Millora de la modelització de l’eòlica en un model d’optimització d’integració d’energies renovables

Treball de Fi de Grau GRAU EN ENGINYERIA EN TECNOLOGIES INDURSTRIALS Millora de la modelització de l’eòlica en un model d’optimització d’integració d’energies renovables MEMÒRIA Autor: Alex Soler Director: Oriol Gomis-Bellmunt Co-director: Carlos Collados Rodríguez Convocatòria: Juny 2021 Escola Tècnica Superior d’Enginyeria Industrial de Barcelona Pàg. 2 Memòria Pàg. 3 Resum El treball de fi de grau que es presentarà a continuació es troba en el marc de l’estudi que està duent a terme el centre CITCEA de la UPC en la seva participació al projecte europeu POSYTYF, que té per objectiu desenvolupar una solució per a operadors de xarxa elèctrica per tal de poder integrar més fonts d’energia renovable al sistema. De totes les tecnologies de generació que s’estudien en el projecte esmentat, en aquest document únicament s’aprofundirà en l’energia eòlica. Així doncs, aquest TFG consisteix, en primer lloc, en una introducció a l’energia eòlica per tal d’establir un coneixement bàsic sobre aquesta tecnologia. En segon lloc, i com a part més important del treball: entendre el problema d’optimització definit pel CITCEA així com l’eina desenvolupada en PYTHON per a trobar les solucions a aquest problema, millorar i redefinir les parts relacionades amb l’energia eòlica i l’aplicació a diferents escenaris amb l’anàlisi dels resultats obtinguts. Pàg. 4 Memòria Sumari SUMARI ______________________________________________________ 4 LLISTAT DE TAULES I FIGURES _________________________________ 7 INTRODUCCIÓ ___________________________________________ 13 Objectius del projecte ...................................................................................... 13 Objectius específics ............................................................................................ 13 Abast del projecte ............................................................................................ 13 EVOLUCIÓ I SITUACIÓ ACTUAL DE L’ENERGIA EÒLICA________ 14 Què és l’energia eòlica? .................................................................................. 14 Història de l’energia eòlica .............................................................................. 14 Situació actual de l’energia eòlica ................................................................... 15 A nivell mundial ................................................................................................... 15 A nivell europeu................................................................................................... 16 A nivell espanyol ................................................................................................. 17 Expectatives de cara al futur ........................................................................... 18 CARACTERÍSTIQUES DE L’ENERGIA EÒLICA_________________ 20 Principi de funcionament ................................................................................. 20 Factor de disponibilitat i factor de capacitat ................................................... 20 Parts d’un aerogenerador................................................................................ 21 Parcs eòlics ...................................................................................................... 23 On-shore .............................................................................................................. 23 Off-shore .............................................................................................................. 24 El vent ............................................................................................................... 27 Velocitat ............................................................................................................... 27 Direcció ................................................................................................................ 27 Wake effect.......................................................................................................... 28 Altres consideracions .......................................................................................... 29 Cost de l’energia eòlica ................................................................................... 29 Cost capital (CAPEX) .......................................................................................... 30 Costos operacionals (OPEX) .............................................................................. 32 Impacte mediambiental ................................................................................... 33 EL MODEL D’OPTIMITZACIÓ _______________________________ 34 El model actual ................................................................................................ 35 Plantes convencionals ........................................................................................ 35 Centrals renovables sense emmagatzematge (eòlica) ..................................... 36 Pàg. 5 Restriccions globals............................................................................................. 37 Funció objectiu..................................................................................................... 37 Modelització de l’energia eòlica ...................................................................... 38 Potència ............................................................................................................... 38 Cost econòmic ..................................................................................................... 44 Millora del model d’eòlica ................................................................................ 46 IMPLEMENTACIÓ DEL MODEL AMB PYTHON _________________ 48 Llibreries ........................................................................................................... 48 Arxius PYTHON (.py) i carpetes ..................................................................... 48 Estructura i funcionament ............................................................................... 49 APLICACIÓ DE L’ALGORISME ______________________________ 50 Dades de demanda ......................................................................................... 50 Cas 1 a): Convencional + eòlica ..................................................................... 51 Cas 1 b): Convencional + eòlica (amb limitacions) ........................................ 58 Cas 2 a): Convencionals + eòlica + solar fotovoltaica ................................... 62 Cas 2 b): Convencionals + eòlica + solar fotovoltaica (amb limitacions) ...... 68 Anàlisi dels resultats ........................................................................................ 75 Altres anàlisis ....................................................................................................... 76 CONCLUSIONS _______________________________________________ 79 BIBLIOGRAFIA _______________________________________________ 81 Pàg. 7 Llistat de taules i figures Taula 1: Comparativa dels grams de CO2 per kWh de diferents tecnologies [8] ................... 33 Figura 1: Imatge del primer molí de vent per a generació elèctrica. [14] ................................ 15 Figura 2: Evolució potència mundial instal·lada. [1] ................................................................ 16 Figura 3: Evolució contribució eòlica al mix espanyol. [4] ........................................................ 17 Figura 4: Gràfica de la previsió mundial de noves instal·lacions en els propers 5 anys. [1] .. 18 Figura 5: Gràfica amb la previsió de creixement dels propers anys per a complir els objectius. [1] ....................................................................................................................... 