Guia Eolica by CIFES Chile

GUÍA

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EÓLICA

Desarrollo de proyectos pequeños y medianos

Guía de desarrollo de pequeños y medianos proyectos de Energía Eólica

Publicado por: Centro de Energías Renovables (CER) Agustinas 640, piso 16 Santiago, Chile www.cer.gob.cl Autor: Ricardo León Cifuentes Comisión de Revisión: Daniel Almarza, Centro de Energías Renovables Pablo Tello, Centro de Energías Renovables Camila Vasquez, Ministerio de Energía Gabriel Merino, Universidad de Concepción Jorge Meyers, SEAWIND Renato Hunter, Universidad de la Frontera Franco Aceituno, Cooperativa Regional Eléctrica Llanquihue Arturo Kuntsmann Alberto Torres, Solute Joan Santamaría, ENALTECO Editor: Rodrigo Calderón Vieytes Diseño y Diagramación: Constanza Barrios Moreno ISBN: 934-234-5678-0987 Santiago de Chile, Octubre 2013

PRESENTACIÓN El Centro de Energías Renovables (CER) es la agencia del Gobierno de Chile que busca aunar los esfuerzos públicos y privados en pos de disminuir las barreras que enfrentan las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de modo de aumentar su participación en la matriz energética nacional. Una de estas barreras es el acceso a información de primera línea respecto de los requisitos, aspectos claves y conocimientos teórico-prácticos acerca de cómo gestionar un proyecto eólico, desde sus inicios hasta su entrada en operación. Chile tiene importantes recursos eólicos que pueden ser utilizados tanto para inyectar electricidad a la red como para el segmento del autoabastecimiento energético para los sectores industriales o comerciales, por lo que con mucho orgullo presentamos esta Guía de Desarrollo de proyectos eólicos de pequeña y media escala. Invitamos a los desarrolladores a usar esta guía, compartirla, difundirla y enriquecerla con sus propias experiencias, de modo de contribuir a la difusión y fortalecimiento de esta industria, sobre todo en el desarrollo regional.

María Paz De La Cruz Directora

Ejecutiva

Índice Introducción................................................................................................................................................................................................................................1 Capítulo I: CONCEPTOS GENERALES............................................................................................................................................................................5 1.1 CONVERSIÓN DE LA ENERGÍA DEL VIENTO............................................................................................................................................6 1.2 LIMITE DE BETZ......................................................................................................................................................................................................7 1.3 FAMILIAS DE AEROGENERADORES.............................................................................................................................................................7 1.3.1 Turbinas de eje Vertical......................................................................................................................................................................7 1.3.2 Turbinas de eje Horizontal..............................................................................................................................................................8 1.4 CURVA DE POTENCIA..........................................................................................................................................................................................9 1.5 TIPOS DE PROYECTOS EÓLICOS...................................................................................................................................................................9 1.5.1 Sistemas conectados a la red (“On Grid”)..............................................................................................................................9 1.5.2 Sistema aislado (“Off Grid”)...........................................................................................................................................................11 1.5.3 Sistema híbrido aislad.....................................................................................................................................................................11 Capítulo II: CARACTERIZACIÓN DEL RECURSO EÓLICO..................................................................................................................................15 2.1 ORIGEN DEL VIENTO Y SUS MANIFESTACIONES................................................................................................................................16 2.2.1 Vientos dominante.............................................................................................................................................................................16 2.2.2 Vientos locales......................................................................................................................................................................................16 2.2.3 Obstáculos y turbulencias.............................................................................................................................................................16 2.2 FUENTES DE INFORMACIÓN DEL RECURSO EÓLICO........................................................................................................................17 2.2.1 Inspección visual...................................................................................................................................................................................17 2.2.2 Mapas eólicos.........................................................................................................................................................................................18 2.2.3 Estaciones meteorológicas............................................................................................................................................................18 2.2.4 Perfiles diarios y por estación del año..................................................................................................................................18 2.3 HERRAMIENTAS DE CARACTERIZACIÓN DEL RECURSO EÓLICO................................................................................................19 2.3.1Histograma.................................................................................................................................................................................................19 2.3.2 Rosa de los vientos...........................................................................................................................................................................19 2.3.3 Distribución de Weibull..................................................................................................................................................................19 2.3.4 Nivel de turbulencia.........................................................................................................................................................................20 2.3.5 Clases de Viento.................................................................................................................................................................................20 2.3.6 Velocidad de sobrevivencia.........................................................................................................................................................21 2.4 CAMPAÑA DE MEDICIÓN.............................................................................................................................................................................21 2.4.1 Consideraciones Generales........................................................................................................................................................21

Capítulo III: DESARROLLO DEL PROYECTO ........................................................................................................................................................................23 3.1 ANÁLISIS DE LA DEMANDA ....................................................................................................................................................................................23 3.1.1 Potencia de equipos a alimentar ........................................................................................................................................................23 3.1.2 Corriente continua (cc) o corriente alterna (ca).........................................................................................................................24 3.1.3 Horas de uso y factor de diversidad...................................................................................................................................................24 3.1.4 Descripción gráfica del consumo .......................................................................................................................................................25 3.1.5 Selección nivel de tensión ......................................................................................................................................................................25 3.1.6 Acumulación de Energía en baterías. ...............................................................................................................................................26 3.2 DIMENSIONAMIENTO ................................................................................................................................................................................................26 3.2.1 Tabulación del consumo energético .................................................................................................................................................26 3.2.2 Método de Dimensionamiento N°1: La velocidad media del viento ............................................................................27 3.2.3 Método de Dimensionamiento N°2: Curvas de densidad de potencia .......................................................................28 3.2.4 Softwares de modelación de parques eólicos ............................................................................................................................29 3.2.5 Consumo versus generación ..................................................................................................................................................................30 3.3 SELECCIÓN DE COMPONENTES DEL SISTEMA EÓLICO...........................................................................................................................30 3.3.1 Aspectos preliminares. ..............................................................................................................................................................................30 3.3.2 Selección de la turbina. ............................................................................................................................................................................30 3.3.3 Sistemas de control y seguridad .........................................................................................................................................................31 3.3.4 Selección del inversor ...............................................................................................................................................................................34 3.3.5 Selección de la batería ..............................................................................................................................................................................34 3.3.6 Ductos y cableados. ....................................................................................................................................................................................35 3.3.7 Tableros y protecciones ............................................................................................................................................................................35 3.3.8 Torres y estructuras de soporte ...........................................................................................................................................................35 3.3.9 Emplazamiento de las turbinas eólicas. .........................................................................................................................................36 3.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO.....................................................................................................................................................38 3.4.1 Costos. .................................................................................................................................................................................................................38 3.4.2 Ingresos ..............................................................................................................................................................................................................38 3.4.3 Cálculo del periodo de retorno. ...........................................................................................................................................................40 Capítulo IV: MANTENCIÓN DE SISTEMAS EÓLICOS ....................................................................................................................................................45 4.1 MANTENIMIENTO................................................................................................................................................................................................45 4.1.1 Inspección visual periódica ....................................................................................................................................................................46 4.1.2 Mantención de componentes mecánicos .....................................................................................................................................46 4.1.3 Mantención de componentes eléctricos .......................................................................................................................................47 REFERENCIAS ....................................................................................................................................................................................................................................49 ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................................................................................................................................................51 ÍNDICE DE TABLAS .........................................................................................................................................................................................................................55

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INTRO DUCCIÓN La presente guía fue elaborada para ayudar a la formulación y evaluación de pequeños y medianos proyectos de energía eólica. En este documento se entregan los conceptos generales para comprender los principales componentes y especificaciones de un sistema de generación eólico, así como los pasos necesarios para desarrollar un proyecto de pequeña o mediana escala. Por lo tanto, la primera duda a resolver es el rango de potencia dentro del cual un proyecto de energía eólica puede ser considerado como pequeño o mediano, esto dado que el rango de turbinas disponibles comercialmente van desde aproximadamente 300 Watts [W] de potencia hasta los Mega Watts [MW]. Existen distintas definiciones para referirse a pequeñas, medianas o grandes turbinas eólicas. Según el estándar IEC 61400-2, se definen pequeñas turbinas a aquellas con un área de barrido menor a 200 [m2], lo que equivale a una potencia aproximada de 50 kilo Watts [kW]. Por otra parte, la World Wind Energy Association (WWEA) define los rangos de potencia de pequeñas turbinas desde 6 [W] hasta 300 [kW]. En esta guía, definiremos como proyecto pequeño a aquel cuya potencia máxima sea de 10 [kW], y como proyecto mediano, a aquel del orden de cientos de [kW] de potencia instalada. Los requerimientos para proyectos de distinta magnitud determinan el nivel de inversión y estan relacionados directamente con el uso final que se le dé al aerogenerador. Por ejemplo, proyectos pequeños requieren menos información respecto de la disponibilidad del recurso eólico para su desarrollo y generalmente, son utilizados como complemento de generación eléctrica o para alimentar cargas aisladas (no conectadas a la red).

Por otra parte los proyectos medianos requieren mayores niveles de inversión, más estudios de ingeniería y prospección del recurso eólico y son utilizados generalmente para alimentar grandes consumos o para inyectar energía a la red. La presente guía describirá los principios básicos para el desarrollo de ambos tipos de proyectos. Los beneficios del desarrollo de proyectos de energía eólica para sistemas aislados y/o conectados a la red son los siguientes: Permite la generación local de energía eléctrica. Permite la generación de energía eléctrica en sectores donde no exista una red de distribución disponible. Permite inyectar energía renovable a las redes eléctricas. Permite la generación de energía durante día y noche y durante las distintas estaciones del año. Desplaza emisiones de gases de efecto invernadero. Es económicamente atractiva en sectores con buenos perfiles de viento y permiten atraer inversiones que ayudan a estimular la economía local. Se promueve la estabilidad de los precios de la electricidad así como la independencia energética y la seguridad nacional. Aumentan la eficiencia de sistemas basados en combustibles fósiles u otras fuentes de ERNC al poder operar como sistemas híbridos.

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Dependiendo el uso final de la energía eléctrica de los sistemas eólicos, éstos pueden clasificarse en dos tipos: Sistemas aislados (Off Grid): En este tipo de configuración, el sistema de generación eólica alimenta una carga que no se encuentra conectada a la red eléctrica. Para detalles de los componentes ver Capítulo 1.

Conectados a la red (On Grid): En este tipo de configuración, el sistema de generación eólica está conectado a la red eléctrica y vende toda o parte de su producción. Para detalles de los componentes ver Capítulo 1.

A continuación se muestra las etapas sugeridas para el desarrollo de un proyecto eólico.

Proyecto técnico y económicamente factible

FASE

01 Estudios de factibilidad

FASE

Proyecto preparado para su ejecución

02 DISEÑO DEL SISTEMA

FASE

Turbina eólica operativa

03 Construcción

FASE

Evaluación Ex-Post

04 Operación y Mantención

Evaluación del Inspección visual. Recurso Eólico Recopilar datos meteorológicos históricos. Revisión de datos en exploradores eólicos. Campaña de medición.

Chequeo de perturbaciones al paso del viento.

Evaluación Chequeo de distancia a punto de conexión. del Sitio Chequeo flora y fauna local. Chequeo distancia viviendas (ruido).

Evaluación Económica

Calculo inicial de producción energética de sistema eólico y estimación inicial de costos. Estimación precio de venta energía y/o fuente energética a reemplazar. Calculo de retorno de la inversión.

Selección Selección turbina. Componentes Selección inversor (si

corresponde). Selección de torre. Selección de baterías y controladores (si corresponde). Diseño sistema de evacuación de energía (conductores,

Diseño protecciones, etc). Especialidades Calculo de estructuras y esfuerzos mecánicos.

Preparación de planimetría, aprobaciones (si corresponde), documentos de especificaciones técnicas y presupuesto definitivo.

Preparación El montaje debe quedar en manos de especialistas con técnicos del montaje profesionales del área eléctrica y estructuras.

Se deberán contemplar posibles dificultades de acceso, transporte y bodegaje de componentes y herramientas. Construcción fundaciones.

Montajes Montaje de torres, cables de sujeción y/o pernos de anclaje. estructuras Montaje de aerogenerador. y turbinas Cableado y canalización de sistemas eléctricos. Montaje de tablero, equipos de control y protección.

Montaje Montaje sistema de tierra. Eléctrico Montaje inversor y banco de baterías (si corresponde). Conexión a la carga y/o red

Puesta en Ajuste de parámetros de control aerogenerador e inversor. marcha Protocolos de prueba de energización y conexión a red y/o carga.

Revisar especificaciones y/o programas de mantención sugeri-

Mantención das por fabricante. periódica Realizar inspección visual periódica de componentes mecánicos y eléctricos por profesionales certificados. Mantener stock de repuestos sugeridos por fabricante.

Control de Chequeo periódico de relación viento/producción de energía. Operación Etapas de desarrollo de un proyecto eólico.

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Etapas de desarrollo de un proyecto eólico. A partir de la figura anterior se estructuran los distintos capítulos de esta guía, en la que se orientará al lector desde los principios básicos de operación y componentes de un aerogenerador, hasta las metodologías de cálculo para obtener el aporte energético y una evaluación económica inicial de un proyecto eólico. En el capítulo I, se entrega un contexto histórico del desarrollo de la energía eólica, una descripción del estado del arte actual, los principios operacionales que rigen el funcionamiento de una turbina eólica, así como una descripción de los distintos componentes de ésta. En el capítulo II, se desarrollan los aspectos fundamentales respecto de la caracterización del recurso eólico. Este capítulo explica los fenómenos físicos que dan origen al viento, las herramientas utilizadas para la caracterización de éste y una breve descripción de cómo desarrollar una campaña de medición del recurso eólico.

En el capítulo III, se utilizan los conceptos enunciados en los apartados anteriores para desarrollar metodologías de cálculo que permitan entregar una evaluación técnica económica inicial del proyecto. Se definen los tipos de proyecto posibles de desarrollar en base a la existencia de una red eléctrica cercana al proyecto, para luego detallar los pasos requeridos para una adecuada formulación de la iniciativa, desde el análisis de las cargas, hasta una etapa de ingeniería conceptual en la que se presenta una breve descripción de la selección de componentes requeridos para el proyecto. Se concluye con una descripción de la metodología para la evaluación económica del proyecto, a través de indicadores como el Valor Anual Neto (VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el periodo de retorno de la inversión. En el Capítulo IV, se muestran algunos aspectos relevantes respecto de la mantención de un proyecto eólico.

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CONCEPTOS GENERALES CAPÍTULO I

El desarrollo de la energía eólica a gran escala y su consecuente despegue como industria surge a partir de la década de los 70, impulsada por la crisis del petróleo que llevó a varias naciones a impulsar ambiciosos planes de desarrollo de esta tecnología. En ese escenario, comenzaron a gestarse los primeros prototipos de gran potencia, con desarrollos tecnológicos que constituirían los estándares de la industria para los próximos años. Ya para el año 1978, se logró construir en Dinamarca el primer prototipo de gran envergadura, 2 [MW], el cual aún opera y posee características muy similares a los actuales. A mediados de la década de los 70, el Gobierno de Estados Unidos, a través del Departamento de Energía y la NASA, avanzó en un programa piloto que concluyó con 13 prototipos exitosos cuyas características constructivas y de diseño sentaron las bases de los estándares que utilizan las turbinas eólicas modernas, como torres tubulares de acero, generadores de velocidad variable, materiales compuestos para las aspas, control del ángulo de las aspas, así como características aerodinámicas, estructurales y acústicas.

Figura 1.1: Turbina NASA/DOE 2 MW, Goodnoe Hills, Washington, EEUU,

Figura 1.2: Primera turbina eólica de 2 MW en Tvindmollen, Dinamarca.,

Ya para el año 1980, el Estado de California generó incentivos tributarios para la instalación de aerogeneradores, lo que llevó a la instalación de los primeros parques eólicos, muchos de los cuales son considerados ineficientes en términos económicos, según los estándares modernos. Para fines de los 70, los avances en prototipos de 55 [kW] alcanzados en Dinamarca, permitieron bajar en casi 50 centavos el precio del kilowatthora [kWh] eléctrico generado. Miles de estos prototipos fueron instalados en los nacientes parques aerogeneradores de California. Sin embargo, este floreciente mercado desapareció rápidamente

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al acabarse los beneficios tributarios entregados por el gobierno de California en 1985. Este hecho significó un retraso en el desarrollo de la industria eólica. A pesar del fracaso de los parques eólicos de California, las experiencias que se generaron durante esta época, sirvieron para la maduración de la tecnología, creación de estándares y marcarían un camino de desarrollo que continúa hasta hoy. Durante la década de 1990, la industria de la energía eólica se trasladó mayoritariamente a Europa. A comienzos de la década de los 90 surgió una mayor concientización de los gobiernos por los Gases de Efecto Invernadero y el calentamiento global, sumada a la necesidad estratégica de las naciones de conseguir abastecimiento energético autónomo a partir de recursos locales. Este escenario provocó un segundo impulso a la industria de la energía eólica y las energías renovables en general.

