estudio de flujo eólico para producción de energía...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

UNIDAD ZACATENCO

INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO DE FLUJO EÓLICO PARA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA

EOLOELÉCTRICA

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTA:

GALICIA MUÑOZ MIGUEL ANGEL

PATLAN SORROSA EMANUEL

SOSA GARCÍA EDUARDO ENRIQUE

ASESORES:

DR. RICARDO OCTAVIO ARTURO MOTA PALOMINO

M. EN C. JAVIER HERRERA ESPINOSA

M. EN C. MANUEL GARCÍA LOPEZ

MÉXICO, D.F. NOVIEMBRE 2012

Estudio de Flujo Eólico para Producción de Energía Eoloeléctrica.

Instituto Politécnico Nacional Página 1



AGRADECIMIENTOS

De: Miguel Ángel Galicia Muñoz

Antes de comenzar con la lectura de esta tesis, si el lector desea leer estos

agradecimientos, quiero que conozcan que son expresados con mis más sinceros

sentimientos.

A mis Padres:

Doy gracias a las personas más importantes en mi vida sobre todas las cosas,

gracias por darme ánimos de seguir estudiando sin que tuvieran idea de que me los

dieran.

Me brindaron y transmitieron ese apoyo incondicional, que solo un padre o una

madre le pueden dar a un hijo, porque amor más grande que el de ellos hacia un hijo,

no existe. Ustedes son mis mejores amigos, también las personas que me educaron

y gracias a ustedes más que nadie ahora me encuentro siendo lo que soy, haciendo

lo que he aprendido durante todos estos años, que es a no rendirme, a no bajar la

mirada ante nadie ni nada, a buscar una solución a todo, y cuando no se encontrara,

una alternativa de solución.

Día a día me enseñaron valores y responsabilidades así como obligaciones, gracias

a ustedes ¡mis padres! termino con éxito mi carrera. Es un paso más que se debe

realizar en esta vida, pero no por haber dado este gran paso, significa que dejaré de

luchar para salir adelante. Aún si el fracaso tocara en mi puerta, sé que cuento con

ustedes, para recibir un consejo ó para darme ánimos. Ya que solo ustedes estarán

en las buenas y en las malas durante el resto de mi vida o sus vidas.

¡Por eso y más doy gracias por todo!

Al Instituto Politécnico Nacional:

A esta gran institución en la cual me forjé a partir del nivel medio superior. Gracias a

esta maravillosa institución, hoy en día soy quien soy. Gracias a todas sus ventajas,



apoyos y demás servicios, mi carrera fue desarrollada de una manera positiva y con

un excelente camino.

En el Instituto Politécnico Nacional he topado de todo.

He vivido malas y gratas experiencias, que en algún momento de mi vida, pudieron

repercutir en lo que soy ahora y en lo que me desarrollaré en un futuro no muy

lejano.

De: Eduardo Enrique Sosa García

AGRADECIMIENTOS

A mis padres: Enrique Sosa Pérez y Teresa García Romero

Por el apoyo incondicional que me brindaron durante toda mi carrera, también a

todos mis familiares y amigos que siempre creyeron en mí.

A mis profesores: Christian Daniel Esperilla Villanueva y Javier Herrera Espinosa

Por la motivación, ayuda y palabras de aliento que me dieron en el momento que

más lo necesite.

Al Instituto Politécnico Nacional que me brindó la oportunidad y los medios para mi

formación profesional.

DEDICATORIA:

A mis padres que siempre me apoyaron, creyeron en mí, me tuvieron la suficiente

confianza y me motivaron. También a todos mis familiares y amigos que pusieron su

granito de arena para que el día de hoy sea un profesionista y con ganas de salir

adelante.



De: Emanuel Parlan Sarrosa

Les agradezco principalmente a mis padres Dominga Sorrosa y Manuel Patlan por el

apoyo brindado en el transcurso de mi formación escolar y profesional, ya que

gracias al apoyo económico, alimenticio, psicológico y el tiempo que me dedicaron,

me ayudó a que hoy en día culminen mis estudios.

Cabe mencionar el apoyo de mis compañeros de estudio con los cuales, conviví a lo

largo de la presente generación escolar, compartiendo tareas y desveladas.

Agradezco a los profesores que formaron una parte fundamental en mi formación

profesional, a todos y cada uno de ellos, a los buenos y malos docentes, que nos

dejaron conocimientos, aptitudes, costumbres, razonamientos, etcétera.

Al Instituto Politécnico Nacional le agradezco su apoyo gracias a que pude ser

becario de su programa institucional ayudándome con mis gastos escolares.



GLOSARIO Y LISTA DE SÍMBOLOS

MW: Mega Watts.

kW: Kilo Watts.

kW/h: Kilo Watt por hora.

kV: Kilo Volts

m/s: metros por segundo.

W/m2: Watt por metro cuadrado

CA: Corriente Alterna

CD: corriente Directa

Ee: Energía Extraíble

Cp: Coeficiente de Potencia

Eoloeléctrica: Es la energía obtenida por medio del viento, es decir, la energía

cinética generada por efecto de las corrientes de aire, y que es transmutada en otras

formas útiles para las actividades humanas.

Combustibles Fósiles: Son aquellos que proceden de la biomasa obtenida hace

millones de años y que ha sufrido grandes procesos de transformación hasta la

formación de sustancias de gran contenido energético como el carbón, el petróleo, o

el gas natural, etc.

Hidrocarburos: Son compuestos orgánicos formados únicamente por átomos

de carbono e hidrógeno. La estructura molecular consiste en un armazón de átomos

de carbono a los que se unen los átomos de hidrógeno. Los hidrocarburos son los

compuestos básicos de la Química Orgánica

Álabe: Es la paleta curva de una turbomáquina o máquina de fluido rotodinámica.

Forma parte del rodete y, en su caso, también del difusor o del distribuidor. Los

álabes desvían el flujo de corriente, bien para la transformación entre energía

cinética y energía de presión por el principio de Bernoulli, o bien para

intercambiar cantidad de movimiento del fluido con un momento de fuerza en el eje.

Volátil: Que cambia constantemente y de forma poco predecible.

Intermitencia: Interrupción y continuación sucesivas a intervalos regulares.

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Viento

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_cin%C3%A9tica


http://es.wikipedia.org/wiki/Biomasa

http://es.wikipedia.org/wiki/Contenido_energ%C3%A9tico

http://es.wikipedia.org/wiki/Carb%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural

http://es.wikipedia.org/wiki/Compuestos_org%C3%A1nicos

http://es.wikipedia.org/wiki/Carbono

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3geno

http://es.wikipedia.org/wiki/Qu%C3%ADmica_Org%C3%A1nica

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbom%C3%A1quina

http://es.wikipedia.org/wiki/M%C3%A1quina_de_fluido

http://es.wikipedia.org/wiki/Rodete



http://es.wikipedia.org/wiki/Principio_de_Bernoulli

http://es.wikipedia.org/wiki/Cantidad_de_movimiento

http://es.wikipedia.org/wiki/Momento_de_fuerza

http://es.wikipedia.org/wiki/Eje_(mec%C3%A1nica)



Aunar (Aunado): Unir y armonizar o poner de acuerdo cosas distintas.

Portear (Porteó): Llevar o transportar una cosa de un lugar a otro a cambio de un

dinero previamente convenido.

Regiones Polares: Son las áreas de un planeta o cualquier astro que rodean

los polos geográficos. En la Tierra, el Polo Norte y el Polo Sur son los centros de

estas regiones, que están dominadas por capas de hielo, descansando

respectivamente en el océano Glacial Ártico y el continente antártico.

Vientos Alisios: Son aquellos que soplan de manera relativamente constante

en verano (hemisferio norte) y menos en invierno. Circulan entre los trópicos, desde

los 30-35º de latitud hacia el ecuador. Se dirigen desde las altas presiones

subtropicales, hacia las bajas presiones ecuatoriales. El movimiento de rotación de la

Tierra desvía a los alisios hacia el oeste, y por ello soplan del nordeste al sudoeste

en el hemisferio norte y del sudeste hacia el noroeste en el hemisferio sur.

Convergencia Intertropical: Es un cinturón de baja presión que ciñe el globo

terrestre en la región ecuatorial. Está formado, como su nombre indica, por

la convergencia de aire cálido y húmedo de latitudes al norte y al sur del ecuador. A

esta región también se la conoce como frente intertropical o zona de convergencia

ecuatorial.

Borrasca: Es una región donde la presión atmosférica es más baja que la del aire

circundante.

Odómetro: Dispositivo que indica la distancia recorrida en un viaje por un vehículo.

Anemómetro: Aparato meteorológico que se usa para la predicción del tiempo y,

específicamente, para medir la velocidad del viento.

http://es.wikipedia.org/wiki/Polo_geogr%C3%A1fico

http://es.wikipedia.org/wiki/Tierra

http://es.wikipedia.org/wiki/Polo_Norte

http://es.wikipedia.org/wiki/Polo_Sur

http://es.wikipedia.org/wiki/Hielo

http://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Glacial_%C3%81rtico

http://es.wikipedia.org/wiki/Continente

http://es.wikipedia.org/wiki/Ant%C3%A1rtica

http://es.wikipedia.org/wiki/Verano

http://es.wikipedia.org/wiki/Invierno

http://es.wikipedia.org/wiki/Tr%C3%B3pico

http://es.wikipedia.org/wiki/Latitud

http://es.wikipedia.org/wiki/Ecuador

http://es.wikipedia.org/wiki/Hemisferio_norte

http://es.wikipedia.org/wiki/Hemisferio_sur

http://es.wikipedia.org/wiki/Convergencia_(meteorolog%C3%ADa)

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n_atmosf%C3%A9rica

http://es.wikipedia.org/wiki/Meteorolog%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Tiempo

http://es.wikipedia.org/wiki/Velocidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Viento



ÍNDICE GENERAL

INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................... 13

1.1 Generalidades ............................................................................................................................ 13

1.2 Objetivos ........................................................................................................................................... 14

1.2.1 Objetivo General ....................................................................................................................... 14

1.2.2 Objetivos Específicos ................................................................................................................ 14

1.3 Justificación ...................................................................................................................................... 14

1.4 Antecedentes ................................................................................................................................... 15

1.4.1 Diagnóstico ................................................................................................................................ 15

1.4.2 Acciones del Gobierno .............................................................................................................. 18

1.4.3 Acciones Específicas ................................................................................................................ 19

1.4.4 Obras de Interconexión ............................................................................................................. 21

1.4.5 Retos ......................................................................................................................................... 23

1.5 Estructura de la Memoria .............................................................................................................. 23

CAPÍTULO 2 ........................................................................................................................................... 25

EL RECURSO VIENTO .......................................................................................................................... 25

2.1 El Recurso Eólico ............................................................................................................................. 25

2.2 Patrones Globales de Circulación del Viento ................................................................................... 26

2.3 Cálculo de la Potencia del Viento .................................................................................................... 30

2.3.1 Distribución de Weibull .................................................................................................................. 33

2.3.2 Patrón Diario y Autocorrelación................................................................................................. 34

2.4 Información Necesaria para Evaluar el Uso de la Energía Eólica ................................................... 36

2.5 Métodos Utilizados para Medir la Velocidad del Viento ................................................................... 39

2.5.1 Información Empírica ................................................................................................................ 39

2.5.2 Anemómetros Totalizadores ..................................................................................................... 41

2.5.3 Método de Correlación .............................................................................................................. 43

2.5.4 Instalación de Pequeños Equipos Eólicos ................................................................................ 43

2.5.5 Adquisición de Datos en Tiempo Real ...................................................................................... 44

2.6 Tipos de Aerogeneradores ............................................................................................................... 45

2.6.1 Según el Eje del Rotor .............................................................................................................. 45



2.6.1.1 Eje vertical .......................................................................................................................... 45

2.6.1.2 Eje horizontal ...................................................................................................................... 45

Tripala ..................................................................................................................................... 45

Torres Tubulares .................................................................................................................... 46

2.6.2 Según Potencia Suministrada ................................................................................................... 47

2.6.2.1 Equipos de Baja Potencia .................................................................................................. 47

2.6.2.2 Equipos de Media Potencia................................................................................................ 47

2.6.2.3 Equipos de Alta Potencia ................................................................................................... 47

2.7 La Energía en el Viento: Densidad del Aire y Área de Barrido del Rotor ........................................ 48

2.7.1 Densidad del Aire ...................................................................................................................... 48

2.7.2 Área de Barrido del Rotor .......................................................................................................... 49

2.8 Partes Básicas de un Sistema Eólico Pequeño para Generación de Electricidad .......................... 49

2.8.1 Turbina Eólica ........................................................................................................................... 50

2.8.2 Alternador .................................................................................................................................. 51

Alternadores Síncronos .......................................................................................................... 51

Alternadores Asíncronos ........................................................................................................ 51

Alternadores Lentos ............................................................................................................... 52

Alternadores de Imanes Permanentes ................................................................................... 52

2.8.3 Torre y Cola ............................................................................................................................... 53

2.8.4 Balance del Sistema .................................................................................................................. 55

2.8.5 Banco de Baterías ..................................................................................................................... 55

2.8.5.1 Características Básicas ...................................................................................................... 55

2.8.5.2 Parámetros del Banco de Baterías .................................................................................... 56

2.8.5.3 Batería de Plomo Acido ...................................................................................................... 57

2.8.5.4 Vida Útil de las Baterías ..................................................................................................... 59

2.8.6 Inversor DC-AC ......................................................................................................................... 61

2.8.7 Sistemas Aislados ..................................................................................................................... 63

2.8.8 Sistemas Conectados a la Red ................................................................................................. 65

2.8.9 Energía Generada por una Turbina .......................................................................................... 65

2.9 Software HOMER ............................................................................................................................. 66

CAPÍTULO TRES ................................................................................................................................... 69

3.1 Software a Emplear .......................................................................................................................... 69

3.2 Lugar a Evaluar Potencial Eólico ..................................................................................................... 70

3.3 HOMER [9] ....................................................................................................................................... 71



3.3.1 Inserción de Datos .................................................................................................................... 71

3.3.2 Elección de la Turbina ............................................................................................................... 75

3.3.3 Características del Convertidor ................................................................................................. 76

3.3.4 Características de la Batería ..................................................................................................... 77

CAPÍTULO 4 ........................................................................................................................................... 79

ANALISIS Y RESULTADOS .................................................................................................................. 79

4.1 Resultados Para un Generador de 7.5 kW ...................................................................................... 79

4.1.1 Resultados Eléctricos ................................................................................................................ 79

4.1.2 Comportamiento del Aerogenerador ......................................................................................... 80

4.1.3 Comportamiento de la Batería .................................................................................................. 81

4.1.4 Comportamiento del Convertidor .............................................................................................. 81

4.2 Resultados con Dos Aerogeneradores de 7.5 kW ........................................................................... 82

4.2.1 Segundo Caso a Evaluar .......................................................................................................... 82

4.2.2 Resultados Eléctricos ................................................................................................................ 83

4.2.3 Comportamiento del Aerogenerador ......................................................................................... 83

4.2.4 Comportamiento de la Batería .................................................................................................. 84

4.2.5 Comportamiento del Convertidor .............................................................................................. 85

4.3 Estudio Técnico Económico ............................................................................................................. 86

4.3.1 Tarifa DAC ................................................................................................................................. 86

4.3.2 Costo de la Energía Consumida ............................................................................................... 87

4.3.3 Costo Total del Proyecto ........................................................................................................... 87

4.3.4 Análisis de la Rentabilidad del Sistema Eoloelectrico. ............................................................. 88

CAPÍTULO 5 ........................................................................................................................................... 90