19 Figura 6: Components d’un aerogenerador. ............................................................................ 22 Figura 7: Parc eòlic on-shore .................................................................................................... 24 Figura 8: Distància a la costa i profunditat de les aigües dels parc eòlics off-shore actuals. [5] ............................................................................................................................................ 24 Figura 9: Tipus de fonaments estructurals d’instal·lacions off-shore. ..................................... 25 Figura 10: Parc eòlic off-shore. ................................................................................................. 26 Figura 11: Tipus d’ancoratges al fons marí. ............................................................................. 26 Figura 12: Exemple de distribució de vent representades en roses de vent. ......................... 27 Figura 13: representació gràfica de l’efecte wake en parc eòlics. [6] ...................................... 28 Figura 14: Evolució LCOE on-shore i off-shore. [5].................................................................. 29 Figura 15: Escandall del CAPEX per a on-shore. [7] ............................................................... 31 Figura 16: Escandall del CAPEX per a off-shore. [7] ............................................................... 32 Figura 17: Vista general de l’algorisme. ................................................................................... 34 Figura 18: Diagrama del flux d’un fluid a través d’un actuador en forma de disc. .................. 39 Figura 19: Gràfica amb la corba de potència i la cp en funció de la velocitat del vent. [9] ..... 41 Figura 20: Gràfica amb la potència del vent i la generada per l’aerogenerador en funció de la velocitat del vent. [9] .......................................................................................................... 42 Figura 21: Corba de potència en funció del vent del model Vestas V90/2000. [10] ............... 43 Figura 22: Evolució del CAPEX d’eòlica on-shore ................................................................... 45 Figura 23: Evolució CAPEX eòlica off-shore ............................................................................ 45 Figura 24: Estructura i flux de l’algorisme ................................................................................. 49 Figura 25: Demanda anual horària de la localització seleccionada. [4] .................................. 50 Figura 26: Demanda diària de la localització seleccionada. [4] ............................................... 51 Figura 27: Corva de potència de la turbina Vestas V90/2000. [10] ......................................... 52 Figura 28: Gràfica amb la distribució horària de les velocitats on-shore de vent durant un Pág. 8 Memoria any. [11] ............................................................................................................................. 52 Figura 29: Corba de potència de la turbina Enercon E126/7500. [10] .................................... 53 Figura 30: Gràfica amb la distribució horària de les velocitats de vent off-shore durant un any. [11] ............................................................................................................................. 53 Figura 31: Capacitat a instal·lar en funció d’alfa. ..................................................................... 54 Figura 32: Nombre de turbines a instal·lar en funció d’alfa. .................................................... 55 Figura 33: Cost total en funció d’alfa. ....................................................................................... 55 Figura 34: LCOE en funció d’alfa.............................................................................................. 56 Figura 35: Percentatge de generació utilitzada per a cada tipus d’eòlica en funció d’alfa. .... 57 Figura 36: Percentatge de generació utilitzada renovable total en funció d’alfa. ................... 57 Figura 37: Capacitat a instal·lar en funció de alfa. ................................................................... 59 Figura 38: Nombre de turbines a instal·lar en funció d’alfa. .................................................... 59 Figura 39: Cost total en funció d’alfa. ....................................................................................... 60 Figura 40: LCOE en funció d’alfa.............................................................................................. 60 Figura 41: Percentatge de generació utilitzada per a cada tipus d’eòlica en funció d’alfa. .... 61 Figura 42: Percentatge de generació utilitzada renovable total en funció d’alfa. ................... 62 Figura 43: Disponibilitat del recurs d’irradiació solar durant el mes de gener. [11] ................ 63 Figura 44: Gràfica més detallada de la disponibilitat del recurs d’irradiació solar. [11] .......... 63 Figura 45: Capacitat a instal·lar en funció d’alfa. ..................................................................... 64 Figura 46: Nombre de turbines a instal·lar en funció d’alfa. .................................................... 64 Figura 47: Cost total en funció d’alfa. ....................................................................................... 65 Figura 48: LCOE en funció d’alfa.............................................................................................. 65 Figura 49: Comparativa cost entre Cas1 a) i Cas 2 a). ........................................................... 66 Figura 50: Comparativa cost entre Cas1 a) i Cas 2 a) detallat................................................ 66 Figura 51: Percentatge de generació utilitzada per a cada tipus d’eòlica en funció d’alfa. .... 67 Figura 52: Percentatge de generació utilitzada renovable total en funció d’alfa. ................... 68 Figura 53: Capacitat a instal·lar en funció d’alfa. ..................................................................... 69 Figura 54: Nombre de turbines a instal·lar en funció d’alfa. .................................................... 69 Figura 55: Cost total en funció d’alfa. ....................................................................................... 70 Figura 56: LCOE en funció d’alfa.............................................................................................. 70 Figura 57: Comparativa cost entre Cas1 b) i Cas 2 b). ........................................................... 71 Figura 58: Comparativa cost entre Cas1 b) i Cas 2 b) detallat................................................ 71 Figura 59: Percentatge de generació utilitzada per a cada tipus d’eòlica en funció d’alfa ..... 72 Figura 60: Percentatge de generació utilitzada renovable total en funció d’alfa. ................... 72 Figura 61: Generació diària durant tot un any .......................................................................... 73 Figura 62: Generació mensual durant tot un any. .................................................................... 73 Figura 63: Generació diària durant el mes de gener. .............................................................. 74 Pàg. 9 Figura 64: Generació diària durant el mes d’agost. ................................................................. 74 Figura 65: Generació horària durant 10 dies. ........................................................................... 75 Figura 66: Gràfica Cas 2 a) del models utilitzats fins ara......................................................... 77 Figura 67: Gràfica Cas 2 a) amb nous models de turbina. ...................................................... 