1.1 Conversión de la Energía del Viento. En términos generales, una turbina eólica toma la energía cinética contenida en el viento y la transforma en energía eléctrica. Este proceso comienza al transferirse la fuerza del viento sobre el aspa de la turbina, generando un movimiento rotatorio que a su vez es transferido a un generador eléctrico a través del eje del aerogenerador: al girar, produce energía eléctrica. La cantidad total de energía que una turbina eólica puede obtener a partir de un viento está dada por la densidad del aire, el área de barrido que forman las aspas de la turbina, y la velocidad de la turbina, según muestra la Figura 1.4. Figura 1.4: Área barrida por un aerogenerador.

---------------------

D De acuerdo a datos de la World Wind Energy AsoA ciation (WWEA), el crecimiento en la cantidad de turbinas de pequeña escala ha aumentado en las ------------------últimas décadas, motivado fundamentalmente por vt políticas de fomento a sistemas de generación en base a energías renovables y -en menor medida- En base a la ilustración de la Figura 1.4, se obtiene la expresión debido al aumento en la demanda por este tipo de de cálculo de potencia eólica a partir de la energía cinética soluciones en localidades remotas. Para fines del disponible en el viento, mostrada en la expresión (1.1): año 2010, la mayor cantidad de turbinas eólicas 1 1.1 instaladas se encontraba en Estados Unidos, seguido , 2 por China, según muestra la Figura 1.3.

Dónde: P: Potencia (W) :Densidad del aire (kg/m3). A:Área de barrido del rotor (m2) v: Velocidad del viento (m/seg).

Figura 1.3: Cantidad de turbinas pequeñas instaladas para fines del 2010.

Si en la expresión (1.1) se reemplaza el valor del área A, de forma tal que A = , se obtiene:

200^000

1.2

180^000 179^000 160^000

166^000

140^000

Dónde: P: Potencia (W) : Densidad del aire (kg/m3). r : Radio del aspa del aerogenerador (m). v: Velocidad del viento (m/seg).

120^000 100^000 80^000 42^970

ec ia Co r de ea lS ur

lia

1^700 1^040

5^030

Ita

7^000 5^900

Jap

UK em an ia Ca na da

US A Ch in a

nia

15^000 12^600 7^020

20^000

Po lo

40^000

Es pa ñ

60^000

Fuente: WWEA Small Wind WorldWind ReportWorld 2012. Fuente: WWEA Small

La expresión Nº 1.2 muestra que la potencia disponible para la generación de energía eólica depende del cubo de la magnitud del viento y del cuadrado del radio del aspa. Dado que las turbinas instaladas a mayor altura acceden en general a vientos de mayor magnitud, la industria ha

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Disminuye levemente al aumentar la humedad del aire. Aumenta levemente la densidad el aire con el frio. La densidad del aire disminuye en alturas tales como montañas.

1.3

Cada tipo de aerogenerador presenta distintos rendimientos para regímenes de vientos dados, lo que se muestra en los distintos valores para los coeficientes potencia, presentados en la figura 1.5. Figura 1.5: Límite de Betz para distintas familias y tipoloLímite de Betz 0,6 gías de turbinas ----------------------------------------------------------------------------------------eólicas. 0,7

0,5 Rotor 3 palas Rotor 2 palas

0,4

Rotor 1 palas

0,3

Darrieus

0,2

1.2 Limite de Betz. La expresión (1.1) muestra la potencia disponible a partir del viento. Sin embargo, no toda esta potencia puede ser extraída por un aerogenerador. El porcentaje teórico máximo de extracción de potencia que un aerogenerador puede obtener a partir de una masa de aire en movimiento es un 59,3%. Este valor fue calculado en 1919 por el científico alemán Albert Betz, por lo que se le conoce como Límite de Betz, el cual como muestra la Figura 1.5, varía para distintas familias y tipos de turbinas eólicas. Si bien el Límite de Betz está en torno al 60%, sólo las turbinas con dos y tres aspas se aproximan a ese valor, llegando a un límite máximo real cercano al 50%, como se muestra en la Figura 1.5. Esta razón explica en parte por qué la industria eólica ha preferido utilizar tres aspas por sobre dos, en parte debido a que las velocidades de vientos aprovechables por la turbina de tres aspas poseen mayor frecuencia. Además, las turbinas de dos aspas presentan mayores grados de inestabilidad aerodinámica que las turbinas de tres aspas, lo que impone una mayor complejidad a la operación y control de éstas, implicando esfuerzos mecánicos cíclicos inconvenientes sobre la torre de sujeción.

Molino Holandés 0,1 Savonius 0 lip- speed radio

Fuente: Wind Energy Systems for Electric Power Generation, Manfred Stiebler, 2008.

La densidad del aire, como muestra la expresión (1 1), también afecta la producción de energía de un aerogenerador, aunque en menor medida, ya que varía en forma porcentual relativamente pequeña de un sitio a otro o en zonas climáticas distintas. En condiciones estándares (a presión atmosférica y a 15°C), el aire tiene una densidad de 1,225 [kg/m3]. Este valor es por tanto utilizado en forma genérica para los cálculos de la potencia de generación eólica. El valor de la densidad del aire, y por ende la potencia eólica disponible, respecto a las condiciones estándares, puede verse modificado bajo las siguientes condiciones:

Dado que el proceso de conversión de energía eólica a energía mecánica tiene una eficiencia asociada al coeficiente de potencia (Cp), de la expresión (1.1), se desprende que la potencia generable viene dado por la expresión:

Coeficiente potencia

propiciado el aumento paulatino de la altura del eje del aerogenerador. Igualmente, la industria ha desarrollado mayores diámetros de aspa, de manera de aumentar el área de barrido del aerogenerador.

1.3 Tipos de Aerogeneradores Las familias de aerogeneradores se pueden agrupar en dos grandes categorías de acuerdo a la orientación de las aspas respecto de su eje: 1.3.1 Turbinas de eje Vertical Denominadas VAWT (Vertical Axis Wind Turbine) por su sigla en inglés, este tipo de turbinas se caracteriza porque el eje se ubica verticalmente y los componentes principales del aerogenerador se encuentran en la base de la turbina. Las principales ventajas de esta configuración son que no se necesita orientar en la dirección del viento, y que puede operar a bajas velocidades. Algunos modelos desarrollados en esta familia de turbinas incluyen el Savonius, el Darrieus y el Giromill.

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A continuación se presenta un breve resumen de las características de las principales tipos de VAWT:

Debido a esta característica no se utilizan para generación de electricidad, sino para bombeo de agua.

Darrieus: Consiste de dos o más palas dispuestas en forma similar a una cuerda sujeta en sus extremos. Se requiere de un motor de arranque y de refuerzos en la estructura para la sujeción. Las turbinas tipo Darrieus tienden a detenerse ante la presencia de vientos fuertes.

Tipo hélice: Dentro de esta categoría se encuentran turbinas de giro rápido, óptima para la generación de electricidad. En este subgrupo se encuentran turbinas de una, dos y tres palas, siendo los rotores de tres palas, las utilizadas con mayor frecuencia dado que poseen mayor estabilidad aerodinámica y estructural.

Savonius: Esta formada por dos palas que corresponden a dos mitades de un cilindro cortado en la mitad. Su sencilla construcción y capacidad para operar a bajos vientos, facilita su implementación. Además, cuentan con torque de arranque propio, sin embargo, su rendimiento es inferior a las turbinas de eje horizontal.

Fuente: Elaboración propia

Figura 1.6: Turbina Diarreus

Denominadas HAWT (Horizontal Axis Wind Turbine) por su sigla en inglés, en esta familia de aerogeneradores el rotor del eje se posiciona en forma horizontal y representa la mayor cantidad de turbinas eólicas presentes en el mercado, debido a su mejor desempeño y robustez. En etapas tempranas de desarrollo de los aerogeneradores se probaron modelos de uno, dos, tres e inclusive de múltiples aspas, prevaleciendo la utilización de las turbinas de tres aspas, debido a su rendimiento y confiabilidad. A continuación se presenta un breve resumen de las características de las principales tipos de HAWT: Multipala: Como bien dice su nombre, se caracterizan por poseer una gran cantidad de palas, lo que reduce la velocidad de giro de la turbina.

Fuente: Elaboración propia

1.3.2 Turbinas de eje Horizontal

Figura 1.7:: Turbinas de eje horizontal, un aspa, dos aspas y tres aspas.

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1.4 Curva de potencia. La curva de potencia de una turbina es la principal característica de un aerogenerador. El valor de esta curva, de acuerdo a la de la expresión (1 1), aumenta en forma cúbica en la medida en que aumenta la velocidad del viento. Sin embargo, tal como se mencionó anteriormente, existe un límite mecánico de seguridad de operación que merma la potencia máxima de la curva. Las Figuras 1.8, Figura 1.9 y Figura 1.10 muestran curvas de potencia para turbinas de distintos rangos y fabricantes.

Potencia (kw)

Velocidad nominal (Vn): Velocidad a la cual el aerogenerador alcanza la potencia nominal de generación.

Potencia nominal: Potencia de generación eléctrica que alcanza el aerogenerador.

10 8 6 4

1.5 Tipos de Proyectos Eólicos

Desde el punto de vista del tipo de sistema al cual se conecte el aerogenerador, se pueden identificar tres tipos de proyectos:

0 -2 0

15 20 Velocidad (m/s)

1.5.1 Sistemas conectados a la red (“On Grid”)

Fuente: RETSCREEN. 400

350 300 Potencia (kw)

Velocidad de arranque (Va): Velocidad del viento en [m/s] a la cual el aerogenerador comienza a producir energía eléctrica.

Velocidad de corte (Vc): Velocidad a la cual el aerogenerador comienza el proceso de frenado.

14 12

A partir de las curvas de potencia de las turbinas, se obtienen cuatro parámetros:

250 150 100 50

0 -50 0

15 20 Velocidad (m/s)

Fuente: RETSCREEN. 1200

Potencia (kw)

1000

800 600 400 200 0

-200 0

Va 5

Fuente: RETSCREEN.

15 20 Velocidad (m/s)

Un sistema aerogenerador con conexión a la red (On Grid en inglés) es aquel que funciona sincronizado con un sistema eléctrico mayor, tal como el Sistema Interconectado Central (SIC), el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), el Sistema de Aysén o el Sistema de Magallanes. Esta conexión podrá ser a través de las redes de transmisión para grandes proyectos o bien a través de las redes de distribución para proyectos pequeños y medianos. En un sistema conectado a la red, el aerogenerador puede destinarse en forma exclusiva a entregar energía al sistema (red central) o bien alimentar una carga interna (por ejemplo los consumos de un hogar) y entregar los excedentes a la red. En el segundo caso, el sistema aerogenerador alimenta la carga cuando hay suficiente energía contenida en el viento. Si la generación de energía eléctrica del aerogenerador supera la energía consumida desde la carga, entonces los excedentes pueden ser inyectados a la red. En contraparte, si la generación de energía eléctrica generada a partir del aerogenerador no alcanza a suplir la demanda de la carga, este déficit se suple consumiendo energía desde la red eléctrica. En este tipo de sistemas por tanto, no se utilizan baterías para el almacenamiento de energía ya que el déficit de energía se suple desde la red.

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SISTEMAS

Equipo aerogenerador: El aerogenerador se compone por aspas, buje, ejes de transmisión, caja multiplicadora y generador eléctrico.

CONECTADOS

A LA RED (“ON GRID”)

Medidor: Este elemento puede ser bidireccional, si la energía fluye en ambos sentidos desde y hacia la red (para el caso generación eólica con carga interna), o bien, unidireccional, si toda la energía generada se inyecta a la red.

Figura 1.11: Componentes de un sistema eólico conectado a la red (“On Grid”)

Dado que este tipo de sistemas inyecta energía a la red, existe una normativa y procedimientos para la conexión, operación y calidad del suministro eléctrico. En Chile, se encuentran actualmente vigentes las siguientes normativas : Si la potencia del equipo aerogenerador es menor o igual a 100 [kW], los excedentes de generación pueden ser vendidos al sistema al precio que determine el reglamento de la denominada “Ley Net Billing” (Ley 20.571/2012), el cual al momento de la edición de esta guía, se encontraba en proceso de elaboración. El reglamento determina los procedimientos, requisitos y montos de valorización de las inyecciones a la red de distribución. Adicionalmente, para proyectos de corrientes débiles, aplica la Norma Chilena Eléctrica 4/2003 en aspectos

relacionados a diseño, seguridad y especificaciones de componentes del sistema eléctrico. Si la potencia del aerogenerador supera los 100 [kW] y posee una potencia máxima de 9 MW, entonces aplica el Decreto Supremo 244 (DS 244) y la Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO) en lo que respecta a condiciones y procedimientos de conexión y operación para pequeños medios de generación (PMG). Para proyectos de mayor potencia, se debe consultar a la Norma Técnica de Calidad y Servicio (NTCS) y las resoluciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), así como los procedimientos dictados por los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC).

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SISTEMA AISLADO

Equipo aerogenerador: El aerogenerador se compone por aspas, buje, ejes de transmisión, caja multiplicadora y generador eléctrico.

(“OFF GRID”)

Inversor de potencia: Este componente se encarga de transformar la energía eléctrica generada en corriente continua a corriente alterna para alimentar cargas o inyectar a la red. Su presencia no es necesaria si la generación de electricidad a partir del sistema eólico ya ha sido generada en alterna. Sistemas de control y seguridad: regulan la operación y control de potencia del aerogenerador y del banco de baterias. Baterías: Este componente se encarga del almacenamiento de la energía. Tanto en sistemas eólicos como fotovoltaicos, se utilizan baterías de ciclo profundo.

1.5.2 Sistema aislado (“Off Grid”) Un sistema aerogenerador sin conexión a la red (Off Grid en inglés) que alimenta cargas que funcionan aisladas. El factor clave en el diseño de este tipo de sistemas es la contar con sistemas de respaldo, tales como bancos de baterias que permitan mantener un suministro continuo de energía. Dado que este tipo de sistemas no inyecta energía a la red, la normativa asociada no es tan extensa como para los sistemas conectados a la red. En Chile, se encuentra la siguiente normativa vigente para sistemas de baja tensión (<1000[V]) y corrientes fuertes respectivamente: Norma Chilena Eléctrica 4/2003, en a s p e c to s re l a c i o n a d o s a d i s e ñ o , s e g u r i d a d y especificaciones de componentes del sistema eléctrico.

Figura 1.12: Componentes de un sistema eólico aislado (“Off Grid”)

Norma Chilena Eléctrica 5/2001 “Instalación de Corrientes Fuertes” en aspectos relacionados a diseño, seguridad y especificaciones de componentes del sistema eléctrico. 1.5.3 Sistema híbrido aislado Un sistema híbrido es un tipo de sistema aislado en el cual se utiliza una matriz de diversas tecnologías de generación para alimentar un consumo eléctrico. Típicamente, estos sistemas utilizan tecnologías de energía renovable como fotovoltaica, minihidro y eólica, dependiendo de la disponibilidad del recurso solar, hídrico y eólico respectivamente, así como un generador convencional en base a diesel, gasolina o gas para suplir el déficit de energía. Adicionalmente, estos sistemas utilizan un banco de baterías para el almacenamiento de la energía.

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SISTEMAS AISLADO

HIBRIDO

(“OFF GRID”)

Sistemas complementarios de generación convencional Sistemas de control y seguridad

Inversor Banco de Batería

Sistemas complementarios de generación renovable

Figura 1.13: Componentes de un sistema aislado híbrido.

En un sistema híbrido aislado, el control de la generación es crítico. Para maximizar la eficiencia en la operación debe priorizarse la carga de las baterías a partir de la generación de energía renovable, dado que este tipo de fuentes no tiene costo asociado a la generación, y utilizar el respaldo de energía convencional sólo cuando la carga de las baterías se aproxime al límite de descarga.. Los componentes de este tipo de sistemas son los mismos especificados para un sistema aislado, pero incorporando

en este caso también nuevas fuentes de generación como paneles fotovoltaicos, generación minihidro, generación convencional, entre otras. Dado que este tipo de sistemas no inyecta energía a la red, la normativa asociada es, al igual que en el caso anterior, la Norma Chilena Eléctrica 4/2003 en aspectos relacionados a diseño, seguridad y especificaciones de componentes del sistema eléctrico, para proyectos de corrientes débiles y la Norma Chilena Eléctrica 5/2001 “Instalación de Corrientes Fuertes”.

