistema de comunicación debe ser capaz de transferir datos en tiempo real, o lo más inmediato posible. Si hay problemas con banda limitada, los datos del sistema de salud de la boya debe ser prioridad. Es recomendable que el sistema de comunicación contenga más de un canal de comunicación (vía señal 3G/4G, satélite o radio) y debe ser capaz de cambiar entre ellos de manera automática. Para las operaciones es muy importante tener un sistema de comunicación Wireless, a fin de evitar acceder a la boya de manera desnecesaria. Equipos de medición auxiliar Es esencial que mientras el LiDAR esté midiendo la velocidad y dirección del viento, las condiciones del mar también sean grabadas. El equipo puede estar instalado en la boya o en separado, pero necesitan estar proyectados para funcionar en ambiente marino, además de tener un historial de éxito de campañas anteriores de medición. Una redundancia en el equipo que realiza la medición del viento y dirección es importante, pudiendo ser utilizado anemómetros de cazoleta y veletas o un anemómetro supersónico. Además de estos equipos es recomendable disponer de sensores adicionales en la FLS para proveer una comprobación de los sensores primarios y datos adicionales para mejorar el funcionamiento. Ejemplos de datos adicionales son: Practicas recomendadas para una FLS 41 • Temperatura del aire • Humedad • Presión del aire • Perfil vertical de temperatura del aire • Aceleraciones en la boya • Video Plataforma flotante (Boya) Se recomienda que la boya disponga de un acceso seguro para que sea posible realizar mantenimiento en la boya, el espacio disponible en la boya debe ser suficientemente grande para trabajar dos personas con acceso a todos los sistemas, si posible disponer de espacio para 3 personas en caso de que sea necesario rescatar una persona inconsciente. Los equipos para la seguridad deben estar presentes en el diseño de la FLS, como pasamanos y puntos de anclaje. El Sistema debe posibilitar la verificación antes de embarcar si la boya se encuentra energizada o no, disminuido así el riesgo de una descarga eléctrica. El diseño de la boya debe ser flexible, posibilitando que se pueda utilizar una grande variedad de barcos en sus operaciones, eso influirá en la facilidad de encontrar barcos adecuados, así como bajar el coste de operación. Como la boya se debe quedar al menos seis meses instalada offshore sin necesidad de volver a tierra, es posible que sufra algún tipo de daño, sea por animales, vandalismo o tifones. Por eso, el diseño de la boya debe presentar una estructura robusta y capaz de asegurar su funcionamiento bajo malas condiciones que se pueda encontrar. Compartimientos estancos, cajas secas, son algunos de los medios de garantizar la seguridad de los sensores y boyas. Todas las boyas deben proveer de medios de ayuda a la navegación, tal cual exija la autoridad local. Es recomendable considerar el uso de AIS (Automatic Identification System) y RACON (Radar Beacon) para ayudar. Todas las FLS necesitan monitorear su círculo de vigilancia (watch circle) una vez que la boya se mueva para fuera del circulo, debe saltar una alarma avisando a los responsables de la boya que ésta se encuentra en movimiento además de marcar su posición actual para caso sea necesario recogerla con un barco. Eso es posible a través del uso de equipos como GPS o equivalente. Tener disponible redundancia de esos equipos de GPS o rastreo es muy importante caso haya una avería, así como equipos con fuente de energía autónoma en caso de avería energética. Sistema mantenimiento de posición Para mantener la posición, hay medios activos y pasivos para conseguirlo. Los medios activos son menos comunes ya que tienen un coste y consumo mucho más grandes, como por ejemplo un sistema de posicionamiento dinámico. Los medios pasivos son los más utilizados, las típicas cadenas con peso muerto de un sistema de fondeo. El movimiento de la boya será limitado con el uso del sistema de fondeo a lo que es conocido como circulo de vigilancia o área de deriva (drift área). Caso sea requerido por las autoridades locales disminuir el circulo de vigilancia, es posible añadir más líneas de fondeo, más para hacerlo algunos factores deben ser llevados en cuenta como dificultad en la instalación y operación Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 42 de recuperación de la boya, coste extra de materiales, las operaciones serán más largas, así necesitando ventanas de tiempo operacionales más largas además de poder afectar la funcionalidad de los sensores. En cada sistema para mantener la posición escogida sea fondeo se debe tener en cuenta que cada sistema es específico para cada sitio, siendo posible la adecuación para la utilización en una siguiente ubicación. Para el diseño del sistema de fondeo es necesario que sea proyectado por expertos, y será necesario proveer los siguientes parámetros a fin de garantizar que sea adecuada: • Puntos generales • Todas las condiciones requeridas en proyecto, sea 1, 5 10 o 25 años. • Datos de 50 y 100 años son requeridos para el desarrollo de la estructura, pueden ser utilizados para el diseño de sistema de fondeo caso esté disponible. • Cuantos más datos posibles se aporten la simulación será más fiable. • Profundidad (Max y Min), coordinadas, altura significativa de ola, Altura máxima de ola, Período de pico, perfil de corriente del océano, batimetría, restricciones de navegación y cualquier otra restricción que pueda afectar como UXOs (Unexploded Ordinance Risk). • Una verificación por una tercera parte siempre es recomendable. Se hace muy importante el uso de materiales adecuados para el sistema de mooring, que dispongan de certificación y sean