77 Pàg. 16 Memòria Figura 2: Evolució potència mundial instal·lada. [1] S’estima que al voltant d’un 5-6% de la producció d’energia elèctrica mundial prové del vent. Per posar-ho en context, és la cinquena font de producció d’energia elèctrica per darrera del carbó (33-34%), gas (22-23%), nuclear (10-11%) i hidroelèctrica (16-17%). La Xina encapçala el rànking de països amb més potència instal·lada amb 288,3 GW, els EEUU és la segona amb 164,2 GW. Alemanya (62,8 GW), l’Índia (38,6 GW) i Espanya (27,4 GW) tanquen el top 5 de països amb més potència eòlica instal·lada. Referent al creixement, la Xina, EEUU, Brasil, Països Baixos i Alemanya són els països que més instal·lacions noves d’eòlica han incorporat al 2020. Només aquests cincs països representen el 80,6% del total de noves instal·lacions. A nivell europeu A nivell europeu la potència eòlica instal·lada és de 218 GW i a l’any 2020 s’hi va instal·lar 14,7 GW de potència nova. La contribució al mix d’energia s’estima que és d’aproximadament el 16% del total. Alemanya es troba al capdavant dels països amb més potència eòlica instal·lada. Espanya es troba en el segon lloc. Els segueixen el Regne Unit, França i Itàlia en aquest ordre. Pág. 17 A nivell espanyol Per últim s’analitzarà més en detall la situació de l’energia eòlica a l’estat espanyol. La potència instal·lada és de 27446 MW i a l’any 2020 s’hi va instal·lar 1720 MW de potència nova. Durant el mateix any es van produir 53774 GWh d’energia elèctrica provinent de l’eòlica, aquesta contribució representa un 22,5% al mix energètic espanyol. Només l’energia nuclear es troba per davant amb un 23,3% de contribució al mix energètic. Pel que fa el rànking de potència instal·lada acumulada per comunitats autònomes, Castella y Lleó (6299,81 MW) es troba en la primera posició seguida de Castella la Manxa (3886,14 MW), Galicia (3829,19 MW), Andalusia (3478,45 MW) i Aragó (4159,25 MW). Catalunya es troba en la sisena posició amb 1271,2 MW de potència instal·lada. Mentre que les 5 comunitats autònomes esmentades anteriorment sí que van incrementar la seva potència instal·lada durant el 2020, la que més Castella i Lleó, Catalunya no va incrementar la potència instal·lada. Actualment a l’estat espanyol hi ha 1267 parc eòlics amb 21431 aerogeneradors instal·lats. També es compta amb més de 220 centres de fabricació presents en setze de les disset comunitats autònomes. Per acabar, comentar dues dades més. En primer lloc destacar que el total instal·lat és on-shore, no hi ha cap instal·lació eòlica off-shore a l’estat espanyol. I en segon lloc, com a dada de rècord, el dia 18 de desembre de 2020 es va superar el màxim històric espanyol de generació instantània, amb 19558 MW eòlics produint alhora. Això suposa un augment del 3,76% respecte l’anterior rècord del 12 de desembre del 2019. Figura 3: Evolució contribució eòlica al mix espanyol. [4] Pàg. 18 Memòria Expectatives de cara al futur Com s’ha comentat prèviament, l’energia eòlica juga un paper molt important en la descarbonització de l’energia. En el futur immediat, segons una predicció de la GWEC i a falta d’una actualització al Q3 del 2021, es preveu que 469 GW de potència eòlica nova s’instal·laran en els propers 5 anys. Això són, aproximadament, 94 GW anuals fins 2025. Tot i que al 2021 s’estima que les noves instal·lacions no superaran el record de l’any 2020, es preveu que encara es podrà aconseguir el segon millor any de la història en noves instal·lacions. Figura 4: Gràfica de la previsió mundial de noves instal·lacions en els propers 5 anys. [1] Pág. 19 Tot i això, aquests valors no són suficients per a complir amb l’objectiu de zero emissions de gasos d’efecte hivernacle per 2050. Segons un estudi del GWEC la CAGR (taxa de creixement anual composta) hauria de ser del 17% en els propers 5 anys, cosa que amb els valors actuals és del 4%. Figura 5: Gràfica amb la previsió de creixement dels propers anys per a complir els objectius. [1] Pàg. 20 Memòria Característiques de l’energia eòlica Principi de funcionament L’escalfament desigual de la superfície terrestre degut a l’energia provinent del sol, provoca zones d’alta i baixa pressió que causen desplaçament de masses d’aire. Aquest moviment de l’aire és el que anomenem vent i gràcies als aerogeneradors som capaços de convertir l’energia continguda al vent en energia elèctrica. Quan la velocitat del vent és prou elevada, (avui en dia, gràcies a l’evolució dels components, no fa falta grans velocitats per poder començar a funcionar), aquest provoca el moviment rotacional de les pales. Aquest moviment rotacional es trasllada a través d’un eix fins la caixa de canvis (en cas de tenir-ne) per augmentar la velocitat de rotació unes 100 vegades aproximadament. La sortida de la caixa de canvis està connectada a l’eix d’alta velocitat que connecta amb un generador, que converteix aquesta energia cinètica rotacional en energia elèctrica. Factor de disponibilitat i factor de capacitat El factor de disponibilitat d’una planta de generació d’energia és la quantitat de temps que aquesta pot produir electricitat durant un període determinat. En el cas d’un aerogenerador és el temps que aquest pot estar generant electricitat gràcies al vent. Les causes que fan que aquest factor no sigui del 100% són: períodes de temps en el que les velocitats de vent són molt baixes o condicions meteorològiques extremes amb velocitats de vent molt elevades i per tant l’aerogenerador no pot generar energia. Els períodes de temps en els que s’hi estan duent a terme feines de manteniment, revisió o reparació o el temps que l’aerogenerador està aturat per averia també són causants de reduir el factor de disponibilitat. Actualment els valor més habituals de factor de disponibilitat són del 96% podent arribar en alguns casos fins al 98%. El factor de capacitat o també anomenat factor de planta d’una planta de generació elèctrica és el quocient entre l’energia generada durant un període de temps i l’energia que hagués generat si hagués treballat durant el mateix període de temps a plena càrrega. Els principals causants de la reducció d’aquest factor són: la irregularitat en la font d’energia renovable (a velocitats de vent baixes no es pot produir la màxima potència), la falta de demanda o operacions de manteniment, revisions, etc. En les plantes de generació convencional el principal causant és la falta de demanda, ja que no depèn d’una font d’energia renovable sinó Pág. 21 d’un combustible. En alguns casos també s’ha de tenir en compte el temps en que s’ha de carregar la planta amb el combustible utilitzat. En els aerogeneradors el valors solen variar depenent del parc eòlic i altres factors, però es troben entre un 10% i un 50%. El factor de capacitat mai podrà ser major que el factor de disponibilitat. Parts d’un aerogenerador Tot i que existeixen diversos tipus, els aerogeneradors com els de la Figura 7 són els que s’utilitzen totes les instal·lacions eòliques mundials. Per això, al llarg del treball, quan es faci referencia a aerogenerador, sempre es referirà a aquest tipus. La mida depèn de la potència de l’aerogenerador, que pot arribar fins als 14 MW. La principal característica d’aquest tipus d’aerogeneradors, també anomenats d’eix horitzontal, és que, com diu el seu nom, tenen l’eix de rotació paral·lel al terra i estan formats per tres pales. Al tenir l’eix horitzontal, aquests aerogeneradors s’han d’orientar segons la direcció que bufi el vent per tal de rendir al màxim. Dins aquest tipus d’aerogeneradors existeixen dues variants: els anomenats upwind, que s’orienten cara al vent i per tant necessiten un sistema d’orientació i els anomenats downwind que, al treballar amb el vent entrant per la banda de la torre, s’orienten de manera automàtica amb el vent. Els upwind són, amb