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CAPÍTULO II

CARACTERIZACIÓN DEL

RECURSO EÓLICO La generación de energía eléctrica a partir del viento varía de lugar en lugar, dependiendo de las condiciones climáticas, geográficas, morfológicas, entre otras. Todas estas condiciones anteriores condicionan la existencia, magnitud y variabilidad del recurso eólico. Por lo tanto, resulta fundamental conocer y caracterizar adecuadamente el viento en el emplazamiento, con el fin de asegurar el éxito de un proyecto de energía eólica, cualquiera sea su escala. En el presente capítulo se entregan los conocimientos básicos requeridos para la evaluación del recurso eólico. En general, es ideal es contar con mediciones de largo plazo que muestren el comportamiento del viento a lo largo de varios años. Sin embargo, esto no siempre es factible y se requiere llevar a cabo campañas de medición con una duración mínima de un 1 año. Usualmente, un año es suficiente para determinar la variabilidad diurna y estacional del viento [10]. La fase previa a una campaña de medición es la preselección del emplazamiento en donde se realizarán las mediciones del recurso y eventualmente el montaje del proyecto eólico. Es importante contar con herramientas que permitan evaluar en forma previa los sitios con un buen potencial eólico y también aquellos con bajos niveles de viento. Para esto, se puede recurrir a varias fuentes de información, muchas de ellas disponibles en forma gratuita y que están descritas en la sección 2.2 de este Capítulo. La sección 2.3 muestra las herramientas más utilizadas en la caracterización del recurso eólico. Para proyectos eólicos pequeños, si bien es recomendable contar con datos fidedignos, idealmente provenientes de campañas de mediciones; no contar con estos datos, no es una barrera insalvable para desarrollar el proyecto. Es factible obtener una aproximación del desempeño de una turbina eólica, a partir de ciertos parámetros característicos del viento. Los parámetros del viento requeridos para dicha evaluación del desempeño de una

turbina eólica, se describirán en el capítulo siguiente. Por otra parte, el costo asociado a una campaña eólica es demasiado alto, por lo que no resulta una opción para pequeños proyectos. 2.1 Origen del viento y sus manifestaciones El viento está compuesto por partículas de aire que forman una masa en movimiento. Se forma debido a la radiación solar que incide sobre la tierra, produciendo un calentamiento mayor en las regiones ecuatoriales respecto de las regiones polares. Este gradiente térmico da lugar a movimientos de aire de gran magnitud: el aire caliente se eleva en las regiones ecuatoriales y se desplaza hacia los polos. Cuando las masas de aire se enfrían, a los 30º de latitud (norte y sur), comienzan a bajar y retornan hacia las regiones ecuatoriales. La rotación terrestre tiene también una gran influencia sobre los vientos, las fuerzas de aceleración ocasionan que los flujos de aire caliente (del Ecuador a los polos) se desvíen hacia el este, y los flujos de retorno se desvíen hacia el oeste. Por otro lado, para latitudes mayores a los 30°, la rotación terrestre provoca vientos con sentido de oeste a este.

Figura 2.1: Mapa de vientos global.

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Se estima que entre un 2% - 3% del total de la energía del sol que llega a la superficie terrestre es transformada en energía cinética de los vientos. De esta cantidad de energía eólica, el porcentaje de utilización real es bajo debido a la dispersión del recurso.

encontrarse con obstáculos que provocan turbulencias a este nivel. Por encima de esta altura, el viento es dependiente principalmente de los gradientes de presión, la fuerza de Coriolis y la fuerza centrífuga que experimentan las masas de aire en su giro (ya sea en forma de sistemas de baja o alta presión).

2.1.1 Vientos dominantes

El viento tiene una característica laminar cuando la masa de aire que lo compone se encuentra alineada viajando en una sola dirección. Esta característica es ideal para la generación eólica, dado que el bloque uniforme de aire permite optimizar la generación de energía. En la práctica, el viento siempre posee un grado de turbulencia, es decir las masas de aire que lo componen se entrecruzan. A pesar de la característica aleatoria que producen las turbulencias, tanto en su magnitud como dirección, en la mayoría de los casos es posible encontrar un patrón en torno a un valor medio, siempre que el comportamiento del viento en ese período esté dentro de un rango histórico, valor que generalmente puede verificarse con mediciones publicadas realizadas en estaciones dentro de la región, como aeropuertos, y que ya hayan sido publicadas.

Los vientos predominantes en la superficie terrestre en base a los fenómenos antes descritos son los siguientes:

Latitud

Dirección

90-60ºN 60-30ºN 30-0ºN 0-30ºS 30-60ºN 60-90ºS

Tabla 2.1: Direcciones predominantes del viento según ubicación geográfica.

El conocimiento del comportamiento del viento a gran escala permite discriminar emplazamientos en las primeras fases del proyecto, principalmente por motivos de la orientación respecto a la dirección predominante del viento. 2.1.2 Vientos locales Si bien los vientos globales son importantes para la descripción del viento en un emplazamiento, las condiciones climáticas y geográficas locales tienen en la mayoría de los casos una influencia en la dirección y magnitud de los vientos locales. Un ejemplo de este fenómeno son las brisas marinas, las cuales se generan debido a la diferencia de temperatura producida durante el día entre las masas de tierra del continente y el océano. Durante la noche, las temperaturas del continente y el océano se igualan, de forma tal que la velocidad del viento disminuye. Otros vientos locales importantes son las brisas de valle y montaña, los vientos catabáticos, y los efectos de aceleración debido a valles, cadenas montañosas o estrechos. 2.1.3 Obstáculos y turbulencias Bajo los 100 metros, el viento es altamente influenciado por la superficie terrestre, reduciendo su velocidad al

Mientras más obstáculos encuentre el viento en su camino, mayor será el grado de turbulencia y mayor será también la dispersión en torno a un valor medio de dirección y magnitud. La turbulencia del viento aumenta en los vientos superficiales, debido a los distintos obstáculos que encuentra. La Figura 2.2 muestra una representación de los niveles esperados de turbulencia para Figura 2.2: Niveles distintas superficies.

esperables de turbulencia para distintas superficies.

En la Figura 2.2 se muestra que las turbulencias son mayores para zonas urbanas, lo que es esperado dado el número de obstáculos para el movimiento del viento en una ciudad. Las turbulencias disminuyen a medida que los obstáculos se reducen, dada la reducción en las zonas boscosas o de casas de altura con respecto a la ciudad y en mayor medida en zonas de planicies o de grandes cuerpos de agua como el

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océano. En la Figura 2.2 también se muestra que el viento aumenta de magnitud en forma exponencial a medida que aumenta la altura. Esta aseveración es teórica y no necesariamente representa el comportamiento real del viento. Sin embargo, es una herramienta útil para describir la magnitud del viento teórico si no se conoce el valor a una altura dada. La expresión (2.1), conocida como Ley exponencial de Hellmann, muestra la fórmula que permite obtener el valor promedio de la velocidad del viento para distintas alturas: (2.1)

Dónde: h: href:

2.2 Fuentes de información del recurso eólico Existen disponibles distintas fuentes de información para realizar una aproximación al recurso eólico y al potencial de generación. Esta primera aproximación permite descartar sitios con bajo potencial de desarrollo eólico y priorizar a aquellos emplazamientos que muestren un alto potencial. Sin embargo, para proyectos eólicos de potencia mayor (del orden de [MW]), se requiere de estudios y herramientas adicionales de caracterización del recurso eólico para determinar la rentabilidad de un proyecto, como se describirá más adelante en este capítulo. 2.2.1 Inspección visual

Velocidad promedio del viento a una altura h (m/s) Velocidad del viento conocida a una altura href (m/s) Altura a la que se desea conocer la velocidad del viento (m) Altura a la que se midió (m).

El coeficiente de rugusidad entrega una idea de la cizalladura vertical del viento y, por tanto, dependerá fundamentalmente de la rugosidad del terreno o bien de la estabilidad atmosférica (en ocasiones, esta última causa puede ser la principal). En la Tabla 2.2 pueden observarse distintos valores del exponente α, dependiendo de las características del terreno en presencia de condiciones atmosféricas neutrales.

A través de una simple inspección visual de la copa de los árboles y arbustos en el emplazamiento es posible obtener una noción de la magnitud y dirección predominante del viento presente, de acuerdo a la Figura 2.3 y la Tabla 2.3:

Figura 2.3: Clases de viento según vegetación local.

Clase de Viento

Clasificación Pobre

Velocidad promedio del viento a 30 mts. altura

Lugares llanos con hielo o Hierba

= 0,08 + 0,12

Lugares llanos (mar, costa)

= 0,14

Marginal

4-5 (m/s) = 0,14

Terrenos poco accidentados

= 0,13 + 0,16

Aceptable

Zonas rústicas

=0,2

Terrenos accidentados o bosques

=0,2 + 0,26

Terrenos muy accidentados y ciudades

=0,25 + 0,4

5-6 (m/s) = 0,13 + 0,16 6-7 (m/s) =0,2 7-8 (m/s) =0,2 + 0,26 8-9 (m/s) Tabla 2.3: Clases de viento =0,25 + 0,4 9-10 (m/s) a 30 metros de altura.

Tabla 2.2: Valores del coheficiente de rugusidad dependiendo de las características del terreno.

Figura 2.4: Muestra de viento tipo V.

Bueno

Excelente

Destacado

Superior

= 0,08 + 0,12 3-4 (m/s)

Fuente: NSW Small Wind Consumer Guide.

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2.2.2 Mapas eólicos A través de los últimos años y en conjunto con el crecimiento de la industria de la energía eólica, se han desarrollado a través de iniciativas académicas y gubernamentales una serie de mapas eólicos que describen a gran escala el potencial mundial, nacional y local del recurso eólico. Estos mapas son de uso público y permiten generar datos suficientes para una evaluación preliminar del recurso. Para Chile, existe el Explorador Eólico del Ministerio de Energía/GIZ/Universidad de Chile.

bien son mediciones irregulares, hechas a baja altura (<10 m), por lo que pueden presentar un importante contenido de turbulencias. Aeropuertos y aeródromos cuentan con este tipo de instalaciones, por lo que generalmente se pueden solicitar datos con registros de varios años. Otra fuente importante de información es la Dirección Meteorológica de Chile (http://www. meteochile.gob.cl/), que reúne datos de varias estaciones.

3.6

Velocidad de viento (m/)

Cabe destacar que el criterio de evaluación preliminar visual del recurso eólico depende del tipo de vegetación que se encuentre disponible y la estación del año, entre otros factores, por lo que no es un método de estimación de potencial definitivo.

3.4 3.2 3 2.8 2.6 2.4

http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Eolico2/

2.2

Velocidad de viento (m/)

Figura 2.5: Explorador Eólico

El Explorador Eólico es una herramienta de análisis del recurso viento, que entrega resultados de una simulación numérica de las condiciones de viento y densidad del aire, de manera gráfica y cómoda para el usuario. Estas simulaciones fueron realizadas por el modelo WRF (Weather Research and Forecasting), un modelo avanzado, ampliamente utilizado para analizar el recurso eólico en el mundo. La información entregada por el Explorador Eólico permite realizar una evaluación preliminar del recurso eólico en un determinado lugar. 2.2.3 Estaciones meteorológicas Las estaciones meteorológicas cuentan con datos de velocidad y dirección del viento, temperatura, radiación, humedad, entre otros datos climatológicos de utilidad para la prospección del recurso eólico. Se debe tener cuidado de no tomar los datos de las estaciones meteorológicas como definitivos, dado que muchas veces las estaciones se encuentran a una distancia considerable del emplazamiento definitivo del proyecto o

Ciclo Anual (2010)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Ciclo Diario (2010)

4.5 4 3.5 3 2.5 2 1.5 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00

Fuente: Explorador Eólico, Universidad de Chile.

Figura 2.6: Ciclos medios del viento a 95 mts. de altura.

2.2.4 Perfiles diarios y por estación del año Con la información recopilada en las fuentes anteriores es importante definir un perfil del viento diario y estacional, denominado ciclos medios. A través de esta caracterización es posible observar cuáles son los meses del año de mayor presencia de viento, así como la variación del recurso dentro de un día típico. Es improbable que el perfil del viento se comporte exactamente de la forma descrita por los ciclos medios, dada la aleatoriedad del recurso; sin embargo, en la práctica es posible observar una tendencia en torno a los valores indicados en los ciclos medios, tanto en el comportamiento diario como entre estaciones. Esta caracterización estacional resulta útil para definir los periodos en los cuales es posible esperar un mayor aporte energético del aerogenerador.

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2.3 Herramientas de caracterización del recurso eólico

2.3.2 Rosa de los vientos

Para describir el comportamiento del viento se debe conocer su magnitud (medida en m/s), dirección (expresada en forma de flecha o símbolos característicos de meteorología), así como otros datos respecto de su variabilidad y frecuencia. Otros parámetros que tienen una relación indirecta con el viento y que aportan a su descripción y modelamiento, son la presión atmosférica, humedad, temperatura y en general otras variables climatológicas de la zona.

La rosa de los vientos es una herramienta meteorológica gráfica que permite describir las direcciones y magnitudes predominantes del viento en un emplazamiento determinado. La importancia de conocer las direcciones predominantes del viento en un emplazamiento radica en que a partir de esta información se puede decidir la orientación óptima del parque eólico, que en lo posible deberá ubicarse de manera perpendicular a la dirección más energética del viento.

La representación del viento se puede encontrar en diversas formas y modelos que se han desarrollado a través del tiempo para estos efectos, tales como la densidad media de energía (medida en W/m2), la distribución de frecuencias, las rosas de los vientos, la Distribución de Weibull (a través de los parámetros A y k), estudios de rafagosidad de los vientos y estudios de turbulencia, entre otros. Además, los resultados deben presentar no sólo los datos promedio históricos, sino también los regímenes estacionales y los ciclos diurnos y nocturnos del recurso.

N VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s) 15.50 (1.6%)

10.80 (6.1%) 3.6%

A continuación se muestra un resumen de distintas herramientas utilizadas para describir el recurso eólico:

Frecuencia

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10

Un histograma entrega la representación gráfica de las frecuencias de las velocidades medidas en el emplazamiento. A través del histograma es posible conocer las velocidades dominantes y la cantidad de horas en que están presentes durante un periodo determinado de tiempo. El conocimiento de la frecuencia en que ocurren distintas velocidades de viento, permite obtener el aporte energético esperado del aerogenerador como se detallará más adelante y, a la vez, permite evaluar cualitativamente el potencial de generación eólica de un emplazamiento, al observarse la presencia de velocidades dominantes dentro del rango de velocidades de operación del aerogenerador.

Velocidad

Fuente: Modelación matemático predictiva de la velocidad del viento para optimizar la gestión operativa de parques eólicos, Ministerio de Energía, 2012.

5.14 (35.0%) 3.09 (22.6%) 1.54 (0.0%)

2.3.1 Histograma

8.23 (27.6%)

2% 4% 6% 8% 10% 12% Calm ->

0.00 (3.6%)

Fuente: Centro de Estudio de los Recursos Energéticos, Universidad de Magallanes, 2003.

2.3.3 Distribución de Weibull.

Figura 2.8: Rosa de los vientos Cerro Sombrero, Región de Magallanes.

La Distribución de Weibull es una herramienta matemática que permite modelar el comportamiento de las frecuencias del viento en un emplazamiento, a partir de las velocidades promedio y de la desviación estándar de los registros de viento medidos. La densidad de probabilidad de Weibull está dada por:

Donde k>0 es el parámetro de forma y >0 es el parámetro de escala. La Distribución de Weibull está relacionada a un número de otras probabilidades de distribución, en particular se interpola entre la función exponencial (k =1) y la Distribución de Rayleigh (k =2).

Figura 2.7: Histograma de velocidad del viento medida a 80 mts. de altura en Sierra Gorda, II Región de Antofagasta.

Probabilidad de ocurrencia

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2.3.4 Nivel de turbulencia

0,10 0,09

El nivel de turbulencia en el emplazamiento es un parámetro relevante, dado que influye directamente en el desempeño del aerogenerador, produciendo cargas y fatiga en las palas, reducción de vida útil de los aerogeneradores, aumento de pérdidas energéticas por desorientación y variaciones en la producción de potencia.

0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02

P50

0,01

(2.3)

0,00

Figura 2.9: 0 Distribución de Weibull estimada para mes de enero a 15 metros de altura en el sector de Bahía Azul, Región de Magallanes.

Velocidad del viento (m/s)

TI:

Fuente: elaboración propia.

El área bajo la curva de la Distribución de Weibull es siempre exactamente igual a 1, dado que la suma de todas las probabilidades de ocurrencia del viento debe cubrir el 100% del rango de velocidades. El punto de la Distribución de Weibull donde se alcanza a cubrir el 50% del área bajo la curva corresponde al valor de la velocidad media en el emplazamiento. Este valor (P50), en la Figura 2.9 está ubicado alrededor de 7,5 m/s. La distribución de probabilidades del viento varía de sitio en sitio, dependiendo del clima, la ubicación geográfica, la topografía del terreno, los accidentes geográficos, entre otros factores. Por tanto, las curvas de Distribución de Weibull para distintos emplazamientos varían también, tanto en forma como en valor medio. De esta manera, al evaluar las curvas de Distribución de Weibull de distintos emplazamientos se puede comparar cualitativamente el potencial del recurso eólico de un emplazamiento versus otros posibles emplazamientos. 28 A 24

Frecuencia relativa en %

Donde

Intensidad de turbulencia Desviación estándar de la velocidad del viento. Velocidad promedio del viento.