CONCLUSIONES ................................................................................................................................... 90

CAPÍTULO 6 ........................................................................................................................................... 91

TRABAJOS A FUTURO ......................................................................................................................... 91

ANEXO 1 ................................................................................................................................................ 93

VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO CON LA ALTURA ...................................................... 94

ANEXO 2 ................................................................................................................................................ 96

ANEXO 3 ................................................................................................................................................ 98

ANEXO 4 .............................................................................................................................................. 101

REFERENCIAS .................................................................................................................................... 104



ÍNDICE DE TABLAS

Capítulo 1

Tabla 1. 1 Proyectos Eólicos Comprometidos. ............................................................................................... 17

Tabla 1. 2 Proyectos Eólicos potenciales. ....................................................................................................... 18

Tabla 1. 3 Obras de Interconexión. ................................................................................................................... 22

Capítulo 2

Tabla 2. 1 Variación de la Potencia Eólica Específica. ......................................................................... 32

Tabla 2. 2 Densidad del Aire a Diferentes Alturas Sobre el Nivel del Mar. ........................................... 33

Tabla 2. 3 Escala de Beaufort para la Intensidad de Viento. ................................................................. 41

Capítulo 3

Tabla 3. 1 Registro de Velocidades del Viento Anual. ........................................................................... 70

Tabla 3. 2 Datos de la carga en kW/h. ................................................................................................... 74

Capítulo 4

Tabla 4. 1 Limite Para Ingresar a Tarifa DAC. ....................................................................................... 85

Tabla 4. 2 Consumo y Costo de la Energía. .......................................................................................... 86

Tabla 4. 3 Costo Total del Proyecto. ...................................................................................................... 41

Tabla 4. 4 Rentabilidad del Sistema. ..................................................................................................... 87

Anexos

Tabla A1. Valores de Velocidad………………………………………………………………………………94



ÍNDICE DE FIGURAS

Capítulo 2

Figura 2. 1 Representación del Patrón Global de Circulación de Vientos. ............................................ 27

Figura 2. 2 Perfiles de Velocidad de Viento en Función de las Características del Terreno. ................ 28

Figura 2. 3 Aceleración del Viento en Pasos de Montaña. .................................................................... 30

Figura 2. 4 Velocidad del Viento. ........................................................................................................... 31

Figura 2. 5 Patrón Diario y Curva Sinusoidal de Ajuste. ........................................................................ 34

Figura 2. 6 Serie de Datos de Velocidad del Viento sin Autocorrelación (r1=0). ................................... 35

Figura 2. 7 Serie de Datos de Velocidad del Viento sin Autocorrelación (r1=0.96). .............................. 35

Figura 2. 8 Función de Autocorrelación de una Serie de Datos de Viento. ........................................... 35

Figura 2. 9 Función de Autocorrelación de una Serie de Datos de Viento sin Perfil Promedio Diario. . 36

Figura 2. 10 Deformación por la Incidencia Permanente del Viento. ..................................................... 40

Figura 2. 11 Anemómetro de Recorrido. ................................................................................................ 42

Figura 2. 12 Aerogenerador Tipo Tripala. .............................................................................................. 46

Figura 2. 13 Aerogenerador Tipo Torre Tubular. ................................................................................... 46

Figura 2. 14 Área del Barrido del Rotor. ................................................................................................ 48

Figura 2. 15 Partes Básicas. .................................................................................................................. 49

Figura 2. 16 Componentes Básicos de un Sistema de Generación Eólico ........................................... 50

Figura 2. 17 Conexión Estrella – Delta. ................................................................................................. 52

Figura 2. 18 Torre Abatible. .................................................................................................................... 54

Figura 2. 19 Curva de Vida Util de una Bateria de ciclo Profundo. ........................................................ 54

Figura 2. 20 Inversor Tipo Push Pull. ..................................................................................................... 60

Figura 2. 21 Sistema Aislado. ................................................................................................................ 63

Figura 2. 22 Tamaño Relativo de Pequeñas Turbinas Eolicas. ............................................................. 65

Capítulo 3 Figura 3. 1 Ubicación con Potencial Eólico. [7] ...................................................................................... 70

Figura 3. 2 Velocidad Anual Promedio a 20 y 40 metros. ...................................................................... 71

Figura 3. 3 Pestaña de Selección de los Elementos del Sistema. ......................................................... 71

Figura 3. 4 Selección de los Elementos del Sistema. ............................................................................ 72

Figura 3. 5 Inserción de Velocidades Promedio Mensuales. ................................................................. 73

Figura 3. 6 Carga Anual. ........................................................................................................................ 75

Figura 3. 7 Selección del Aerogenerador. .............................................................................................. 76

Figura 3. 8 Selección del Convertidor. ................................................................................................... 76

Figura 3. 9 Selección de la Batería. ....................................................................................................... 77

Figura 3. 10 Características de la batería S460. .................................................................................... 77

Figura 3. 11 Limitaciones o Restricciones del Sistema. ........................................................................ 78



Capítulo 4 Figura 4. 1 Resultados del Sistema con un Aerogenerador. ................................................................. 79

Figura 4. 2 Resultados Eléctricos........................................................................................................... 80

Figura 4. 3 Operación del Aerogenerador. ............................................................................................. 80

Figura 4. 4 Operación de la Batería. ...................................................................................................... 81

Figura 4. 5 Operación del Convertidor. .................................................................................................. 82

Figura 4. 6 Simulación con 2 aerogeneradores de 7.5kW. .................................................................... 82

Figura 4. 7 Resultados Eléctricos........................................................................................................... 83

Figura 4. 8 Operación del Aerogenerador. ............................................................................................. 84

Figura 4. 9 Operación de la Batería. ...................................................................................................... 85

Figura 4. 10 Operación del Convertidor. ................................................................................................ 85

Capítulo 6

Figura 6. 1 Aerogeneradores en Diferentes Niveles de Tensión. .......................................................... 91

Figura 6. 2 Implementación de Energías Renovables en Residencia. [8] ............................................. 92



CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1 Generalidades

La fuerza del viento ha sido utilizada por la humanidad desde épocas más remotas

de su historia, primero para transporte de personas, mercancías a través de los

mares en barcos de vela y luego, mediante mecanismos algo más complejos, para la

molienda de granos y el bombeo de agua. Al paso del tiempo la tecnología de las

máquinas eólicas ha evolucionado hasta un punto tal que en nuestros días

constituye incorporación de nuevos materiales y nuevas técnicas de ingeniería, las

grandes máquinas eólicas de hoy en poco se parecen a las gigantes máquinas que

se tenía antes.

La tecnología eólica para la generación eléctrica cobra importancia en un momento

en que la humanidad busca alternativas de generación de menor impacto ambiental,

y en el que las economías menos favorecidas buscan atraer capitales para mejorar

su infraestructura eléctrica a través de esquemas tecnológicos y financieros flexibles.

Varios países han emprendido con éxito la ruta eólica asimilando la tecnología,

creando con ello fuentes de empleo y construyendo centrales generadoras cuya

capacidad crece día con día. [3]

En México, la secretaría de energía impulsa el uso de las energías limpias como lo

es la energía eólica para la generación de electricidad y así disminuir la dependencia

del petróleo y las emisiones a la atmósfera de combustibles fósiles que contribuyen

al calentamiento global. A la fecha se cuenta con un total de 16 proyectos eólicos.

Nueve en el estado de Oaxaca, cinco en Baja California y dos en el estado de

Jalisco que para finales del 2012 se tendrán instalados cerca de 2000 MW en

parques eólicos. [1]



1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo General

Realizar un estudio de flujo eólico, que indique si la Península de Yucatán cuenta

con los recursos necesarios, para realizar la generación de energía eoloeléctrica en

pequeña escala por medio de aerogeneradores.

1.2.2 Objetivos Específicos

Conocer los métodos para realizar el cálculo de flujo eólico.

Realizar un estudio de flujo eólico.

Conocer los parámetros necesarios para realizar una simulación.

Realizar la simulación de un sistema eólico.

1.3 Justificación

Los procesos convencionales para la generación de electricidad que se basan en la

quema de combustibles fósiles, emiten cantidades importantes de gases de efecto

invernadero y de contaminantes atmosféricos.

En México el Gobierno Federal está convencido de que frenar el calentamiento

global y el cambio climático no es una responsabilidad exclusiva o aislada de las

naciones o los grupos económicos más desarrollados, sino que debe ser compartida,

en la medida de sus capacidades, por todos los individuos y las naciones, para

contribuir y aportar a la mitigación y solución de este desafío internacional. Por ello,

se ha tomado la decisión de implementar acciones de corto plazo que puedan

generar una transición energética nacional, es decir, un cambio radical en la manera

en la que se obtiene energía, así como en la que se consume.

Este trabajo de tesis tiene como objetivo disminuir las emisiones de gases de efecto

invernadero, mitigar el impacto ambiental del sector y contribuir a combatir los

efectos del cambio climático, para realizar una contribución que impulsará las



políticas, programas, proyectos y acciones encaminados a conseguir una mayor

utilización de las energías renovables y las tecnologías limpias, promover la

eficiencia y sustentabilidad energéticas.

Debido a que la tecnología eoloeléctrica ha alcanzado un nivel importante en el

desarrollo energético, tanto en lo técnico como en lo económico, se ha colocado en

uno de los primeros planos de atención para integrarla a los sistemas eléctricos

convencionales. Conforme a lo anterior se ha decidido utilizar este tipo de

generación eoloeléctrica renovable para el presente estudio. [1]

1.4 Antecedentes

1.4.1 Diagnóstico

Desde hace mucho tiempo se ha aprovechado la energía del viento o energía eólica

en aplicaciones como el transporte con velas, la molienda de granos y el bombeo de

agua, pero fue hasta hace relativamente pocos años, que se desarrolló la tecnología

para transformar esta energía en electricidad a gran escala.

El proceso consiste en atrapar la energía cinética asociada al viento y transformarla

en otra fuente de energía como la mecánica o la eléctrica.

Esta tecnología ha evolucionado desde finales del siglo XIX hasta alcanzar costos

muy competitivos, que le han permitido posicionarse en los mercados eléctricos

internacionales y complementar la oferta eléctrica mundial.

Además de las dimensiones, los principales cambios que están teniendo los

generadores eólicos el día de hoy son reflejo del avance que se tiene en materiales

para su fabricación y la evolución de los álabes, rotores, generadores y sistemas de

control.

Existen dos técnicas principales a partir de las cuales se ha buscado transformar la

energía eólica en electricidad:



a) La primera, que utiliza una máquina generadora de eje horizontal apoyada

en lo alto de una estructura, cuyo rotor está provisto con álabes o palas que le

permiten capturar la energía cinética del viento. Esta es la tecnología más

estudiada y utilizada en el planeta dado que permite capturar vientos de

alturas superiores, donde son más ricos, y su instalación y mantenimiento

presenta menos complicaciones.

b) La segunda, que utiliza un generador de eje vertical apoyado en el suelo

con un rotor igualmente provisto de álabes que le permiten capturar la

energía.

La tecnología continúa avanzando a través del aumento en las dimensiones y

eficiencia de las máquinas, pasando de las primeras que tenían una capacidad

medida en decenas de kilowatts, hasta máquinas de varios Megawatts que operan al

día de hoy. De igual forma, la explotación de este recurso renovable ha migrado

desde las zonas con viento en tierra hacia otras más complejas como el mar abierto.

Así como otras fuentes de energía renovable, la energía eólica presenta ventajas

importantes para cualquier matriz energética debido a sus costos, a que no produce

emisiones de gases de efecto invernadero y a que no está sujeta a la volatilidad de

los precios de los combustibles. En cambio, presenta desventajas en la distancia

entre las zonas de viento y las redes eléctricas, la contaminación visual y auditiva

que produce y el impacto que puede tener en la fauna que habita las zonas de viento

o utilizan este recurso como una guía en sus migraciones anuales. [2]

El potencial eólico, aunado al marco jurídico favorable, ha permitido que el día de

hoy se cuente con una cartera amplia de proyectos en operación y desarrollo, tal y

como se muestra en las tablas 1.1 y 1.2.



Tabla 1. 1 Proyectos Eólicos Comprometidos.

Proyecto Desarrollador Región Modalidad MW

La Venta CFE Oaxaca Servicio Publico 1.6

Guerrero Negro CFE Baja California Servicio Publico 0.6

La Venta II CFE Oaxaca Servicio Publico 83.3

Eurus Acciona Oaxaca Autoabasto 250

Parques Ecológicos de

México

Iberdrola Oaxaca Autoabasto 79.9

Fuerza Eólica del Istmo Fuerza Eólica- Peñoles Oaxaca Autoabasto 30.0

Eléctrica del Valle de

México

Edf Energies Nouvelles-Mitsui Oaxaca Autoabasto 67.5

Eoliatec del Istmo Eoliatec Oaxaca Autoabasto 22.0

BiiNeeStipa

EnergíaEólica

CISA- Gamesa Oaxaca Autoabasto 26.3

La Venta III CFE Oaxaca Productor

Independiente

de Energía

101.4

Oaxaca I CFE Oaxaca Productor

Independiente

de Energía

101.4

Centro Regional de

Tecnología Eólica

Instituto de investigaciones

Eléctricas

Oaxaca Pequeño

Productor

5.0

Desarrollos Eólicos

Mexicanos

Demex Oaxaca Autoabasto 227.5

Eoliatec del Pacifico Eoliatec Oaxaca Autoabasto 160.5

Eoliatec del Istmo (2º

fase)

Eoliatec Oaxaca Autoabasto 142.2

Gamesa Energía Gamesa Oaxaca Autoabasto 288.0

Vientos del Istmo Preneal Oaxaca Autoabasto 180.0

Energía Alterna Istmeña Preneal Oaxaca Autoabasto 215.9

Unión Fenosa

Generación México

Unión Fenosa Oaxaca Autoabasto 227.5

Fuerza Eólica del Istmo

(2ºfase)

Fuerza Eólica Oaxaca Autoabasto 50.0

Oaxaca II- IV CFE Oaxaca Productor

Independiente

de Energía

304.2



Tabla 1. 2 Proyectos Eólicos potenciales.

Proyecto Desarrollador Región Modalidad MW

Fuerza Eólica de

Baja California

Fuerza eólica Baja California Exportación 300.0

México Wind UniónFenosa/global Baja California Exportación 500.0

ND CannonPower Baja California Exportación 200.0

Baja Wind SempraEnergy Baja California Exportación 250.0

Baja California Fuerza Eólica Baja California Autoabasto 10.0

ND Gobierno del

Estado

Baja California Autoabasto 10.0

Los Vergeles SEER Tamaulipas Autoabasto 160.0

Eólica Santa

Catarina

Econergy Nuevo León Autoabasto 20.0

Los proyectos actualmente instalados en Oaxaca se basan principalmente en la

modalidad de autoabastecimiento. La viabilidad de los proyectos está directamente

relacionada con las tarifas oficiales de energía eléctrica, los costos de inversión y

costos de porteó asociados al transporte de la energía desde el punto de

interconexión hasta los puntos de carga. [1]

1.4.2 Acciones del Gobierno

La energía eólica ha tenido un importante crecimiento en los últimos años,

colocándose como una de las principales fuentes renovables de generación

eléctrica. En México, ya se han tenido experiencias en Baja California y Oaxaca y, a

partir del año 2006, se inició el desarrollo de diversos parques eólicos bajo un

proyecto que se denominó Temporada Abierta.

Las inversiones estimadas de estos proyectos superan los 60 mil millones de pesos

y se espera que hacia el 2012 el 4% de la energía eléctrica demandada en el país

sea producida con energía eólica generando más de 10,000 empleos directos e

indirectos durante la construcción y una demanda de 374 empleos para su

operación.