diferència els més utilitzats. Les part principals són les següents: • Torre: Suport estructural de la turbina. Normalment de d’acer i de forma cilíndrica, d’uns 3-4 m de diàmetre (depenent de la mida total). • Rotor: Part rotativa de l’aerogenerador. Està format per les pales i la boixa. • Boixa: És la part que suporta les pales i permet fer-les rotar respecte la resta de l’aerogenerador. • Pales: Són les encarregades de extreure l’energia del vent convertint-la en moviment rotacional que és transmet al rotor. Estan fabricades de polièster i epoxy reforçades amb fibra de vidre, kevlar o fibra de carboni. Gràcies a un sistema de control i uns accionaments, les pales poden canviar l’angle d’atac per treballar amb la màxima eficiència així com posicionar-se en la posició més segura en situacions de vent extrem. El més comú són aerogeneradors de 3 pales, ja que s’arriba a l’ equilibri entre el rendiment energètic, estabilitat i durabilitat. Pàg. 22 Memòria • Gòndola: És la ‘cabina’ situada al damunt de tot de la torre. En ella s’hi troben part dels components de l’aerogenerador. • Caixa de canvis: Connecta l’eix de baixa velocitat (el que està connectat al rotor) amb l’eix d’alta velocitat. Incrementa la velocitat de rotació d’unes 30-60 rpm a 1000-1600 rpm per tal d’obtenir una velocitat de rotació en la que en generador pugui produir electricitat. • Generador: Component encarregat de convertir l’energia mecànica del rotor en energia elèctrica. • Anemòmetre: Mesura la velocitat del vent. La informació captada es transmet a la controladora per al seu anàlisi. • Controladora: La seva funció és monitoritzar les condicions del vent així com executar diferents comandes per al correcte funcionament del aerogenerador. • Sistema d’orientació: Orienta el conjunt gòndola i rotor en la direcció òptima segons com bufi el vent. Està format per uns mecanisme d’engranatges i un motor elèctric que proporciona la potència mecànica necessària. • Fre: Sistema que fixa el rotor per a les situacions en les que la velocitat de vent és massa alta i seria perillós que l’aerogenerador operés o en moments en que s’ha de fer manteniment a l’aparell. El fre que es mostra a la figura s’utilitza només per a fixar el rotor un cop ja no es mou o la velocitat és molt baixa. Per a disminuir la velocitat mentre està girant, els models moderns utilitzen un mètode anomenat frenada aerodinàmica, que consisteix en girar les pales 90º al voltant de l’eix longitudinal i al Figura 6: Components d’un aerogenerador. Pág. 23 no haver-hi una força de sustentació al llarg del perfil de la pala, aquesta disminueix la velocitat fins a gairebé aturar-se. És un mètode molt segur, suau i eficaç sense provocar esforços ni desgast sobre la maquinaria i estructura. • Cable de potència: Cable situat al llarg de la torre que connecta el generador amb la subestació o transformador (segons disseny) en el que hi circula el corrent generat. Parcs eòlics Els parc eòlics són agrupacions d’aerogeneradors en una mateixa localització. La mida d’aquests pot variar molt, des d’uns pocs aerogeneradors a milers distribuïts per una gran superfície. El primer parc eòlic consistia de 20 aerogeneradors de 30 kW cadascun, donant una potència total de 0,6 MW. Es va posar en marxa al 1980 a Estats Units. Gansu Wind Farm és actualment el major parc eòlic del món. Es troba a la Xina i té una potència de 8 GW, tot i que està planificat que arribi als 20 GW. Existeixen dos tipus d’instal·lacions de parcs eòlics: els anomenats on-shore que són els que estan situats a terra i els off-shore situats al mar. On-shore Són els més habituals i actualment representen el 95 % de la potència eòlica mundial instal·lada. Com el seu nom indica en angles, són els que estan instal·lats a terra. Els principals avantatges són: • Instal·lació més senzilla i per tant costos d’instal·lació menors. • Més facilitat de connectar-se a la xarxa d’electricitat estatal. • Manteniment més barat. Pel que fa els desavantatges: • Es requereix un anàlisi del vent més complet, ja que el comportament d’aquest en terrenys rugosos és complex. • Espai limitat. • Descontentament de la població respecte a la contaminació visual i sonora. Tot i això, és la tecnologia més desenvolupada ja que porta molts més anys al mercat i el nivell d’especialització ha crescut molt al llarg del últims anys. Pàg. 24 Memòria Off-shore Són els parcs eòlics que estan situats al mar. En els últims anys s’ha avançat molt en l’evolució i millora d’aqueta tecnologia i hi ha expectatives molt altes de cara al futur. Dos factors molt importants que s’han de tenir en compte alhora de dissenyar i construir un parc eòlic off-shore són: la distància a la costa i la profunditat de les aigües. La màxima profunditat a la que és pot fer una instal·lació d’aquest tipus és d’aproximadament 50 metres. L’altre limitant és la distància del parc eòlic a la costa. Com més distància més complexa la Figura 8: Distància a la costa i profunditat de les aigües dels parc eòlics off-shore actuals. [5] Figura 7: Parc eòlic on-shore Pág. 25 connexió amb la xarxa elèctrica i, per tant, més cost. Aquest augment del cost ve derivat de la instal·lació de plataformes a alta mar per augmentar el voltatge i/o convertir la corrent a continua per disminuir les pèrdues a més de la connexió a través de cables enterrats al fons marí. Hi ha diversos tipus d’instal·lacions off-shore, i el que les diferencia entre cadascuna és el tipus de fonaments estructural utilitzat. La utilització d’un tipus o altre depèn principalment de la profunditat de les aigües i de les característiques geològiques del sol marí. La més utilitzada de totes és la monopile (primera imatge de la Figura 9). Figura 9: Tipus de fonaments estructurals d’instal·lacions off-shore. Els principals avantatges són: • No provoca tant descontentament a la població ja que la contaminació acústica i visual és molt menor. • Al disposar d’àrees molt majors, és poden fer projectes de grans dimensions. • El vent a alta mar és molt més constant i les velocitats mitges són majors. • Es poden instal·lar aerogeneradors molt més grans i per tant amb molta més potència. Pel que fa als desavantatges: • Tot i que s’està millorant la tecnologia any rere any, els costos d’instal·lació són molt elevats. • El manteniment és més difícil de dur a terme i per tant també té costos més elevats. • Depèn molt de la orogràfica del terreny, i en aigües molt profundes no és possible aquestes instal·lacions. • La connexió a la xarxa elèctrica és més complicada i per tant també mes cara. El cost augmenta amb la distància entre parc eòlic i la costa. Pàg. 32 Memòria Dos factors molt importants que tenen un gran efecte en els parc eòlics off-shore són: la distancia a la costa i la profunditat d’on es farà la instal·lació. La primera té a veure amb la connexió a la xarxa. Al haver-se de fer amb un cable per sota l’aigua, el cost incrementa amb la distància i si hi ha molta distància s’ha de transformar a alta tensió per reduir les pèrdues. Pel que fa la fondària, com més profunda la localització més gran ha de ser la estructura de suport i per tant més despesa en la construcció i instal·lació. Costos operacionals (OPEX) Operational expeditures, són els costos de d’operació i manteniment al llarg de la vida útil. Es divideixen en: • Costos planejats: Són els costos d’operació i manteniment planificats. En aquest s’inclouen revisions i manteniment planificats, lloguer dels terrenys, administració i operacions anuals. • Costos no planejats: Són costos no previstos. Els més habituals són reparacions d’averies dels components que conformen l’aerogenerador. Novament, l’OPEX és molt diferents per a parcs off-shore i on-shore pels mateixos motius prèviament comentats. Les diferencies com estar a alta mar o