compatibles con el uso propuesto. La oxidación es un problema clave que el sistema de fondeo necesita superar, la ruptura de una pieza puede resultar en que la boya fique a la deriva y sufra daño. Como guía para el diseño del sistema de fondeo es recomendable basarse en normas y estándares ya especificados para el diseño de sistemas de fondeo por empresas y organismos internacionales como ABS, BV, DNV-GL, API, UK-HSE, WMO e IALA. Transporte para el sitio El transporte de la boya desde el muelle hasta la ubicación de instalación se debe realizar a fin de evitar coste extras y daños a la boya. Transportar la boya completa y montada sirve para ahorrar tiempo y realizar un transporte más seguro. La operación debe tener el soporte de la documentación de seguridad adecuada como los RAMS (Risk Assessment and Method statement). Es muy importante asegurar que la operación de remolque de la boya hasta el sitio de instalación sea la más segura posible, bajo velocidad adecuada y solo utilizando los puntos de anclaje indicados de acuerdo con el diseño de cada boya. II. Características específicas Configuración general Practicas recomendadas para una FLS 43 Hoy en día, hay disponibles diferentes modelos en el mercado, cada uno con sus características específicas. Cada característica debe ser detallada por el proveedor de la boya, para que toda la información sea clara y eficiente para el cliente. En caso de que ocurra algún problema durante la campaña, un nivel adecuado de especificaciones puede ser muy importante para ayudar a solucionarlos. Como hemos comentado anteriormente, una buena descripción general del Sistema debe ser realizada por el proveedor de la FLS de forma a garantizar su correcto funcionamiento. Este paquete de información debe contener al menos: • El tipo de LiDAR y su modelo • Si la boya es del tipo Spar o boya marina • Si compensadores de movimiento están empleados, caso sí, cuantos grados de libertad y si esta aplicado al hardware o Software. • Los sensores meteoceanográficos incluidos en la FLS. • Un diagrama de flujo de señal y datos que visualiza de forma integral la adquisición de datos y el procesamiento de datos a bordo, incluida la compensación de movimiento, • Las fuentes energéticas disponibles a bordo • Los canales de comunicación • Un diagrama esquemático de la FLS El proveedor debe especificar el nivel de maturación del sistema reconocido para la FLS en general, de acuerdo con la categoría de maturación definida en el OWA Roadmap. El proveedor debe suministrar pruebas suficientes para comprobar que cumple con el nivel de maturación valorado. Las evidencias deben incluir información sobre la precisión en la medición de la velocidad y dirección del viento, así como de la confiabilidad del sistema. Se recomienda incluir informaciones sobre el pesos y medidas de la boya, calado, circulo de vigilancia y cualquier otra información que pueda ayudar en una operación. Así como los datos sobre el funcionamiento de la boya, como rango de temperatura de servicio, rango de condiciones meteoceanograficas en lo cual la boya es esperada trabajar, rango de velocidad del viento, y rango de profundidad. Las consecuencias deben estar informadas caso la FLS opere fuera de sus condiciones, como por ejemplo la perdida de datos, perdida de precisión de los datos o integridad del sistema. También se debe facilitar el historial de la boya, programa de mantenimiento, disponibilidad, cualquier otra información que pueda influir en una operación debe ser añadida. Sistema LiDAR El paquete de datos suministrado por el proveedor, debe contener todas las informaciones que puedan caracterizar el LiDAR y sus funcionalidades. Como, por ejemplo: • Como se determinará la dirección del viento y la velocidad del viento, teniendo en cuenta que la dirección del LiDAR no es constante y si el dato viene directo del LiDAR. Describir si hay correcciones realizadas en las mediciones y como ejecuta, si es automática o una etapa posprocesada. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 44 • Si el LiDAR también está programado para medir turbulencia o velocidad de rachas de viento también se debe explicar como lo hace. • Es importante proveer evidencias de que el equipo LiDAR ha sido aprobado en sus pruebas de validación y su historial de campañas realizadas. En relación con el movimiento de la boa en el mar, o sea, refiriéndose a los seis grados de libertad: heave, surge, sway, roll, pitch and yaw, en caso haya algún tipo de compensador de movimiento debe ser explicitado y explicado en detalles. Ilustración 16 - Grados de libertad de la boya. Fuente: [5]. • Máximos ángulo con la vertical que el LiDAR estará sujeto y la frecuencia que puede ocurrir. • Máxima velocidad angular vertical y horizontal que el equipo irá experimentar. • Si hay compensadores de movimiento, si son activos/pasivos, hardware o software, a bordo o pos procesado. • El documento debe incluir procedimientos para configurar, probar y verificar el LiDAR. Pitch Yaw Roll Z Y X Heave Surge Sway Practicas recomendadas para una FLS 45 Ilustración 17Estrategias para compensar el movimiento. Fuente: [5]. Sistema de energía Es muy importante para el proveedor de la boya enviar la información sobre la capacidad de generación y almacenamiento de energía de la FLS, así como el consumo de los equipos. Sistema de registro de datos y Comunicación La caracterización del Sistema de registros de datos y comunicación debe contener un listado con sensores de medición, la información sobre frecuencia y cantidades de registros, capacidad de almacenamiento de datos, backups y redundancia de almacenamiento. La información sobre el sistema de comunicaciones debe contener