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En el aniversario de la energía eólica en Chile reflexionemos sobre los logros y desafíos

La energía eólica cumple 20 años en Chile. En noviembre de 2001 se inauguró el primer parque eólico de nuestro país, marcando un hito en materia de ERNC al poner en marcha las tres torres de Alto Baguales, en las cercanías de Coyhaique, con una capacidad de 2MW, capaz de abastecer a cerca de 40 mil familias de la zona.

En una década, Chile ha logrado levantar un total de 41 parques eólicos, multiplicando por mil la generación en base al viento: hoy la capacidad instalada es de aproximadamente 2.600 MW, equivalentes a casi el 10% de la capacidad total de generación de electricidad del país.

Los beneficios de la energía eólica son bastante conocidos. Es la tecnología más eficiente para producir energía de forma segura y ambientalmente sostenible: sin emisiones, inagotable y competitiva.

Además, los parques eólicos -a diferencia de otra tecnología- son fáciles de montar, utilizan porcentaje menor del área donde se emplazan, son compatibles con otras actividades como las agrícolas, ganaderas y la silvicultura, y las zonas son fácilmente recuperadas.

La energía eólica junto con la solar son las principales tecnologías que han llevado a Chile a situarse dentro de los países líderes en términos de integración de energía renovable no convencional (ERNC).

El camino que está recorriendo el país en materia de energía tiene señales auspiciosas, con metas importantes por alcanzar, que requieren compromiso, inversiones y decisiones que son cruciales para lograr la transformación energética y al mismo tiempo garantizar su sostenibilidad.

En la Estrategia Climática de Largo Plazo (ECLP), recientemente presentada por los distintos sectores industriales y encabezada por el ministerio de Medioambiente, se establece la meta del retiro del 65% de la generación a carbón de la matriz nacional para el 2025 y de retirar o reconvertir el 100% de las centrales a carbón para el 2040. Paralelamente, se establece la meta de tener al 2030 un 80% de la generación eléctrica proveniente de fuentes renovables.

Para poder alcanzar estas metas, son diversos los desafíos que se presentan, destacándose el desarrollo de infraestructura de transmisión y almacenamiento energético. Esto es fundamental para aprovechar el aporte creciente de las ERNC.

En materia de transmisión, los mayores desafíos apuntan al fortalecimiento de las redes. En los últimos meses de 2020 se registró hasta un 5% de vertimiento, que es una pérdida que no nos podemos permitir. Tenemos 6.000 MW de ERNC que van a ingresar al sistema y si queremos una descarbonización completa, necesitamos construir líneas para que esta energía pueda ser evacuada y llevada a los centros de consumo. Son desarrollos que hay que planificar ya que, si bien una central renovable se puede construir en dos años, la construcción de una línea de transmisión puede tardar de 5 a 8 años.

Otra opción para evitar los vertimientos de energía es el desarrollo de sistemas de desconexión automática de carga (EDAG) así como otros dispositivos de electrónica de potencia. Esta tecnología, de la cual ya tenemos experiencia de éxito en Chile, podría ser implementada en el corto plazo. Ello también requiere de una estrategia consensuada que dé garantías y promueva el interés por parte de los desarrolladores de estas tecnologías.

Asimismo, la incorporación masiva de sistemas de almacenamiento, como las baterías, por ejemplo, es deseable ya que daría flexibilidad al sistema y facilitaría el recambio de generación contaminante por generación renovable no convencional en base 24 horas, manteniendo la seguridad y confiabilidad del sistema.

Energía eólica: Siemens Gamesa destaca avances en digitalización para optimizar valor de activos

Energía eólica: Siemens Gamesa destaca avances en digitalización para optimizar valor de activos

En la industria de generación eólica, uno de los factores clave, que determina la rentabilidad de la inversión y la calidad del servicio, es la disponibilidad de los activos. Dado que los aerogeneradores están generalmente situados en lugares remotos y alejados de los centros urbanos, las soluciones digitales de diagnóstico basadas en procesamiento de datos pueden reducir el número de visitas de servicio, permitiendo realizar diagnóstico y resolución de problemas de forma remota, mejorando así los niveles de disponibilidad. Adicionalmente, un diagnóstico remoto oportuno y acertado permite minimizar el impacto de posibles fallas, evitando daños mayores en los componentes afectados o en sistemas adyacentes.

«Como compañía pionera de la industria de las energías renovables y con una sólida presencia en Latinoamérica, Siemens Gamesa lidera el camino hacia un futuro más limpio, con excelencia en ingeniería y servicios de mantenimiento inteligentes que permiten monitoreo, operación y mantenimiento remoto de los parques eólicos, logrando así que los activos informen de forma proactiva el tipo de servicio que requieren y cuándo realizarlo, para lograr una operación más eficiente y optimizada», destaca Gustavo Valbuena, director de Ventas de Servicios para Siemens Gamesa en Latinoamérica.