La Tabla 2.4 muestra algunos valores típicos de la intensidad de turbulencias. Turbulencia moderada

0,1

Turbulencia alta

0,2

Turbulencia muy alta

0,3

Tabla 2.4: Valores típicos de Intensidad de Turbulencia.

2.3.5 Clases de Viento Un parámetro de diseño de las turbinas eólicas que es importante conocer, es la clase de viento que alimentará al aerogenerador, definición que se encuentra en la norma IEC 61.400. Las clases de viento a la que hace mención la norma determinan cuál turbina es la adecuada de acuerdo al perfil de viento de un sitio en particular. El perfil de viento al que hace mención la norma se refiere a: i) valor medio de la velocidad del viento medido a la altura del buje de la turbina, ii) velocidad de ráfagas extremas que puedan ocurrir en un periodo de 50 años y, iii) nivel de turbulencias en el lugar. Las tres clases de viento en las que se divide la norma son: Clase de turbina

IEC I IEC II IEC III (Vientos (Vientos (Vientos altos) medios) bajos)

Velocidad promedio del viento anual

10 m/s

8.5 m/s

7.5 m/s

Ráfagas extremas en 50 años

70 m/s

59.5 m/s

52.5 m/s

A 18%

B 16%

Clase de Turbulencia 0 Figura 2.10: 0 Curvas de Distribución de Weibull para distintos emplazamientos.

Velocidad del viento (m/s)

Tabla 2.5: Clases de viento según norma IEC 61.400. Fuente: www.vestas.com

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2.3.6 Velocidad de sobrevivencia La velocidad de sobrevivencia (survival speed en inglés), es la máxima velocidad que una construcción puede soportar. El término describe la máxima velocidad que puede soportar la estructura formada por la torre y la turbina sin deformación permanente o daño. Si esta velocidad es excedida, puede acarrear fallas y el colapso de la torre. Se debe notar que la velocidad de sobrevivencia hace mención a una velocidad de viento esperable sólo en eventos extraordinarios, tales como tormentas extremas, cuya ocurrencia tiene una frecuencia del orden de las décadas. No es por lo tanto una velocidad que pueda soportar la turbina en condiciones de operación normal. Usualmente, el fabricante entrega este parámetro al momento de considerar la selección de la turbina, de acuerdo a las características del viento en el sitio de instalación. 2.4 Campaña de medición En el punto anterior se señalaron las distintas herramientas disponibles para describir el comportamiento del viento, sin embargo su uso está sujeto a la existencia de datos fiables que sirvan para alimentar los modelos que se requieran. Para proyectos pequeños (menores a 10 [kW] de potencia), no es un requisito fundamental el desarrollo de una campaña de medición de extensa duración para asegurar el éxito del proyecto, pudiendo utilizarse datos del viento provenientes de otras fuentes para la evaluación del recurso eólico en el emplazamiento. Idealmente, podrán realizarse mediciones aleatorias que permitan corroborar los datos obtenidos a través fuentes externas. No está dentro del alcance de este documento detallar las normas, procedimientos y equipos requeridos para realizar una campaña de medición eólica, información que se encuentra disponible en el libro “Buenas Prácticas en Evaluación de Recurso Solar y Eólico”, documento descargable en forma gratuita de www.cer.gob.cl.

superficiales. Algunos autores inclusive recomiendan una altura mínima de 20-25 metros. Sin embargo lo anterior son valores relativos y dependerán del sitio y de la turbina seleccionada. En base a esto, se debe corroborar que la fuente de información de donde se obtuvo la velocidad media posea instalaciones de medición en el rango de altura antes mencionado. Para grandes parques eólicos, lo habitual es encontrar torres de medida con una altura superior a 50 metros. Presencia de turbulencias en las cercanías al punto de medición: Las turbulencias agregan ruido a las mediciones, desviándolas del valor medio. Las turbulencias se producen debido a la presencia de obstáculos en el camino del viento, tales como árboles, edificaciones u otras. Estos obstáculos además reducen la velocidad del viento, restándole validez a las mediciones. Es por lo tanto esperable que una serie de mediciones hecha a baja altura (>10 mts) no tenga un valor útil para predecir el valor medio del viento. Periodos de medición: Es necesario corroborar que las mediciones cubran un espectro de tiempo al menos de un año, de forma tal de observar variaciones mensuales y entre las estaciones del año. Existen muchas mediciones que no poseen el periodo mínimo antes mencionado. Sin embargo, si el proyecto eólico se requiere para ser utilizado en ciertas épocas específicas para las que sí se cuenta con datos válidos, se podrá considerar esta muestra. Un ejemplo del caso anterior puede ser un proyecto de bombeo para riego en base a energía eólica, para el cual se requieren datos del viento del periodo de verano, periodo en el que se concentra la mayor demanda del regadío. Frecuencia de muestreo: Distintos autores señalan que las mediciones del recurso eólico deben tener una frecuencia mínima en torno a los 10-15 minutos entre cada dato muestreado. Si las mediciones poseen una frecuencia de muestreo inferior a este valor, no deben ser consideradas válidas.

2.4.1 Consideraciones generales Si las mediciones del recurso eólico se basan en estudios de una fuente externa, es necesario revisar los siguientes ámbitos, con el fin de validarlos: Altura a la cual se realizó la medición: En general la turbina eólica se deberá instalar a una altura mínima de 1015 metros con el fin de alcanzar perfiles de viento de mayor magnitud, evitando además turbulencias propias de vientos

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CAPÍTULO III

DESARROLLO

DEL PROYECTO Sobre la base de los conocimientos entregados en los apartados anteriores, en este capítulo se muestran los pasos necesarios para el dimensionamiento de un sistema eólico. Se distingue en el desarrollo del proyecto en base a la disponibilidad de conexión a una red eléctrica convencional. Esta diferenciación surge debido al respaldo que se requiere para sistemas aislados, lo que implica un enfoque de diseño distinto como se analizará en esta parte de la Guía. Se explican métodos sencillos para determinar el aporte energético de un sistema eólico, en base a la disponibilidad del recurso y a las características técnicas del aerogenerador, considerando además los consumos propios, si correspondiese. Por último, se realiza una breve evaluación económica de un proyecto de generación eólica. 3.1 Análisis de la demanda En forma previa al cálculo de los componentes del sistema eólico, se debe realizar un analisis de la demanda electrica a abastecer, si el proyecto contempla alimentar una carga ya sea aislada o conectada a la red. Si el proyecto no contempla alñimentar una carga especifica, no es necesario realizar este análisis. Los pasos a seguir son los siguientes:

Identificar los equipos a energizar y la potencia de cada uno de estos.

Identificar si los equipos son de corriente continua o corriente alterna, identificando el voltaje de estos.

Estimar las horas de uso diarias de los equipos y el factor de diversidad.

Seleccionar el nivel de tensión. Si se considera un sistema aislado, estimar la carga de las baterías en [Ah].

A continuación se entrega más detalles de los pasos mencionados: 3.1.1 Potencia de equipos a alimentar Las cargas eléctricas se describen, entre otros parámetros, por la potencia. La potencia eléctrica es un parámetro que entrega una razón del máximo trabajo que un equipo eléctrico puede realizar. Este valor se mide en Watts [W] y se encuentra generalmente en la etiqueta y/o placa del equipo eléctrico. La siguiente tabla resume un rango de potencias eléctricas típicas de electrodomésticos, equipos de iluminación, climatización y de uso residencial. Descripción Aire acondicionado - unidad central Aire acondicionado - unidad de ventana Aspiradora Bomba de agua Bomba de piscina Cafetera eléctrica Computadora Lavadora de ropa Computadora “notebook” Horno microondas Plancha de ropa Televisor Hervidor Ventilador de techo Ampolletas eficientes de mercurio Ampolletas incandescentes Ampolletas LED Fuente: www.retscreen.org.

Carga eléctrica - típico (W) 3.050 750 – 1.100 800 – 1.440 250 – 1.100 900 – 1.500 900 – 1.200 200 - 300 350 - 500 50 750 – 1.200 1.000 – 1.800 80 - 300 1.500 60-175 9-15 30-60 2-10

Tabla 3.1: Valores de potencia típicos para consumos residenciales

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calcular a través de la expresión (3 1):

3.1.2 Corriente continua (cc) o corriente alterna (ca) Identificar si una carga es de tipo cc o ca, permite diferenciar los tipos de consumo. De esta forma, la conexión entre el aerogenerador y las cargas para equipos en cc se puede hacer sin necesidad de utilizar un inversor de potencia. Los equipos de ca son menos eficientes, y además se deben considerar las perdidas producto de la conversión cc/ca en el inversor. Su uso es mayoritario en aplicaciones residenciales. La elaboración de la tabla de consumos, se puede desarrollar de acuerdo a la Tabla 3.2: Consumos

Potencia (W)

Cantidad

cc/ca

Equipo 1

Equipo 2

100

Equipo 3

200

Equipo 4

150

Equipo 5

300

Tabla 3.2: Ejemplo elaboración tabla de consumos.

3.1.3 Horas de uso y factor de diversidad Al determinar las horas de uso de los equipos, se obtiene una aproximación al consumo energético de estos. Las horas de uso de los equipos son variables inherentes a los tipos de equipo, su utilización y a la exigencia en cuanto a disponibilidad. Usualmente las horas de uso se estiman por día, para luego extrapolarlos a valores mensuales y/o anuales. Por otra parte, el factor de diversidad entrega una razón porcentual respecto de la correlación en el uso de una carga o un grupo de cargas. Por ejemplo, un grupo de ampolletas podrá funcionar durante cinco horas en invierno en una vivienda; sin embargo, éstas no se encuentran encendidas todas a la vez. Luego, un factor de diversidad representativo de estas cargas es 0,5 lo que implica que mientras algunas se encuentran encendidas, otras no lo están. La correlación entre ellas es entonces de un 50%. Se debe considerar además la estacionalidad de los consumos, por ejemplo, las luminarias funcionan más horas en invierno que en las horas de verano. Por último, existen ciertos equipos -como electrodomésticosque indican su consumo energético mensual. Para estos casos, no es necesario realizar los cálculos de horas de uso diario ni factor de diversidad, ya que el fabricante entrega su consumo energético en [kWh/mes]. Para aquellos equipos en los cuales no se conozca su consumo diario, éste se puede

(3-1)

Dónde:

La Tabla 3.3 muestra cómo incorporar los parámetros recién descritos en la tabla de consumos: Consumos Potencia Cantidad cc/ca (W)

Factor Consumo Hrs. de energétiUso/día diversico/día [h/día] dad [Wh/día]

Equipo 1

0,3

Equipo 2

100

400

Equipo 3

200

0,5

300

Equipo 4

150

300

Equipo 5

300

0,5

0,75

112,5

Tabla 3.3: Ejemplo elaboración tabla de consumos.

A partir de la Tabla 3.3, se obtiene la potencia total en ca y cc. Estos valores sirven para el dimensionamiento de inversores de potencia y eventualmente de conversores de potencia. También a partir de la Tabla 3.3, se obtienen los consumos energéticos esperados por mes y anuales, como muestra la Tabla 3.4. Consumo Consumo Consumo Nº de días/ energético energético energético mes ca [kWh/mes]cc [kWh/mes] total [kWh/ mes]

Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre TotalAnual (kWh)

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 -

25,19 22,75 25,19 24,38 25,19 24,38 25,19 25,19 24,38 25,19 24,38 271,38

11,16 10,08 11,16 10,80 11,16 10,80 11,16 11,16 10,80 11,16 10,80 120,24

36,35 32,83 36,35 35,18 36,35 35,18 36,35 36,35 35,18 36,35 35,18 391,62

Tabla 3.4: Ejemplo elaboración tabla de consumos mensuales.

Es posible que los consumos difieran mes a mes o entre estaciones del año. De ser ese el caso, se deberá elaborar una tabla para cada mes, estación o periodo en estudio, para en forma posterior generar la tabla final de consumos.

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3.1.4 Descripción gráfica del consumo

Al conocer la curva de comportamiento del consumo, se puede conocer a priori la cantidad de energía requerida por la carga para periodos determinados. En este punto por tanto se debe diferenciar el consumo entre días “hábiles y festivos”, en “invierno y verano”, períodos de “baja y alta demanda” (como día y noche), etc. La curva de demanda diaria es de gran importancia pues permite diseñar el sistema de gestión de la instalación para que en ningún momento lleguen a producirse faltas. La curva de demanda diaria debe enfrentarse con la curva de generación diaria que vendrá dada por el ciclo de recurso energético día a día, ya sea viento, radiación solar o cualquier otra fuente de energía. Para apoyar la elaboración de las curvas de demanda, existen herramientas y softwares disponibles gratis en la red, tales como RETSCREEN y HOMER, entre otros. La utilización de estos softwares permite validar los cálculos propios, además de entregar una evaluación preliminar del desempeño del sistema eólico propuesto. La Figura 3.1, Figura 3.2 y Figura 3.3 muestran ejemplos de gráficas del consumo. Consumo (kWh/día) 14.00 12.00 10.00 8.00 6.00 4.00 2.00

En e Fe ro br er M o ar zo Ab ril M ay o Ju ni o Ju l Ag io Se os pt to ie m b Oc re t No ub vie re Di mbr ci em e br e

0.00

Figura 3.1: Consumo energético eléctrico diario.

800 600 400 200 0

Ene Feb

Mar

Abr

May Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic Figura 3.2:

Consumo energético eléctrico mensual.

2.5 2.0

Carga (kW)

Una vez realizados los pasos anteriores, es recomendable tabular los consumos estimados para escalas de tiempo diarias y/o mensuales. En forma adicional a las tablas desarrolladas en las secciones anteriores, se puede recurrir a fuentes de información tales como boletas de consumo eléctrico, encuestas y estimaciones de consumo esperada. Mientras mayor sea el grado de definición del comportamiento del consumo, mayor certeza se tendrá al momento de diseñar el sistema requerido.

1.000

1.5 1.0 0.5 0.0

5 4 3 2 1 0

Ene Feb Mar

Abr May Jun

Hora

Jul

Ago Sep

3.1.5 Selección del nivel de tensión

Oct

Nov Dic

Figura 3.3: Consumo energético eléctrico diario y mensual

La tensión de trabajo del sistema depende directamente de las tensiones de funcionamiento de la(s) carga(s), del inversor y de las baterías, si es que son requeridas. Lo primero que se debe analizar es la presencia de cargas en corriente continua y/o corriente alterna. De esta forma, se debe analizar el uso de un inversor de potencia si las cargas son de ca y un conversor de potencia, si las cargas son de tipo cc. En el caso de tensiones en cc, éstas están normalizadas en múltiplos de 12 [Vcc], es decir, puede encontrarse equipos que funcionan en 12 [Vcc], 24 [Vcc], 36 [Vcc], 48 [Vcc] Para los artefactos de ca su funcionamiento será en 220 [Vca], para cargas monofásicas y 380 [Vca] para cargas trifásicas, y con 50 [Hz] de frecuencia fundamental. La elección de la tensión también afecta la selección de la batería en sistemas aislados. Se recomienda en la medida de lo posible, aumentar el nivel de tensión conectando las baterías en serie. De esta forma se consigue reducir el nivel de corriente que circula por el lado de cc, lo que permite reducir el costo de los cables, ductos y las protecciones.

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3.1.6 Acumulación de Energía en baterías. Para sistemas aislados, donde la conexión a la red eléctrica no es posible, se utilizan baterías de manera de almacenar energía en los periodos de mayor recurso solar o eólico, para luego utilizar esta energía en los periodos de mayor consumo. Los dos principales parámetros que permiten seleccionar las baterías son su Voltaje [Vcc] y Capacidad [Ah]. Como se mencionó en el punto anterior, el voltaje de las baterías es en corriente continua y está dado en múltiplos de 12 [Vcc], siendo las configuraciones más usuales en 12 [Vcc] y en 24 [Vcc]. La capacidad de almacenamiento de una batería viene dada en unidad de medida Amper Hora [Ah]. Este valor indica cuanta corriente [A] es posible obtener de la batería por una cantidad de tiempo. A modo de ejemplo, una batería de capacidad 50 [Ah], podrá entregar a una carga 5 [A] de corriente por un periodo de 10 horas en forma continua hasta llegar a su punto de descarga. Luego, para estimar la demanda de energía a suministrar para una carga desde la batería, se debe considerar la expresión (3.2):

(3.2)

Dónde:

Para estimar la cantidad de baterías necesaria para suministrar la demanda energética D a una carga por n días, se utiliza la expresión (3.3): (3.3)

Dónde:

3.2 Dimensionamiento En este punto se desarrollan las nociones básicas para la adecuada selección de equipos de acuerdo a la demanda energética y a la generación esperada de un sistema eólico. Para sistemas aislados (Off Grid), es importante contar con sistema de respaldo, ya sea un generador convencional a diesel o a gas, un banco de baterías o bien una combinación de estas alternativas. Para un sistema conectado a la red, se debe estimar si la energía generada es suficiente para suplir la demanda interna y, por ende, si se

producirán excedentes para inyectar a la red. En este último caso, la inyección de energía está definida según la legislación nacional de acuerdo al nivel de potencia a inyectar a la red, según muestra la Tabla 3.5. P<100 kW Nivel de tensión Marco Legal Reglamento

Normativa

100 kW<P<9MW

P>9 MW

< 1 kV

1 kV - 23 kV

1 kV-23 kV

23 kV - 220 kV

LGSE

------

D.S. 244

DS 327 / Procedimientos CDEC

NCh. Eléctrica 4/2003

NSEG 5.71 de Corrientes Fuertes

NTCO, NSEG 5.71 de Corrientes Fuertes

NTS yCS, NSEG 5.71 de Corrientes Fuertes

Tabla 3.5: Normativa nacional referente a conexión de acuerdo a nivel de potencias.