El Instituto de Investigaciones Eléctricas concluyó el Centro Regional de Tecnología

Eólica (Certe) en la región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca, con apoyo del

Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y el Fondo Mundial para el

Medio Ambiente (GEF). Este será un centro para la investigación y el desarrollo

tecnológico enfocado en la energía eólica.

Aunado a esto, continúa sus esfuerzos para ampliar la información sobre el potencial

eólico nacional mediante estudios de sitio que permiten tener un gran nivel de detalle

para la toma de decisiones sobre la instalación de parques eólicos.

Este instituto firmó un convenio con la Fundación Holandesa de Investigación en

Energía. Con el cual se está avanzando en la preparación del centro, con el fin de

certificar equipos eólicos para la Clase I y Clase I Especial. Este será el primer

laboratorio de su tipo y alcance en América Latina para condiciones de viento

intensas.

Adicionalmente, el Instituto de Ingeniería de la UNAM estudia alternativas para la

desalación de agua de mar en Baja California a partir de fuentes renovables, incluida

la energía eólica.

Además, las modificaciones que ha sufrido el marco legal aplicable a la energía

renovable, a través de nuevos contratos de interconexión y la creación de un marco

jurídico que destaque las ventajas de esta tecnología, han permitido que el país

avance con pasos firmes hacia el desarrollo de esta industria y de nuevas

herramientas que permitan ampliar la participación y el entendimiento de la energía

eólica en el beneficio de nuestro país. [1]

1.4.3 Acciones Específicas

Las características geográficas y meteorológicas del país permiten impulsar la

energía eólica, por lo que se plantean las siguientes acciones específicas:

1. Crear un portal que contenga información técnica, científica, tecnológica,

industrial y legal, junto con información de las regiones con potencial para el



desarrollo, así como de la infraestructura existente y necesaria para el

desarrollo de la industria eólica;

2. Vincular la política de energía eólica con programas de electrificación rural;

3. Establecer mecanismos de participación pública que permitan el diálogo y

articulación entre los actores públicos, privados y sociales claves para el

desarrollo de la industria;

4. Promover la utilización de las mejores prácticas internacionales para la

coexistencia de los sistemas eólicos con la biodiversidad y su hábitat, en

particular la fauna voladora residente y migratoria, así como con la vocación

natural de los suelos;

5. Identificar las capacidades técnicas, de servicios y de manufactura

disponibles en las zonas con recurso eólico;

6. Difundir ante el sector industrial los beneficios que se pueden obtener por la

manufactura de componentes de energía eólica, así como para su

investigación y desarrollo;

7. Promover la integración de Pequeñas y Medianas Empresas de bienes y

servicios asociados a la energía eólica;

8. Establecer mecanismos que permitan la transferencia de conocimiento por

parte de las empresas desarrolladoras de tecnología del extranjero, que

participen en proyectos nacionales, mediante esquemas que inicialmente

promuevan la incorporación de un porcentaje mínimo de contenido nacional

en el proyecto y que en el largo plazo fomenten un intercambio de

conocimiento que permita el desarrollo y manufactura de componentes y

hasta equipos completos en el país;

9. Identificar los requerimientos de transmisión y comunicaciones para el

desarrollo de zonas con potencial de desarrollo eólico, y diseñar reglas y

esquemas que permitan la construcción de dicha infraestructura;

10. Colaborar en el desarrollo de tecnologías que permitan maximizar el

aprovechamiento de vientos, no intensos pero constantes, que hagan técnica

y económicamente viables proyectos en un mayor número de regiones, así

como de tecnologías con esta característica y además de baja capacidad para



su aprovechamiento en proyectos rurales. Por otra parte, impulsar el

desarrollo de aquellas tecnologías que permitan maximizar el

aprovechamiento de vientos tan intensos como los que prevalecen en la zona

del Istmo de Tehuantepec;

11. Promover la colaboración entre las diferentes instituciones nacionales e

internacionales de educación superior en materia de investigación y desarrollo

para la energía eólica, así como el intercambio de información de expertos

para el desarrollo de la industria nacional;

12. Avanzar en el diseño de mejores materiales y elementos que permitan

reducir la relación costo-beneficio y aumenten la eficiencia, resistencia y

confiabilidad de generadores y álabes sujetos a distintas condiciones de

viento presentes en México y otras regiones del mundo;

13. Establecer líneas de investigación para el control e incorporación de la

energía eólica generada en condiciones excepcionales, aplicaciones urbanas,

aprovechamiento del recurso en mar abierto y equipos de clase especial;

14. Fomentar la integración estratégica de cadenas de suministro y la

participación de empresas nacionales dentro de cadenas internacionales que

maximicen el beneficio de la manufactura de componentes y equipos

mexicanos destinados a la industria de energía eólica;

15. Adoptar simuladores de pronóstico de viento que sirvan de base para el

pre-despacho de la energía eólica con y sin almacenamiento hídrico. [1]

1.4.4 Obras de Interconexión

Adicionalmente a la ubicación de las zonas de viento, es necesario determinar si

existe manera de explotarlo, de llevar los insumos al sitio donde se instalarán los

generadores y si existe la infraestructura necesaria para transmitir la energía

eléctrica. Tal es el caso de Oaxaca, donde se está construyendo una línea de

transmisión en 400 kV y reforzando dos líneas existentes para un total de 590

kilómetros por cada circuito; además se desarrollará una nueva subestación y se

modernizarán 3 existentes, lo que permitirá integrar parte del potencial eólico de la

zona al Sistema Eléctrico Nacional, para su aprovechamiento dentro de las



modalidades permitidas por la legislación vigente. Este proyecto tiene un costo

estimado de 3,800 millones de pesos.

La tabla 1.3 muestra los proyectos referidos en la meta, así como los proyectos de

autoabastecimiento que están en desarrollo. Estos proyectos, junto con otros

renovables, permitirán alcanzar la meta de participación de capacidad del Programa

Sectorial de Energía 2007-2012: [1]

Tabla 1. 3 Obras de Interconexión.

Proyectos Eólicos 2007 – 2012

Proyecto Desarrollador Ubicación Modalidad Mw

La Venta CFE Oaxaca Servicio Publico 1.35

Guerrero Negro CFE Baja California Servicio Publico 0.6

La Venta II CFE Oaxaca Servicio Publico 83.3

La Venta III CFE Oaxaca PIE 101.4

Oaxaca I CFE Oaxaca PIE 101.4

Oaxaca II- IV CFE Oaxaca PIE 304.2

Subtotal 1 592.5

Eurus Acciona Oaxaca Autoabasto 250.0

Parques Ecológicos de

México

Iberdrola Oaxaca Autoabasto 79.9

Fuerza Eólica del Istmo Fuerza Eólica- Peñoles Oaxaca Autoabasto 30.0

Eléctrica del Valle de

México

EdfEnergiesNouvelles-Mitsui Oaxaca Autoabasto 67.5

Eoliatec del Istmo Eoliatec Oaxaca Autoabasto 21.2

BiiNeeStipa Energía

Eólica

CISA- Gamesa Oaxaca Autoabasto 26.3

Desarrollos Eólicos

Mexicanos

Demex Oaxaca Autoabasto 227.5

Eoliatec del Pacifico Eoliatec Oaxaca Autoabasto 160.5

Eoliatec del Istmo (2º

fase)

Eoliatec Oaxaca Autoabasto 142.2

Gamesa Energía Gamesa Oaxaca Autoabasto 288.0

Vientos del Istmo Preneal Oaxaca Autoabasto 180.0

Energía Alterna Istmeña Preneal Oaxaca Autoabasto 215.9

Unión Fenosa

Generación México

Unión Fenosa Oaxaca Autoabasto 227.5

Fuerza Eólica del Istmo

(2ºfase)

Fuerza Eólica Oaxaca Autoabasto 50.0

Centro Regional de

Tecnología Eólica

Instituto de investigaciones

Eléctricas

Oaxaca Pequeña

Producción

5.0

Subtotal 2 1971.5

Total 2564.0



1.4.5 Retos

Existen retos comunes a los que se enfrenta la energía eólica en México y el mundo.

La disponibilidad de equipos eólicos ha sido muy volátil en los últimos años, al igual

que sus precios, por el exceso de demanda de equipos en el mundo y las

capacidades limitadas de manufactura. Contar con una disponibilidad local de

equipos, componentes y servicios para la instalación y desarrollo de estos proyectos

dará una clara ventaja a la tecnología para un desarrollo exitoso en México y

permitiría posicionar al país como un polo tecnológico para la región.

Es importante lograr avances en el diseño y utilización de materiales que permitan

aumentar la eficiencia de generación de las máquinas así como su competitividad

frente a otras tecnologías. De igual forma, es necesario contar con equipos

diseñados específicamente para las condiciones de viento presentes en México.

Por otro lado, las restricciones de acceso y distancias para interconexión de

proyectos a las redes eléctricas han sido una gran barrera en las zonas donde se

desarrollarán los proyectos. Por esto, es necesario diseñar esquemas que permitan

instalar la infraestructura de transmisión y comunicación necesaria para el desarrollo

exitoso de proyectos de energía eólica.

Por último, para lograr un desarrollo sostenible del crecimiento de la industria de las

energías renovables en México, debemos implementar medidas que protejan la

biodiversidad en las zonas de viento. [1]

1.5 Estructura de la Memoria

El presente trabajo de tesis cuenta con 6 capítulos, incluido el presente que

corresponde a la introducción. A continuación se detallan los contenidos principales

de cada capítulo.

En el Capítulo 2 se muestran los principales antecedentes teóricos relacionados

con la energía eólica y los elementos que conforman a un aerogenerador además

se describen las partes de un sistema de generación eólico.



Mientras que en el Capítulo 3 se muestra el software a emplear (HOMER), el

lugar a evaluar el potencial eólico, después de esto viene la inserción de datos al

programa y posteriormente la selección de los equipos que satisfacen las

necesidades de nuestro sistema a simular.

En el Capítulo 4 se presentan los resultados de las simulaciones, así como el

comportamiento de los equipos que se seleccionaron, tanto para el primer caso (1

aerogenerador), como para el segundo (2 aerogeneradores).

En el Capítulo 5 se explican las conclusiones del presente proyecto, finalmente en

el Capítulo 6 los tópicos pendientes de analizar en trabajos futuros en esta misma

temática.



CAPÍTULO 2

EL RECURSO VIENTO

2.1 El Recurso Eólico

El viento es aire en movimiento, tanto horizontal como vertical. Generalmente se

suele aplicar a la corriente de aire que se desplaza en sentido horizontal propio de

la atmósfera; los movimientos verticales, o casi verticales, se llaman corrientes. Los

vientos se producen por diferencias depresión atmosférica, atribuidas, a diferencias

de temperatura.

La determinación precisa del recurso eólico es una tarea difícil e incierta,

especialmente cuando se compara con la energía solar o la energía hidráulica. Las

razones para esto son:

a) Una gran variabilidad de velocidades de viento que se encuentra en las

diferentes regiones del mundo, teniendo un promedio anual de velocidad de 2

m/s hasta 4 ó 7 m/s en lugares con mucho viento. Esta variación en viento

implica una mayor variabilidad en la potencia disponible, desde 40 a 200

W/m2.

b) Inmensas diferencias en velocidad de viento (y por ende en potencia) se

observan en pequeñas distancias debido a la cambiante topografía del

terreno y su rugosidad. En pequeñas distancias la potencia eólica puede

variar en un orden de magnitud.

c) Es difícil medir el potencial eólico con precisión. El viento, generalmente, se

mide con su velocidad y dirección. La potencia eólica es proporcional al cubo

de la velocidad del viento, significando esto que un pequeño error en su

http://www.monografias.com/trabajos15/kinesiologia-biomecanica/kinesiologia-biomecanica.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/atm/atm.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/presi/presi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/termodinamica/termodinamica.shtml



medición causa un mayor error en la potencia calculada. Por ejemplo, la

potencia eólica en un viento de 5 m/s es el doble que en un viento de 4 m/s.

Por estas razones no es posible presentar, en general, una metodología simple y

directa para la evaluación del recurso eólico. Sin embargo se dará aquí una

introducción a los aspectos principales y la terminología típicamente utilizada. [5]

¿Qué es la Energía Eólica?

Es la energía que podemos obtener de la fuerza del viento o también la energía

eólica es la energía cinética presente en las corrientes de aire o viento.

2.2 Patrones Globales de Circulación del Viento

El viento es aire en movimiento y es una forma indirecta de la energía solar. Este

movimiento de las masas de aire se origina por diferencias de temperatura causada

por la radiación solar sobre la superficie terrestre, que junto a la rotación de la tierra,

crean entonces los llamados patrones globales de circulación.

El flujo de energía solar total absorbido por la tierra es del orden de 1017watts, lo cual

es aproximadamente 10,000 veces la tasa total mundial del consumo energético.

Una pequeña porción del flujo total solar (aproximadamente 1% o 1015watts) se

convierte en movimiento atmosférico o viento.

En una escala global las regiones alrededor del ecuador reciben una ganancia neta

de energía mientras que en las regiones polares hay una pérdida neta de energía

por radiación.

Esto implica un mecanismo por el cual la energía recibida en las regiones

ecuatoriales sean transportadas a los polos.

Las masas de aire caliente en la región ecuatorial ascienden (causando la formación

de nubes y de relámpagos) en una banda delgada de alrededor 100 Km. de ancho,

llamada la Zona de Convergencia Intertropical (ZCIT). Esta zona se ubica más o

menos paralela al ecuador alrededor de la tierra (Ver Figura 2.1).



Figura 2. 1 Representación del Patrón Global de Circulación de Vientos.

En la parte superior de la atmósfera estas masas de aire se dividen en dos, una

alejándose del ecuador hacia el norte y otra alejándose hacia el sur. Al alejarse del

ecuador, el aire se enfría y se vuelve más pesado. A aproximadamente 30° de latitud

Norte y Sur, este aire empieza a descender, causando un clima seco y sin nubes. En

estas latitudes es donde se encuentran los grandes desiertos alrededor del mundo.

A nivel de superficie terrestre, los vientos se devuelven hacia el ecuador como

vientos alisios.

Debido a la rotación de la tierra su dirección se desvía hacia el oeste en los dos

hemisferios norte y sur. Por esto la dirección de los vientos alisios es NE y SE (la

dirección se determina por la dirección de donde viene el viento y no hacia donde se

dirige).

La Zona de Convergencia Intertropical se desplaza hacia al norte del ecuador

durante el verano del hemisferio norte y hacia el sur en el invierno. Es muy estable y

por esto los vientos alisios son permanentes. Dentro de esta zona, se encuentran

vientos de baja intensidad, interrumpidos por un alto nivel de tormentas eléctricas. Al

tiempo, se pueden experimentar largos períodos de calma de viento.

En el exterior de la circulación entre los trópicos, vientos del oeste son

predominantes. Esta circulación es más bien inestable y se caracteriza por una



estructura ondulada y formación de depresiones atmosféricas moviéndose del oeste

hacia el este.

Desviaciones del patrón general de circulación de aire en movimiento ocurren debido

a la distribución no homogénea de masas de tierra sobre el globo. En promedio,

mayor concentración de masas de tierra se encuentra en el hemisferio norte que en

el hemisferio sur.

Dado que la masa de tierra se calienta más fácilmente por el sol, que los océanos, la

posición promedio de la ZCIT es 5° Norte del ecuador. [5]

Variación del Viento con la Altura Sobre el Terreno

El perfil del viento (v.g.- la velocidad de viento como una función de la altura sobre el

terreno) puede ser expresado en una relación matemática sencilla. La forma de este

perfil dependerá principalmente de la rugosidad del terreno. La Figura 2.2 ilustra el

comportamiento de perfil de velocidades del viento en función de las características

topográficas del terreno.