los protocolos soportados, frecuencia de transferencia de datos para la empresa y todo que pueda ser gestionado remotamente. Equipos de medición auxiliar En relación con los otros sensores meteoceanográficos que han de estar presentes en la boya, como sensor de oleaje, humedad o temperatura atmosférica, es necesario especificar en el nivel adecuado, como el dato es obtenido, si es necesario aplicar posprocesados. Los procedimientos de pruebas, verificaciones y configuraciones de los sensores deben estar presente. Plataforma flotante En el paquete de datos de contener informaciones detalladas sobre cómo acceder a la boya de forma segura, informaciones detalladas sobre los barcos adecuados para las operaciones, las informaciones sobre las luces de navegación y sistema de GPS, así como el proveedor debe poner a disposición del usuario la revisión de riesgos, la evaluación de riesgos y cualquier acción mitigatoria que debe ser puesta en marcha. Strategies of motion compensation Mechanical Passive e.g gimbal or spring mounting Active Input: motion of the buoy Software Onboard-processing Input: motion of the buoy; wind data Post-processing Input: motion of the buoy; wind data Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 52 Las referencias de altura en el LiDAR deben ser los mismos que los presentes en el Sistema de referencia. Los otros parámetros que deben ser medidos como sigue: • Altura máxima y significativa de ola (m) deber ser registrado con una media de 60 minutos o menos; • Período de onda medio y de pico (s) debe ser registrado con una media de 60 minutos o menos. Otros datos de parámetros ambientales también deben ser registrados, de tal manera que pueda posibilitar la evaluación de la sensibilidad de las mediciones, así como: • aceleraciones transversales (heave, sway, surge) y rotacionales (pitch, roll, yaw) • Velocidad de corriente; • Temperatura del aire y del agua; • Humedad • Precipitaciones • Visibilidad, nubes y nieblas; Las mediciones de viento de ambos los sistemas serán comparados al menos en cuatro alturas dentro de un rango equivalente a las alturas mínima y máxima de las palas del rotor de un aerogenerador grande contemporáneo, e incluyendo la altura del rotor, que es considerada un parámetro clave en la industria. En el caso de eso no sea posible, se puede hacer una extrapolación vertical para encontrar esas mediciones, pero la precisión tenderá a disminuir. La duración de la prueba de validación recomendada es de seis meses debido a la cantidad adecuada de datos colectados para realizar una correlación significativa. Como las WRA suelen durar más de seis meses las boyas deben demonstrar que son confiables y precisas al mismo tiempo por un período superior a seis meses. Verificación de funcionalidad Debido al riesgo de que pueda ocurrir algún daño o desalineación en el sistema durante el transporte u instalación, es necesario realizar una verificación final del sistema después de instalado, para asegurar el correcto funcionamiento. Los procedimientos deben estar documentados. Monitoreo durante la instalación El monitoreo durante la instalación es muy importante para caso aparezca algún problema pueda ser arreglado en la primera oportunidad. Por esta razón es recomendable monitorear los siguientes datos: • Disponibilidad de datos • Si los valores de velocidad y dirección del viento son realistas • El funcionamiento del sistema de energía a bordo, los niveles de voltaje de las baterías y que los equipos de generación de energía eólico y solares están actuando. Practicas recomendadas para una FLS 53 • Cualquier disponibilidad de datos de criterio de cualidad del LiDAR. ( CNR, Spatial Variation, etc.) • La ubicación de la boya está de acuerdo con el radio de deriva. El monitoreo debe ser realizado a diario, en las primeras dos semanas, pudiendo ser como mínimo una vez a la semana. Eso será considerado parte del plan de gestión del mantenimiento de la boya, deberá disponer de gatillos para solicitar intervenciones en el sistema. Chequeos posdespliegue Una vez que la unidad LiDAR se haya establecido como suficientemente precisa, no hay razón para sospechar que la precisión se degradará de manera sistemática durante las pruebas de tal modo que pueda comprometer los resultados de la prueba. Así siendo, no es normalmente recomendable realizar una verificación posprueba en el LiDAR, solo en el caso que hayan surgido cualquier tipo de dudas o accidentes que puedan afectar el resultado de la validación. V. Diseño del Proyecto de Evaluación de los Recursos Eólicos. Verificación previa al despliegue Los parámetros recomendados para una validación no serán todos iguales a una WRA, hay algunos que se mantienen, pero otros se cambian ya que el propósito ahora es una evaluación de los recursos eólicos de un área y no la validación del equipo. Se asume que la unidad LiDAR que será usada en el Proyecto, ha realizado al menos una prueba de validación offshore antes de ser instalada para un WRA. También se asume que la boya ha alcanzado el nivel de madurez pre-commercial o comercial. La verificación previa al despliegue de la boya aquí significa una prueba de validación más corta con el uso de un equipo de referencia de medición inmediatamente antes de la FLS ser instalada para una WRA, de tal manera a reducir la incertidumbre en la medición de viento durante la campaña. La validación será planeada de la misma manera que la validación inicial de la boya, requiriendo que boya trabaje continuamente sin errores durante todo el período de la prueba. El tiempo requerido para esta prueba será el suficiente para rellenar las diferentes columnas de velocidad y dirección del viento, el cual suele