l’accessibilitat al parc eòlic són alguns dels motius pels quals les operacions de manteniment difereixen molt en termes econòmics. Figura 16: Escandall del CAPEX per a off-shore. [7] Pág. 33 Impacte mediambiental És evident que el vent no genera cap emissió de CO2, però no per això vol dir que l’energia eòlica sigui 100% neta. En el cas de l’eòlica com també passa amb la solar, la major part les emissions que es generen són en el procés de construcció, és a dir, abans que la planta entri en funcionament. La fabricació de l’acer per a la torre representa el 30% del total de l’emissió de CO2, la fabricació del formigó per als fonaments de l’estructura el 17% i les resines i fibres que s’utilitzen per a les pales el 12%. Tot i això, al només produir-se en el procés de construcció i que les emissions durant el temps d’operació són mínims, fa que la petjada de carboni total sigui un 99% menys que una planta de carbó, 98% menys que una de gas natural i 75% menys que la solar. Si fem una comparació de la mitjana de g/kWh per a les principals tecnologies podem veure com l’eòlica és una de les millors en aquest sentit. Taula 1: Comparativa dels grams de CO2 per kWh de diferents tecnologies [8] Carbó Gas natural Solar-Fotovoltaica Eòlica Nuclear g CO2/kWh 1000 450 45 11 9 Amb les dades de la Taula 1 observem com la nuclear és l’única que té millors números que l’eòlica en aquest sentit. Amb l’evolució de la tecnologia i amb l’objectiu de fer cada vegada els aerogeneradors més grans per a instal·lacions d’off-shore, i per tant amb més potència, aquesta petjada de carboni es podria veure reduïda fins a 6 g/kWh. L’exemple més recent és el model Haliade X de General Electric, amb un potència de 14 MW i pales de 110 metres. Quan un aerogenerador arriba al final de la seva vida útil el gran problema es troba en el reciclatge de les pales, ja que representen un gran percentatge del material total de l’aerogenerador i, a més, al ser de de fibres, composites i plàstics el seu reciclatge és molt complicat. Tot i que a hores d’ara això ja és un problema, s’estima que al 2050 hi haurà desenes de milions de tones de pales en desús. Tot i això ja s’està investigant en com reciclar aquest tipus de material, millorar la seva durabilitat o donar un altre ús. Un altre dels impactes ambientals són la contaminació acústica i visuals que provoques els aerogeneradors. La millora del disseny a fet que el soroll hagi millorat amb els anys però l’impacte visual és difícil de millorar. La mort d’ocells per l’impacte amb la turbina també és un dels impactes negatius que té aquest tecnologia. La implementació de més parc eòlics offshore evitaria en gran mesura quest últims tres impactes negatius comentats. Pàg. 34 Memòria El model d’optimització Com bé s’ha comentat al inici del document, un dels objectius del treball és millorar una petita part del model d’optimització que ha dissenyat centre CITCEA de la UPC. L’objectiu del model esmentat és: donada una localització concreta (amb les dades de la demanda anual i les plantes de generació ja existents, tant convencionals com renovables amb els recursos corresponents), un percentatge mínim desitjat de generació d’energia renovable i les possibles plantes d’energia renovable a instal·lar ( amb el seu recurs (eòlica, solar, hidràulica...) i els costos), trobar la combinació que minimitza el cost i satisfà amb la penetració de renovables desitjada. Figura 17: Vista general de l’algorisme. Pág. 35 A la Figura 17 s’ha representat de manera molt esquemàtica l’estructura general de l’algorisme. El model actual En el model actual hi ha diverses tecnologies renovables modelades, però com l’objectiu del treball és millorar el model utilitzat per a l’energia eòlica, a continuació només s’explicarà el model utilitzat actualment per a l’eòlica, juntament amb el model de les convencionals, les restriccions globals i la funció objectiu. Les dades utilitzades són dades de demanda o disponibilitat de recursos horàries al llarg d’un any. Plantes convencionals En aquest apartat es poden incloure centrals de carbó, gas o petroli. Les restriccions específiques d’aquests plantes són les següents. • Màxima generació: aquesta restricció estableix el màxim que una planta convencional pot generar en cada instant. 𝑥𝐺𝐶 𝑖,𝑡 ≤𝐺𝐶𝑖 ∀𝑖,∀𝑡 • Màxima variació entre dos instants de temps: aquesta restricció estableix la variació màxima de generació entre dos instants de temps consecutius. És utilitzada sobretot per a centrals on el temps de resposta és elevat i per tant no poden passar de 0 a la màxima potència en poc temps sinó que la generació disponible va incrementat lentament. |𝑥𝐺𝐶 𝑖,𝑡+1 −𝑥𝐺𝐶 𝑖,𝑡| ≤∆𝐺𝐶𝑖 ∀𝑖,∀𝑡 ∈ [1,𝑇 −1] On: Variables: 𝑥𝐺𝐶 𝑖,𝑡: és el que genera la planta convencional Ci en l’instant t Paràmetres: Pàg. 36 Memòria 𝐺𝐶𝑖: és la capacitat màxima de generació de la planta convencional Ci ∆𝐺𝐶𝑖 : és la màxima variació de potència de la planta convencional Ci entre dos instants de temps. En el cas que el temps de resposta sigui baix i no afecti entre dos instants de temps el ∆𝐺𝐶𝑖 serà igual a la capacitat màxima de la planta convencional, volen dir que pot passar de 0 a la màxima generació entre dos instants de temps. Centrals renovables sense emmagatzematge (eòlica) Tot i que com s’ha comentat abans només s’explicarà el model de l’eòlica, en aquest cas, la solar fotovoltaica també es modela amb aquest model. El model és molt semblant al de les centrals convencionals, amb la diferència que la capacitat màxima és una variable i apareix un paràmetre que és la disponibilitat del recurs. • Màxima generació: restricció que estableix la generació a cada instant de cada planta renovable. 𝑥𝐺𝑅 𝑗,𝑡 ≤𝐺𝑅 𝑗 · 𝐶𝑅 𝑗 ∀𝑗,∀𝑡 • Màxima variació entre dos instants de temps: Restricció que estableix la variació màxima de generació entre dos instants de temps consecutius. |𝑥𝐺𝑅 𝑗, 𝑡+1 −𝑥𝐺𝑅 𝑗, 𝑡| ≤∆𝐺𝑅 𝑗 ∀𝑗,∀𝑡 ∈ [1,𝑇 − 1] On: Variables: 𝑥𝐺𝑅 𝑗,𝑡: és el que genera la planta renovable Rj en l’instant t. 𝐶𝑅 𝑗: és la capacitat màxima de generació de la planta renovable Rj. Paràmetres: 𝐺𝑅 𝑗: és la disponibilitat del recurs de la planta Rj expressat en pu. Els recursos de l’eòlica es poden trobar per a una localització concreta a [11]. ∆𝐺𝑅 𝑗 : és la màxima variació de potència de la planta renovable Ri entre dos instants de temps. Pág. 37 Com que el temps de posada en marxa d’un molí eòlic és molt baix, aquesta restricció no afecta al model i per tant el ∆𝐺𝑅 𝑗 és un valor numèric molt alt. Restriccions globals El model només té en compte el sistema de potència, així doncs el sistema elèctric no es modela i per tant no es tenen en compte les equacions de la xarxa elèctrica. • Balanç de la demanda: restricció que determina que la suma de la generació de cada planta a cada instant de temps (tant convencional com renovable) ha de ser igual a la demanda en aquell instant. ∑𝑥𝐺𝐶𝑖,𝑡 +∑𝑥𝐺𝑅𝑗,𝑡 = 𝐷𝑡 ∀ 𝑡 𝐽 𝑗 = 1 𝐼 𝑖 = 1 • Mínima contribució de renovables: restricció que determina quin percentatge de la demanda total ha de provenir de centrals de generació renovable. ∑ ∑ 𝑥𝐺𝑅 𝑗,𝑡 𝐽 𝑗 = 1 𝑇 𝑡=1 ≥ 𝛼 ∑𝐷𝑡 𝑇 𝑡 = 1 On: Variables: 𝑥𝐺𝐶 𝑖,𝑡: és el que genera la planta convencional Ci en l’instant t. 𝑥𝐺𝑅 𝑗,𝑡: és el que genera la planta renovable Rj en l’instant t. Paràmetres: 𝐷𝑡 : és la demanda de cada instant t. 𝛼: és el percentatge de la mínima generació renovable total expressada en pu. Funció objectiu Finalment, l’únic que falta per acabar el model es definir la funció objectiu. En aquest cas Pàg. 38 Memòria l’objectiu és minimitzar el costos totals. [MIN] ∑ ∑𝑥𝐺𝐶 𝑖,𝑡 · 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐶𝑖 +∑𝐶𝑅 𝑗 · 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 𝑅𝑗 𝐽 𝑗 = 1 𝐼 𝑖 = 1 𝑇 𝑡 = 1 +∑𝐶𝑅 𝑗 · 𝑂𝑃𝐸𝑋 𝑅𝑗 · 𝑙𝑖𝑓𝑒𝑡𝑖𝑚𝑒 𝐽 𝑗 =1 On: Variables: 𝑥𝐺𝐶 𝑖,𝑡 : és el que genera la planta convencional Ci en l’instant t. 