Figura 2. 2 Perfiles de Velocidad de Viento en Función de las Características del Terreno.



Para terreno plano y abierto (esto es, libre de obstáculos de gran tamaño y con

vegetación de pequeño tamaño relativo) se han desarrollado algunos conceptos

generales muy útiles (Ver Anexo 1).

A mayor rugosidad (relativo a la altura promedio de los obstáculos), mayor será la

desaceleración del viento cerca de la superficie. Algunos métodos de clasificación

general se han desarrollado para cuantificar esta rugosidad de la superficie (Ver

Anexo 1). La rugosidad al ser cuantificada en un lugar específico, puede variar en

diferentes direcciones; y por lo tanto el perfil de velocidades de viento dependerá de

la dirección del viento.

Otro concepto importante es la velocidad de viento potencial, que se define como la

velocidad de viento que se observaría en un terreno completamente plano y abierto,

típicamente especificado para 10 metros de altura sobre el terreno. La velocidad de

viento potencial es básicamente una magnitud de escala media. Debido a su

definición, esta no depende de características de rugosidad locales. A través del

perfil para terreno abierto y plano, esta velocidad se relaciona con la velocidad de

viento a 60 y 100 metros sobre la superficie del terreno. Esta es la cantidad que

típicamente se indica en los mapas eólicos.

Siendo esta una cantidad de escala media, es bastante constante a distancias

razonable (algunos cuantos kilómetros de distancia horizontal).

Para hallar la velocidad de viento actual (no potencial) en un lugar específico, se

deben aplicar correlaciones a la velocidad de viento potencial, la cual dependerá

sobre las características de rugosidad del lugar (ver Anexo 1).

Para el terreno Complejo (montañas, colinas, valles, pasos entre montañas) la

situación es bastante diferente (Ver figura 2.3). El flujo de viento sobre y alrededor de

montañas es complejo y hasta ahora, conceptos analíticos sencillos (como el perfil

de velocidades y velocidad de viento potencial para terreno plano) no existen para

modelar tales flujos. [5]



Figura 2. 3 Aceleración del Viento en Pasos de Montaña.

2.3 Cálculo de la Potencia del Viento

La potencia en el viento soplando con una velocidad V a través de un área A

perpendicular a V, es:

PVIENTO= ½ φAV3 (watts)

Dónde:

Pviento: es la potencia en el viento en watts

φ: es la densidad del aire (aprox. 1.2 Kg/m3)

V: es la velocidad del viento en m/s

A: es el área perpendicular al viento en m2

Si la velocidad del viento se duplica, la potencia es ocho veces más grande. De 2 a 3

m/s de velocidad de viento, la potencia del viento es más de tres veces. De 4 a 5 m/s

de velocidad de viento, la potencia es el doble (Ver figura 2.4 y tabla 2.1).



Figura 2. 4 Velocidad del Viento.

En un día con borrasca la velocidad del viento puede variar de 1 a 10 m/s, implicando

que la potencia en el viento cambia por un factor de 103 = 1000. Un cambio de esta

magnitud no ocurre diariamente, pero si refleja las grandes variaciones que la

potencia del viento puede alcanzar en diferentes lugares y escalas de tiempo.

Adicional a la velocidad del viento, la potencia eólica se ve además afectada por

variaciones en la densidad del aire, sobre todo si se pretenden realizar instalaciones

en zonas montañosas de gran elevación sobre el nivel del mar.

Normalmente, la potencia eólica teórica se da como potencia eólica específica, esto

es por unidad de área. Así que:

PVIENTO= ½ φV3 (w/m2)

En la que PVIENTO está expresada en watts por metro cuadrado.

Tomando como referencia la ecuación anterior se sabe que la Energía Disponible es

la siguiente:

E = P*t



Dónde: t = tiempo

No toda la potencia incidente del viento puede ser aprovechada por la turbina eólica,

existiendo un límite teórico máximo para la conversión, denominado Límite de Betz,

que indica que, como máximo, se puede extraer el 59% de la energía del viento

utilizando un aerogenerador de eje horizontal. Este límite se representa mediante

un factor denominado Coeficiente de Pérdidas del Rotor o Eficiencia del Rotor

(Cp), con lo que la expresión para la potencia de salida de la turbina eólica es la

siguiente:

Por lo tanto la Energía Extraíble es la siguiente:

Dónde: = Coeficiente de Potencia ( <0.59)

La tabla 2.1 muestra la variación de la potencia eólica específica para diferentes

valores de velocidad de viento, con la densidad del aire a condiciones estándar a la

altura del nivel del mar (1.2 Kg/m3).

La tabla 2.2 muestra la variación de la densidad del aire para diferentes alturas sobre

el nivel del mar y temperatura. Para el cálculo de la potencia eólica a diferentes

alturas sobre el nivel del mar, esta deberá ser corregida utilizando el verdadero valor

de la densidad según esta tabla. [5]

Tabla 2. 1 Variación de la Potencia Eólica Específica.

Velocidad del viento en m/s Potencia Eólica Especifica en (w/m2)

2 5

3 16

4 38

5 75

6 130

7 206

8 307

9 437

10 600

11 800

12 1040



Tabla 2. 2 Densidad del Aire a Diferentes Alturas Sobre el Nivel del Mar.

Altura sobre el nivel del mar(m) Densidad de aire seco en Kg/m3 a:

20°C 0°C

0 1.204 1.292

500 1.134 1.217

1,000 1.068 1.146

1,500 1.005 1.078

2,000 0.945 1.014

2,500 0.887 0.952

3,000 0.883 0.894

3,500 0.781 0.839

4,000 0.732 0.786

2.3.1 Distribución de Weibull

Las variaciones temporales de la velocidad del viento pueden ser descritas a

través de una función de distribución probabilística llamada distribución de Weibull

que se basa en que, en la mayoría de los lugares, las mediciones de largo plazo

muestran que los vientos extremadamente fuertes son poco frecuentes mientras que

aquellos moderados y frescos son más comunes.

La función de densidad de Weibull está dada por la ecuación:

( )

(

)

(

)

Dónde:

= Velocidad del Viento (m/s)

= Factor de Forma de Weibull (adimensional)

= Factor de Escala de Weibull (m/s)

La siguiente ecuación relaciona los dos parámetros de Weibull:

(

)

Donde:

= Velocidad promedio del viento

= Es la función Gamma



En base a lo anterior, es posible describir una distribución de Weibull usando sólo la

velocidad promedio del viento y el factor de forma de Weibull .

El parámetro indica la amplitud de la distribución de velocidades de viento.

Basándose en la Norma IEC 61400-1 se tiene entonces que = 2 y una componente

vertical de viento de 8° como máximo, un valor más grande requeriría un análisis

más profundo.

2.3.2 Patrón Diario y Autocorrelación

La Fuerza del Patrón Diario es una medida de la dependencia entre la velocidad del

viento y la hora del día. Debido a que el viento típicamente está afectado por la

irradiación solar, la mayoría de los lugares muestran algún patrón diario del mismo.

Para medir este factor se debe obtener el perfil diario promedio, que son los 24

valores de velocidad media anual del viento para cada hora del día.

Una vez obtenido el perfil diario promedio se realiza un ajuste sinusoidal a dicho

perfil, en base a una función coseno. La Figura 2.5 muestra un patrón diario

promedio junto con la función sinusoidal que mejor se ajusta al mismo. La función

coseno ajustada al patrón diurno promedio es de la forma:

Figura 2. 5 Patrón Diario y Curva Sinusoidal de Ajuste.

Las series de datos de velocidad del viento típicamente exhiben autocorrelación, que

puede ser definida como el grado de dependencia del valor actual con respecto a los

valores precedentes. En ausencia de autocorrelación, cada dato es completamente

independiente del valor previo y los datos son aleatorios, como en la Figura 2.7. En



una serie fuertemente autocorrelacionada, el valor a una cierta hora está fuertemente

influenciado por los valores en las horas previas, como en la Figura 2.8. Ambas

figuras tienen la misma velocidad promedio y el mismo parámetro k, difiriendo sólo

en la autocorrelación.

Figura 2. 6 Serie de Datos de Velocidad del Viento sin Autocorrelación (r1=0).

Figura 2. 7 Serie de Datos de Velocidad del Viento sin Autocorrelación (r1=0.96).

El factor de autocorrelación es una medida de cómo depende la velocidad del viento

en una hora de la velocidad del viento en las horas previas. Los patrones diarios del

viento tienden a complicar la función de autocorrelación. A continuación se muestra

un gráfico de la función de autocorrelación de una serie de datos del viento.

Figura 2. 8 Función de Autocorrelación de una Serie de Datos de Viento.



Figura 2. 9 Función de Autocorrelación de una Serie de Datos de Viento sin Perfil Promedio Diario.

Para simplificar las características diario de autocorrelación del viento, se restan los

valores del patrón promedio diario a la serie de datos para cada hora del año,

resultando una serie con una velocidad promedio de 0 m/s y sin patrón diario. La

función de autocorrelación de esta nueva serie de tiempo típicamente no muestra

oscilación, como se muestra en la Figura 2.9, observándose que dicha función cae

rápidamente en forma exponencial, por lo que se puede aproximar que:

Donde rj es la autocorrelación entre dos series horarias separadas por un retraso

de j horas. Se puede calcular rj para distintos valores de j y obtener una

función conocida como la función de autocorrelación.

Entonces se puede usar el parámetro r1 para describir el grado de autocorrelación.

Este valor se llama factor de autocorrelación de los datos de viento, en el programa

de computadora HOMER se utiliza un Factor de Autocorrelación de 0.85.

2.4 Información Necesaria para Evaluar el Uso de la Energía Eólica

Esta sección revisa los requerimientos de datos meteorológicos para una adecuada

evaluación del recurso eólico; y por ende dimensionamiento y evaluación de

sistemas de conversión de energía eólica para generación eléctrica, bombeo de agua

y otros usos potenciales.



Adicionalmente, se mencionan los diversos métodos de adquirir y colectar datos

meteorológicos de manera generalizada a escala regional o nacional.

Datos Meteorológicos Requeridos

La información necesaria para evaluar la aplicación de sistemas de conversión de la

energía eólica, es:

Velocidad de Viento Promedio Anual: La velocidad de viento promedio por

un periodo largo puede ser utilizada como una primera indicación de la

viabilidad de uso de la energía eólica.

Variaciones Estacionales: Datos sobre variaciones estacionales de la

velocidad de viento (normalmente presentada como promedios mensuales de

velocidad de viento son de importancia para estimar la variación estacional de

entrega de energía, y así determinar el mes de diseño critico (v.g.: mes de

menor energía eólica disponible) para la instalación que se desea.

Variaciones Diurnas: Variaciones a lo largo del día pueden tener influencia

en la viabilidad de uso de la energía eólica. En lugares que poseen una

velocidad de viento baja durante las 24 horas del día, la viabilidad de uso será

dudosa. Se puede estudiar los dos ejemplos que siguen; en una región o lugar

donde la intensidad del viento es baja durante 16 horas al día, pero presenta

vientos de 6 m/s las restantes 8 horas del día, una aplicación eólica puede ser

económicamente viable. En otro caso puede ser que a lo largo de las 24 horas

del día se registran vientos que no exceden los 2 m/s, en los dos casos

presentados, la velocidad promedio diaria no excede los 2 m/s.

Borrascas, vientos extremos: Datos sobre borrascas y vientos de muy alta

intensidad son necesarios para determinar las máximas velocidades de viento

en las cuales cualquier equipo de conversión de energía eólica puede ser

capaz de aguantar sin presentar daño.

Períodos de Calma: Se requiere información sobre períodos largos de baja

intensidad del viento para determinar las dimensiones de elementos como



baterías o tanques de almacenamiento de agua para suplir suministro de

energía cuando el equipo eólico no se encuentre en operación.

Distribución de Frecuencia de Velocidades de Viento: Para realizar un

estimativo adecuado de la probable producción de energía de cualquier

equipo eólico, la distribución de frecuencia de la velocidad de viento

(porcentaje del tiempo en que una velocidad de viento dada ocurre en el año)

es de gran utilidad.

Una fuente natural de información son los registros de viento realizados por el

servicio nacional de meteorología (IDEAM, antiguo HIMAT) pero esta información

debe ser estudiada con extremo cuidado. Muchas veces, el servicio meteorológico

recauda información eólica en aeropuertos y los datos son colectados a 10 metros de

altura sobre la superficie; o en otros casos, la medición de viento es realizada con

fines agrometeorológicos y no energéticos, en medio de poblaciones con sistemas

anticuados (descalibrados) y mal localizados con respecto al viento.

Así pues, al estudiar los registros meteorológicos, es típico encontrar en el mejor de

los casos, en la mayoría de las estaciones, promedios anuales de velocidad de

viento entre 2 y 3 m/s los cuales quizás no corresponden a la condición real de viento

en la región, ya que como se mencionó anteriormente, la ubicación de la estación

meteorológica y/o el tipo de registradores no son los más adecuados para medir el

recurso eólico. En consecuencia, no se puede planificar ningún tipo de proyecto

eólico con base a esta información histórica, a menos que se verifique su precisión,

la cual generalmente, es una dificultad adicional.

No es recomendable utilizar información de datos de viento suministrada por

estaciones agrometeorológicas. Mucha de la información es de poca utilidad para

evaluar el recurso eólico; ya que son mediciones realizadas a 2 metros de altura

sobre la superficie, en lugares generalmente no expuestos adecuadamente al viento.

La evaluación del potencial energético eólico de una zona, es una labor que requiere

tiempo además de recursos económicos para realizarse adecuadamente. Es

necesario colectar datos meteorológicos por lo menos durante un año, si se desea

realizar una prospección con cierto grado de certidumbre. A diferencia de la

estimación del recurso solar, donde se pueden cubrir mayores áreas con la



evaluación de los parámetros meteorológicos; el recurso eólico, por su propia

naturaleza, tiene un comportamiento especifico en el lugar y presenta variaciones

espaciales substanciales. Esto quiere decir que al realizar mediciones puntuales en

un sitio, las magnitudes de la velocidad de viento y su dirección, en una distancia de

100 metros, pueden ser diferentes, sin embargo puede existir una variación numérica

proporcional entre sus magnitudes y su comportamiento, en general.

La adecuada determinación de la variación del recurso eólico en un año permite

dimensionar el tamaño del equipo eólico para un requerimiento dado de energía. Al

mismo tiempo, al conocerse los períodos largos de calma, se identificará la

necesidad de almacenamiento de energía durante varios días, o en su defecto la

necesidad de instalar un sistema alterno de generación como un sistema fotovoltaico

o un equipo diésel asociado para el suministro confiable de energía. Así pues, la

estrategia que se utilice para evaluar el recurso estará acorde con las necesidades

energéticas del lugar, ya que al requerirse entrega de energía para una población

pequeña, el nivel de sofisticación de la evaluación será mayor, al compararse con la

necesidad de entregar energía a pequeños consumidores individuales. Esto traduce

que, para instalar pequeños sistemas eólicos individuales, un estimativo cercano a la

velocidad promedio anual de viento en el lugar será suficiente y menos costoso que

un programa detallado de evaluación.

2.5 Métodos Utilizados para Medir la Velocidad del Viento

Estimaciones del recurso eólico se basan en algunas estrategias útiles como son:

Colección de información de manera empírica, anemómetros totalizadores, por

factores de correlación, instalación de pequeños equipos eólicos o por adquisición de

datos meteorológicos en tiempo real.