tardar entre 4 y 8 semanas. En el caso de que la boya tarde más de un año para ser instalada después de la validación será necesario realizar una validación corta que puede tardar de 1 a 3 días. Para el caso de las boyas FLS Spar que se pueden considerar estacionarias, o muy cerca de serlo, se puede emplear un enfoque alternativo. Como la plataforma flotante tipo Spar se puede considerar estática, para eso la boya debe haber realizado al menos una prueba de validación en la cual no presentó sensibilidad significante para parámetros de movimientos de ola, o sea no sigue el movimiento de las olas, no dispone de compensador de movimiento, así la configuración será casi igual a montar un LiDAR en una plataforma fija offshore. El enfoque será en la unidad LiDAR y no en la boya. Si se cumplen Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 54 esos requerimientos solo será necesario realizar una pequeña validación antes de empezar un proyecto de WRA. Como comentado, el propósito de esta validación antes del despliegue es basada en enfoque de mitigar riesgos, es decir, es asegurar que la unidad a ser instalada opera de manera tan buena como cuando la unidad que fue validada durante seis meses. Por eso, si grandes cambios son necesarios para el proyecto, eso deberá ser evaluado para saber si será necesaria otra validación larga. Ubicación La ubicación para el despliegue de una WRA está determinada por los requisitos del proyecto y se debe fijarlo el más breve posible para tener en cuenta las condiciones actuales del sitio que pueden ser relevantes para el diseño del sistema de fondeo. La ubicación debe ser tal que cualquier transporte para el lugar se pueda llevar a cabo con una perturbación mínima del sistema de la boya. Se debe tener en cuenta que incluso con una comprobación previa a la implementación, en principio, todavía existe el riesgo de que el sistema no funcione tan bien en la ubicación de la WRA como lo ha hecho en el lugar de la validación previa a la instalación debido a factores que deben cambiarse o ajustarse entre ubicaciones. (Por ejemplo, sistemas de fondeo, altura de mediciones del LiDAR, alturas medidas del ADCP). En la medida de lo posible, el FLS debe tener la misma configuración en el sitio previo al despliegue que en el sitio de la WRA. Cada desviación de esto, debido a las diferencias en los atributos de ubicación o de otro tipo, debe registrarse y justificarse. Cantidad de mediciones Las recomendaciones para los equipos e instalaciones son las mismas que para las pruebas de verificación. La duración de la validación previa al despliegue será decidida por la opinión de un experto. La duración de un proyecto de WRA se determina de acuerdo con los requerimientos del proyecto suelen durar entre 12 y 24 meses. Verificación posdespliegue Generalmente no es recomendable realizar una prueba poscampaña, tanto de la boya cuanto del equipo LiDAR, no obstante, en caso de que durante el proyecto ocurra alguna acción que pueda resultar en dudas de la fiabilidad de los datos medidos, como un accidente, un cambio de equipo, o un fallo importante, puede ser requerido la realización de la prueba. VI. Evaluación de los resultados de las pruebas de validación Enfoque general e independiente Después de haber realizado la prueba de validación, es necesario evaluar la calidad de los datos, el procesamiento de datos y las comparaciones requeridas y también los umbrales de cumplimiento y aceptación relevantes. Practicas recomendadas para una FLS 55 De acuerdo con el OWA Roadmap los métodos de evaluación de la precisión en la medición de velocidad y dirección del viento, así como la definición de los umbrales de aceptación son basados en los KPIs. Estos KPIs son basados en la experiencia y las prácticas de la industria, son generalmente bien aceptados como un criterio útil por los fabricantes de las FLS y desarrolladores de parques eólicos. De manera similar, también son definidos las métricas de disponibilidad que son ampliamente usados. Se recomienda comparar los perfiles de viento de la FLS y del sistema de referencia, porque el perfil de viento es importante debido a los siguientes puntos: • La velocidad del viento en la altura del buje es clave para una WRA. Si solo hay un mástil más pequeño disponible es considerado parte de la WRA extrapolar las velocidades del viento hasta la altura del buje. • Las mediciones de velocidad del viento en las alturas superiores a la altura del buje son obtenidas con la FLS. Eso puede suponer que no es necesario la extrapolación, sin embargo, las mediciones a estas alturas no son comúnmente validadas directamente. Por esta razón el evaluador de los datos puede extrapolar los datos de manera a verificar la calidad de los datos. • La FLS no es reconocida como un sistema con la madurez de otros sistemas utilizados para una WRA, añadiendo KPIs para perfiles de velocidad y dirección del viento ayudará a promover la aceptación y reconocimiento de que la FLS puede obtener perfiles de viento tan buenos cuanto los mástiles Para la comparación de los perfiles de la FLS y del sistema de referencia es recomendable hacer una regresión cuadrática ordinaria. Pero esa comparación puede ser complicada, ya que no hay criterios tan claros para esto. Mismo que se cumpla el criterio de aceptación del KPI de velocidad del viento es posible que se produzca un error en el perfil estimado, este error se puede multiplicar para alturas superiores. Como resultado es recomendable un KPI para el perfil de viento relativamente simples, el procedimiento puede ser resumido por: • Calcular el exponente del perfil tanto para o sistema de medición de referencia confiable cuanto, para la FLS, idealmente separados por aproximadamente 40 m; • Usar el exponente para extrapolar verticalmente para alturas superior a 40m. • Calcular la regresión lineal para extrapolar las velocidades del viento • Aplicar el criterio de aceptación de la OWA Roadmap para velocidad del viento(slope): • Superar el criterio de aceptación indica un desvío diferencial inaceptable en la medición de la velocidad del viento a diferentes alturas, que debe investigarse; • El logro del criterio de aceptación proporciona una buena indicación de que el FLS está capturando el perfil, así como el mástil. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 56 Ilustración 21 - Potencial de desvío diferencial en la medición de la velocidad del viento resultando em error relativamente grande en la velocidad del viento extrapolada. Fuente: [5]. Las pruebas de la FLS y el resultado del análisis de los datos deben ser revisados por una tercera parte cualificada e independiente de tal manera asegurar la credibilidad en el proceso. Esa revisión debe incluir verificación de la correcta ejecución del diseño de la campaña de medición, además de la revisión de los datos obtenidos y su análisis. Ese tipo de procedimiento basa el blind trial, una vez que el proveedor no tendrá ninguna influencia en el resultado del análisis. Precisión de la dirección de viento, velocidad del viento y perfil del viento La velocidad, dirección y precisión del perfil del viento serán evaluadas usando correlaciones entre la FLS i el sistema de referencia. Solo se debe utilizar datos de sectores predefinidos con vientos limpios. Después de aplicar los criterios de cualidad solo los datos posprocesados considerados como buenos deben ser usados. Utilizando datos con intervalo de 10 minutos, y crear una regresión lineal por mínimos cuadrados ordinarios. Todos los puntos de datos validos serán correlacionados con su equivalente de los datos del sistema de referencia, las correlaciones se deben producir para la siguiente data: • Todas velocidades superiores a 2 ms-1;Velocidades del viento en el rango [4 – 16] ms-1. • Todas las direcciones del viento, todas velocidades superiores a 2 ms-1; • Todas velocidades superiores a 2 ms-1; Practicas recomendadas para una FLS 57 Las alturas apropiadas son descritas abajo: Las correlaciones de velocidad del viento deben ser realizadas para todas las alturas de medición que estén disponibles en la FLS y en el sistema de referencia. También debe ser realizada la extrapolación de valores de velocidad del viento para la altura 40 m arriba del punto más alto donde se puede correlacionar directamente los datos producidos. La extrapolación asumirá un perfil exponencial con el exponente obtenido por la ecuación: α = ln (V1 / V2) / ln (Z1 / Z2) Siendo Z1 y Z2 las alturas medidas arriba del datum de referencia, V1 y V2 las respectivas velocidades. La correlación de dirección del viento debe ser realizada para todas las alturas disponibles, donde haya datos disponibles de los dos sistemas. Las correlaciones para perfil de viento deben ser realizadas con relación a dos alturas de medición, ya que con las dos alturas se puede calcular el exponente del perfil. La diferencia entre las alturas debe ser al menos 40m. Para una correlación adecuada se debe cumplir con los requerimientos de datos obtenidos comentado anteriormente. Los KPIs para velocidad del viento, dirección del viento y precisión del perfil de viento son los coeficientes obtenidos de las regresiones mínimos cuadrados, abajo sigue algunos ejemplos: Ilustración 22 - Ejemplo de correlaciones de la velocidad del viento. Fuente [5]. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 58 Ilustración 23 - Ejemplos de correlaciones de la dirección del viento. Fuente: [5]. Ilustración 24 - Ejemplos de errores de sensibilidad de la velocidad del viento. Fuente: [5]. Disponibilidad Las definiciones de disponibilidad deben ser usadas como KPIs: • Disponibilidad mensual del sistema (Monthly system availability)  La FLS está lista para funcionar de acuerdo con las especificaciones y para enviar datos, considerando todos los datos obtenidos incluyendo los flagged data (9999s) durante el mes, para ser considera lista al menos un dato debe ser grabado en cualquier altura.  La disponibilidad media mensual del Sistema es el número de datos obtenidos en comparación con el máximo de datos posibles considerando el intervalo de 10 minutos y periodos de mantenimiento que puedan ocurrir en el mes en cuestión.  Disponibilidad general del Sistema: media de la campaña (Overall system availability) Practicas recomendadas para una FLS 59  La FLS está lista para funcionar de acuerdo con las especificaciones y para enviar datos, considerando todos los datos obtenidos incluyendo los flagged data (9999s) durante la duración total predefinida de la campaña  La disponibilidad media mensual del Sistema es el número de datos obtenidos en comparación con el máximo de datos posibles considerando el intervalo de 10 minutos y periodos de mantenimiento que puedan ocurrir durante la duración total predefinida de la campaña.  Disponibilidad de datos posprocesados mensual (Monthly post processed Monthly availability)  La disponibilidad mensual de datos pos procesado será calculada excluyendo los datos filtrados por el Sistema interno del LiDAR, flagged data y aplicación de filtros de cualidad basados en los parámetros del propio sistema.  Será relativo al máximo de datos posibles obtenidos considerando el intervalo de 10 minutos, desconsiderando las condiciones ambientales en este período. Es importante notar que debe haber un valor de disponibilidad de datos para cada altura de medición.  