𝐶𝑅 𝑗 : és la capacitat de generació de la planta renovable Rj. Paràmetres: 𝑂𝑃𝐸𝑋 𝐶𝑖 : Són els costos d’operació per a la planta convencional Ci en €/kWh. 𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋 𝑅𝑗: Són els costos capitals per a la planta renovable Rj en €/kW. 𝑂𝑃𝐸𝑋 𝑅𝑗: Són els costos d’operació i manteniment de la planta renovable Rj en €/kWany. 𝑙𝑖𝑓𝑒𝑡𝑖𝑚𝑒: el temps de vida de la planta renovable Rj. Observem com a la funció objectiu no apareix el CAPEX per a les centrals convencionals. Això és degut a que se suposa que ja estan instal·lades i que si es necessari instal·lar més capacitat es farà amb planes d’energia renovable. Modelització de l’energia eòlica Potència Una de les parts més importants de la modelització és com determinar la potència elèctrica que es pot extreure del vent. A continuació s’explicarà com es relaciona la potència elèctrica final obtinguda d’un aerogenerador en funció de la velocitat del vent i quines altres variables Pág. 39 intervenen. [12] En primer lloc partim de la equació que estableix l’energia cinètica d’una massa en moviment. 𝐸 =1 2 · 𝑚· 𝑣2 La potència és la derivada de la energia respecte el temps. 𝑃 = 𝑑𝐸 𝑑𝑡 = 1 2·𝑣2·𝑑𝑚 𝑑𝑡 El cabal màssic és: 𝑑𝑚 𝑑𝑡 =𝜌·𝐴·𝑑𝑥 𝑑𝑡 I la variació de la posició respecte el temps és la velocitat. 𝑑𝑥 𝑑𝑡 =𝑣 Finalment obtenim que el cabal màssic és: 𝑑𝑚 𝑑𝑡 =𝜌·𝐴·𝑣 Finalment obtenim que: 𝑃𝑣 =1 2·𝜌·𝐴·𝑣3 Per tant, en aquest primer desenvolupament, obtenim que la potència del vent 𝑃𝑣 depèn de: la densitat del fluid, en aquest cas l’aire, l’àrea sotmesa a estudi i de la velocitat del cub del vent. Aquesta potència és la del vent, ara veurem fins a quina part d’aquest es pot extreure amb un aerogenerador. L’any 1919 el físic alemany Albert Betz va determinar que cap aerogenerador podia convertir més del 59,3 % de l’energia cinètica del vent en energia mecànica rotacional. Avui en dia aquest factor 16/27 (59,3 %) és conegut com Límit de Betz o Llei de Betz. La demostració deriva de les lleis de conservació de la massa i del moment d’un flux fluint a través d’un disc actuador ideal el qual extreu Figura 18: Diagrama del flux d’un fluid a través d’un actuador en forma de disc. Pàg. 40 Memòria energia del fluid. Aquest màxim teòric s’anomena rendiment aerodinàmic ⴄa. ⴄ 𝑎=0,593 Una petita demostració de perquè existeix aquest límit és pensar que passaria si es pogués extreure el 100 % de l’energia del vent. Això voldria dir que tota l’energia que passa per l’àrea d’escombrat del aerogenerador es transforma en energia mecànica rotacional, i tenint en compte que l’energia del vent és funció de la velocitat del vent, estaríem afirmant que la velocitat de l’aire un cop ha traspassat l’àrea d’escombrat és zero. Cosa totalment impossible ja que hi hauria un estancament de massa d’aire just a la secció posterior de les pales del aerogenerador i no podria circular-hi més aire a través. Per tant, al final, la potència elèctrica obtinguda es pot determinar de la següent manera: 𝑃𝑜𝑢𝑡 =1 2·𝜌·𝐴·𝑣3·𝐶𝑝 On la Cp és un a paràmetre únic per a cada aerogenerador i que depèn de la velocitat del vent. A més d’incloure el rendiment aerodinàmic explicat anteriorment, és a dir, l’energia que es pot extreure del vent (ⴄa), aquest paràmetre inclou també el rendiment mecànic (ⴄm) i el rendiment elèctric (ⴄe). El rendiment mecànic inclou entre d’altres les pèrdues per fregament en els components mecànics i el rendiment de la caixa de canvis, mentre que el rendiment elèctric té a veure amb el generador i les seves pèrdues. 𝐶𝑝= ⴄ𝑎·ⴄ𝑚·ⴄ𝑒 Tal i com s’ha comentat prèviament, el límit superior del rendiment aerodinàmic és 0,593 (factor que determina la fracció màxima d’energia que es pot extreure del vent). Tot i això, ni els aerogeneradors amb els millors dissenys i eficiències s’apropen a aquest valor, que solen moure’s en valors al voltant de 0,35 - 0,5. A més, si hi afegim el rendiment mecànic i elèctric obtenim uns valors de Cp que poden arribar en els millors dels casos a valors de 0,45. Per tant, aquest coeficient de potència es pot definir com la relació entre la potència continguda al vent i la potència elèctrica neta obtinguda. 𝐶𝑝=𝑃𝑜𝑢𝑡 𝑃𝑖𝑛 =𝑃𝑒 𝑃𝑣 On Pout o Pe és la potència elèctrica obtinguda i Pin o Pv és la potència continguda del vent. En la Figura 19 s’ha representat en color groc el valor de la Cp en funció del vent. Aquesta gràfica és només un exemple i cada model d’aerogenerador té la seva pròpia funció de la Cp Pág. 41 en funció del vent. En blau s’hi representa la potència elèctrica obtinguda per a cada valor de velocitat del vent. Figura 19: Gràfica amb la corba de potència i la cp en funció de la velocitat del vent. [9] Per alta banda, també podem comparar els valors de potència del vent i la potència elèctrica neta obtinguda. Observem com la potència del vent augmenta proporcionalment al cub de la velocitat del vent, mentre que la potència elèctrica arriba a un punt en el que ja no augmenta i es manté estable en aquell valor. Això és degut a la Cp, que un cop arriba al valor de màxima eficiència comença disminuir ràpidament. Pàg. 48 Memòria Implementació del model amb PYTHON Aquest model d’optimització a estat implementat amb PYTHON i a continuació s’explicarà breument l’estructura que té, com s’organitzen les diferents carpetes i documents que contenen tant les dades inicials com els resultat i les llibreries utilitzades. Tot i que el model d’optimització està implementat en un sol arxiu de PYTHON, en total hi ha 5 arxius de PYTHON amb una funció especifica per a cadascun. Abans d’analitzar el arxius de PYTHON i l’estructura del l’algorisme, s’explicaran quines llibreries s’han utilitzat i un breu resum del que fa cadascuna. Llibreries • NUMPY: llibreria que ajuda a crear vectors i matrius així com nombroses funcions matemàtiques de gran complexitat. • PANDAS: llibreria utilitzada per a la manipulació i anàlisi de dades. Ajuda a estructurar i manipular dades en taules així com llegir i escriure dades en diversos formats d’arxiu. • PYOMO: llibreria utilitzada per a formular problemes d’optimització. S’utilitza el solver ‘GLPK’ per a problemes lineals. • MATPLOTLIB: llibreria utilitzada per a la creació de tot tipus de gràfics. Arxius PYTHON (.py) i carpetes Arxius: (### determina el nom del cas a estudiar). • ###_pd.py: Arxiu utilitzat per a extreure totes les dades (demanda horària, recurs renovable horari, CAPEX i OPEX de cada tecnologia, dades de turbines, etc.) dels documents .CSV continguts a la carpeta \CSV. • ###_pyomo.py: Arxiu on està implementat el model d’optimització. • ###_postpro.py: Arxiu per al tractament dels resultats obtinguts del model d’optimització. • ###_alpha_interation.py: Arxiu resoldre el problema d’optimització iterativament amb diferents valors del paràmetre alfa. • ###_plots.py: Arxiu per a la creació dels gràfics desitjats. Pág. 49 Carpetes: • \CSV: Carpeta on es troben guardats tots els documents .CSV d’on s’extreuen les dades. • \PostPro: Carpeta on es guarden els resultats en diferents arxius .CSV posteriorment d’haver sigut tractats per ###_postpro.py. • \Plots: Carpeta on es guarden els gràfics creats. Estructura i funcionament L’estructura del programa és la de la Figura 24 i el funcionament el següent: L’únic arxiu que s’ha d’executar és el ###_alpha_iterations.py i a partir d’aquí el mateix arxiu va cridant als altres arxius per necessitat. En primer lloc l’arxiu ###_pd.py extreu totes les dades necessaries dels documents .CSV situats a la carpeta \CSV. A continuació es crida l’arxiu ###_pyomo.py per resoldre el problema d’optimització i posteriorment amb l’arxiu ###_postpro.py es tracten els resultats i es guarden a la carpeta \PostPro. Seguidament s’actualitza el valor d’alpha i es torna resoldre el problema amb aquest nou valor i es