2.5.1 Información Empírica

Esta información se recoge con base a visitas realizadas al lugar, donde las

condiciones de topografía, de vegetación y la información de los habitantes de la



región aportan valiosa información en la identificación de lugares con altos niveles de

velocidad de viento. Por ejemplo, la constante incidencia del viento en los árboles a

lo largo del tiempo, o sobre la vegetación, hacen que estos crezcan inclinados en la

dirección predominante del viento (Figura 2.10 ilustra la deformación causada en

árboles de pino por la incidencia permanente del viento y su relación con la velocidad

promedio anual esperada).

Figura 2. 10 Deformación por la Incidencia Permanente del Viento.

Información empírica puntual puede ser deducida, además, a partir de tablas como la

escala de Beaufort que se presenta en la Tabla 2.3, en esta tabla solo se indica las

características de incidencia del viento en tierra, sin embargo existe una

correspondencia con fenómenos sobre el mar, la cual no se incluye.



Tabla 2. 3 Escala de Beaufort para la Intensidad de Viento.

Numero Beaufort

Velocidad de Viento (m/s)

Efectos observados en tierra

0 0 - 0.2 Calma, humo haciende verticalmente.

1 0.3 – 1.5 El humo indica la dirección del viento, aspas de molinos no se mueven.

2 1.6 – 3.3 Se siente el viento en la cara; se mueven las hojas de los arboles; aspas de molinos se empiezan a mover.

3 3.4 – 5.4 Hojas y ramas pequeñas se mueven constantemente; banderas livianas se extienden.

4 5.5 – 7.9 Polvo, hojas y papel en el piso se levanta; ramas se mueven.

5 8.0 – 10.7 Pequeños arboles comienzan a bambolear.

6 10.8 – 13.8 Ramas grandes de los árboles en movimiento, silbido emana de cuerdas.

7 13.9 – 17.1 Todo el árbol se mueve; resistencia fuerte al caminar contra el viento.

8 17.2 – 20.7 Ramitas y ramas de los árboles se rompen; caminar es difícil.

Análogamente, la presencia de algunos molinos de viento instalados años atrás, dan

un verdadero indicio de que el lugar presenta un régimen adecuado de viento, para

profundizar en su evaluación. Es claro que la información empírica, así recogida, no

permite conocer un valor aproximado de velocidad promedio anual del viento, pero si

permite identificar sitios para futura evaluación del recurso. [5]

2.5.2 Anemómetros Totalizadores

Una manera efectiva de determinar los valores promedios globales del

comportamiento del viento es por medio de la instalación de anemómetros

totalizadores. Estos elementos son anemómetros de cazoletas con medidor de

revoluciones que al ser accionados por el viento miden el recorrido equivalente que

ha pasado a través del instrumento (Ver figura 2.11). Al estar conectado al odómetro

se podrá entonces establecer para un período dado de tiempo, el número de metros

o kilómetros de recorrido. Esta relación entre el recorrido y el tiempo de medida,

permite entonces conocer la velocidad promedio del viento. Así por ejemplo, si el

período de medida del recorrido del viento es de una hora y se registran que han



pasado 16.2 Km. de viento; la velocidad horaria será de 16.2 Km. por hora (4.5 m/s

promedio horario).

La dificultad de este sistema radica en que el anemómetro deberá estar localizado en

un lugar donde las condiciones sean limpias, con muy pocos obstáculos alrededor; y

están a 10 metros de altura sobre la superficie del terreno. Así pues al realizarse la

lectura, el visualizador del odómetro deberá estar localizado muy cerca del suelo, ya

que las torres para la instalación de anemómetros, por lo general, no son lo

suficientemente robustas para sostener el peso de una persona que ascienda para

realizar las lecturas.

Figura 2. 11 Anemómetro de Recorrido.

Con la recopilación de esta información totalizada y con promedios de velocidad de

viento, se caracteriza formalmente el régimen de vientos presente en un lugar,

identificándose con gran certeza las variaciones tanto diurnas como mensuales o

estacionales.

Idealmente, mediciones de la distancia de viento recorrido a través del anemómetro

en períodos de una hora serían de mucha utilidad, no obstante períodos más largos

pueden ser utilizados, con la correspondiente pérdida de información para evaluar el

recurso eólico. [5]



2.5.3 Método de Correlación

Este método de estimación, permite combinar mediciones realizadas en un lugar

específico, con registradores de velocidad de viento de cualquier tipo; con los datos

publicados y suministrados por el servicio de meteorología en estaciones aledañas al

lugar.

Se puede realizar mediciones de viento por un período corto de tiempo en un lugar

(por ejemplo: algunos cuantos meses) y al comparar con datos obtenidos,

simultáneamente, en una estación meteorológica cercana al lugar se pueden

producir coeficientes numéricos de proporcionalidad a través de comparar los valores

promedios medidos (diurnos y/o mensuales) con los datos publicados por el servicio

de meteorología. Si se da una buena correlación (Consistentes y similares valores

numéricos), por ejemplo, con promedios mensuales de viento, y se cuenta con varios

años de información meteorológica, se aproximará mucho más a una estimación real

del potencial eólico en el lugar. También se podrá realizar una ponderación de los

coeficientes numéricos, cuando la correlación no es tan directa, al comparar mes a

mes, así que los valores obtenidos permitan tener mayor certidumbre en la toma de

decisión de una instalación eólica.

En este método de correlación, deberá tener en cuenta las variaciones de la

dirección del viento, ya que pueden existir factores de correlación para diferentes

direcciones del viento. [5]

2.5.4 Instalación de Pequeños Equipos Eólicos

Otra manera utilizada para evaluar el recurso eólico en un lugar, se realiza mediante

la instalación de un pequeño equipo eólico y la medición de su funcionamiento sobre

una base regular de tiempo. Este método, permite relacionar la característica del

equipo con el régimen de vientos. Sin embargo, este método confía producir

resultados adecuados, cuando el equipo eólico es accionado por el viento dentro de

los rangos de operación prescritos por el fabricante. En cierta medida, este método

permite adquirir confianza sobre la generación eléctrica, ya que se obtiene un



resultado dual (medición de vientos y generación de energía) para la evaluación del

recurso en un lugar seleccionado. Claro está, que la selección del lugar donde debe

estar instalado el equipo eólico se basa en el conocimiento empírico del régimen de

vientos de los habitantes del lugar, ó de la característica de la vegetación alrededor

del lugar. [5]

2.5.5 Adquisición de Datos en Tiempo Real

Este método de evaluación es el más confiable y al mismo tiempo costoso para

análisis del recurso. La oferta de equipos de adquisición de datos es cada vez mayor,

y fundamentalmente consiste de una pequeña computadora que almacena la

información permanentemente, dependiendo de la necesidad del usuario, de manera

que se pueden registrar promedios meteorológicos desde el rango de segundos

hasta horas en las variables correspondientes.

Entre más precisa, (promedio en tiempo menor y registros de memoria extendida)

hacen que el equipo sea más costoso. La mayoría de los equipos de adquisición de

datos comerciales vienen provistos con almacenamiento de memoria removible e

intercambiable, con capacidad de acumular información hasta por seis meses

continuos de registro. Algunos equipos, por otro lado, permiten extraer la información

a través de telefonía celular desde cierta distancia hasta el lugar donde se está

realizando la evaluación del recurso. Como tal, los resultados de una evaluación con

esta metodología garantizan un preciso y adecuado dimensionamiento de equipos

eólicos para suministro de energía.

En una primera instancia y al recurrir a cualquier método de medición del recurso

eólico, se recomienda utilizar registradores que permitan conocer la velocidad

promedio del viento en períodos de una hora, a lo largo de por lo menos un año de

medición. Esta información permitirá conocer variaciones diurnas, velocidades

máximas, variaciones estacionales y la velocidad promedio anual del viento, sobre la

base de datos horarios.

Otra forma de conocer el potencial del recurso eólico, es por medio de mapas de

recursos globales o regionales. [5]



2.6 Tipos de Aerogeneradores

2.6.1 Según el Eje del Rotor

2.6.1.1 Eje vertical

Sus principales ventajas son que no necesita un sistema de orientación al ser

omnidireccional y que el generador, multiplicador, etc., son instalados a ras de suelo,

lo que facilita su mantenimiento y disminuyen sus costos de montaje. Sus

desventajas frente a otro tipo de aerogeneradores son sus menores eficiencias, la

necesidad de sistemas exteriores de arranque en algunos modelos, y que el

desmontaje del rotor por tareas de mantenimiento hace necesaria que toda la

maquinaria del aerogenerador sea desmontada.

2.6.1.2 Eje horizontal

En la actualidad la gran mayoría de los aerogeneradores que se construyen

conectados a red son tripalas de eje horizontal. Los aerogeneradores horizontales

tienen una mayor eficiencia energética y alcanzan mayores velocidades de rotación

por lo que necesitan caja de engranajes con menor relación de multiplicación de giro,

además debido a la construcción elevada sobre torre aprovechan en mayor medida

el aumento de la velocidad del viento con la altura.

Los modelos de eje horizontal puede subdividirse a su vez por el número de palas

empleado, por la orientación respecto a la dirección dominante del viento y por el tipo

de torre utilizada, como son:

Tripala

Es el más empleado en la actualidad, consta de 3 palas colocadas formando 120º

entre sí. Un mayor número de palas aumenta el peso y costo del aerogenerador, por

lo que no se emplean diseños de mayor número de palas para fines generadores de

energía de forma comercial, aunque sí para fines mecánicos como bombeo de agua,

entre otros.



Figura 2. 12 Aerogenerador Tipo Tripala.

Torres Tubulares

Consisten en grandes tubos de acero de forma tubular o cónica que ofrecen en su

interior espacio para los equipos de suelo y para el acceso a resguardo hacia la

góndola. Necesitan de una instalación más laboriosa y cara, pero ofrecen una mayor

resistencia y menos mantenimiento necesario que las torres de celosía. Son las más

empleadas en equipos de generación de energía.

Figura 2. 13 Aerogenerador Tipo Torre Tubular.



2.6.2 Según Potencia Suministrada

2.6.2.1 Equipos de Baja Potencia

Históricamente son los asociados a utilización mecánica como bombeo del agua,

proporcionan potencias alrededor del rango de 50 kW, aunque pueden utilizarse

varios equipos adyacentes para aumentar la potencia total suministrada. Hoy en día

siguen utilizándose como fuente de energía para sistemas mecánicos o como

suministro de energía en equipos aislados.

También se utilizan en grupo y junto con sistemas de respaldo como motores de

gasolina para suministro de energía de zonas rurales o edificios, ya sea

conectándose a red o con baterías para almacenar la energía producida y garantizar

la continuidad de la cobertura energética.

2.6.2.2 Equipos de Media Potencia

Son los que se encuentran en el rango de producción de energía de 150 kW. Son

utilizados de forma similar a los equipos de baja potencia pero para mayores

requerimientos energéticos. No suelen estar conectados a baterías de

almacenamiento, por lo que se utilizan conectados a red o junto con sistemas de

respaldo.

2.6.2.3 Equipos de Alta Potencia

Son los utilizados para producción de energía de forma comercial, aparecen

conectados a red y en grupos conformando centrales eoloeléctricas, ya sea en tierra

como en entorno marino (offshore). Su producción llega hasta el orden del Gigawatt.

El diseño elegido mayoritariamente para estos equipos son los aerogeneradores de

eje horizontal tripalas, orientados a barlovento y con torre tubular. [4]



2.7 La Energía en el Viento: Densidad del Aire y Área de Barrido del Rotor

Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la fuerza del viento en

un par (fuerza de giro) actuando sobre la palas del rotor. La cantidad de energía

transferida al rotor por el viento depende de la densidad del aire, del área del barrido

del rotor y de la velocidad del viento.

Figura 2. 14 Área del Barrido del Rotor.

2.7.1 Densidad del Aire

La energía cinética de un cuerpo en movimiento es proporcional a su masa (o peso).

Así, la energía cinética del viento depende de la densidad del aire, es decir, de su

masa por unidad de volumen.

En otra palabras, cuanto "más pesado" sea el aire más energía recibirá la turbina. A

presión atmosférica normal el aire pesa unos 1.225 kilogramos por metro cúbico,

aunque la densidad disminuye ligeramente con el aumento de la humedad. Además,

el aire es más denso cuando hace frío que cuando hace calor. A grandes altitudes

(en las montañas) la presión del aire es baja y el aire es menos denso.

http://www.monografias.com/trabajos5/estat/estat.shtml

http://www.monografias.com/trabajos5/volfi/volfi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/transf-calor/transf-calor.shtml



2.7.2 Área de Barrido del Rotor

Un aerogenerador típico de 1MW tiene un diámetro de rotor de 54 metros, lo que

supone un área del rotor de unos 2.3 m2. El área del rotor determina cuanta energía

del viento es capaz de capturar una energía eólica. Dado que el área del rotor

aumenta con el cuadrado del diámetro del rotor, una turbina que sea dos veces más

grande recibirá cuatro veces más energía.

2.8 Partes Básicas de un Sistema Eólico Pequeño para Generación de

Electricidad

Estos sistemas por lo general están compuestos por un rotor, un generador o

alternador montado en una estructura, una cola (usualmente), una torre, el cableado,

y los componentes del “sistema de balance”: controladores, inversores y las baterías.

A través del giro de los alabes la turbina convierte la energía cinética del viento en un

movimiento rotatorio que acciona el generador.

Figura 2. 15 Partes Básicas.



Figura 2. 16 Componentes Básicos de un Sistema de Generación Eólico

2.8.1 Turbina Eólica

Las turbinas eólicas son dispositivos que convierten la energía cinética del viento en

energía rotacional mecánica y luego en energía eléctrica. La conversión de energía

cinética del viento a energía rotacional se logra mediante un mecanismo de

sustentación aerodinámica. [10]

En la actualidad, las micro-turbinas eólicas son la tecnología de generación

más económica respecto a otras fuentes de Energías Renovables no

Convencionales [13]. Además, la mayoría de las turbinas fabricadas son de eje

horizontal y son de las llamadas “corriente viento arriba” y cuentan con dos o tres

alabes, los cuales por lo regular están fabricados con materiales compuestos, tales

como fibra de vidrio y son también las que tienen mayor penetración en el mercado,

lo que implica una estandarización relativa de precios y calidad.

La cantidad de electricidad que una turbina puede generar, está determinada en una

primera instancia, por el diámetro del rotor. Este parámetro define su “área de

barrido” o la cantidad de viento que es interceptado por la turbina. La coraza de la

turbina es la estructura en la cual el rotor, el generador y la cola se encuentran

montados. La cola ayuda a mantener a la turbina siempre de frente (perpendicular) al

viento.



Las micro-turbinas eólicas están definidas como todos los dispositivos cuya potencia

nominal es inferior a 100 kW. Para aplicaciones residenciales suelen estar entre los

400 W y hasta los 100 kW para conjuntos de varias viviendas. [13]

2.8.2 Alternador

Los alternadores son máquinas eléctricas que tienen la capacidad de transformar

una determinada energía mecánica en energía eléctrica, brindando una corriente

alterna por medio de inducción electromagnética.

El alternador se basa en el principio de que en un conductor expuesto a un campo

magnético variable se crea una tensión eléctrica inducida, cuya polaridad depende

del sentido del campo y su valor del flujo que lo atraviesa.

En el mercado de generadores eléctricos, podemos encontrar los siguientes tipos de

alternadores:

Alternadores Síncronos

Estas máquinas se usan para la producción de corriente alterna a 125 V, 220 V, o

más y su potencia va de 2 kW hacia arriba. Se trata de generadores lentos, pesados,

muy sólidos y que requieren poco mantenimiento. En su eje lleva acoplado una

dinamo, la corriente de la cual se utiliza por activar la bobina inductora del alternador.