En el Capítulo 2 se describió la importancia de la caracterización adecuada del recurso eólico para optimizar el desempeño de la turbina y se señaló que para proyectos de pequeña y mediana escala era posible predecir el desempeño de la turbina eólica, conociendo sólo algunos datos característicos del viento en la zona. Dicha información que es posible obtenerla a partir de mapas eólicos o estaciones meteorológicas, entre otras. A continuación se describen dos métodos de dimensionamiento que permiten calcular el aporte energético de la turbina eólica. Ambos tienen como punto de partida la caracterización de la demanda, según lo descrito en el punto anterior. El primer método puede aplicarse conociendo sólo la velocidad media del viento en la zona, mientras que el segundo requiere de una mayor cantidad de datos. Ambos no son incompatibles entre sí y pueden ser aplicados a un mismo caso, siendo el primer método una buena aproximación inicial, mientras que el segundo obedece a una estimación más depurada. 3.2.1 Tabulación del consumo energético Para sistemas que posean un consumo que va a ser alimentado desde el sistema eólico, el punto de partida del dimensionamiento es la estimación y caracterización del consumo de energía eléctrica. Para esto, se debe recurrir a las herramientas descritas en el punto anterior. Si el sistema está sólo orientado a la generación para inyección a la red, no se requiere determinar las cargas eléctricas del sistema.

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3.2.2 Método de Dimensionamiento N°1: La velocidad media del viento

6000 5000

Potencia (W)

La forma más simple de evaluar el desempeño de un aerogenerador es a través del conocimiento de la velocidad media del viento. El valor de la velocidad media del viento representa el promedio de todas las velocidades en un periodo de tiempo determinado, generalmente un año. Conocido el valor medio del viento, es posible obtener el aporte energético en un periodo determinado del aerogenerador, a partir de la expresión (3.4):

7000

4000 3000 2000 1000 0 -1000

Velocidad del viento (m/s) Figura 3.4: Curva de potencia, turbina de 6kW.

(3.4)

De la Figura 3.4, se observa que la potencia aproximada de la turbina a para una velocidad de 10 [m/s] es de 4 [kW], luego de acuerdo a la expresión (3 4), la energía anual obtenida es igual a:

Donde

Luego, para incorporar el valor de la velocidad media en la expresión (3.5), se reemplaza el valor de la potencia eólica de la expresión (1.1): (3.5)

El aporte energético del aerogenerador puede obtenerse, conociendo la densidad del aire ( ), el radio del aerogenerador (r), la velocidad promedio del viento en el sitio (v) y las horas del periodo en evaluación (t). El resultado se expresa en [Wh] o en [kWh]. Una aproximación más sencilla para el mismo cálculo, puede obtenerse a través de la información disponible en la curva de potencia del aerogenerador. De esta forma, si se conoce el valor de la velocidad media del emplazamiento, es factible obtener en la curva de potencia del aerogenerador, el valor de la potencia generada para esa velocidad. Este valor luego se multiplica por la eficiencia del sistema y por las horas asociadas al periodo de evaluación, según la expresión (3 .5). A continuación se muestra un ejemplo de la utilización de este método: Ejemplo 3.1: Se desea evaluar la generación energética de una turbina eólica de 6 [kW], para un emplazamiento que presenta una velocidad media anual de 10 [m/s], medida a una altura de 15 [m]:

Las desventaja de este método es la imposibilidad de representar la variación temporal del viento, por ejemplo durante el día o entre estaciones, a menos que se conozca el valor medio de cada mes o estación, dependiendo el caso. En general, un buen emplazamiento para un proyecto de generación eólico es aquel en el que la velocidad media del viento es igual o superior a los 6 [m/s], por lo que el conocimiento de este parámetro permite discriminar entre sitios con alto potencial de desarrollo de proyectos eólicos, de aquellos que no tienen potencial. Sin embargo, para proyectos eólicos de pequeña escala, velocidades de viento a 10 [m] de altura por encima de 4 [m/s] pueden ser consideradas como aceptables. Generalmente, las especificaciones del fabricante del aerogenerador incluyen una estimación de la producción anual de electricidad para diferentes velocidades medias anuales del viento. El conocimiento de la velocidad media del emplazamiento también ayuda a la selección de la turbina adecuada, tomando como primer criterio la maximización de la obtención de energía versus la inversión. Es decir, se debe optimizar la producción de la energía, seleccionando aquellas turbinas que permitan una mayor producción de energía de acuerdo a los valores entregados por el fabricante en la curva de potencia. A la vez, se debe tener en cuenta los costos de instalación del aerogenerador, los que generalmente se incrementan al aumentar la potencia nominal de la turbina. Asimismo,

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es necesario comprobar que la velocidad extrema no excede la velocidad de sobrevivencia. Una precaución necesaria para validar la utilización de la velocidad media como parámetro de cálculo es la fuente desde dónde se obtuvo este dato, según se señaló en el Capítulo 2. 3.2.3 Método de Dimensionamiento N°2: Curvas de densidad de potencia En el Capítulo 1 se describió cómo la potencia y la energía generada por la turbina eólica dependen del cubo de la velocidad. Por otra parte, en el capítulo 2 se describió el comportamiento del recurso eólico, en el cual se mencionan algunas herramientas matemáticas que permiten describir la frecuencia del viento dentro de un rango de velocidades. La curva de densidad de potencia involucra ambos conceptos (curvas de potencia y distribución del viento) para entregar el aporte energético de un aerogenerador. En términos sencillos, la energía aportada por un aerogenerador se obtiene del producto de la curva de potencia por la distribución de frecuencia de las velocidades de viento registradas. De esta forma, la energía obtenida desde un aerogenerador, puede obtenerse a partir de la expresión (3.4), en la cual si se considera el rango de velocidades donde la turbina eólica opera, se puede reescribir de la siguiente forma:

(3.6)

Dónde:

10 15 20 = Potencia disponible = Potencia extraible (limite Betz) = Potencia de turbina

m/s Figura 3.5: Curva Densidad de Potencia.

Si se observa la Figura 3.5, puede verse que la forma es similar a la Distribución de Weibull. El área azul bajo la curva, muestra cuánta potencia mecánica se puede obtener en forma teórica, a partir del Límite de Betz. El área roja bajo la curva, muestra la potencia eléctrica útil que es posible obtener a partir de la turbina eólica. La velocidad de arranque de la turbina, se puede observar en el gráfico, ubicándose en la Figura 3.5 en 3 [m/s]. La velocidad de corte se ubica en 25 [m/s], aunque este valor dependerá de las especificaciones técnicas de cada fabricante. A continuación se muestra un ejemplo de la construcción de la curva de densidad de potencia. Ejemplo 3.2: Se desea evaluar la generación energética de una turbina eólica de 6 [kW] (ver Figura 3.4), para el mes de enero, en un emplazamiento que presenta la siguiente Distribución de Weibull del viento , obtenida a partir de mediciones realizadas durante el mes de Enero a una altura de 15 mts.: 0,10

La Figura 3.5 muestra la representación gráfica de la expresión (3.6), denominada “Curva de Densidad de Potencia”.

Porcentaje de ocurrencia (%)

0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0,00 0

Velocidad del viento (m/s)

Figura 3.6: Distribución de Weibull para velocidad del viento a 15m de altura.

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De acuerdo a la expresión (3 6)para obtener el aporte energético de la turbina eólica de 6 [kW], cuya curva de potencia se muestra en la Figura 3.7, se debe multiplicar cada valor de potencia generado para una velocidad dada por la cantidad de horas al año en que dicha velocidad se encuentra presente. Este último valor se obtiene multiplicando las horas totales de un año (8760 hrs.) por la frecuencia de ocurrencia de la velocidad del viento, mostrada en la distribución de Weibull de la Figura 3.6. La Tabla 3.6 muestra los resultados del cálculo de producción de energía:

La Tabla 3.6 muestra que la generación total de energía del sistema eólico corresponde a 2.510,8 [kWh]. Este valor se obtiene sumando los valores de la columna de generación de energía a partir de cada velocidad presente. Por último, al valor obtenido de generación de energía del sistema eólico, se le debe aplicar el factor asociado a la eficiencia, según la expresión (3.6), típicamente alrededor de 0,85. Finalmente, a partir de la Tabla 3.6, se construye la curva de densidad de potencia: 300,00 250,00

Potencia (W)

Probabilidad (%)

Horas viento(h)

Energía (kWh)

0,00

0,020

14,72

0,00

0,040

29,49

0,00

500

0,058

42,79

21,40

1.000

0,072

53,70

1.300

0,083

61,60

80,08

2.000

0,089

66,19

132,38

2.650

0,091

67,50

178,88

3.300

0,088

65,84

217,28

4.200

0,083

61,73

259,28

5.000

0,075

55,83

279,13

5.500

0,066

48,80

268,42

6.000

0,056

41,32

247,90

6.200

0,046

33,92

210,30

6.250

0,036

27,03

168,92

6.050

0,028

20,92

126,56

5.800

0,021

15,74

91,28

6.000

0,015

11,51

69,09

6.000

0,011

8,20

49,18

6.000

0,008

5,68

34,06

6.000

0,005

3,83

22,97

0,003

2,51

0,00

0,002

1,61

0,00

0,001

1,00

0,00

0,001

0,61

0,00

0,000

0,36

0,00

TOTAL GENERACIÓN (kWh)

2.510,80

Tabla 3.6: Elaboración de curva de densidad de potencia.

200,00

Potencia (W)

Viento (m/s)

150,00 100,00 50,00 0,00 -50,00 0

Velocidad del viento (m/s)

Figura 3.7: Curva densidad de potencia para ejemplo propuesto.

Como demuestra el ejemplo 3.2, para la utilización de este método se requieren una mayor cantidad de datos, lo que a su vez lleva a cálculos con más precisos. Para la utilización de este método es necesario contar con el espectro de frecuencias de ocurrencia de las velocidades del viento en el emplazamiento. El rango de frecuencias de las velocidades puede ser obtenido a través de las mediciones, o bien puede ser estimado a través de la Distribución de Weibull a partir del valor medio y la desviación estándar del viento. Es recomendable, al igual que en el método anterior, separar el cálculo por estaciones o por meses de manera de observar las variaciones estacionales del viento, para realizar un mejor balance entre la generación y el consumo. También es recomendable repetir el cálculo utilizando datos de distintas familias de turbinas, para realizar una evaluación en función del costo del aerogenerador y la producción de energía. Las precauciones respecto de la obtención de datos necesarios para el cálculo son básicamente las mismas enunciadas en el punto anterior respecto de la altura a la que se realizaron las mediciones, presencia de turbulencias, frecuencia de muestreo y periodos de medición representativos. 3.2.4

Softwares de modelación de parques eólicos

Los métodos de dimensionamiento indicados en los puntos anteriores son procedimientos simplificados que permiten

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obtener una aproximación al valor de producción de energía de un sistema de generación eólico. Para apoyar la evaluación de este tipo de proyectos existen además softwares gratuitos tales como RETSCREEN, HOMER y SAM, entre otros. Para un análisis más depurado de la producción de un parque eólico, existen softwares especiales que a partir de una serie de estudios preliminares tales como topografía del emplazamiento, datos de la campaña de medición, parámetros de los aerogeneradores, entre otros, permiten la estimación de la producción energética del parque eólico. Estos softwares no son de acceso abierto como los anteriormente mencionados y requieren de un mayor grado de comprensión del recurso eólico y características técnicas de los aerogeneradores del que se entrega en este documento. Entre los softwares más utilizados para el modelamiento de parques eólicos destacan algunos tales como Windfarmer, Windpro, WASP, entre otros.

3.3 Selección de componentes del sistema eólico. En la etapa de ingeniería conceptual, se determinan los componentes del sistema eólico para elaborar un presupuesto preliminar que permita estimar los costos iniciales del proyecto. Otro aspecto a abordar en esta etapa son los costos estimados en ítems como transporte, bodegaje, mano de obra, puesta en marcha, entre otros. Igualmente, en la etapa de ingeniería conceptual, se realiza una evaluación de los ingresos a través de la estimación de la producción de energía.

3.2.5 Consumo versus generación

3.3.1 Aspectos preliminares.

Este punto consiste en representar ya sea gráficamente o en tablas, el resumen de los pasos anteriores respecto al análisis del consumo y la demanda. La importancia de este paso radica en observar el exceso o el déficit de generación por periodos de tiempo, generalmente en meses.

Una forma de reducir la incertidumbre respecto a la producción de energía del sistema aerogenerador, es a través de información tanto del proveedor de las turbinas, como del equipo en sí. Alguna de las consideraciones al momento de seleccionar un proveedor y un equipo aerogenerador son:

Para sistemas aislados, la generación debe ser igual o superior a la demanda, ya sea a través la energía proveniente del aerogenerador o a través de un sistema hibrido que contemple otras fuentes de energía y/o de almacenamiento. Debido a que el viento tiene una característica aleatoria, si se desea cubrir la demanda del sistema aislado a través de generación eólica en forma exclusiva, es necesario utilizar baterías para almacenar suficiente energía para aquellos periodos de baja presencia del viento. Un mínimo recomendado es de 5 días de capacidad de almacenamiento, pudiendo llegar hasta 10 días de capacidad de autonomía, dependiendo de qué tan crítica sea la carga a alimentar, como por ejemplo, alimentación de estaciones de transmisión de datos, monitoreo de incendios, o lugares de difícil acceso o clima extremo. En general, el uso de baterías para sistemas aislados es siempre recomendado, aun si se cuenta con otras fuentes de generación, debido a que la generación de energía eólica presenta un comportamiento altamente variable en el tiempo, lo que produce fluctuaciones en el flujo de potencia de tiempos muy cortos. El uso de baterías elimina este efecto, entregándole a la carga el suministro requerido y con la ventaja de operar con tiempos de disponibilidad de energía instantáneos, diferente al caso de grupos electrógenos diésel o a gas. Además, el uso de baterías permite almacenar energía en condiciones de exceso de producción y entregar

el déficit de suministro si la generación de electricidad del aerogenerador es deficitaria. Por otra parte, cabe mencionar que el uso de baterías supone costos de mantención extra, dado la necesidad de su reemplazo después de una cierta cantidad de tiempo en operación, típicamente de 5 a 7 años.

Años de experiencia de la empresa proveedora. Número de proyectos eólicos similares desarrollados por la empresa. Años de producción de la turbina eólica. Certificaciones de la turbina eólica. Número de turbinas instaladas y su desempeño idealmente en sitios con condiciones de viento similares. Años de garantía, idealmente cinco años. Mantención requerida. Niveles de ruido. 3.3.2 Selección de la turbina. En la selección de los componentes adecuados, el primer criterio a considerar es la maximización de la producción de energía, lo que se obtiene a partir de la curva de potencia de la turbina y de los parámetros del viento.