«A través del diagnóstico predictivo y el monitoreo de la condición y del desempeño de los activos, 24 horas al día, 365 días al año, que realizan nuestros centros de control situados alrededor del mundo, detectamos y damos respuesta a cualquier problema antes de que se convierta en una falla crítica. El beneficio de esto es: Un mantenimiento con costos reducidos y más planificado, así como una mayor disponibilidad de los activos de generación que incrementa la rentabilidad en la operación», indica el ejecutivo.

Adicionalmente a los sistemas de monitoreo remoto, Siemens Gamesa cuenta con soluciones digitales avanzadas para garantizar la integridad de los componentes críticos del aerogenerador, que son clave para maximizar la producción de energía del parque.

Gustavo Valbuena

 Blade Integrity Management (BIM)

La respuesta de Siemens Gamesa para garantizar la integridad de las palas a lo largo de la vida de la turbina es el programa BIM, que comprende tanto la inspección avanzada como el mantenimiento predictivo y preventivo, así como las reparaciones requeridas. Dentro del módulo de Inspección de BIM se incluye la herramienta VBAI (Vision Based Asset Integrity), una plataforma digital basada en la nube que, haciendo uso de datos históricos de mantenimiento, potencia la correcta toma de decisiones para una estrategia optimizada de mantenimiento.

«A través de la herramienta VBAI, Siemens Gamesa consigue automatizar el proceso de evaluación del estado de condición de una pala, pasando de más de 12 horas de trabajo manual a menos de 2 horas. Los datos obtenidos en la inspección se analizan mediante técnicas de inteligencia artificial y machine learning, y se validan con el asesoramiento del equipo de ingenieros expertos para que nuestros clientes puedan priorizar y planificar de forma correcta y eficaz las acciones requeridas y su costo», señala Valbuena, quien tiene como sede la oficina comercial de Siemens Gamesa en Chile.

Análisis de vibraciones para análisis predictivo de fallas

Para anticipar fallas futuras en componentes críticos y definir medidas de mitigación, Siemens Gamesa ofrece tecnología de diagnóstico predictivo basado en análisis de vibraciones. La información para análisis de vibraciones, se obtiene a partir de un sistema de monitoreo denominado Turbine Condition Monitoring (TCM) que se instala en todos los aerogeneradores del parque. El sistema recopila datos de vibración a través de múltiples sensores colocados en el tren de potencia de las turbinas.

La información obtenida desde el sistema de monitoreo alimenta modelos de mantenimiento predictivo que permiten planificar los correctivos necesarios con suficiente anticipación para impedir daños mayores o paradas de máquina prolongadas, que se traducen en pérdidas de producción del parque.

Bjoekhoejden I Wind Power Plant

Reduciendo el OPEX

Valbuena resalta las ventajas tener integrados los centros de control, centros logísticos y la red de personal técnico en parque, así como la utilización de herramientas de predicción meteorológica y de precios de energía que “permiten detectar las ventanas óptimas ejecución de los trabajos, con una correcta planificación de actividades, así como las herramientas y repuestos requeridos para dichos trabajos. Esto garantiza un mantenimiento preventivo o correctivo eficiente, con el menor impacto en el caso de negocio del cliente.

«Creemos que el futuro de los servicios de mantenimiento se orienta hacia la excelencia operativa basada el procesamiento de datos. Usando plataformas de big data y técnicas analíticas avanzadas, ofrecemos un mantenimiento más predictivo y preventivo. El objetivo es: mayor confiabilidad, seguridad y disponibilidad de los activos, mejorando la planificación y ejecución del mantenimiento, así como su costo», afirma Valbuena.

Lo expresado por el directivo, va en línea con la visión global de Siemens Gamesa. Ser el líder mundial en la industria de las energías renovables, impulsando la transición hacia un mundo sostenible como socio de soluciones de mantenimiento y optimización de los activos, ofreciendo un servicio de atención integral y de por vida a través de la innovación y la digitalización.

Energía eólica: parque de Enap inyectó 27.132 MWh en primer año de operaciones

Energía eólica: parque de Enap inyectó 27.132 MWh en primer año de operaciones

A un año de haber iniciado sus operaciones, el parque eólico Vientos Patagónicos de Enap logró alcanzar un factor de planta de 43%, inyectando a la fecha 27.132 MWh al Sistema Eléctrico de Punta Arenas, lo que equivale al suministro de 10.000 hogares al mes en Punta Arenas, por lo que la próxima meta es llegar a 15.000 hogares en el territorio.

Según explica Flavio Soares, director de Operaciones de Enap, el principal desafío ahora es disminuir el vertimiento o energía no producida, por la limitación de despacho del Operador Principal del Sistema. «De esta forma, aumentaremos el factor de planta, que en Cabo Negro puede alcanzar hasta el 56%, uno de los más altos del mundo, pensando que el promedio en nuestro país es de 30%».