Alternadores Asíncronos

Los motores trifásicos de inducción se pueden utilizar como generadores, por

acoplamiento de un grupo trifásico de condensadores. Las principales ventajas de

este generador son que no tienen escobillas y que son muy robustos, por lo tanto

casi no tiene averías. Su simplicidad en funcionamiento y el bajo costo que dan, lo

hacen ideal en las instalaciones de cierta importancia, por cargar baterías de 110 o

220 V. El motor trifásico se comporta como un generador gracias al grupo trifásico

de condensadores acoplado a él. De esta forma, al girar el motor, el magnetismo

permanente, con la ayuda de los condensadores, dan lugar al proceso de

autoexitación, parecido a como pasa en las dinamos.



Estos alternadores se pueden conectar de dos formes distintas: en estrella y en

delta.

Figura 2. 17 Conexión Estrella – Delta.

Alternadores Lentos

A partir de un motor trifásico de rotor bobinado se puede construir un alternador

autoexcitado lento, cambiando el bobinado del rotor sin cambiar el bobinado del

estator. El nuevo bobinado ha de formar tanto polos como los que tenía el motor

anteriormente.El bobinado se construye de forma que vaya todo en serie, y el

consumo de excitación sea pequeño. De esta forma conseguiremos un alternador

de auto excitación lento.

Alternadores de Imanes Permanentes

Tal y como indica su nombre, son alternadores que en su rotor tienen imanes

permanentes, por lo tanto, son generadores sin escobillas ni bobinas inductoras, por

esto, prácticamente no tienen averías. No se les puede regular el campo magnético

creado por los imanes por lo que tienen unas intensidades de salida limitadas, de la

cual no se puede sobrepasar, excepto que se le acoplen condensadores. [11]

http://www.webscolar.com/wp-content/uploads/2011/12/conexion-estrella-y-triangulo-alternadores.png



2.8.3 Torre y Cola

Debido a que a mayores alturas el viento es más intenso, la turbina es montada en

una torre, por lo general a mayor altura se produce una mayor cantidad de energía.

La torre también evita las turbulencias de aire que podrían existir cerca del piso,

debidas a obstrucciones como colinas, algunas construcciones y árboles. Por regla

general se recomienda instalar la turbina en una torre, en la cual la parte inferior del

rotor esté a una altura de 30 pies (9 metros) de cualquier obstáculo que se encuentre

a una distancia de 300 pies (90 metros) de la torre. Inversiones relativamente

menores en una torre más alta pueden resultar en tasas más altas de generación de

energía. Por ejemplo, la diferencia de instalar una turbina a 100 pies (30.4 m), en vez

de 60 pies (18.2 m) puede incrementar la inversión en un 10% pero la generación de

energía se puede incrementar hasta en un 25%.

Básicamente existen dos tipos de torre: las autoportantes (soporte libre) y las

retenidas, siendo estas las de mayor uso para aplicaciones residenciales. Estas

torres son las más baratas y pueden consistir de secciones estructurales o tubulares,

dependiendo del diseño y los soportes para los cables de retenida. Sin embargo, el

radio para sostener las retenidas debe ser la mitad o tres cuartos de la altura de la

torre, por lo que se requiere tener suficiente espacio para fijarlas. Las torres abatibles

son más caras pero le permiten al consumidor poder llevar a cabo, en forma más

fácil, el mantenimiento en turbinas pequeñas, de bajo peso, usualmente de 5 kW o

menos.



Figura 2. 18 Torre Abatible.

Asimismo, las torres pueden ser retraídas durante condiciones climatológicas

adversas, tales como huracanes. Las torres de aluminio están propensas a la

fractura, por lo que deben evitarse. La mayoría de los fabricantes ofrecen paquetes

completos, los cuales incluyen la torre.

El montaje de las turbinas sobre los techados no es recomendable, debido a que

todas las turbinas vibran y transmiten ésta a la estructura donde están montadas.

Esto puede ser causa de ruido y problemas estructurales con la construcción y

además los techados pueden causar excesiva turbulencia acortando la vida útil de la

turbina. [6]

La cola es el sistema de orientación que ejerce el papel de sistema primario de

protección ante velocidades elevadas de viento. Cuando las velocidades se acercan

a valores demasiado elevados para el buen funcionamiento de la máquina, este

sistema produce la progresiva desorientación del aerogenerador que lo lleva a dejar

de funcionar.

http://www.monografias.com/trabajos14/nuevmicro/nuevmicro.shtml



2.8.4 Balance del Sistema

Los componentes que requerirá adicionalmente de la turbina y la torre serán aquellos

denominados para el “balance del sistema”, los cuales dependerán de su aplicación.

La mayoría de los fabricantes pueden proporcionar un paquete que incluya todas las

partes que necesita para su instalación. Por ejemplo, los componentes requeridos

para bombeo de agua son muy diferentes a los que usted requiere para aplicaciones

domésticas. Los componentes también dependerán si el sistema estará conectado a

la red o será aislado, o si será un sistema híbrido. Para un sistema residencial

conectado a la red, los componentes de balance del sistema incluirán un controlador,

baterías de almacenamiento, una unidad rectificadora de señal (inversor) y el

cableado. Algunos controladores, inversores y otros componentes eléctricos pueden

estar reconocidos por alguna agencia de certificación tal como los “Underwriters

Laboratories” y por lo tanto debe contar con la etiqueta correspondiente. [6]

2.8.5 Banco de Baterías

2.8.5.1 Características Básicas

Dentro de los sistemas de almacenamiento de energía, destacan los bancos de

baterías por su extendida aplicación y sus relativos bajos costos. Permiten obtener

una mayor potencia que la que se obtendría solo con los generadores, lo que puede

ser necesario, por ejemplo, en el arranque de motores. Del mismo modo, las baterías

ayudan a tener un nivel de voltaje estable en las redes de corriente continua de los

sistemas de generación.

Mas del 90% del mercado actual de baterías corresponde a las baterías de plomo-

acido que son las que se adaptan mejor en sistemas híbridos aislados por sus

características y costos. Las baterías más adecuadas para sistemas híbridos son las

estacionarias, que permiten tener ciclos profundos de carga y descarga (de hasta un

80%), y que no son recomendables para ciclos de carga o descarga rápidos. [15]

La generación eléctrica en las baterías se produce en celdas electroquímicas, a

través de reacciones químicas de oxidación – reducción, donde el intercambio de



electrones de la reacción se efectúa, en forma de corriente eléctrica, con un circuito

externo formado por electrodos que hacen de bornes de conexión con el exterior y

permiten utilizar la electricidad generada. Entre estos bornes se establece

típicamente un voltaje cercano de 2, 6, 12 o 24 volts de corriente directa y se utilizan

estas celdas de reacción química conectadas en serie para dar origen a las baterías

típicas de 12, 24 o 48 volts de corriente continua nominales.

Un banco de baterías corresponde a varias baterías idénticas conectadas en serie-

paralelo. El número de baterías en serie necesarias se determina dividiendo la

tensión de la red de corriente continua del sistema por la tensión nominal de la

batería individual. Para aumentar la capacidad del banco de baterías se pueden

colocar grupos de estas baterías ya conectadas en serie, en paralelo. [13]

2.8.5.2 Parámetros del Banco de Baterías

Los parámetros más relevantes de las baterías para su uso en sistemas de

generación son:

Capacidad Nominal (CN): Electricidad que puede obtenerse mediante la descarga

total de una batería inicialmente cargada al máximo. Se mide en A*h para un

determinado tiempo de descarga.

Voltaje: Tensión en bornes de la batería que varia durante los procesos de carga y

descarga.

Resistencia Interna (Rb): Resistencia de sus componentes (terminales, electrodos,

soportes y electrolito) mas una resistencia virtual variable en función del estado de

carga y de las distintas polarizaciones y concentraciones de iones.

Profundidad de Descarga (Depth of Discharge, DOD): Valor porcentual de energía

que se ha extraído de la batería medida con respecto a la situación de carga plena.

La profundidad de descarga máxima (DODmax) es el valor porcentual máximo de

energía que se puede extraer sin dañar la batería.

Capacidad Útil (Cutil): Son los A・h que puede suministrar realmente la batería. Se

define como:



Estado de Carga (State of Charge, SOC): Valor porcentual de energía que tiene

acumulada en un momento dado la batería. Las baterías no pueden ser descargadas

completamente, por lo que existe un SOCmin recomendado que suele ser del orden

del 30-40%.

Eficiencia Global (nrt): Razón entre la energía que suministra la batería en el

proceso de descarga y la energía que absorbe en el proceso de carga. Es el

producto de la eficiencia del proceso de carga por la eficiencia del proceso de

descarga. Suele estar comprendido entre el 60 y el 85%.

Costo de Operación: Si bien no existe un costo explícitamente asociado a la

operación del banco de baterías ya que este se encuentra listo para producir energía

en cualquier momento, se deben considerar dos costos marginales en su utilización.

El primero es el costo de desgaste de las baterías que es el costo por kW/h de ciclar

la energía a través del banco de baterías.

El segundo es el costo de la energía de las baterías, es decir, el costo promedio de la

energía almacenada en el banco de baterías. Este costo se obtiene dividiendo el

costo total (en un año) de cargar el banco de baterías, por la energía total (en dicho

año) puesta en el banco de baterías. Si el banco de baterías es solamente cargado

por electricidad excedente, entonces el costo asociado con cargarlo es siempre cero.

En cambio, si un generador produjo electricidad extra con el propósito explícito de

cargar el banco de baterías, entonces el costo asociado con cargar el banco de

baterías no es cero.

2.8.5.3 Batería de Plomo Acido

Estas baterías están formadas por un depósito de ácido sulfúrico y dentro de él un

conjunto de placas de plomo, paralelas entre sí y dispuestas alternadamente en

cuanto a su polaridad, positiva (+) y negativa (-). Para evitar la combadura de las

placas positivas, se dispone una placa negativa adicional, de forma que siempre

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81cido_sulf%C3%BArico

http://es.wikipedia.org/wiki/Plomo



haya una placa negativa exterior. Generalmente, en su fabricación, las placas

positivas están recubiertas o impregnadas de dióxido de plomo (PbO2), y las

negativas están formadas por plomo esponjoso. Este estado inicial corresponde a la

batería cargada, así que el electrolito agregado inicialmente debe corresponder a la

batería con carga completa (densidad 1,280 g/ml). Según el número de placas,

la corriente (intensidad) suministrada será mayor o menor. Debajo de las placas se

deja un espacio para que se depositen eventuales desprendimientos de los

materiales que forman las placas. Para que no haya contacto eléctrico directo entre

placas positivas y negativas, se disponen separadores aislantes que deben ser

resistentes al ácido y permitir la libre circulación del electrolito.

El acumulador de plomo está constituido por dos tipos de electrodos de plomo que,

cuando el aparato está descargado, se encuentra en forma de sulfato de plomo

(PbSO4 II) incrustado en una matriz de plomo metálico (Pb). El electrolito es una

disolución de ácido sulfúrico tal que su densidad es de 1,280 +/– 0,010 g/ml con

carga plena y que bajará a 1,100 g/ml cuando la batería esté descargada.

Principio de Funcionamiento

Durante el proceso de carga inicial, el sulfato de plomo (II) es reducido a plomo metal

en las placas negativas, mientras que en las positivas se forma óxido de plomo (IV)

(PbO2). Por lo tanto se trata de un proceso de dismutación. No se libera hidrógeno,

ya que la reducción de los protones a hidrógeno elemental está cinéticamente

impedida en una superficie de plomo, característica favorable que se refuerza

incorporando a los electrodos pequeñas cantidades de plata. El desprendimiento de

hidrógeno provocaría la lenta degradación del electrodo, ayudando a que se

desmoronasen mecánicamente partes del mismo, alteraciones irreversibles que

acortan la duración del acumulador. Sólo si se supera la tensión de carga

recomendada se libera hidrógeno, se consume el agua del electrolito y se acorta la

vida de las placas, con el consiguiente peligro de explosión por la combustibilidad del

hidrógeno.

http://es.wikipedia.org/wiki/Amperio

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81cido_sulf%C3%BArico

http://es.wikipedia.org/wiki/Dismutaci%C3%B3n



Durante la descarga se invierten los procesos de la carga. El óxido de plomo (IV) es

reducido a sulfato de plomo (II) mientras que el plomo elemental es oxidado para dar

igualmente sulfato de plomo (II). Los electrones intercambiados se aprovechan en

forma de corriente eléctrica por un circuito externo. Los procesos elementales que

trascurren son los siguientes:

PbO2 + 2H2SO4 + 2e- → 2H2O + PbSO4 + SO42-

Pb + SO42- → PbSO4 + 2e-

En la descarga baja la concentración del ácido sulfúrico porque se crea sulfato de

plomo y aumenta la cantidad de agua liberada en la reacción. Como el ácido sulfúrico

concentrado tiene una densidad superior al ácido sulfúrico diluido, la densidad del

ácido puede servir de indicador para el estado de carga del dispositivo.

No obstante, este proceso no se puede repetir indefinidamente porque, cuando el

sulfato de plomo forma cristales muy grandes, ya no responden bien a los procesos

indicados, con lo que se pierde la característica esencial de la reversibilidad. Se dice

entonces que el acumulador se ha sulfatado y es necesario sustituirlo por otro nuevo.

Los cristales grandes también se forman si se deja caer por debajo de 1,8 V la

tensión de cada celda.

Muchos de los acumuladores de este tipo que se venden actualmente utilizan un

electrolito en pasta, que no se evapora y hace mucho más segura y cómoda su

utilización.

2.8.5.4 Vida Útil de las Baterías

La curva de vida útil muestra el número de ciclos de carga y descarga que la batería

puede resistir antes de fallar, en función de la profundidad de los ciclos de carga y

descarga. En la Figura 2.19 se muestra la curva típica de vida útil de una batería de

plomo-acido de ciclo profundo, observándose que el número de ciclos para fallar

(puntos grises) cae rápidamente con el aumento de la profundidad de descarga. Para

cada punto de la curva, se puede calcular la Transferencia durante la Vida Útil

(kW/h), que es la cantidad de energía que se ciclara a través de la batería antes de



que falle, como el producto del número de ciclos, la profundidad de descarga, el

voltaje nominal y la capacidad de la batería.

La curva de Transferencia durante la Vida Útil (puntos negros) muestra una mínima

dependencia con la profundidad de los ciclos, por lo que el modelo que utiliza el

programa de simulación HOMER simplifica dicha tasa como independiente de la

profundidad de descarga. El valor constante que se utiliza, es el promedio de los

valores de la curva de Transferencia durante la Vida Útil que están bajo la máxima

profundidad de descarga permitida. El supuesto anterior permite estimar la vida del

banco de baterías simplemente monitoreando la cantidad de energía ciclándose a

través de ellas, sin tener en consideración la profundidad de los ciclos de carga y

descarga. La vida útil del banco de baterías en años entonces será: [20]

(

)

Donde Nbat - es el número de baterías del banco, Qlifetime es la transferencia de

energía durante la vida útil de una sola batería, Qthrpt es la transferencia anual (la

cantidad total de energía que se cicla a través del banco de baterías en un año), y

Rbat f , la vida útil máxima por defecto de las baterías. [13]

Figura 2. 19 Curva de vida Útil de una batería de ciclo Profundo



2.8.6 Inversor DC-AC

Existen distintos tipos de inversores, entre ellos los monofásicos (semi-puente,

puente y pushpull) y trifásicos (puente).