tornen a tractar i guardar els resultats obtinguts. Aquest proces iteratiu es duu a terme fins que s’ha fet per a tots els valors d’alpha. Finalment, s’executa l’arxiu ###_plots.py per obtenir el gràfics dessitjats i es guarden a la carpeta \Plots. *El codi implementat en PYTHON també ha estat escrit pel grup CITCEA i una part important d’aquest treball ha estat entendre l’estrucura i com funcionen tots els arxius PYTHON. Els canvis de model esmentats a l’apartat Millora del model d’eòlica també s’han aplicat al codi de PYTHON. No només s’ha canviat el model a l’arxiu ###_pyomo.py, sino que també s’han adaptat tots els altres arxius, ja que tant els inputs (velocitats de vent, característiques turbina…) com els outputs (resultats de la optimització) són diferents. Figura 24: Estructura i flux de l’algorisme Pàg. 50 Memòria Aplicació de l’algorisme Com a última part del treball s’aplicarà l’algorisme a un cas realista (basat en un cas real) i s’analitzaran els resultats. Es considera un cas realista i no un cas 100% real per diverses raons. En primer lloc perquè, tot que l’algorisme és una eina molt potent, té les seves limitacions (no es contemplen les restriccions tècniques ni les de la xarxa elèctrica per exemple). En segon lloc perquè hi ha dades molt difícil de trobar i que varien molt depenent del cas d’estudi. També perquè, com es veurà més endavant, es faran suposicions i altres afirmacions per a simplificar l’estudi. Per aquestes raons doncs, es considera un estudi realista. Al final l’objectiu no és poder donar un valors reals, sinó veure com funciona l’algorisme, fer un anàlisi qualitatiu i mostrar que en cas que es disposessin de les dades necessàries els resultats podrien ser útils. Dades de demanda Les dades de demanda anual sí que són dades que podem trobar fàcilment. Per a l’estudi que es farà a continuació de diferents escenaris s’utilitzarà la demanda anual horària de la illa de Gran Canaria. S’utilitza aquesta ja que sabem que és un sistema aïllat i que no importa electricitat de fora. Les dades són d’accés lliures i les podem trobar a [4]. La demanda horària utilitzada té un màxim de 525 MW i un mínim de 255 MW. A continuació podem veure la Figura 25 i Figura 26 les gràfiques de les dades de demanda horària i diària. Figura 25: Demanda anual horària de la localització seleccionada. [4] Pág. 51 Figura 26: Demanda diària de la localització seleccionada. [4] Per a tots els casos s’ha establert que el temps de vida (lifetime) és de 25 anys, temps de vida aproximat d’un aerogenerador. Cas 1 a): Convencional + eòlica Per a aquest primer cas d’estudi només s’han inclòs centrals convencionals i energia eòlica. Per tant, consta del següent: • S’ha considerat que ja hi ha instal·lats 550 MW de capacitat en plantes de generació de carbó. Per a simplificar els càlculs, s’han unificat totes les centrals i s’ha considerat un OPEX mitjà. Els valors utilitzats són per al per al OPEX variable 0,026 €/kWh i per al fix 45 €/kW-any [13][15]. Pel que fa el CAPEX, com es considera que totes les centrals convencionals ja estan instal·lades i no s’instal·larà cap més, el valor és 0. • Pel que fa a renovables, en aquets primer cas només s’ha considerat energia eòlica. Tot i això s’ha separat en dos casos (on-shore i off-shore) amb les corresponents dades de costos, diferent recurs de velocitat de vent i diferent turbina. o On-shore (wind 1): Per a l’eòlica on-shore s’ha escollit el model de turbina Vestas V90 2000 amb la corba de potència mostrada a la Figura 27. El CAPEX Pàg. 52 Memòria i OPEX són 1900 €/kW i 30000 €/kW-any respectivament, valors mitjos extrets de [5][15]. Per últim les dades de velocitats de vent estan representades a la Figura 28 i han estat extrets de [11]. Figura 27: Corva de potència de la turbina Vestas V90/2000. [10] Figura 28: Gràfica amb la distribució horària de les velocitats on-shore de vent durant un any. [11] Pág. 53 o Off-shore (wind 2): Per a l’eòlica off-shore s’ha escollit el model de turbina Enercon E126/7500 amb la corba de potència mostrada a la Figura 29. Els valors de CAPEX i OPEX són 4000 €/kW i 110 €/kW-any respectivament, dades extretes novament de [5][15]. Les dades de vent estan graficades a la Figura 30 i han estat extretes de [11]. Figura 29: Corba de potència de la turbina Enercon E126/7500. [10] Figura 30: Gràfica amb la distribució horària de les velocitats de vent off-shore durant un any. [11] Podem observar com les gràfiques de les velocitat de vent són molt semblants. Això és degut Pàg. 54 Memòria a que, tot i haver seleccionat localitzacions al mar i terra respectivament, els períodes d’altes i baixes velocitats coincideixen en el temps, ja que l’extensió de la zona escollida (Gran Canaria) és relativament petita, i en general els moments de molt i poc vent coincideixen. Un altre motiu podria ser que les dades utilitzades pel renewables.Ninja [11] no siguin molt precises i la resolució sigui baixa. La única diferencia és que la gràfica del vent off-shore té una velocitat mitja superior a la d’on-shore 9,5 m/s i 6,7 m/s respectivament. A continuació es representarà en diferents gràfiques els resultats obtinguts per a als valors d’alfa: [0, 0.05, 0.1, 0.2, 0.3, 0.4, 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 0.9, 0.95, 0.97, 0.99]. Figura 31: Capacitat a instal·lar en funció d’alfa. Pág. 55 Figura 32: Nombre de turbines a instal·lar en funció d’alfa. Figura 33: Cost total en funció d’alfa. Pàg. 56 Memòria Figura 34: LCOE en funció d’alfa. Amb els resultats representats a la Figura 31, Figura 32, Figura 33 i Figura 34 es poden fer diverses apreciacions. En primer lloc, com era d’esperar, a mesura que s’incrementa la penetració de renovables al sistema (alfa), tant la capacitat a instal·lar de eòlica com el cost total incrementen. Per altra banda, pels valors d’alfa compresos entre 0 i 0,7, l’algorisme determina que només cal instal·lar eòlica on-shore. Això és degut a que, com l’objectiu és minimitzar el cost total i l’eòlica on-shore és més barata d’instal·lar que la off-shore, el programa determina que surt més a compte instal·lar només on-shore. A partir d’una alfa de 0,8, l’eòlica off-shore ja entra en joc, i clarament va guanyant protagonisme. Tot i tenir un cost més elevat, ja no surt tant rendible la instal·lació de només on-shore, ja que la off-shore té un recurs de vent millor. Una altre apreciació important a fer és el sobre-dimensionament que hi ha per a valors d’alfa elevats. Tenint en compte que la demanda màxima és de 525 MW, per a un alfa = 0,8 es necessiten instal·lar més de 2300 MW d’eòlica i per a alfa = 0,99 més de 16000 MW per a satisfer les condicions. Això és degut a que en els moments en que la velocitat del vent és molt baixa, la potència que poden generar les turbines és molt baixa, i la única manera d’augmentar-ho és afegint més turbines. Aquest nombre de turbines extra que s’afegeixen per als moments de poc vent, són totalment inútils en períodes de velocitats de vent més elevades, ja que amb un nombre menor de turbines ja es podria satisfer la demanda. Aquest efecte es pot veure clarament en la Figura 35 i Figura 36, on es representa el percentatge d’energia utilitzada respecte la disponible. Pág. 57 Figura 35: Percentatge de generació utilitzada per a cada tipus d’eòlica en funció d’alfa. Figura 36: Percentatge de generació utilitzada renovable total en funció d’alfa. A la Figura 35 podem veure com el percentatge d’energia utilitzada per a cadascun dels dos tipus d’eòlica és bastant diferent. Per a alfes fins a 0,7, com només hi ha eòlica on-shore instal·lada, el percentatge d’eòlica off-shore és zero. Per a l’eòlica on-shore, la tendència a la baixa que hi ha a mesura que s’incrementa alfa és degut al que s’ha comentat prèviament. Pàg. 64 Memòria Figura 