Los tres aerogeneradores del parque -que se alzan a un costado de la ruta 9 norte, en el kilómetro 23- tienen una altura de 69 metros y sus palas un diámetro de 112 metros. En conjunto pueden inyectar al sistema hasta 10,35 MW de potencia en su máximo desempeño, lo que se traduce en energía limpia para unos 15 mil hogares.

«El parque todavía puede seguir creciendo. Una vez que logremos disminuir el vertimiento, podremos llegar a cubrir efectivamente unos 15 mil hogares. Por el momento, la operación real, considerando el recurso del viento y las limitaciones del sistema, hemos podido abastecer la energía eléctrica del orden de 10.000 hogares por mes», especificó David Labra, ingeniero de Mercado Eléctrico de la empresa.

La operación del parque fue resaltada por el seremi de Energía de Magallanes, Víctor Fernández, quien lo calificó como un salto cuantitativo para la región: “Los resultados que está teniendo esta iniciativa renovable, vinieron a fortalecer y corroborar el potencial eólico de la región. Esto está resultando clave para despertar el interés de inversiones que ya están poniendo su mirada en nuestra Patagonia, a fin de desarrollar proyectos asociados al hidrógeno verde, el combustible del futuro».

La operación del Parque es realizada por Pecket Energy S.A., empresa que es parte de la sociedad Vientos Patagónicos SpA. en conjunto con Enap. Pecket Energy también es propietaria del Parque Eólico Cabo Negro, por lo cual cuenta con experiencia en la operación de un parque eólico en la región. De igual forma, Pecket tiene un contrato de servicio con el tecnólogo de los aerogeneradores (Vestas) y bajo dicho contrato, éste último es responsable por todas las actividades de  mantenimiento de los tres aerogeneradores de Vientos Patagónicos.

Impacto

La inversión total de este proyecto supera los US$22 millones, de los cuales US$5 millones fueron aportados por el Gobierno Regional de Magallanes.

Su entrada en operación permitió aumentar la participación de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) desde un 2% a un 18% en Magallanes. De igual forma, el parque tiene un impacto concreto en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y material particulado, mejorando así el bienestar y la calidad de vida de los habitantes de esta zona, en especial de la ciudad de Punta Arenas y sus áreas más próximas.

De acuerdo a la información entregada por el seremi, desde la entrada en operación del parque, los más de 27 mil MWh que ha aportado al sistema eléctrico equivalen, por ejemplo, a dejar de enviar a la atmósfera 4 Kilotoneladas de CO2.

«Dicho de otro modo, es la capacidad de absorción de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que tienen 250 hectáreas de bosque nativo, o bien, evitar las emisiones contaminantes de unos 2.200 vehículos livianos durante un año. Claramente se trata de un impacto muy positivo desde el punto de vista medioambiental y social», precisó la autoridad.

Energía eólica: Comisión de Evaluación Ambiental de Antofagasta aprobó proyecto de 980 MW

Energía eólica: Comisión de Evaluación Ambiental de Antofagasta aprobó proyecto de 980 MW

La Comisión Ambiental de Antofagasta calificó favorablemente el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto «Parque Eólico Horizonte», de Colbún, que contempla 980 MW de capacidad instalada, con una inversión estimada de US$700 millones, para emplazarse en la comuna de Tal Tal, previendo una generación promedio anual de 2.000 GWh al año.

Según la resolución informada al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), la iniciativa «cumple con la normativa de carácter ambiental aplicable».

Características

Específicamente, el proyecto considera el funcionamiento de 140 aerogeneradores, con una potencia nominal máxima de 7 MW cada uno y altura de buje máxima de 120 metros, al cual van adosadas tres aspas de 90 metros de longitud máxima cada una, lo cual implica un diámetro de rotor de 180 metros, alcanzando una altura máxima de 210 metros sobre el nivel del suelo. La velocidad de viento de arranque de los aerogeneradores será de 2,5 metros por segundo (m/s), y la velocidad de corte será de 25 m/s.

Los distintos aerogeneradores del parque se conectarán entre sí a través de una red subterránea, en una tensión de 33 kV, trazadas al costado de los caminos interiores del parque eólico, y en dirección a las celdas colectoras de las dos subestaciones eléctricas elevadoras que transformarán la tensión de 33 kV a 220 kV, considerando un ancho promedio de 4 metros en cada lado del camino, resultando en una ocupación estimada en aproximadamente 76 hectáreas.

Las dos subestaciones eléctricas elevadores (Norte y Sur) recibirán la energía generada por los distintos aerogeneradores e incrementarán la tensión de 33 kV a 220 kV mediante tres transformadores de potencia en cada subestación elevadora, con el fin de conectar el parque a la red eléctrica nacional.

«Las líneas de transmisión eléctrica (LAT) conectarán las subestaciones del parque eólico con la futura Subestación seccionadora Parinas. Ambas líneas serán de doble circuito y 220 kV de tensión nominal. La LAT Norte cuenta con 47 torres con una longitud aproximada de 15,9 kilómetros, mientras la LAT Sur cuenta con 29 torres con una longitud aproximada de 9,9 kilómetros», indica el proyecto.