Inversor Tipo Push Pull

En la figura siguiente se describe este circuito y las formas de onda de las variables

más representativas:

Figura 2. 20 Inversor Push Pull.

La fuente de c.c está representada por una batería de tensión Vs. El polo positivo

está permanentemente conectado a la toma media de un transformador que se

considera ideal (intensidad magnetizante nula, resistencia de los devanados nula,

inductancia de dispersión nula). El polo negativo de la batería, que se toma de



referencia de tensiones para el circuito asociado al primario, se conecta

alternativamente a los extremos A y B del primario mediante los interruptores IN1 e

IN2.

Los interruptores están sometidos a una tensión 2Vs cuando están en abierto. Los

circuitos reales con transistores o tiristores someten por tanto a estos dispositivos a

picos de tensión todavía mayores a 2Vs debido a las inevitables oscilaciones que

tienen lugar en las conmutaciones. Por dicha razón esta configuración no es

adecuada para trabajar con tensiones de alimentación altas. El transformador de

toma media tiene un grado de utilización bajo en el primario y empeora bastante el

rendimiento en los circuitos prácticos, por lo que no es aconsejable emplear esta

configuración para potencias superiores a 10KVA. La tensión resultante en la salida

es una onda cuadrada de amplitud Vs independiente de la intensidad para cualquier

tipo de carga, cuya frecuencia está determinada por la velocidad de cierre y apertura

de los interruptores, y en los circuitos prácticos por la frecuencia de los impulsos de

excitación de los semiconductores. La intensidad de batería en este circuito es

perfectamente continua e igual a Vs/R.

El control se puede realizar en onda cuadrada, control de fase y control de

modulación por ancho de pulso sinusoidal (bipolar y unipolar). Las ondas (desde

cuadrada a sinusoidal escalonada) se obtienen controlando el tiempo de conducción

de los transistores del puente. En el caso de inversores de onda sinusoidal la tensión

obtenida se pasa por filtros LC para dejar únicamente el primer armónico. Dentro de

las principales características de los inversores se destacan los siguientes:

Potencia Nominal y Transitoria: La potencia nominal en VA, es la potencia

que el inversor es capaz de suministrar indefinidamente. Se debe considerar

también que en situaciones puntuales, como el arranque de motores, el

inversor debe ser capaz de suministrar transitorios de corta duración, en un

rango de hasta un 400% de su potencia nominal, dependiendo de la duración

de los mismos.



Eficiencia: Esta se supone constante en el modelo que utiliza el programa de

simulación HOMER, lo cual es una aproximación, ya que en realidad para

potencias menores al 5% de la nominal la eficiencia cae abruptamente. Los

inversores de control PWM sinusoidal tienen una eficiencia del orden del 90%

para el 70% de la potencia nominal de salida.

Estabilidad del Voltaje: El voltaje de salida del inversor debe ser lo más

estable posible, independientemente de la carga y del voltaje de entrada. Los

inversores de control PWM sinusoidal tienen variaciones de voltaje de salida

del orden del 5%, y los de onda cuadrada del orden del 10%.

Tipo de Onda: Los inversores de onda cuadrada tienen una elevada

distorsión armónica y son válidos solo para cargas resistivas. Los inversores

de onda sinusoidal modificada (escalones simulando una sinusoide) pueden

alimentar algunos electrodomésticos, sin embargo, para cargas típicas

domiciliarias se prefieren los inversores de onda sinusoidal pura, como el

propuesto en el presente trabajo.

Sincronización: El inversor debe ser capaz de funcionar en paralelo con un

generador diésel sincronizándose con dicho generador. Estos inversores

deben ser capaces también de generar cuando no funciona el generador

diésel.

Costos de Operación y Mantenimiento: Los costos de mantenimiento y

operación, de los inversores, en general, son despreciables frente a las demás

componentes del sistema y, en general, van incluidos en los costos de otros

dispositivos. [13]

2.8.7 Sistemas Aislados

Estos sistemas que no están conectados a la red de suministro, requieren el uso de

baterías para almacenar la energía excedente generada, y usarla cuando no exista

viento. Asimismo, requieren un controlador de carga para proteger a las baterías de

una sobrecarga. Las baterías de ciclo profundo, como las usadas en los carros de

golf, tienen la capacidad de descargarse y recargarse cientos de veces hasta en un



80% de su capacidad, lo cual las hace una buena opción para sistemas de energía

renovable remotos. Las baterías automotrices no son de ciclo-profundo por lo que

debe evitarse su uso en sistemas de energía renovable, debido al desgaste que

sufren en el uso en ciclos profundos de carga y descarga que acortan su vida útil.

Figura 2. 21 Sistema Aislado.

Las pequeñas turbinas eólicas generan energía eléctrica en corriente directa. En

sistemas muy pequeños, las aplicaciones en corriente directa obtienen su energía

directamente de la batería. Si se desea hacer uso de aplicaciones normales en

corriente alterna, se debe instalar un inversor para rectificar la corriente directa de las

baterías a corriente alterna. Aunque este dispositivo disminuye ligeramente la

eficiencia global del sistema, permite que la instalación eléctrica del hogar sea

diseñada para sistemas de corriente alterna, lo cual es una mejor opción para las

instituciones de crédito, las normas oficiales eléctricas, y los futuros compradores de

casas.

Por seguridad, las baterías deben ser instaladas en forma aislada de las áreas de

convivencia y de equipos electrónicos debido a que contienen sustancias corrosivas

o explosivas. Asimismo, las baterías de plomo-ácido requieren ser protegidas de

temperaturas extremas. [6]



2.8.8 Sistemas Conectados a la Red

En este tipo de sistemas, el único equipo adicional requerido es el inversor, que hace

la electricidad generada por la turbina compatible con la de la red. Por lo general, no

se requiere el uso de baterías. [6]

2.8.9 Energía Generada por una Turbina

La mayoría de fabricantes en los Estados Unidos clasifican a sus equipos de acuerdo

a la potencia que en forma segura operan a cierta velocidad de viento, usualmente

entre 10.5 m/s y 16 m/s. La siguiente fórmula ilustra los factores de importancia en el

funcionamiento de una turbina eólica. Note que la velocidad del viento tiene un

exponente a la tercera potencia. Esto significa que aun con un pequeño incremento

de la velocidad del viento, la potencia disponible se incrementa en una forma

proporcionalmente mayor. Esta es una de las razones por las cuales al incrementar

la altura en la torre, se tiene acceso a mayores velocidades de viento como se

muestra en la gráfica de incremento de velocidad con la altura. La fórmula para

evaluar la potencia de una turbina eólica es la siguiente:

Potencia = k Cp0.5 ρ A V3

Donde:

P = Potencia obtenida, kilowatts

Cp= Coeficiente de máxima potencia, en el rango de 0.25 a 0.45 adimensional,

(Teóricamente el máximo es 0.59)

ρ = Densidad del aire, lb/pie3

A = Área de barrido del rotor, pie2 ó π x D2/4 (donde D es el diámetro del rotor)

V = Velocidad del viento, m.p.h.

K = 0.000133 una constante para transformar las unidades a kilowatts (multiplicando

el resultado obtenido por 1.340 se obtiene un resultado en Caballos de potencia

(H.P.) por lo tanto 1kW = 1.340 H.P.) [6]



Figura 2. 22 Tamaño Relativo de Pequeñas Turbinas Eólicas.

2.9 Software HOMER

El software HOMER es un modelo computacional desarrollado por el NREL (National

Renewable Energy Laboratory) para asistir en el diseño de sistemas de micro-

generación y facilitar la comparación de tecnologías de generación. El programa de

computadora HOMER modela el comportamiento físico y económico de estos

sistemas, permitiendo comparar muchas opciones de diseño distintas, del mismo

modo que permite cuantificar los efectos en la incertidumbre en algunas variables de

entrada, como los recursos naturales intermitentes, la demanda, o el precio del

combustible, entre otras.

El programa de computadora HOMER se basa en la simulación de todas las

combinaciones posibles de componentes del sistema que se está diseñando. A pesar

de lo anterior, su tiempo de ejecución no es impracticable ya que su funcionamiento

permite al usuario ir acotando el problema, lo que, si bien no asegura llegar a un

óptimo global, si transforma el software en una herramienta poderosa, en el sentido

que permite realizar análisis críticos y comparativos sobre los distintos sistemas

simulados. Más aun, con la liberación o aplicación de distintas restricciones o rangos

de variables de decisión se tiene una clara noción de los efectos de los mismos

sobre el comportamiento final del sistema que se está diseñando.



En el programa de computadora HOMER el trabajo del usuario concluye en la

búsqueda de la información de entrada al sistema, teniéndose, por tanto, una suerte

de caja negra sobre la cual no se tiene mayor control y que entrega resultados por lo

demás escuetos y de poca significación para el diseñador.

Al utilizar el programa de computadora HOMER se tiene menores libertades en las

variables de entrada, esto permite una mejor aplicación del análisis comparativo de

resultados por parte del usuario.

El programa de computadora HOMER puede modelar sistemas aislados con una

combinación de paneles fotovoltaicos, aerogeneradores, generadores a biomasa,

generadores hidroeléctricos, generadores diésel, celdas de combustible,

electrolizadores y baterías. El software desarrolla tres tipos de tareas: simulación,

optimización y análisis de sensibilidad. En el proceso de simulación se modela el

comportamiento de una configuración de componentes en particular, bajo una

estrategia de operación específica para cada hora del año determinando su

factibilidad técnica y su Costo Presente Neto (CPN). En el proceso de optimización,

en cambio, se simulan distintas configuraciones de sistemas en búsqueda de aquella

que cumpla las restricciones técnicas a mínimo CPN, que es la métrica de

comparación. Finalmente, en el proceso de análisis de sensibilidad, se desarrollan

múltiples optimizaciones bajo un rango de variación en los parámetros de entrada

para ver el efecto de la incertidumbre de dichos parámetros sobre la solución final. La

optimización determina el valor de las variables sobre las que el diseñador tiene

control, como el tipo de componentes del sistema o el tamaño de las mismas,

mientras que el análisis de sensibilidad permite enfrentar los cambios en las

variables sobre las que no se tiene control, tales como la velocidad del viento o el

precio de los combustibles, viendo cuan sensibles son las salidas a dichos cambios.

Para limitar la complejidad de las variables de entrada, y permitir una computación

rápida que haga los análisis prácticos, la lógica del programa de computacion

HOMER es menos detallada que muchos otros modelos de simulación tales como el

programa de computadora HYBRID2, pero mas detallada que modelos estadísticos

que no desarrollan simulaciones temporales como el programa de computadora

RETScreen.



En HOMER, las simulaciones tienen un paso temporal de 1 hora por lo que, dentro

de esa hora, el software simplifica la operación como si todas las variables se

mantuvieran constantes, incluso las intermitentes. Este paso de tiempo es

suficientemente pequeño para reflejar los aspectos estadísticos más importantes de

variación de demanda y recursos naturales, pero no tan pequeño como para volver

demasiado lento el proceso de cálculo. Lo anterior implica que HOMER no modela

efectos dinámicos o transitorios en el sistema eléctrico, ya que estos requerirían de

pasos de tiempo menores.

HOMER supone que la simulación para el primer año es representativa de todos los

años del horizonte de evaluación, es decir, no considera cambios a través del tiempo

tales como el crecimiento de la demanda, los cuales pueden ser introducidos como

análisis de sensibilidad. [9]



CAPÍTULO TRES

3.1 Software a Emplear

Para llevar a cabo la investigación pertinente de la viabilidad de la posible

implementación de aerogeneradores en el Estado de Yucatán, es necesario utilizar

un software que nos permita realizar dichos estudios, se tiene la posibilidad de

emplear alguno de los programas de modelación que se enlistan a continuación:

1. Costo de la herramienta de hoja de cálculo de Energía Renovable

(CREST)

2. Energía-10

3. Coste de energía Tecnología y Performance Data

4. Sistema de Información Geográfica

5. Green Network Power

6. HOMER ® Modelo

7. Hybrid2

8. Hidrógeno Sistema de despliegue (Hyds)

9. Power Technologies Energy Data Book (Cuarta Edición)

10. Reflejo

11. RET Finanzas

12. Energía Sistema Regional de Implementación (cañas)

13. Renovables Caracterizaciones de Tecnología Energética (1997)

14. SERA (Escenario de Evaluación, Regionalización y Análisis)

15. Energy System Stochastic Deployment (SEDS)

El software a emplear será HOMER, ya que HOMER es un modelo de optimización

para sistemas de potencia distribuida, simplifica la tarea de evaluación de diseños

tanto de sistemas de energía fuera de la red como conectadas a la red para una

variedad de aplicaciones. Además HOMER hace más fácil el evaluar muchas de las

posibles configuraciones de un sistema. [3]



3.2 Lugar a Evaluar Potencial Eólico

En la figura 3.1 se muestra el lugar a evaluar ubicado en la costa norte de la

península de Yucatán, cuyas coordenadas geográficas son 21° 09’ 52.99” latitud

norte y 90° 02’ 48.00” longitud oeste, ubicado cerca del poblado de Sisal, Yucatán.

Figura 3. 1 Ubicación con Potencial Eólico. [7]

Mediciones de Viento

Se llevó a cabo la estimación de la velocidad promedio del viento. [7]

Tabla 3. 1 Registro de Velocidades del Viento Anual.

Mes Velocidad media (m/s)

Enero 8.08

Febrero 8.25

Marzo 9.07

Abril 9.09

Mayo 8.29

Junio 7.31

Julio 7.08

Agosto 6.35

Septiembre 6.25

Octubre 8.08

Noviembre 7.47

Diciembre 7.33



Figura 3. 2 Velocidad Anual Promedio a 20 y 40 metros.

3.3 HOMER [9]

3.3.1 Inserción de Datos

Al emplear el programa, se toman como datos los valores anteriores.

Antes de proceder a la captura de datos, se tiene que elegir en la parte superior

izquierda de la ventana del programa el sistema que se desea simular, como se

observa en la Figura 3.3.

Figura 3. 3 Pestaña de Selección de los Elementos del Sistema.



En la figura 3.4 se observa qué elementos forman parte del sistema, en la siguiente

lista se encuentran los elementos a considerar para realizar la simulación del sistema

a desarrollar:

Carga primaria (Primary Load 1)

Aerogenerador (Wind Turbine 1)

Convertidor (Converter)

Batería (Battery)

No conectado a la red de generación eléctrica (CFE) (Do not model grid)

Figura 3. 4 Selección de los Elementos del Sistema.

En la figura 3.5 se representan los datos de velocidades mencionados en la tabla 3.1,

al cual se accede a través del icono recurso eólico (wind resource) localizado en el

lado izquierdo inferior en donde se deberá introducir la velocidad promedio mensual,

altitud (msnm) de la zona a evaluar y la altura del anemómetro utilizado en la

medición de las velocidades promedio. Los demás datos son proporcionados por el

programa.



Figura 3. 5 Inserción de Velocidades Promedio Mensuales.

Otro dato importante que se debe proporcionar es la carga que se desea alimentar,

para ello es necesario introducir los kW por hora desde las 0:00 – 1:00 hasta 23:00 –

0:00 y por cada mes del año.



Tabla 3. 2 Datos de la Carga en kW/h.

Tiempo (h) Datos de Cargas Mensuales en kW/h.