Disponibilidad general de datos posprocesados (Overall post processed availability)  La disponibilidad general de datos pos procesado será calculada excluyendo los datos filtrados por el Sistema interno del LiDAR, flagged data y aplicación de filtros de cualidad basados en los parámetros del propio sistema.  Será relativo al máximo de datos posibles obtenidos considerando el intervalo de 10 minutos, desconsiderando las condiciones ambientales en este período. Es importante notar que debe haber un valor de disponibilidad de datos para cada altura de medición. Durante las pruebas de validación también se deberá registrar otros KPIs relativos a disponibilidad y fiabilidad, son estos el número de visitas para mantenimiento, número de visitas no planeadas (es necesario registrar el porqué de la visita, cuando, duración i acciones realizadas en el sistema) y tiempo que el sistema se quedará sin medir por el mantenimiento Evaluación de la incertidumbre de FLS en las mediciones de velocidad del viento Para evaluar la incertidumbre es comúnmente utilizado el estándar de la industria IEC 61400-12-1 el cual establece un teste de performance para evaluar equipos LiDAR onshore o fijo a una estructura offshore. Durante un teste de performance la FLS será evaluada en relación con las mediciones de referencia para una condición especifica externa durante la prueba, así se puede evaluar la influencia de las condiciones externas y adicionar La evaluación será basada en la comparación de las mediciones de velocidad del viento de la FLS y del instrumento de referencia utilizado para la prueba offshore. Las mediciones del FLS están vinculadas a las siguientes incertidumbres sistemáticas (binaria) que resultan de la prueba de verificación de rendimiento: • la incertidumbre estándar del sensor de referencia; • la desviación media del FLS y las mediciones de velocidad del viento de referencia; Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 60 • la incertidumbre estándar de la medición de una FLS se calcula como la desviación estándar de las mediciones dividida por la raíz cuadrada del número de registros de datos por intervalo; • La incertidumbre de la FLS debido a los efectos de montaje durante la prueba de verificación de rendimiento, si corresponde. Se debe asumir que los diferentes componentes de incertidumbre son independientes entre sí y se deben agregar en cuadratura para cada columna de velocidad del viento. Si se debe considerar la incertidumbre debida a los efectos de montaje enumerados anteriormente, puede depender del tipo específico de FLS. Para algunos tipos, se supone que el montaje puede estar cubierto indirectamente por las sensibilidades a las condiciones del mar estudiadas como parte de la prueba de clasificación del sistema. El Sistema de referencia puede ser un LiDAR fijo, un mástil, un faro u otros, cada posibilidad será considerado una parte de la cadena de rastreo de la incertidumbre en la cual se debe evaluar. Las diferentes partes en esta cadena ofrecen posibilidades para minimizar la incertidumbre final siempre que el FLS muestre un buen rendimiento., es posible que la incertidumbre final de las mediciones de FLS sea menor cuando se utiliza una configuración óptima, por ejemplo, con un mástil con características óptimas y un sitio de prueba ideal, por lo tanto, la menor incertidumbre posible para el LiDAR de referencia, y un muy buen acuerdo entre LiDAR fijo y flotante en alta mar. Como parte de la prueba de la FLS, se debe realizar una clasificación de la incertidumbre. En esencia, esto significa que las desviaciones observadas en la velocidad del viento entre las mediciones del FLS y el sensor de referencia están relacionadas con las variaciones en diferentes parámetros ambientales externos. Las pruebas de sensibilidad correspondientes se evalúan en términos de una regresión lineal de dos parámetros que cuantifica la dependencia. Se puede encontrar que las siguientes variables ambientales son relevantes: exponente de perfil del viento, intensidad de la turbulencia, lluvia, disponibilidad LiDAR, dirección del viento, temperatura del aire, gradiente de temperatura, densidad del aire, inclinación del flujo, gradiente de viento. Además, para un ensayo en alta mar, la información del estado del mar debe considerarse: altura de la ola, período de la ola y cualquier otro parámetro identificado. Se calcula una clase de precisión a partir del producto de la pendiente encontrada de la regresión y un rango de variables consideradas, y solo se consideran las variables significativas. VII. Evaluación de recursos eólicos Habiendo realizado las mediciones durante una campaña de WRA, surge la pregunta de cómo evaluar y utilizar los resultados de la mejor manera. Es necesario describir el procesamiento y las comparaciones de datos requeridos y también los umbrales de cumplimiento y aceptación relevantes. Todas las recomendaciones descritas para evaluación de resultados de una prueba pueden y deben ser aplicadas para una campaña de WRA. Precisión de la velocidad y dirección del viento Practicas recomendadas para una FLS 61 Se supone que en el sitio de evaluación de recursos eólicos no hay disponible un sistema de medición de dirección o velocidad del viento de referencia de alta calidad. Se debe realizar una verificación de la funcionalidad utilizando otras fuentes de datos disponibles en la captura de datos de velocidad y dirección del viento, como sería el caso de cualquier otro sistema de medición primario utilizado en la evaluación del recurso eólico. Criterios de aceptación Los umbrales de aceptación adecuados para la precisión y disponibilidad aplicados para la evaluación de los datos obtenidos en la prueba de validación también