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En la práctica, las curvas de potencia de los aerogeneradores son estimadas sobre la base de mediciones y ensayos realizados en laboratorios. Sin embargo, varias investigaciones en pequeñas turbinas han mostrado divergencias del orden de 5% al 20% de los valores de potencia reales y los presentados por el fabricante en sus documentos. Un segundo concepto de diseño es la robustez y la calidad de los componentes del sistema eólico. Para el caso de las turbinas eólicas los fabricantes especifican garantías y tiempos mínimos de vida útil, pero en la práctica estos tiempos pueden verse reducidos cuando los esfuerzos a los cuales se enfrenta la turbina son distintos a los parámetros de vientos bajo los cuales fue probada y/o certificada. Respecto de la selección de la turbina, se ha comentado en las secciones anteriores los parámetros de relevancia para la selección de ésta: Curva de potencia: A través de la curva de potencia, en conjunto con los parámetros del viento, se obtiene el aporte energético del aerogenerador. Velocidad nominal (Vn): Este parámetro está asociado a la curva de producción de potencia. Hace mención a la velocidad del viento a la cual la turbina produce la potencia nominal. Una vez conocida la velocidad promedio Vp del viento en el emplazamiento (medida a la altura del eje del aerogenerador), se debe considerar idealmente una relación Vn/Vp entre 1.3-1.5 aproximadamente para maximizar la producción de energía sin incurrir en sobrecostos. Se recomienda ignorar el criterio anterior sólo si el sistema eólico produce un exceso o bien hay una deficiencia de producción de energía eléctrica. Niveles de ruido: Una turbina puede generar ruidos molestos debido a sus elementos rotatorios. Otros parámetros de relevancia: Existen algunos parámetros y documentación que se debe revisar previo a la especificación de un aerogenerador, estos son:

Certificación y garantía. Clases de Viento. Viento de sobrevivencia.

3.3.3 Sistemas de control y seguridad Otro parámetro relevante del sistema eólico son los sistemas de control y seguridad, los que involucran una serie de equipos que cumplen distintas funciones y que en su conjunto velan por la producción óptima y segura de energía del aerogenerador. Algunos de los requerimientos de control y seguridad de operación de los aerogeneradores provienen de los siguientes fenómenos:

Velocidad excesiva durante periodos de altos vientos, lo que puede causar daños mecánicos irreversibles sobre los componentes del aerogenerador o bien disminuir considerablemente su vida útil. Se requiere de sistemas de control que permitan disminuir la velocidad de giro bajo ciertas condiciones de velocidad, y superado un umbral de velocidad detener completamente la rotación del aerogenerador. Si la conexión a la red se pierde debido a algún evento de falla mientras la turbina eólica se encuentre operando, ésta comienza a acelerarse rápidamente. Esta condición conocida como run away, puede generar fallas mecánicas en los componentes del aerogenerador, así como fuertes descargas eléctricas. Debido a que la dirección del viento cambia durante el día, el aerogenerador debe ser capaz de orientarse en forma perpendicular a la dirección dominante del viento para maximizar la captura de energía. Control aerodinámico del ángulo de ataque de las aspas. A continuación se presentan los tres aspectos principales sobre los cuales actúan los sistemas de control y seguridad:

a) Regulación de potencia De acuerdo a los fenómenos descritos anteriormente, un dispositivo fundamental en un aerogenerador eólico es el que permite la regulación y control de la potencia y velocidad de giro de éste. La velocidad del viento que permite que la turbina comience a girar y producir energía es conocida como velocidad de arranque. Sin embargo, la velocidad de arranque es de giro lento y el aerogenerador se encuentra lejos de alcanzar su punto de máxima generación. A medida que la velocidad del viento aumenta, también aumenta la generación de energía en forma cúbica, de acuerdo a la expresión (1.)1. A una determinada velocidad, el aerogenerador produce su potencia nominal y a partir de esa velocidad, independiente del aumento de la velocidad de giro, la turbina eólica no entrega más potencia. Si la velocidad del viento sigue aumentando, el rotor puede peligrar desde el punto de vista estructural, siendo necesario disminuir las vibraciones; por esto, cuando la velocidad aumenta sobre el límite estructural permitido, el rotor debe frenar. Esta velocidad a la que el aerogenerador se detiene se denomina velocidad de corte.

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Para generadores de baja potencia, existen también otros métodos para controlar la velocidad del aerogenerador [5]:

Control de potencia por variación del ángulo del aspa (pitch angle control): Este tipo de control es dominante en los aerogeneradores de media potencia, siendo muy común en potencias desde 200 – 250 [kW]. El sistema de control chequea la potencia del aerogenerador varias veces por segundo. Si esta supera el umbral de potencia máxima del aerogenerador, el control actúa regulando el ángulo del aspa sobre su eje longitudinal, ajustando el torque y potencia producida por la turbina. La regulación es realizada por mecanismos eléctricos o hidráulicos. El sistema de control por variación del ángulo también permite frenar la turbina al llegar a un ángulo de 90º respecto de la posición normal. Igualmente también permite maximizar la captura de energía al ajustar el ángulo del aspa para maximizar la potencia producida por el aerogenerador. Este sistema de control de potencia permite reducir las cargas que llegan al tren de potencia así como reducir el ruido aerodinámico. Como contrapartida, el coste de este sistema así como su mantenimiento resultan más caros.

Sistema de rotación del eje (yaw): En este tipo de sistema de regulación, se rota la turbina sobre su propio eje hasta enfrentar de espalda a la dirección predominante del viento (downwind), como muestra la Figura 2.11, logrando la detención del aerogenerador.

Control de potencia por pérdida aerodinámica (Stall Control): Una alternativa al control por variación del ángulo del aspa es el que se basa en el fenómeno de la pérdida aerodinámica o pérdida de sustentación. En el sistema de control de potencia Stall, el ángulo del aspa se encuentra fijo en el buje del aerogenerador. El sistema opera al detectar velocidades altas, creando una turbulencia en la cara del aspa que no está enfrentando al viento, lo que reduce la fuerza de empuje (lift). Las aspas están diseñadas para que el fenómeno de la entrada en pérdida se produzca de forma gradual, de manera tal que, comienza en el encastre de las aspas y, a medida que aumenta la velocidad de viento, se va extendiendo hacia la punta. Este sistema de control de potencia requiere un mantenimiento menor, si bien exige un diseño de la pala mucho más complejo, la turbina resulta más difícil de frenar y además la salida de energía es algo más irregular que en el sistema pitch control.

Fuente: Proyectos Eólicos, Guía para Evaluación Ambiental Energía Renovable No Convencional, CNE y GTZ, Octubre de 2006.

Figura 3.9 : Turbina enfrentando la dirección del viento (izquierda), turbina de espaldas a la dirección del viento.

El proceso de control de la velocidad y potencia hoy en día es realizado básicamente a través de dos métodos:

Existen dos tipos de sistemas de control tipo yaw: pasivo y activo. El sistema pasivo utiliza la fuerza del viento para ajustar la orientación de la turbina, en este tipo de sistemas, el eje se rota a través de un rodamiento ubicado entre la torre y la góndola. El control correctivo del viento se realiza a través de una aleta ubicada en la cola de la góndola. En el sistema de control yaw activo la rotación de la góndola se produce a través de un componente electro mecánico comandado por un sistema de control basado en las mediciones continuas de velocidad de vientos. Mediante el control electrónico de la potencia, se puede variar la velocidad del rotor en un pequeño margen, mediante resistencias rotatorias variables, controladas por un microprocesador y accionadas por interruptores estáticos; de esta forma se consigue variar el deslizamiento del generador y con ello la velocidad del rotor. Regulación por desenganche de las palas (Darrieux), en las que mediante la acción de una varilla, éstas se pueden dejar en una posición en la que no actúe sobre ellas el viento. Esta situación se conoce también como regulación por bandera y se utiliza en aquellas máquinas eólicas cuya velocidad de giro no tiene la necesidad de ser constante, por no accionar generadores eléctricos. Los dispositivos que utilizan el desenganche aerodinámico de las palas originan vibraciones debido a las estelas que aparecen sobre el extradós de las palas. Los dispositivos que colocan

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Figura 3.10: Regulación por orientación del rotor, fuente: Análisis y simulación de sistemas eólicos aislados, Camilo Carrillo Gonzales, Vigo 2001.

Regulación por orientación del rotor, cuando la velocidad del viento comienza a ser peligrosa para la hélice, se orienta las palas de modo que ofrezcan al viento la mínima superficie posible, para que éste no interaccione con ellas.

b) Sistemas de frenado Una de las funciones del sistema de control de un aerogenerador consiste en detener la operación del aerogenerador frente a situaciones contingencia o de vientos de magnitud superior al rango de operación del aerogenerador. Se identifican principalmente tres tipos de sistemas de frenado: Sistema de frenado hidráulico, en este tipo de sistemas la presión del sistema hidráulico actúa cuando la turbina comienza a operar, liberando la presión cuando ésta se detiene. Una bomba se encarga de producir la presión, la que es controlada a través de un switch. Cuando el sistema hidráulico pierde su presión, las palas del aerogenerador adoptan la posición ‘en bandera’ respecto del viento lo que hace que los álabes no experimenten fuerzas desequilibradas sobre sus caras y se detengan. Frenos punta de aspa (también llamado aerofrenos), este tipo de sistema utiliza la punta del aspa como elemento de frenado a través de la rotación, sobre un eje de fibra. Durante la operación de la turbina, la punta del aspa es alineada con el resto del aspa a través de un cable de acero ubicado por dentro del aspa. Este cable de acero está conectado a un cilindro hidráulico ubicado al interior del buje del aerogenerador, el cual ejerce una fuerza de hasta 1 tonelada sobre el cable de acero. Al liberar esta fuerza, la fuerza centrífuga de la turbina actúa sobre la punta del aspa, permitiendo la rotación en hasta 90º respecto del resto del aspa. Freno mecánico, consiste en un disco de freno que puede ubicarse tanto en el eje lento como en el eje

rápido del aerogenerador. Habitualmente se coloca en el eje rápido ya que al transmitirse menor par mecánico a la salida de la caja multiplicadora, se necesita un freno de menor tamaño. La mantención de este elemento implica proporcionar suficiente aceite de freno al disco para su correcta operación. Figura 3.11: Métodos de freno turbinas eólicas, superior: frenado mecánico e inferior: frenado por rotación punta de aspa.

las palas paralelamente a un viento de velocidad fuerte son mejores. Evidentemente, cada aerogenerador debe tener un freno mecánico para parar el rotor.

Adicionalmente, para generadores eólicos de baja potencia es común encontrar un cuarto tipo de sistema de freno electromagnético, constituido por resistencias eléctricas que se conectan a la salida del aerogenerador para controlar su velocidad. Cabe mencionar que algunos de los sistemas de regulación de potencia mencionados anteriormente (en especial el pitch controlled) son los que se utilizan eventualmente para frenar la máquina. Así en estos casos, el ángulo de paso va cambiando progresivamente hasta llegar a los 90º (posición de bandera) en torno al cual la máquina se encuentra parada. Es posible que el freno mecánico funcione de manera suave para parar la máquina por completo. En las paradas de emergencia, aparte del frenado aerodinámico, es necesario aplicar el freno mecánico con su mayor par a fin de evitar cualquier tipo de riesgo que afecte a la integridad de la máquina.

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c) Sistemas de orientación

nominal del aerogenerador.

Uno de los principales requerimientos de los aerogeneradores de eje horizontal es la necesidad de fijar su orientación, de forma que el viento incida perpendicularmente al área barrida por el rotor. Para pequeños aerogeneradores, existen diversos sistemas que permiten la orientación de la máquina, tales como [5]:

Voltaje de salida: El voltaje debe ser igual al de la red, para sistemas conectados o bien igual al voltaje nominal de las cargas. En Chile el voltaje corresponde a 220 [Vca].

a) Una cola o veleta. b) Un sistema de orientación accionado por rotores auxiliares. c) Un servomotor controlado electrónicamente. d) Un sistema de orientación por efecto de la conicidad que se da a las palas en su disposición y montaje sobre el cubo del rotor.

Número de fases: Este parámetro condiciona la conexión del inversor a la red o a las cargas.

m s

(a)

(b) Figura 3.12: Métodos de orientación del aerogenerador, a )mediante timón de cola, b) mediante rotores auxiliares, c) mediante efecto de la conicidad.

(c) 3.3.4 Selección del inversor Los inversores son equipos de electrónica de potencia diseñados para transformar una señal continua en una señal alterna. Existen equipos aerogeneradores que incluyen dentro de sus componentes el equipo inversor, por lo que en estos casos no se requiere especificar un inversor en forma aparte. Si el equipo aerogenerador no incluye un inversor de potencia, es importante revisar el manual del equipo por cuanto es posible que el fabricante incorpore indicaciones especificas para la selección de un inversor de potencia para el aerogenerador en particular. Para especificar un inversor de potencia, se deben tener en cuenta los siguientes parámetros: Potencia eléctrica: Se debe especificar la potencia de salida del inversor en función de las cargas a conectar. Si se trata de un sistema aislado, el inversor se conecta directamente de las baterías. Para sistemas conectados a la red, la potencia del inversor debe ser igual a la potencia

Corriente nominal: Corriente máxima de salida en [A] que puede obtenerse del inversor de potencia.

Frecuencia: En Chile, la frecuencia de la red corresponde a 50 [Hz]. Eficiencia: El inversor presenta pérdidas debido a resistencias internas. La eficiencia típica del inversor puede variar entre 90-95%. On Grid: Para sistemas eólicos que inyecten energía a la red, se deberá especificar inversores de potencia con capacidad de sincronizarse con la red. Esto se consigue con inversores denominados On Grid. Adicionalmente, en la selección de un inversor se debe tomar en cuenta los parámetros de entrada, es decir aquellos relacionados con la señal cc Estos parámetros usualmente se refieren a: Potencia de entrada: Máxima potencia a conectar al inversor. Este valor debe ser al menos igual al valor de la potencia del generador eléctrico de la turbina eólica. Voltaje de entrada: El voltaje debe ser cc en un rango variable de valores dependiendo el voltaje de salida del generador de la turbina o de la batería, dependiendo el caso. Corriente nominal: Corriente máxima en [Acc] que puede conectarse en la entrada del inversor de potencia. Por último, existen equipos aerogeneradores que no requieren de inversores, sino convertidores de frecuencia, dado que el generador eléctrico tiene salida ca, siendo típicamente en este caso un generador tipo bruhless dc o de inducción. 3.3.5 Selección de la batería Las baterías se utilizan para sistemas aislados. La selección de la batería se basa en la capacidad de energía requerida, según la expresión (3.3). La capacidad C de las baterías se señala en [Ah]. El otro parámetro importante de una batería es el voltaje. El voltaje es tipo cc y está dado generalmente en múltiplos de 12 [Vcc]. Las baterías utilizadas son de

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ciclo profundo. Se caracterizan por tener la capacidad de descargarse hasta un nivel determinado, para luego volver a ser cargadas manteniendo sus capacidades de carga para un alto número de ciclos. No es recomendable operar las baterías hasta el punto de mínima descarga, ya que poseen un ciclo de vida, el cual disminuye al aumentar las descargas o al aumentar la profundidad de descarga. Debido a este fenómeno, las baterías por lo general se dimensionan para una descarga no mayor al 25%-30%. 3.3.6 Ductos y cableados. La instalación de ductos y cables debe cumplir con la Norma Chilena Eléctrica 4/2003, en aspectos relacionados a diseño, seguridad y especificaciones de componentes del sistema eléctrico, para proyectos de corrientes débiles y la Norma Chilena Eléctrica 5/2001 “Instalación de Corrientes Fuertes”. Las conexiones desde la turbina al tablero de control deberán ser idealmente soterradas, utilizando conductores que cumplan con la normativa NCh. 4/2003. El dimensionamiento de los conductores se deberá desarrollar según la Norma en base a la corriente circulante y a la caída de tensión, no pudiendo superar el 5% para circuitos de ca y un 1% para circuitos de cc. La Tabla 3.7 muestra el diámetro de la canalización recomendada según la sección del conductor: Sección nominal

Diámetro nominal

3,31 mm2

¾”

5,26 mm2

1”

8,37 mm2

1 ¼”

13,3 mm2

1 ¼”

21,2 mm2

1 ½”

Tabla 3.7: Diámetro de canalización según conductor.

3.3.7 Tableros y protecciones El tablero deberá contener en forma segura todas las protecciones e interruptores del sistema. Si el tablero se encuentra en la intemperie o en zonas expuestas a humedad y/o polvo, éste deberá ser de IP 65. Para tableros ubicados en interiores, estos pueden ser IP 55. El cálculo de las protecciones deberá ser realizado por un especialista, según la Norma Chilena Eléctrica 4/2003, en aspectos relacionados a diseño, seguridad y especificaciones de componentes del sistema eléctrico, para proyectos de corrientes débiles y la Norma Chilena Eléctrica 5/2001 “Instalación de Corrientes Fuertes”.

Las protecciones del sistema deberán incluir como mínimo: Protecciones diferenciales y termomagnéticos para el circuito de corriente alterna. Disyuntores, fusibles y seccionadores para el circuito de corriente continua. Pararrayos y protección contra sobre voltaje del circuito de corriente continua. Malla a tierra para aterrizar circuitos, carcasas y tableros. 3.3.8 Torres y estructuras de soporte Las torres de las turbinas eólicas pueden ser tipo enrejada o tubular; en general, el mercado tiene una clara preferencia por las de tipo tubular a pesar de los mayores costos de implementación, debido a aspectos relacionados con la estabilidad estructural y la estética.

