Wind gust forecast, in support of wind energy

 

Autor(es):

Gutiérrez Arce, Alejandro

Tipo:

Tesis de doctorado

Tutor(es) / Supervisor(es):

Fovell, Robert

Versión:

Aceptado

Resumen:

Recently, a number of countries have taken new initiatives with regard to energy technology applications related to the installation of wind turbines, which convert the kinetic energy of the wind into electric power to supply electricity systems. Uruguay, in particular, is one of the countries at the forefront of new energy technology applications; currently, the country's relative wind power participation rate is one of the highest in the world. This reality implies the need for a better understanding of the physical phenomena related to wind in the atmospheric planetary boundary layer (PBL). Given the need to quantify wind resources for the development wind farms, the number of towers collecting new observational data in Uruguay has increased. These towers are typically located 100 meters above ground level (AGL). The present work was possible due the assistance provided by the National Electric Company of Uruguay (UTE), which provided access to wind data. The aim of this work was to develop a wind gust parametrization model at wind turbine height, based on numerical simulation of a mesoscale model. This thesis contains results of numerical simulations run on the Cluster FING-UdelaR, Unipampa, and SENAI CIMATEC cluster Yemoja. Wind gusts are relevant to di erent wind engineering applications. Therefore, development of an operational wind forecast model could help manage electrical systems with relatively high levels of wind power participation, such as those in Uruguay, which has a wind power participation of 35 %. It was observed that both gust magnitude and factors (the ratio of gusts to mean wind speed) increased as the atmosphere became less stable, and the results indicated an asymptotic gust factor value of 1.33. A characteristic observed bulk Richardson number Ri was identi ed for gusty cases -0.2 < Ri < 0 in the rst 100 meters AGL. All PBL schemes run in the mesoscale Weather Research and Forecast (WRF) model under-predict the shear in the rst 100 m for gusty cases when observed gust g > 15m=s. The forecast Ri is over-predict for all PBL schemes. For all PBL schemes, the established, theory-based gust parameterizations based on mean velocity and friction velocity data from the ECMWF model provided reasonable forecasts of the gusts at hub wind turbine height (100 m) with increasing skill as the grid resolution was increased. We propose a gust parameterization (GP) that includes a discrimination of stability computing OT/Oz, and discrimination of gusty cases based on Ri, computing the velocity at the top of the PBL VMAX as an input in the parameterization. The GP shows better performance in the gross domain (12 km). Increased mean and gust values were forecast with increasing horizontal grid resolution, and it was observed that skill at forecasting gusty cases increased with increasing grid resolution. Analysis of time intervals for forecast alarms for gusty cases showed an increase in true alarms and a decrease in false alarms when the time interval increased. The proposed GP can be useful in an operational model because of better skill in gross domain, wich means, could be implemented with lower computational cost. This work did not evaluate the forecast horizon, and can be considered as providing better con guration relative to other models. If an operational model is to be implemented, further analysis of the time horizon and impact on skill while working with ensembles need to be computed.
Recientemente un número significativo de países han tomado la iniciativa de avanzar en el uso de la energía eólica, dicha tecnología convierte la energía cinética contenida en el viento en energía eléctrica suministrada a los sistemas eléctricos. Uruguay es uno de los países destacados estando en los primeros lugares en el mundo en lo que se refiere a la participación relativa de la energía eólica en el sistema. Esta realidad implica la necesidad de avanzar en el entendimiento de los fenómenos físicos relacionados con el viento en la Capa Limite Atmosférica (CLA). Dada la necesidad de cuantificar el recurso eólico y el desarrollo de parques eólicos, se han incrementado el numero de torres de medición instaladas en Uruguay. Estas torres registran mediadas típicamente a los 100 metros de altura sobre el nivel del suelo. Este trabajo fue posible dado el apoyo y la disponibilidad de datos brindados por parte de UTE. La motivación del presente trabajo es desarrollar un modelo de ráfagas a alturas del eje de los aerogeneradores, para su aplicación en la simulación numérica en modelos de circulación atmosférica de mesoescala. Este trabajo contiene simulaciones numéricas realizadas en Cluster FING-UdelaR, Unipampa, and SENAI CIMATEC cluster Yemoja. Las ráfagas son relevantes para diferentes aplicaciones de la ingeniería. El desarrollo de un modelo operacional de pronóstico de variables asociadas al viento, resulta de ayuda para la gestión del sistemas eléctricos con altos niveles de participación de energía eólica como lo es el sistema uruguayo con una participación relativa de 35%. Del análisis realizado se observa que tanto las ráfagas como el factor de ráfagas (definido como el cociente entre la ráfaga y la velocidad media) se incrementan en la medida que la atmosférica se vuelve menos estable, los resultados muestran un valor asintótico del factor de ráfaga igual a 1.33. Se identificó un número característico de Richardson Ri en los primeros 100 m sobre el nivel del suelo, para los casos de eventos de ráfagas significativas -0.2 < Ri < 0. Todos los esquemas numéricos de CLA simulados en el modelo de mesoescala Weather Research and Forecast (WRF) subestiman el cortante en los primeros 100 metros de altura para condiciones de eventos de ráfaga g > 15m=s. Es sobrestimado el Ri para todos los esquemas numéricos simulados. Para todos los esquemas de CLA simulados, el modelo clásico basado en la velocidad media y la velocidad de fricción ECMWF, muestra capacidad de pronosticar ráfagas a las alturas típicas de los ejes de los aerogeneradores (100 m) con mejores resultados a medida que se aumenta la resolución de la grilla. Proponemos una parametrización de ráfagas (Gust Parametrization GP) discriminando la estabilidad a partir del gradiente vertical de temperatura OT/Oz, una discriminación de eventos de ráfagas significativas por el numero de Ri, calculando la velocidad en el tope de la CLA (VMAX) como variable de entrada en la parametrización. El GP muestra mejor desempeño en el dominio de menor resolución (12 km). Se observa un incremento de la velocidad media y las ráfagas pronosticadas, a medida que se incrementa la resolución horizontal del modelo, se observan mejores resultados en el pronostico de las rafagas a medida que aumenta la resolución del modelo. Analizando los intervalos de tiempo para el desarrollo de un sistema de alarmas, se observa un incremento de aciertos y un decenso en las falsas alarmas a medida que aumenta el intervalo de tiempo considerado. El modelo GP propuesto puede ser de utilidad en modelos operacionales dado su mejor desempeño en el dominio de menor resolución de grilla horizontal, lo que implica que puede ser implementado con menores costos computacionales. En este trabajo no se evaluó el horizonte de pronostico, el mismo puede ser considerado como una evaluación de modelos en términos de identificar las configuraciones más adecuadas. En el caso de la implementación de un modelo operacional, se debe analizar el impacto del horizonte de pronostico en el desempeño, así como el impacto del uso de corridas de conjuntos.

Año:

2017

Idioma:

Inglés

Temas:

ENERGIA EOLICA
VIENTO

Institución:

Universidad de la República

Repositorio:

COLIBRI

Enlace(s):

https://hdl.handle.net/20.500.12008/22462

Nivel de acceso:

Acceso abierto