son aplicables a la fase de verificación previa al despliegue para el FLS. Para la fase de aceptación del recurso eólico, estas son una guía útil para el rendimiento esperado. Estos umbrales no deben interpretarse como criterios de aprobación o fallos binarios, sino que deben ser interpretados por profesionales debidamente calificados y con experiencia. Evaluación de la incertidumbre de las mediciones de la FLS Como la incertidumbre resultante y las sensibilidades observadas en ella se calculan a partir de las pendientes de regresión derivadas y para un rango de las variables ambientales consideradas, estos rangos o sus valores medios, respectivamente, deben predecirse por adelantado o monitorearse durante la aplicación final, por ejemplo, en el sitio real del proyecto de parque eólico marino. Para el monitoreo de las condiciones externas, se debe garantizar que todas las variables ambientales que se consideren significativas se midan durante la aplicación, ya sea con un sensor que forma parte de la FLS en sí o con un sistema de medición adicional cercano. Un resultado alternativo de una prueba de sensibilidad podría ser que el rendimiento de una FLS ya no es aceptable para un cierto rango de condiciones o está asociado con una mayor incertidumbre. Los límites correspondientes para ciertas variables ambientales deben identificarse y considerarse para la evaluación de las mediciones finales, ya sea para filtrar los datos de velocidad del viento correspondientes o para asignarles una mayor incertidumbre. La base de datos para la identificación de estos límites debe ser tan larga y significativa como sea posible. Se deben tener en cuenta los siguientes componentes para evaluar la incertidumbre de las mediciones FLS finales: • incertidumbre resultante de la prueba de verificación de desempeño FLS; • incertidumbre resultante de la clasificación del FLS; • incertidumbre debido a los efectos de montaje de la FLS o el dispositivo LiDAR dentro de la FLS, si no está cubierto por las sensibilidades encontradas para la prueba de clasificación. De este modo, se asume que el flujo dentro del volumen de medición de la FLS es suficientemente homogéneo y no hay una variación significativa en el flujo a través del lugar de interés. Si estas suposiciones no son válidas, se deben considerar componentes de incertidumbre adicionales. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 68 FLS instaladas en aproximadamente 40 ubicaciones, principalmente en el norte de Europa pero que también incluyen la América del Norte y Asia. Tabla 11 - Cantidad de despliegues de FLS. Fuente: [8]. En los últimos dos años el crecimiento de la industria del LiDAR flotante es una importante demonstración de que el mercado de LiDAR flotante irá acompañar el crecimiento de la eólica offshore. Por esta razón en el mercado están surgiendo nuevas empresas, con nuevos modelos de FLS. Los tipos de FLS, sus primeras fechas de instalación i el nivel de madurez asociado a cada modelo que ha probado un sistema: Mercado actual 69 Tabla 12 - Visión general del mercado de FLS. Fuente: [8]. Hoy en día hay en el mercado dos grandes retos es superar las pruebas necesarias para alcanzar el nivel comercial de madurez del modelo (Stage 3), el segundo es adecuar la FLS para operar en lugares con mayor profundidad, ya que los aerogeneradores flotantes se han presentado como una interesante solución para lugares donde el coste de instalación en el suelo es demasiado caro, así como los esfuerzos sufridos por el equipo tendrán un gran impacto en su diseño. El reto de superar el stage 3 se presenta aún más complicado por la dificultad de las empresas de acompañar la demanda global del mercado. Como se ha comentado anteriormente para superar este hito se hace necesario disponer de tres boyas realizando pruebas por tres meses, en un momento que las empresas están disputando cada nuevo producto disponible en el mercado. La demanda se demostrar tan alta que boyas en stage 1 también han sido aprovechada en proyectos. Realizando un breve análisis del mercado se puede decir que actualmente hay cuatro empresas que pueden en poco tiempo aliando una buena gestión de tiempo e inversión financiera, alcanzar el stage 3 son Axys, EOLOS, Fraunhofer y Fugro. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 70 AXYS Technologies Inc. La empresa canadiense Axys, empresa que tiene más tiempo en el mercado, con el mayor número de proyectos de FLS, 36 proyectos hasta el final del 2018. Esa cantidad de despliegues hace que tengan mucha experiencia en el diseño, fabricación y operación de sistemas de monitoreo ambiental remoto en todo el mundo. Actualmente tienen reconocido dos modelos de FLS habiendo superado los requisitos para el stage, son ellas Axys FLiDAR WindSentinel y la Axys FLiDAR 4M. La FLS modelo WindSentinel tiene su casco fabricado en aluminio en un formato similar a un barco, lo que ayuda con el comportamiento en las olas, mientras la boya 4M de polietileno, siendo un modelo Spar que no debe ser sensible al movimiento del mar. La desventaja del modelo Spar es que su diseño no permite que se quede de pie en el plano, sea la cubierta de un barco o en el Puerto sin asistencia de soportes especiales. El modelo WindSentinel es muy resistente, pero tiene como su principal fuente de generación de energía la célula de combustible, exigiendo gran cantidad de combustible y visitas a la boya para repostar el combustible, mientras los otros modelos en el mercado disponen de mayor capacidad de generación energética por fuentes solar y eólica. Ilustración 27 - Boyas Axys Technologies. Fuente: [17]. Pero la empresa no se limita a LiDAR flotantes ofreciendo una gama de otros