45: Capacitat a instal·lar en funció d’alfa. Figura 46: Nombre de turbines a instal·lar en funció d’alfa. Pág. 65 Figura 47: Cost total en funció d’alfa. Figura 48: LCOE en funció d’alfa En aquest Cas 2 a) es poden fer diverses apreciacions i comparacions amb el Cas 1 a). En primer lloc, al afegir-se una tecnologia de generació renovable com és la solar fotovoltaica amb un cost inferior als dos tipus de renovables que ja hi havia en el Cas 1 (eòlica on-shore i Pàg. 66 Memòria off-shore) el cost total s’ha vist reduït, sobretot per a valors alts d’alfa. Figura 49: Comparativa cost entre Cas1 a) i Cas 2 a). Figura 50: Comparativa cost entre Cas1 a) i Cas 2 a) detallat. En la Figura 49, es veu com clarament per a alfes properes a 1 el cost és molt inferior. A la Figura 50, s’ha ampliat la gràfica per a valors d’alfa inferiors a 0.7, i s’observa com la diferencia de cost no és tant exagerada com per a alfes grans, però si que mostra com el cost també es redueix. Pág. 67 Per altra banda, tot i que el recurs de la fotovoltaica és més limitat que el vent, per a valors d’alfa inferiors a 0,3 l’algorisme determina que només cal instal·lar fotovoltaica per a satisfer les condicions imposades. A mesura que s’augmenta l’alfa, l’algorisme actua de la mateixa manera que anteriorment, determinant que primer cal començar instal·lar eòlica on-shore i quan s’arriba a valors encara més elevats, eòlica off-shore. Si mirem també les gràfiques de capacitat a instal·lar i nombre de turbines podem observar com el fet d’instal·lar solar fotovoltaica fa que el valor de capacitat a instal·lar i per tant el nombre de turbines disminueixi. Si ens fixem en la gràfica de nombre de turbines de la Figura 46 en comparació amb al de la Figura 32 (corresponent al Cas 1 a)) veiem com els valors s’ha disminuït a aproximadament la meitat i el pic que hi ha a l’eòlica on-shore s’ha desplaçat cap a la dreta. Figura 51: Percentatge de generació utilitzada per a cada tipus d’eòlica en funció d’alfa. Pàg. 68 Memòria Figura 52: Percentatge de generació utilitzada renovable total en funció d’alfa. Novament, en la Figura 51 i Figura 52 s’observa com el percentatge d’energia utilitzada decreix a mesura que augmenta la alfa. Com en els casos anteriors, és degut al sobre dimensionament. Cas 2 b): Convencionals + eòlica + solar fotovoltaica (amb limitacions) Com en el Cas 1 b), s’han imposat restriccions del nombre màxim de turbines a instal·lar i s’han afegit de la capacitat màxima de la solar fotovoltaica a causa de les limitacions territorials. S’ha mantingut la restricció de 60 turbines com a màxim per a l’eòlica on-shore i s’ha afegit per a la fotovoltaica un limitació de 350 MW de potència. Aquestes dades s’han decidit mitjançant una comparació amb altres territoris on hi hagi tant energia eòlica com fotovoltaica instal·lada. Fent la relació entre l’extensió del territori i la nombre de turbines o la capacitat fotovoltaica s’han decidit aquest números. Com abans, els valors d’alfa pels quals s’ha executat són: [0, 0.05, 0.1, 0.2, 0.3, 0.4, 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 0.9, 0.95]. Els valors 0,97 i 0.99 s’han eliminat de la Figura 53, Figura 54, Figura 55 i Figura 56 per a que els gràfics no estiguin desescalats i els resultats es puguin veure més clarament. Pág. 69 Figura 53: Capacitat a instal·lar en funció d’alfa. Figura 54: Nombre de turbines a instal·lar en funció d’alfa. Pàg. 70 Memòria Figura 55: Cost total en funció d’alfa. Figura 56: LCOE en funció d’alfa. Els resultats mostren com, tot i afegir les restriccions de capacitat màxima i nombre de turbines màximes, el comportament és molt similar a l’anterior. Per a alfes petites només cal instal·lar fotovoltaica fins que per a una alfa entre 0,2 i 0,3 s’assoleix el màxim establert. Per a alfes una mica majors entra l’eòlica on-shore fins que assoleix el seu màxim per a una alfa d’entre 0,3 i Pág. 71 0,4 i a partir d’aquí s’afegeix eòlica off-shore. Figura 57: Comparativa cost entre Cas1 b) i Cas 2 b). Figura 58: Comparativa cost entre Cas1 b) i Cas 2 b) detallat. Novament el cost s’ha vist reduït pel fet d’incorporar una nova tecnologia de generació renovable més barata de les que ja hi havia anteriorment. Pàg. 72 Memòria Figura 59: Percentatge de generació utilitzada per a cada tipus d’eòlica en funció d’alfa Figura 60: Percentatge de generació utilitzada renovable total en funció d’alfa. Com en tots els altres casos el percentatge d’energia utilitzada cau de forma molt ràpida per alfes major a 0,6 a mesura que s’augmenta el valor d’alfa. Com aquest és el cas més complet i pròxim a la realitat, a continuació s’adjunten la Figura 61, Figura 62, Figura 63 i Figura 64, quatre gràfiques complementaries en les que es veu la Pág. 73 generació anual per dia i mes i més detalladament per dia en els mesos de gener i agost. Correspon a un valor d’alfa de 0,6. Figura 61: Generació diària durant tot un any Figura 62: Generació mensual durant tot un any. Pàg. 80 Memòria Pág. 81 Bibliografia [1] GWEC, Global Wind Report 2021. Bèlgica, Març 2021. Disponible a: https://gwec.net/global-wind-report-2021/#Data [2] AEE (Asociación Española Eólica. Actualidad eòlica. [en línia] Madrid, España. [Consulta: Abril 2021]. Disponible a: https://www.aeeolica.org/comunicacion/laactualidad-eolica/4563-la-eolica-alcanza-los-27-446-mw-instalados-y-supera-suaportacion-anual-al-mix-en-espana-tras-un-ano-de-intensa-actividad [3] AEE (Asociación Española Eólica), Anuario Eólico 2020. España, Julio 2020. Disponible a: https://www.aeeolica.org/anuario/2020/# [4] Red Eléctrica Española, REE. ESIOS [en línia]. España. [Consulta: Març-Juny 2021]. Disponible a: https://www.esios.ree.es/es [5] IRENA, International Renewable Energy Agency, Renewable Power Generation Costs 2019. Abu Dhabi, 2020. Disponible a: Renewable Power Generation Costs in 2019 (irena.org) [6] J.F Manwell, J.G McGowan, A.L Rogers, Wind energy exlained. Theory, design and application. EEUU, 2009. ISBN 987-0-470-01500-1 [7] Tyler Stehly, Philipp Beiter, Patrick Duffy, 2019 Cost of Wind Energy Review. Denver, EEUU, 2020. Disponible a: https://www.nrel.gov/docs/fy21osti/78471.pdf [8] Christopher Helman. How Green Is Wind Power, Really? A New Report Tallies Up The Carbon Cost Of Renewables. Forbes. Abril 2021. How Green Is Wind Power, Really? A New Report Tallies Up The Carbon Cost Of Renewables (forbes.com) [9] David E. Watson, FT Exploring, Wind Turbine Power Coefficient (Cp). 2015. [Consulta: abril 2021]. Disponible a: https://www.ftexploring.com/wind-energy/wind-powercoefficient.htm [10] The Wind Power, Wind Energy Market Inteligence. Fabricantes y Aerogeneradores. 2005-2021. [Consulta: abril / maig2021] Disponible a: https://www.thewindpower.net/turbines_manufacturers_es.php [11] Stefan Pfenninger, Iain Staffell. Renewables.Ninja. Dispobinle a: https://www.renewables.ninja/ Pàg. 82 Memòria [12] The Royal Academy of Engineering, Wind Turbine Power Calculations. Regne Unit. Disponible a: https://www.raeng.org.uk/publications/other/23-wind-turbine [13] U.S Energy Information Administration, U.S. coal plant retirements linked to plants with higher operating costs. EEUU, 2019. [Consultat: Maig 2021] Disponible a: https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=42155 [14] Danish Wind Industry Assciation, History of wind turbines. Dinamarcca, 2003. [Consultat: abril 2021] Disponible a: http://xn--drmstrre-64ad.dk/wpcontent/wind/miller/windpower%20web/en/pictures/index.htm [15] EIA, U.S Energy Information Administration. Capital Cost And Performance Characteristics Estimates For Utility Scale Electric Power Generation Tachnologies. EEUU, ferbrer 2020. [Consultat: Maig 2021]. Disponible a: https://www.eia.gov/analysis/studies/powerplants/capitalcost/pdf/capital_cost_AEO202 0.pdf