(a)

(b)

Figura 3.13: Tipos de torres, a) torres tubulares y b) torres de reticulado

Para proyectos pequeños, las alturas pueden variar típicamente de 10 a 25 metros de altura aproximadamente, debido a que sobre esta altura se puede alcanzar flujos de viento lo más laminares posibles. Adicionalmente, la altura final de instalación de la torre, debe procurar respetar las indicaciones que se mencionaran en el capítulo 4. Respecto de los tipos de torre a utilizar, la gama es bastante amplia: torres tubulares, con y sin amarre y torres de reticulado. Las torres pueden contar con una base de concreto y con cables de amarre para mayor firmeza. Esto último es particularmente recomendado en zonas de vientos fuertes.

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tubular tipo péndulo (see saw en ingles) es un diseño especial que facilita la mantención del aerogenerador. Torres tipo de reticulado (lattice tower en inglés) representan una opción intermedia desde el punto de vista económico entre las torres con cables de sujeción y las torres con poste tubular, sin embargo poseen un impacto visual mayor y facilita la anidación de aves, por lo cual se ha desechado su uso en proyectos de mediana y gran escala.

Figura 3.14: Tipos de torres para pequeños aerogeneradores, a) torre tubular con cables de sujeción y b) torre de reticulado con cables de sujeción.

Otro criterio a considerar en la selección de la altura de la torre es la captura de energía. Tal como se señaló en capítulos anteriores, normalmente la velocidad del viento aumenta al aumentar la altura, por lo que se debe realizar un balance entre el costo de una torre de mayor altura versus el beneficio de acceder a un mejor recurso eólico. A modo de ejemplo, existen estudios [20] que demuestran que para turbinas del orden de 10 [kW], la energía que producen a 30 metros de altura es el doble de lo que producen a 18 metros de altura, considerando un aumento en el costo del sistema instalado a 30 metros de altura de 10% superior con respecto al sistema instalado a 18 metros de altura. No obstante para hacer una correcta cuantificación se hace imprescindible medir el viento con torre meteorológica al menos a dos niveles para evaluar la cortadura vertical del mismo. Es recomendable realizar mecánicas de suelo para evaluar las condiciones del terreno y si fuese requerido, realizar un proyecto estructural por un especialista para el diseño de la estructura de soporte. Existen empresas proveedoras de turbinas eólicas que en base a las mecánicas de suelo entregan soluciones estándar de anclajes y cables de sujeción.

Figura 3.15: Tipos de torre para montaje de turbinas eólicas.

Las torres con cables de sujeción (guyed pole towers en inglés) son la opción más económica, sin embargo, requieren una mayor área para la instalación de los cables de sujeción. Este tipo de torres se recomienda sólo para pequeños aerogeneradores, cuya potencia no supere los 20 [kW] como máximo. Además, este tipo de torre requiere mayor mantención dado que los cables pueden sufrir modificaciones con el tiempo, extendiéndose en longitud. Por otra parte, una torre con poste tubular (monopole en inglés) requiere menos área para su instalación, sin embargo el costo es mayor debido a que aumenta la cantidad de acero utilizado en su construcción. La torre

3.3.9 Emplazamiento de las turbinas eólicas. El emplazamiento de los aerogeneradores es relevante para su desempeño. El recurso eólico puede ser de carácter turbulento, con vientos provenientes de distintas direcciones debido a la geografía del lugar, presencia de obstáculos en el paso del viento, entre otros factores. Idealmente, se deberá ubicar los equipos aerogeneradores en emplazamientos que cumplan las siguientes condiciones: Emplazamientos libres de turbulencias, es decir sin árboles, viviendas, u otro obstáculo al paso del viento, según límites de cercanía a estos obstáculos estipulados por el fabricante. En zonas de geografía plana, o bien ubicadas en las zonas de mayor altura con respecto a los accidentes geográficos aledaños, como por ejemplo la parte más alta de un monte.

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De no poder cumplirse las condiciones anteriores, el equipo aerogenerador debe estar al menos 10 metros sobre el obstáculo más alto que encuentre el viento en 100 metros a la redonda. Ver Figura 3.16. Se deben además considerar en esta etapa futuras estructuras u obstáculos que pudiesen afectar el desempeño del aerogenerador. En zonas urbanas, debido a la presencia de una gran cantidad de obstáculos al paso del viento, es menos probable el buen desempeño de un equipo aerogenerador. Sin embargo, esta desventaja puede ser subsanada si se respeta la altura señalada en la Figura 3.16.

Como resultado de la captura de la energía del viento por parte del rotor de la turbina, la velocidad del viento es reducida a la salida del rotor, donde además resultan estelas de viento, similares a turbulencias, como muestra la Figura 3.17.

Para evitar que las estelas resultantes a la salida de un rotor afecten la calidad del viento que ingresa al rotor inmediatamente continuo, es necesario espaciar adecuadamente los aerogeneradores. Existe distinta literatura referente al espaciamiento lateral y longitudinal. Este parámetro varía según el tamaño de los aerogeneradores, sin embargo, es conocido como regla el uso de la separación de 3-5 diámetros de rotores entre cada turbina en la dirección perpendicular al viento dominante y separadas en una distancia entre 5 a 9 diámetros de rotor de distancia en la dirección de la velocidad predominante del viento. La ubicación de los aerogeneradores que forman un parque eólico debe ser perpendicular a la dirección más energética del viento, si bien es posible que en presencia de otras restricciones -como la disponibilidad de terreno- no puedan ubicarse de esta manera, es necesario recurrir a procesos de optimización de la distribución del parque minimizando los efectos de estela y tratando de cumplir los criterios establecidos previamente.

Figura 3.18: Layout del parque aerogenerador, generadores eólicos representados en blanco, dirección viento dominante representado por flecha negra.

Figura 3.17: Estelas rotatorias producto de la captura de energía en el rotor de un aerogenerador.

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3.4.1 Costos. Los costos de los sistemas eólicos representan la principal barrera para el desarrollo masivo de este tipo de tecnología. Usualmente, la forma de referirse al costo de aerogeneradores es por unidad de potencia (US$/kW, €/kW, £/kW, etc). La Tabla 3.8 muestra un rango de precios de proyectos eólicos de acuerdo al rango de potencia. Los costos de pequeños y medianos sistemas eólicos instalados varían considerablemente en el rango de pequeñas aplicaciones, mientras que el precio tiende a estabilizarse para rangos de potencia mayor. Se identifica además una clara economía de escala reflejada en la disminución de costos para potencias mayores. Rango

Costo (MUS$/kW)

Costo (MCL$/kW)

0-100 kW

3-7

1.500-3.500

100-2.000 kW

2-2,5

1.000-1.250

2.000-9.000 kW

1,75-2

875-1.000

Tabla 3.8: Rango de precios proyectos eólicos según escala de potencia. Fuente: Ministerio de Energía y Centro de Energías Renovables.

Vale la pena mencionar que existe un emergente mercado de turbinas de segunda mano para proyectos de mediana a gran escala, debido a programas de recambio en países como Dinamarca y Alemania. En estos casos, los costos de las turbinas se reducen considerablemente, con una vida útil esperada para estos equipos de 15 a 20 años, siempre y cuando hayan sido debidamente mantenidos y, mejor aún, si tras su desmantelamiento en los países de origen, hayan sido reacondicionadas, reemplazando componentes sensibles como la caja multiplicadora, el generador eléctrico u otros. En estos casos, deben considerarse costos de mantención mayores. Los costos de operación y mantención generalmente se avalúan entre un 1,5%-2% de la inversión inicial por año para aerogeneradores nuevos (<10 años), y en un 3% de la inversión inicial para aerogeneradores antiguos (>10 años). 3.4.2 Ingresos Los ingresos del proyecto se estiman de forma distinta, dependiendo del uso final del aerogenerador. De esta forma se deben calcular los ingresos para: a) Proyectos conectados a la red (“On Grid”) En este caso, los modelos de posible venta de energía se encuentran detallados en el libro Las Energías Renovables

el cual se encuentra disponible para descarga gratuita en www.cer.gob.cl. En este documento se identifican cinco posibles modelos para la venta de energía en el mercado eléctrico nacional:

Fuente: Las Energías Renovables no Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno, CNE/GIZ, 2007.

Figura 3.19: Modelos de venta de energía en mercado eléctrico chileno.

De los modelos mostrados en la Figura 3.19, la venta al mercado Spot y venta a cliente libre (contratos) son las más frecuentes. Para conocer el valor del precio de venta de energía, es necesario conocer la evolución y proyección de precios de venta del costo marginal del sistema y el precio de los contratos, como muestra la Figura 3.20. Para mayor información, referirse al libro Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno. 300

250 200

US$/MWh

3.4 Evaluación económica del proyecto.

150 100 50 0 Precio Medio Mensual SIC CMg Prom. Mensual SING

CMg Prom. Mensual SIC Precio Medio Mensual SING

Figura 3.20: Evolución de los precios de mercado eléctrico chileno. Fuente: CER, CDEC SIC, CDEC SING, CNE, 2012.

b) Proyectos híbridos Este tipo de proyectos tiene como finalidad alimentar un consumo interno y pueden ser de tipo aislado (Off Grid) o bien conectado a la red (On Grid). En este último caso, es posible inyectar el exceso de generación a la red y recibir compensación económica por estos excedentes, ya sea si el proyecto se encuentra ubicado en el Sistema

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Interconectado Central (SIC) o en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). En este caso, lo que se considera en la evaluación económica son los ahorros esperables, provenientes de dos fuentes: Costos de instalación de la red eléctrica: cuando existe factibilidad técnica de conexión a la red, pero los costos son elevados. En este caso un proyecto de generación eólica puede llegar a resultar de menor costo que el proyecto de extensión de red. Para obtener un costo estimado de la conexión a la red eléctrica, se debe obtener dicha información directamente de la empresa distribuidora de la zona. Costos de reemplazo de combustible: para aquellos consumos en los cuales no exista factibilidad de conexión a la red eléctrica y cuentan con un medio de generación convencional (diesel, gas, etc) para abastecer sus consumos. El beneficio económico del proyecto se valoriza considerando los ahorros en combustible que se obtengan a través del sistema eólico. Para obtener un cálculo de la valorización del reemplazo de combustible, pueden utilizarse las expresiones (3.7) y (3.8). La expresión (3.7) permite calcular la cantidad de litros, metros cúbicos, kilogramos, etc de combustible a reemplazar con la generación eólica, mientras que la expresión (3.8) permite valorizar el ahorro obtenido.

(3.7)

según la ley, los excedentes se remuneraran a precio de nudo , menos las pérdidas asociadas. Poder Calorífico

Densidad Producto

Ton/m3

KCal/Kg

Petróleo Crudo Nacional

0,825

10.963

Petróleo Crudo Importado

0,855

10.860

Petróleo Combustible 5

0,927

10.500

Petróleo Combustible IFO 180

0,936

10.500

Petróleo Combustible 6

0,945

10.500

Nafta

0,700

11.500

Gas Licuado

0,550

12.100

Gasolina Automóviles

0,730

11.200

Gasolina Avión

0,700

11.400

Kerosene Aviación

0,810

11.100

Kerosene

0,810

11.100

Diesel

0,840

10.900

Gas Natural Procesado

9.341

Tabla 3.9: Densidades y poderes caloríficos por combustible. Fuente: Balance Nacional de Energía, Ministerio de Energía, 2011.

c) Otras fuentes de ingreso Dependiendo de la escala del proyecto (en particular para proyectos del orden de cientos de [kW] instalados) se podrá acceder a fuentes de financiamiento extras tales como: Pago por potencia: Pago por capacidad instalada y disponibilidad de generación. Este pago se le realiza a centrales de generación que entreguen energía a la red. El precio es calculado por el CDEC respectivo, bajo los lineamientos de la Comisión Nacional de Energía (CNE). El pago por potencia varía dependiendo del punto de conexión, según muestra la Tabla 3.10 y la Tabla 3.11.

Dónde:

Costo=C∙Costo Combustible

(3.8)

Tensión [kV]

Precio Base de la potencia de punta [$/kW/mes]

Tarapacá

220

4294,93

Lagunas

220

4292,78

Crucero

220

4186,75

Encuentro

220

4175,59

Atacama

220

4279,9

Subestación Troncal

Dónde: Costo: C:

Costo de combustible por concepto de generación de energía eléctrica [$]. Consumo de combustible (m3, litros,

barriles, etc).

Adicionalmente, al momento de elaboración de este manual se encontraba en redacción el Reglamento de la denominada “Ley Net Billing” (Ley Nº 20.571), y que regulará la forma en que los microgeneradores (P<100 kW) podrán evacuar los excedentes de su generación en base a fuentes renovables no convencionales a las redes de distribución. En este caso,

Tabla 3.10: Valores precio base potencia punta SING. Fuente: CNE, 2013.

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Subestación Troncal

Precio Base de la Tensión [kV] potencia de punta [$/kW/mes]

Diego de Almagro

220

4936,65

Carrera Pinto

220

4927,76

Cardones

220

5002,31

Maitencillo

220

5026

Pan de Azucar

220

5696,4

Los Vilos

220

4898,64

Nogales

220

4281,87

Quillota

220

4078,27

Polpaico

220

4172,14

Lampa

220

4341,11

Cerro Navia

220

4335,27

Chena

220

4352,79

Candelaria

220

4483,38

Colbún

220

4127,08

Alto Jahuel

220

4279,36

Melipilla

220

4403,28

Rapel

220

4414,96

Itahue

220

4140,01

Ancoa

220

4263,51

Charrúa

220

3741,99

Hualpén

220

3705,28

Temuco

220

3878

Los Ciruelos

220

3731,14

Valdivia

220

4088,7

Bartro Blanco

220

4062,41

Puerto Montt

220

4040,72

Tabla 3.11: Valores precio base potencia punta SIC. Fuente: CNE, 2013.

Dado que las centrales eólicas no se les reconoce el 100% de su capacidad, debido a la intermitencia en la generación, para una estimación inicial del cálculo de pago por potencia de una central eólica, se debe aplicar un factor de 0,12-0,15 aproximadamente a los valores de la Tabla 3.10 y de la Tabla 3.11. Venta de bonos de carbono: A través de los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), es posible vender bonos por la reducción de gases de efecto invernadero. En este caso, es necesario distinguir claramente la fuente de generación a reemplazar o bien el sistema interconectado al cual se conecta el proyecto.

Fuente

Emisiones

SING

0,75 Ton. CO2/MWh

SIC

0,35 Ton. CO2/MWh

Gas natural

50,3 grs. CO2/106 J.

Diesel

68,36 grs. CO2/106 J.

Fuel Oil

69,22 grs. CO2/106 J

Tabla 3.12: Fuentes de emisión de CO2 Fuente: Ministerio de Energía, 2011

Venta de atributos ERNC: Debido a la cuota de cumplimiento de generación en base a ERNC establecida por la ley Nº 20.257, existe un mercado que permite traspasar los atributos de generación ERNC a los grandes generadores que requieren cumplir con las cuotas establecidas por la ley. Este pago se le realiza a centrales de generación que entregan energía a la red y, a la fecha, la venta de este atributo alcanza valores que oscilan en torno a los US$14/MWh. 3.4.3 Cálculo del periodo de retorno. Una vez conocidos los costos y los ingresos del proyecto, es posible calcular el periodo de retorno de este, así como otros indicadores económicos. En términos sencillos, el periodo de retorno describe la cantidad de años que un proyecto demora en recuperar su inversión inicial, como se indica en la expresión (3.9):

(3.9)

En el cálculo de la expresión (3.9) no se consideran costos de operación, mantención, ni otros factores como depreciación de la infraestructura, pago de créditos bancarios. Estos factores sí deben ser considerados si se desea realizar una evaluación económica más acabada del proyecto a través de indicadores como el Valor Anual Neto (VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR), Costo Anual Equivalente (CAE), entre otros. A continuación, el ejemplo 3.3 muestra la evaluación económica de un proyecto eólico conectado a la red. Ejemplo 3.3: Se desea evaluar la viabilidad económica de una turbina eólica de 600 [kW], en un emplazamiento cuyas mediciones de viento a la altura del eje de la turbina (35 metros), arroja los siguientes datos:

Guía para desarrollo de pequeños y medianos proyectos de Energía Eolica 900

Figura 3.23: Curva densidad de potencia calculada.

Velocidad media a altura buje

6,8

m/s

Desviación standard

3,6

m/s

2,0

9,8

Energía (kWh)

800

Porcentaje de ocurrencia (%)

500 400 300 100 0

Velocidad del viento (m/s)

Los cálculos de producción de energía muestran un factor de planta del 14%, para un total de 1,89 [GWh/año]. Los parámetros económicos a considerar en la evaluación son los siguientes:

0,12

Figura 3.21: Distribución de Wei bull para datos de

0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 0

Velocidad del viento (m/s)

Por otra parte, la curva de potencia del aerogenerador, según el fabricante, es la siguiente: 700 600 500 Potencia (kW)

600

200

Tabla 3.13: Parámetros de mediciones de viento a la altura del eje de la turbina.