tipos de sensores oceanográficos, como por ejemplo boyas wave rider y boyas meteorológicas. La empresa era la única en el mercado que ofrecía tanto el ZX LiDAR como el Windcube. Mercado actual 71 EOLOS Floating LiDAR Solutions La empresa catalana EOLOS fue creada en el año de 2014, con el enfoque de crear unidades de LiDAR flotante. La empresa ha realizado más de cinco campañas de medición del viento y ha alcanzado el stage 2 con su modelo FLS200 que utiliza un modelo de LiDAR ZX300M. La empresa que hasta 2018 solo tenía proyectos en Europa, está expandiendo para América del norte y Asia. La FLS200 es una boya que tiene algunas buenas ventajas como la posibilidad de desmontarla para facilitar el transporte, se adecuando al camión o contenedor. La instalación de la boya es muy sencilla debido a su peso de menos de 4 Tn, posibilitando el uso de un gran rango de embarcaciones. Su diseño con la parte inferior generando apoyo en el suelo en cuatro puntos posibilita la realización del mantenimiento a bordo de la boya o en la cubierta de un barco. Ilustración 28 - Boya FLS200 da empresa EOLOS Floating LiDAR Solutions. Fuente: [15]. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 72 Fraunhofer La empresa académica alemana Fraunhofer Institute for Wind Energy and Energy System Technology, tiene el enfoque en la investigación de nuevas tecnologías La Fraunhofer ha desarrollado el modelo Spar llamado Fraunhofer IWES Lidar buoy que utiliza un modelo de LiDAR ZX300M u el modelo Windcube, la FLS ha alcanzado el stage 2 según la Carbon Trust. La empresa tiene una grande ventaja de recibir financiación por parte del gobierno alemán, el que posibilita una seguridad para el desenrollo de la empresa. La boya tiene sistemas de generación de energía eólico, solar y células de combustible. La empresa ha sido la primera en el mercado a instalar una FLS en China. Ilustración 29 - Boya Fraunhofer. Fuente: [14]. 73 Fugro La Fugro (FUnderingstechniek en GROndmechanica) es una empresa holandesa que presta servicios para la industria de la explotación y la producción de petróleo y gas. Tiene las siguientes tres divisiones internas: Geotecnia, inspecciones y geociencia. Su sede se encuentra en la ciudad de Leidschendam. Por ser parte de una grande empresa del mundo marino tiene una grande ventaja de tener a su lado el soporte de operaciones y mantenimiento de una empresa con muchos activos en el mundo offshore, como barcos, ROVs o buceadores. La Fugro ha alcanzado el stage 2 con su boya modelo Spar llamada Seawatch Wind LiDAR Buoy que utiliza un modelo de LiDAR ZX300M. Tiene la ventaja de ser la boya más pequeña del mercado, pero su tamaño no posibilita muchos sistemas de generación de energía como las otras boyas más robustas en el mercado, dependiendo principalmente de las células de combustible haciendo con que las visitas a la boya sean más frecuentes. Ilustración 30 - Boya da empresa Fugro. Fuente: [23]. Análisis de la utilización de boyas ODAS para medición del viento en la mar a fin de determinar la viabilidad económica de la instalación de un parque eólico 74 Conclusión Con este trabajo, se ha logrado el objetivo de presentar la información disponible sobre el mercado eólico offshore, en lo referente a la nueva tecnología LiDAR flotante, que está ayudando a disminuir los costes de implementación y mantenimiento de los parques, haciendo que estos sean una fuente de energía cada vez más competitiva frente a las otras fuentes renovables. Las empresas del mercado LiDAR flotante tendrán algunos retos importantes en un corto espacio de tiempo, ya que deberán adecuar su capacidad de producción para atender la demanda mundial, sin perder la fiabilidad del producto. Así, por ejemplo: La pequeña cantidad de empresas disponibles en el mercado requiere que tengan que operar en todo el planeta, debiendo superar un gran reto de logística. Con la evolución de los aerogeneradores flotantes, se está requiriendo que los proyectos de las boyas tengan que evolucionar su sistema de fondeo y robustez para que puedan operar en lugares cada vez más lejos de la costa y más profundos. Además, para una empresa del ámbito marino, el hecho de operar en muchos países significa trabajar con diferentes Gobiernos y Autoridades portuarias, con lo cual, debe aplicar diferentes normativas y adaptar el producto para conseguir los permisos locales. El aumento de la demanda también generará un aumento de los requerimientos sobre el producto, como por ejemplo la exigencia en haber superado el stage 3 del OWA Roadmap. En relación con el punto anterior, la empresa Carbon Trust tendrá un importante rol, al guiar las empresas del sector a lo largo del proceso para superar los retos descritos. Para ello, deberá evolucionar sus recomendaciones basadas en la experiencia del mercado y garantizar que todo el soporte requerido esté disponible en el mercado. A pesar del liderazgo de Carbon Trust, sólo con un trabajo en grupo de todas las empresas será posible tener éxito y proveer datos con una calidad indudable a con costes cada vez más bajos, a fin de hacer competitivo el producto y la energía eólica. Error! No text of specified style in document. 75 7. Bibliografía [1] Schepers, Gerard. Introduction and Global description of main Wind Energy Aspects. University of applied Science, Groningen, NE, 2015 [2] Schepers, Gerard. Wind Resources/Wind Conditions. Energy Research Centre of the Netherlands. [3] IALA Guideline No. 1098 on the Application of AIS – AtoN on Buoys, Edition 1, May 2013. [4] IALA AIDS to Navigation Manual. Edition 5, 2006 [5] Carbon Trust OWA Recommended Practices for Floating LiDAR Systems. 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