400 300 200 100 0 -100

700

Costo inicial: US$2.500/kW.  Tipo de cambio: 500 $CL/US$.  Inversión inicial: US$1.500.000  Costo O&M: US$ 22.500/año (1,5% del valor de la inversión inicial).  Precio de venta electricidad esperado (promedio a 20 años): 124,9 US$/MWh.  Precio base potencia de punta: 1,12 US$/kW/ mes.  Reconocimiento de potencia: 12%.  Precio de venta atributo ERNC: US$ 12/MWh.  Impuesto 1era categoría: 17%.  Depreciación lineal a 20 años, valor residual igual a $0.  Tasa de descuento del proyecto: 10%.  Periodo de evaluación 20 años  100% capital propio. Los resultados de la evaluación económica del proyecto indican un periodo de retorno de 7 años, un VAN de US$ 149.262 y una TIR de 11,5%. En la página siguiente se muestra el detalle de la evaluación económica.

Velocidad del viento (m/s)

Fuente: Vestas.

A partir de los datos de la Figura 3.21 y la Figura 3.22 se obtiene la curva de densidad de potencia, obtenida según la expresión (3.6), para una eficiencia global del sistema de 91%.

Egresos (US$)

Ingresos (US$)

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Potencia (US$)

1,051

Energía (US$)

237,116

Atributo ERNC (US$)

22,778

MDL (US$)

Total ingresos (US$)

260,945

Recurso energético (biomasa, arriendo aguas, etc) (US$)

Terreno (US$)

O&M (US$)

22,5

Peajes (US$)

Total egresos (US$)

22500

Utilidad (US$)

238,445

Depreciación (US$)

37500

Intereses del crédito (US$)

Gasto financiero (US$)

Utilidad antes de impuestos (US$)

200,945

Impuestos (17%) (US$)

34,161

Utilidad después de impuestos (US$)

166,784

Inversión (inversión + pre inversión) (US$)

- 1.575.000

Recuperación de la depreciación (US$)

37500

204,284

Flujo de Caja (US$)

-1.575.000

Guía para desarrollo de pequeños y medianos proyectos de Energía Eolica 10

1,051

237,116

22,778

260,945

22,5

260,945

22,5 -

22500

238,445

37500

200,945

34,161

166,784

37500

204,284

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CAPÍTULO IV

MANTENCIÓN

DE SISTEMAS EÓLICOS Sistema hidraulico

De acuerdo a los estándares actuales de diseño, los fabricantes de turbinas eólicas estiman un periodo de vida útil de sus equipos en torno a 20-25 años. Sin embargo, en la práctica no es posible asegurar que el aerogenerador cumpla con el periodo señalado, ya que desde la irrupción de los nuevos modelos, aún no transcurre el plazo que los mismos diseñadores han proyectado para la durabilidad de sus equipos. Por otra parte, si bien los aerogeneradores son testeados en forma previa a su comercialización, las condiciones locales de régimen de vientos podrían ser distintas a las condiciones en las que la turbina fue probada, situación que también puede afectar la vida útil del equipo. Los equipos aerogeneradores deben incluir dentro de su material técnico un catálogo de mantención y operación que especifique un plan periódico de operación y mantención, el cual debe ser implementado por el operador del proyecto eólico con el fin de asegurar el correcto funcionamiento del aerogenerador y así garantizar la vida útil del equipo. A pesar de la presencia de planes preventivos de mantenimiento, es usual encontrarse con fallas de los componentes del aerogenerador durante la vida útil del equipo, las cuales aumentan a medida que este envejece. En el comienzo de la operación se encuentran las denominadas fallas tempranas, usualmente debido al desconocimiento del equipo generador. Con el paso del tiempo, aparecen fallas aleatorias que pueden ser de distinta índole. Al final del periodo de vida útil, aparece la mayor cantidad de fallas debido al desgaste y envejecimiento de los componentes del aerogenerador. La Figura 4.1 muestra un análisis a las principales fallas de los aerogeneradores durante 15 años de experiencia:

sistema de orientación Estructura / Casa de maquinas buje del rotor Palas Generador eléctrico Sistema eléctrico Sensores Sistema de control caja multiplicadora freno mecánico ejes

Fuente: Reliability of Wind Turbines, Experiences of 15 years with 1,500 WTs.

Figura 4.1: Principales fuentes de fallas aerogeneradores.

4.1 Mantenimiento. El mantenimiento de turbinas es de bajo costo para aerogeneradores nuevos y aumenta para equipos que ya cuenten con algunos años de servicio. Este costo puede reducirse en casos en que los aerogeneradores usados hayan sido previamente reacondicionados antes de su reinstalación. Un estudio [14] realizado en más de 5.000 turbinas en Dinamarca mostró que las nuevas generaciones de aerogeneradores tienen costos de mantención menores que aquellas más antiguas. Se estima que el costo de mantención de los aerogeneradores antiguos es alrededor del 3% de la inversión por año, mientras que en turbinas nuevas, es de entre 1,5-2% del total de la inversión por año [2]. Parte importante del proceso de mantención es el acceso a los principales componentes del sistema eólico. Por lo tanto, se debe considerar el factor “mantenimiento” al

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momento de seleccionar una torre. Para acceder a las torres tipo de celosía y poste tubular debe utilizarse un vehículo con plataforma hidráulica elevadora, como muestra la Figura 4.2, o bien escalando el poste con elementos de seguridad apropiados y con profesionales certificados.

recomienda el cambio de las aspas. Revisión de rodamientos: Chequear si existe suficiente aceite según recomendación del fabricante, de manera de facilitar el movimiento de las piezas mecánicas del aerogenerador. Revisión de cableado y componentes eléctricos: Chequear que el cableado no se encuentre suelto, revisar protecciones y ajuste de componentes electrónicos de control. Revisión de la carcasa de la turbina: Chequear grietas o desgaste de materiales. Si se observan grietas, se recomienda el cambio de este componente o su reparación inmediata, dado que podría comprometer el funcionamiento de otros componentes que alberga en su interior. - Revisión de torres y cables de sujeción: Chequear grietas, oxidación y desgaste de material del poste, así como el nivel de tensión de los cables de sujeción. Los pequeños aerogeneradores tienen -entre la torre y el rotor- un sistema de carbones de escobilla con buje de bronce, por lo que hay que evitar que se enrolle el cable y se corte. Este elemento no requiere demasiada mantención, pero se gasta con los años, sobre todo si está en un sector turbulento.

Figura 4.2: Vehículo con plataforma elevadora para mantención de turbinas eólicas. A continuación, se entregan algunos lineamientos de mantención para turbinas eólicas. Las pautas son de carácter general y en ningún caso se deberán utilizar para reemplazar las pautas de mantención señaladas por los fabricantes. Es recomendable que quien opere un equipo aerogenerador se ciña a lo indicado por los manuales de operación y mantención entregados por el fabricante del equipo a la hora de diseñar los planes de mantenimiento. 4.1.1 Inspección visual periódica Parte de la etapa de operación y mantención consiste en la inspección visual del aerogenerador y sus componentes, de modo de chequear la presencia de roturas, desgaste, oxidación u otra señal de posible falla. Durante la inspección visual, que se recomienda realizar al menos cada 6 meses, deben incluirse los siguientes aspectos: Revisión de las aspas: Chequear por grietas o desgaste de materiales. Si se observan grietas, se

Revisión de vibraciones: Chequeo de vibraciones anormales de alta o baja frecuencia que pudiesen ser síntomas de fallas mecánicas. Inspección visual de fugas de líquidos: Chequear posibles fugas de aceites, lubricantes u otros líquidos, cuyos contenedores o cañerías pudiesen estar averiados. 4.1.2 Mantención de componentes mecánicos Para realizar esta inspección se deben tomar las medidas de precaución necesarias, asegurándose de que el aerogenerador esté detenido y que no haya partes rotatorias en movimiento. Deben utilizarse materiales de seguridad y herramientas adecuadas para el resguardo de quien realice esta operación. Se recomienda asesoría de un profesional técnico competente. Revisión de niveles de aceite y lubricantes: Cada dos años, es necesario revisar el nivel de aceite y lubricantes de componentes mecánicos tales como rodamientos, disco de frenado, caja reductora, entre otros. Revisión de corrosión, daño físico o fatiga de materiales: Chequear posibles daños mecánicos, desgaste

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de materiales u oxidación de elementos mecánicos. Revisión de tuercas y pernos: Chequear que los pernos y tuercas de los componentes mecánicos del equipo no se encuentren sueltos. Mantención de rodamientos: Chequear los niveles de aceites y desgaste de rodamientos. Reemplazar cuando el nivel de desgaste no permita la operación normal de la turbina.

4.1.3 Mantención de componentes eléctricos Para realizar esta inspección deben tomarse las medidas de precaución necesarias, asegurándose de que el aerogenerador este detenido y que no haya partes rotatorias en movimiento, así como elementos energizados. Deben utilizarse materiales de seguridad y herramientas adecuadas para el resguardo de quien realice esta operación. Se recomienda asesoría de un profesional técnico competente. Chequeo de las escobillas en generador: Si el generador es de tipo cc, entonces se recomienda chequear el estado de las escobillas cada dos años, reemplazando aquellas que tengan desgaste. Revisión de tuercas y pernos: Chequear que los pernos de los componentes eléctricos del equipo no se encuentren sueltos. Revisión de corrosión en el generador o cableado: Chequear posibles daños debido a la humedad en los componentes eléctricos del aerogenerador. Revisión de niveles de aislación: Cada dos años, chequear niveles de aislación de estator y rotor. Revisión de las baterías: Si el sistema está compuesto por baterías, debe chequearse el estado de carga (SOC en inglés), así como revisar la oxidación de los bornes.

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REFERENCIAS [1]

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[2]

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Renewables 2012, Global Status Report, REN21, 2013.

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Energía Eólica, Pedro Fernández Diez.

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[7]

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[8]

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[9]

Proyectos Eólicos, Guía para Evaluación Ambiental Energía Renovable No Convencional, CNE y GTZ, Octubre

de 2006.

[10]

Buenas Prácticas en Evaluación de Recurso Solar y Eólico, Rodrigo Escobar y Fernando Hentzschel, Centro de

Energía Renovable, Abril 2011.

[11]

Modelación matemático predictiva de la velocidad del viento para optimizar la gestión operativa de parques

eólicos, Ministerio de Energía, Febrero 2012.

[12]

www.vestas.com

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Energía renovable: sistemas solares fotovoltaicos independientes, SOLENER, Alejandro Pinto O.

[14]

Reliability of Wind Turbines, Experiences of 15 years with 1,500 WTs, Berthold Hahn, Michael Durstewitz,

Kurt Rohrig Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) Verein an der Universität Kassel e.V., 34119

Kassel, Germany.

[15]

Victorian Consumer Guide to Small Wind Turbine Generation, Enhar for Sustainability Victoria, Julio 2010.

[16]

Small Wind Turbine Purchasing Guide, Canadian Wind Energy Association

[17]

Urban Wind Turbines, Wind Energy Integration in the Urban Environment, Febrero, 2007.

[18]

Small Wind Electric Systems, U.S. Department of Energy.

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Wind Energy Systems for Electric Power Generation, Manfred Stiebler, 2008.

[20]

NSW Small Wind Turbine Consumers guide.

[21]

Las Energías Renovables No Convencionales en el Mercado Eléctrico Chileno, CNE &GIZ, 2007.

[22]

2011 Wind Technologies Market Report, US Department of Energy, 2012.

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ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1: Turbina NASA/DOE 7.5 MW, Goodnoe Hills, Washington, EEUU

Figura 1.2: primera turbina eólica de 2 MW en Tvindmllen, Dinamarca.

Figura 1.3: Cantidad de turbinas pequeñas instaladas para fines del 2010.

Figura 1.4: Área barrida por un aerogenerador.

Figura 1.5: Límite de Betz y Coeficiente de potencia para distintas familias y tipologías de turbinas eólicas.

Figura 1.6: Turbina Diarreus.

Figura 1.7: Turbinas de eje horizontal, un aspa, dos aspas y tres aspas.

Figura 1.8: Curva de potencia turbina ReDriven 10 kW.

Figura 1.9: Curva de potencia turbina SUZLON S.33/350 – 50 m.

Figura 1.10: Curva de potencia turbina SIEMENS AN BONUS 1 MW-45m.

Figura 1.11:Componentes de un sistema eólico conectado a la red (“On Grid”).

Figura 1.12: Componentes de un sistema eólico aislado (“Off Grid”)

Figura 1.13: Componentes de un sistema de generación híbrido aislado.

Figura 2.1: Mapa de vientos global.

Figura 2.2: Niveles esperables de turbulencia para distintas superficies.

Figura 2.3: Clases de viento según vegetación local.

Figura 2.4: Muestra de viento tipo V.

Figura 2.5: Explorador Eólico Ministerio de Energía.

Figura 2.6: Ciclos medios del viento a 95 mts. de altura.

Figura 2.7: Histograma de velocidad del viento medida a 80 mts. de altura en Sierra Gorda, II Región de Antofagasta. matemático predictiva de la velocidad del viento para optimizar la gestión operativa de parques eólicos, Ministerio de Energía, 2012.

Figura 2.8: Rosa de los vientos Cerro Sombrero, Región de Magallanes.

Figura 2.9: Distribución de Weibull estimada para mes de enero a 15 metros de altura en el sector de Bahía Azul, Región de Magallanes.

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Figura 2.10: Curvas de Distribución de Weibull para distintos emplazamientos.

Figura 3.1: Consumo energético eléctrico diario.

Figura 3.2: Consumo energético eléctrico mensual.

Figura 3.3: Consumo energético eléctrico diario y mensual.

Figura 3.4: Curva de potencia, turbina de 6kW.

Figura 3.5: Curva Densidad de Potencia

Figura 3.6: Distribución de Weibull para velocidad del viento, obtenida a partir de mediciones durante el mes de enero a 15 mts. de altura.

Figura 3.7: Curva densidad de potencia para ejemplo propuesto.

Figura 3.8: Stall control y Pitch control.

Figura 3.9: Turbina enfrentando la dirección del viento (izquierda), turbina de espaldas a la dirección del viento.

Figura 3.10: Regulación por orientación del rotor

Figura 3.11: Métodos de freno turbinas eólicas, superior: frenado mecánico e inferior frenado por rotación punta de aspa .

Figura 3.12: Métodos de orientación del aerogenerador, a )mediante timón de cola, b) mediante rotores auxiliares, c) mediante efecto de la conicidad.

Figura 3.13: Tipos de torres, a) torres tubulares y b) torres de reticulado..

Figura 3.14: Tipos de torres para pequeños aerogeneradores, a) torre tubular con cables de sujeción y b) torre de reticulado con cables de sujeción.

Figura 3.15: Tipos de torre para montaje de turbinas eólicas

Figura 3.16: Zona de turbulencia de viento producida por un obstáculo.

Figura 3.17: Estelas rotatorias producto de la captura de energía en el rotor de un aerogenerador..

Figura 3.18: Layout del parque aerogenerador, generadores eólicos representados en blanco, dirección viento dominante representado por flecha negra.

Figura 3.19: Modelos de venta de energía en mercado eléctrico chileno

Figura 3.20: Evolución de los precios de mercado eléctrico chileno.

Figura 3.21: Distribución de Weibull para datos de viento de tabla 4.12.

Figura 3.22: Curva de potencia turbina 600 kW.

Figura 3.23: Curva densidad de potencia calculada.

Figura 4.1: Principales fuentes de fallas aerogeneradores.

Figura 4.2: Vehículo con plataforma elevadora para mantención de turbinas eólicas.

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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1: Direcciones predominantes del viento según ubicación geográfica.

Tabla 2.2: Valores del coeficiente de rugosidad dependiendo de las características del terreno.

Tabla 2.3: Clases de viento a 30 metros de altura.

Tabla 2.4: Valores típicos de Intensidad de Turbulencia.

Tabla 2.5: Clases de viento según norma IEC 61.400.

Tabla 3.1: Valores de potencia típicos para consumos residenciales.

Tabla 3.2: Ejemplo elaboración tabla de consumos.

Tabla 3.3: Ejemplo elaboración tabla de consumos.

Tabla 3.4: Ejemplo elaboración tabla de consumos mensuales.

Tabla 3.5: Normativa nacional referente a conexión de acuerdo a nivel de potencia.

Tabla 3.6: Elaboración de curva de densidad de potencia.

Tabla 3.7: Diámetro de canalización según conductor.

Tabla 3.8: Rango de precios proyectos eólicos según escala de potencia.

Tabla 3.9: Densidades y poderes caloríficos por combustible.

Tabla 3.10: Valores precio base potencia punta SING

Tabla 3.11: Valores precio base potencia punta SIC

Tabla 3.12: Fuentes de emisión de CO2.

Tabla 3.13: Parámetros de mediciones de viento.

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Desarrollo de proyectos pequeños y medianos