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

1 2 2.1 2.3 2.3 2.1 3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.1

2 2.1 2.2 2.3 2.3 2.3 4.5 2.2 2.3 2.3 2.2 2.3 2.3

3 2.2 2.1 2.3 2.3 2.2 2.3 2.2 2.2 2.3 2.1 2.2 2.2

4 2.2 2.3 2.3 2.3 2.4 2.5 2.4 2.3 2.3 2.3 2.2 2.2

5 2.1 2.3 3 2.9 3.2 2.3 2.4 4.1 3.4 3.9 3.5 2.1

6 2.3 2.3 3.5 3.4 3.2 3.9 4 4.3 4.5 4.3 3.4 2.3

7 2.4 2.4 3.5 3.5 2.6 4.1 3.9 4.6 4.3 4.8 3.8 2.4

8 2.3 3.4 4.6 4.5 4.2 4.8 4.5 5 4.9 4.9 3.7 2.3

9 2.5 3.4 4.5 4.5 4.3 5.2 4.8 5.3 5.2 5.2 4.3 2.5

10 2.5 3.3 4.2 4.1 4.3 4.9 4.5 4.2 4.6 4.8 3.2 2.5

11 2.6 3.2 4.3 4.3 3.4 4.9 4.6 4.3 4 4.3 3.5 2.6

12 2.8 3.5 4.2 4.2 4.2 5.1 5.2 4.2 4.6 4.8 4.2 2.7

13 2.9 3.5 4.6 4.5 4.5 6.7 5.7 4.6 4.7 4.8 3.6 2.9

14 4 4 4.3 4.2 5.1 6.5 5.8 5.6 5.3 5.3 4.5 3.5

15 4 4 4.3 4.1 5.3 6.5 6 4.3 4.8 5.1 4.1 3.8

16 3.9 3.9 4 3.5 5.6 6.4 5.3 4 4.2 4.8 3.7 3.7

17 3 3 4.5 4.2 4.2 6.3 5.3 5.1 3.9 4.5 3.8 3

18 5 5 4.9 4.5 4.5 6.1 5.2 5.6 4.9 4.6 3.8 5

19 5 5 4.8 4.5 4.6 6.3 6.1 5.4 4.2 4.2 4.2 5

20 5 5 5 4.9 4.2 6.4 5.9 5 4.2 4.2 4.1 5

21 2.1 2.3 3.4 3.7 4 5.9 5.9 4.9 4.8 4 4.3 3.9

22 2.1 2.3 3.5 3.5 3.9 6 5.4 4.1 4.2 3.8 4.2 3.5

23 2.3 2.3 3.4 3.4 3.8 6.2 5.3 4.2 3.9 3.9 4.5 3.1

24 2.1 2.3 3.2 3.2 4 6.3 5.4 4.9 3.8 3.1 4.2 3.1

Promedio 2.89 3.12 3.78 3.7 3.83 5.12 4.59 4.28 4.06 4.09 3.65 3.07



Figura 3. 6 Carga Anual.

3.3.2 Elección de la Turbina

De acuerdo a la carga promedio de 3.86 kW y un pico de 11.3 kW se elige un

aerogenerador que pueda satisfacer la carga promedio y el pico generado.

Por lo tanto se considera el empleo del aerogenerador de la marca Bergey

Windpower modelo BWC Excel-R de capacidad 7.5 kW (mayor información en anexo

2). Para el primer caso a evaluar se considera una sola unidad de generación.



Figura 3. 7 Selección del Aerogenerador.

3.3.3 Características del Convertidor

Se elige un convertidor de 6 kW Xantrex Modelo XW6048-120/240-60 con un costo

de $3960 US, y un costo de mantenimiento aproximado de $200 US (mayor

información en anexo 3).

Figura 3. 8 Selección del Convertidor.



3.3.4 Características de la Batería

En la figura 3.9 y 3.10 se observa la selección y las características de la batería.

Figura 3. 9 Selección de la Batería.

Se selecciona una batería modelo S460, serie 4000, marca ROLLS (Para mayor

información consultar el Anexo 4).

Figura 3. 10 Características de la batería S460.



En la Figura 3.11 se aprecian las limitaciones que poseerá nuestro sistema para que

pueda ser factible, cuando un sistema no es viable simplemente no aparecerán los

resultados de sensibilidad y optimización.

Figura 3. 11 Limitaciones o Restricciones del Sistema.



CAPÍTULO 4

ANALISIS Y RESULTADOS

4.1 Resultados Para un Generador de 7.5 kW

En la figura 4.1 se aprecia el sistema a simular, en la cual se observa que cuenta con

2 buses uno de CD y otro de CA. En el bus de CD de 48V se encuentra conectada la

salida de 1 aerogenerador BWC Exel-R, la entrada y salida del banco de baterías (8

baterías de 6V de CD conectadas en serie) y la entrada del inversor. En el bus de CA

de 127 V se encuentra conectada la salida del inversor y la carga a alimentar.

Eventualmente, si es posible, entregarla a la red de CFE.

Figura 4. 1 Resultados del Sistema con un Aerogenerador.

4.1.1 Resultados Eléctricos

En la figura 4.2 se observa que el sistema cuenta con una producción anual de

28,993 kW/h, de la cual 20,704 kW/h se necesitan para abastecer el sistema, el

excedente (5,512kW/h) se puede utilizar para alimentar otra carga, o bien se

almacena en baterías para ser utilizada posteriormente cuando la incidencia de

viento sea menor.



Figura 4. 2 Resultados Eléctricos.

4.1.2 Comportamiento del Aerogenerador

En los resultados obtenidos de HOMER para el aerogenerador se puede observar

que la potencia máxima que puede otorgar el aerogenerador es de 8.09 kW, con una

producción de 3.31 kW promedio, y una producción total anual de 28,993 kW/h.

Operando 8,376 horas anuales.

Figura 4. 3 Operación del Aerogenerador.



4.1.3 Comportamiento de la Batería

El banco de Baterías esta compuesto de 8 baterías de 6 V conectadas en serie con

la finalidad de contar con un voltaje en sus terminales de 48 V de CD. Como se

muestra en la Figura 4.4, tiene la capacidad de satisfacer una carga nominal de 22.1

kW/h, cuya capacidad nominal utilizable es de 13.2 kW/h con un rendimiento de vida

útil de 11,152 kW/h. Con una energía en la entrada de 2,439 kW/h/año, en la salida

de 1,962 kW/hr/año y 463 kW/hr/año de perdidas. Teniendo una vida esperada de

5.08 años.

Figura 4. 4 Operación de la Batería.

4.1.4 Comportamiento del Convertidor

Se cuenta con un convertidor de 6 kW y una potencia media en la salida de 2.36 kW,

con un total de 8,408 horas de operación al año, en el cual recibe en su entrada

23,005 kW anuales otorgando en la salida 20,704 kW anuales, los cuales son

consumidos por la carga, teniendo una perdida de energía de 2,300 kW por año.



Figura 4. 5 Operación del Convertidor.

4.2 Resultados con Dos Aerogeneradores de 7.5 kW

4.2.1 Segundo Caso a Evaluar

En la figura 4.6 se aprecia el sistema a simular, en la cual se observa que cuenta con

2 buses uno de CD y otro de CA. En el bus de CD de 48V se encuentra conectada la

salida 2 aerogeneradores BWC Exel-R, la entrada y salida del banco de baterías (8

baterías de 6V de CD conectadas en serie) y la entrada del inversor. En el bus de CA

de 127 V se encuentra conectada la salida del inversor y la carga a alimentar.

Figura 4. 6 Simulación con 2 Aerogeneradores de 7.5kW.



4.2.2 Resultados Eléctricos

Como se muestra en la Figura 4.7 se cuenta con una producción total anual de

57,996 kW/h de la cual se consume 23,932 kW/h quedando un exceso de energía de

31,215 kW/h, que pueden ser empleados para alimentar otra carga ó intercambiar

energía con la red de CFE si esto es posible.

Además se muestra que en los meses de Marzo y Abril es cuando se tiene una

mayor producción de energía eoloeléctrica.

Figura 4. 7 Resultados Eléctricos.

4.2.3 Comportamiento del Aerogenerador

En la figura 4.8 se puede observar que la potencia máxima que puede otorgar el par

de aerogeneradores es de 15 kW, con una producción de 6.6 kW promedio, y una

producción total anual de 57,986 kW/h/yr. Operando 8,376 horas anuales.



Figura 4. 8 Operación del Aerogenerador.

4.2.4 Comportamiento de la Batería

Como se muestra en la figura 4.9 se tiene la capacidad de satisfacer una carga

nominal de 22.1 kW/h, cuya capacidad nominal utilizable es de 13.2 kW/h con un

rendimiento de vida útil de 11,152 kW/h. Con una energía en la entrada de 3,203

kW/hr/año, en la salida de 2,570 kW/hr/año y 625 kW/hr/año de perdidas. Teniendo

una vida esperada de 3.88 años.



Figura 4. 9 Operación de la Batería.

4.2.5 Comportamiento del Convertidor

Se cuenta con un convertidor de 6 kW y una potencia media en la salida de 2.92 kW

con un total de 8,454 horas de operación al año, en el cual recibe en su entrada

28,425 kW anuales otorgando en la salida 25,582 kW anuales los cuales son

consumidos por la carga, por lo cual se tiene una perdida de energía de 2,842 kW

por año.

Figura 4. 10 Operación del Convertidor.



4.3 Estudio Técnico Económico

4.3.1 Tarifa DAC

Tarifa Doméstica de Alto Consumo.

La tarifa DAC, no se escoge se gana por el consumo de nuestro hogar y se aplica

cuando el consumo bimestral promedio registrado en los últimos 12 meses es

superior de acuerdo a la siguiente tabla:

Tabla 4. 1 Limite para Ingresar a Tarifa DAC.

Tarifa Limite Para Ingresar a

Tarifa de Alto Consumo

1 500 kWh/bimestre

1A 600 kWh/bimestre

1B 800 kWh/bimestre

1C 1,700 kWh/bimestre

1D 2,000 kWh/bimestre

1E 4,000 kWh/bimestre

1F 5,000 kWh/bimestre

En la tarifa DAC:

No aplica ningún tipo de subsidio.

Aplica un incremento exponencial al precio de la electricidad.

Es la tarifa más cara que existe en el sistema tarifario de CFE.

La tarifa que se debería aplicar en este sistema es la 1C, debido a la ubicación que

es en el estado de Yucatán, pero al realizar el consumo bimestral promedio

registrado en los últimos 12 meses se obtiene que es superior a los 1700

kWh/bimestre, por lo tanto se accede a tarifa DAC.



4.3.2 Costo de la Energía Consumida

En el siguiente apartado se muestra el costo de la energía consumida de acuerdo a

la tarifa DAC (Alto consumo).

Tabla 4. 2 Consumo y Costo de la Energía.

Mes Consumo de energía kW Costo $

Enero 1,298 kW $ 5,782.41

Febrero 1,4011 kW $ 6,253.17

Marzo 1,698 kW $ 7,374.07

Abril 1,662 kW $ 7,150.30

Mayo 1,725 kW $ 7,459.23

Junio 2,245 kW $ 9,686.32

Julio 2,061 kW $ 9,046.52

Agosto 1,922 kW $ 8,477.57

Septiembre 1,823 kW $ 7,854.33

Octubre 1,837 kW $ 7,206.09

Noviembre 1,693 kW $ 7,366.99

Diciembre 1,339 kW $ 5,901.31

Anual 20,704 kW $89,558.32

4.3.3 Costo Total del Proyecto

En la tabla siguiente se presenta el costo total del proyecto, de acuerdo a la mano de

obra, costo de material, y el porcentaje por el diseño del proyecto que se pretende

que sea de 7.5%.



Tabla 4. 3 Costo Total del Proyecto.

Concepto USD MX

Equipo de la Instalación $ 38,709.95 $ 464,519.40

Mano de Obra $ 5,806.49 $ 69,677.91

Porcentaje por Diseño $ 2,903.24 $ 34,838.92

Total $ 44,516.44 $ 569,036.23

4.3.4 Análisis de la Rentabilidad del Sistema Eoloelectrico.

El costo total del proyecto es de $ 569,036.23 pesos y el gasto de energía anual es

de $ 89,558.32 pesos el primer año y un aumento anual de 5% ya que se desconoce

el precio de las tarifas de CFE en un futuro, y considerando que la carga eléctrica

aumentara en un futuro debido a las exigencias de la tecnología e incremento de

equipos, se muestra en la siguiente tabla la rentabilidad del proyecto.

Tabla 4. 4 Rentabilidad del Sistema.

Año Precio de energía anual ($)

1 $ 89,558.32

2 $ 98,514.15

3 $ 103,439.85

4 $ 108,611.85

5 $ 114,042.44

6 $ 119,744.56

$633,911.17

Como se puede observar en la tabla anterior el proyecto resulta viable, ya que para

recuperar la inversión del mismo tomara 6 años, cabe mencionar que la vida útil de

los equipos es de 20 años excepto las baterías ya que esta depende de los ciclos de

carga y descarga, con un mantenimiento casi nulo, lo cual indica que se tienen 14



años para seguir utilizando el sistema generando una ganancia notable, y esta

aumenta aún más debido a la energía eléctrica genera excedente ya que se puede

vender a la empresa suministradora.



CAPÍTULO 5

CONCLUSIONES

Con las simulaciones anteriores resulta viable la implementación de aerogeneradores

para la generación de energía eoloeléctrica en la Península de Yucatán. Ya que se

tomaron en cuenta parámetros para conocer si es factible o no la instalación de

aerogeneradores, para el área geográfica seleccionada, pero en otras regiones

donde el potencial del viento no es suficiente o es muy pobre, no se puede hacer uso

de este medio de generación, o en su caso se puede recurrir a sistemas de

generación híbridos (eólica, solar, celadas de combustible, etc.).

En la parte eléctrica se observó, que el sistema de dos aerogeneradores cuenta con

más capacidad de generación de energía eléctrica, lo cual ocasiona que se obtengan

excedentes de energía, 7,257 kW/h para una unidad y 31,215 kW/h con dos

unidades, por lo tanto, dependiendo de la necesidad del cliente resulta viable solo

tener un Aerogenerador. Los dos aerogeneradores permiten que cuando una falla

ocurra en la primer unidad que impida su funcionamiento por un tiempo prolongado,

entre en operación la otra unidad, o bien, si se solicita alimentar otra carga futura.

El banco de baterías presenta un buen comportamiento con un aerogenerador, pero

en el caso de dos aerogeneradores en los meses de Enero a Abril, opera gran parte

del tiempo al 100% por lo cual se tendrá que agregar al sistema más baterías para

aumentar su capacidad de almacenamiento.



CAPÍTULO 6

TRABAJOS A FUTURO

El presente estudio muestra las bases para determinar el potencial eólico en una

zona determinada. Por lo que, posteriormente se puede evaluar el potencial eólico

que se tiene en México, para su aprovechamiento futuro.

En la figura 6.1 se observan las posibles configuraciones para la interconexión de los

sistemas de generación eólica con la red (SEP).

Figura 6. 1 Aerogeneradores en Diferentes Niveles de Tensión.

En la Figura 6.2, se aprecia la implementación de todas las energías renovables

posibles a utilizar en una residencia, y la optimización de las mismas para tener

generaciones amigables con el medio ambiente y así poder aprovechar al máximo



las mismas. Resultando para zonas con poco potencial eólico, utilizar en conjunto

otros sistemas de generación renovable, con la finalidad de abastecer una carga

determinada.

Figura 6. 2 Implementación de Energías Renovables en Residencia. [8]



ANEXO 1



VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO CON LA ALTURA

La superficie terrestre ejerce una fuerza de rozamiento que se opone al movimiento

del aire y cuyo efecto es retardar el flujo, por ende disminuir la velocidad del viento.

Este efecto retardatorio de la velocidad de viento decrece en la medida que se

incrementa la altura sobre la superficie del terreno y de obstáculos en su recorrido.

Así pues, a mayor altura sobre la superficie mayor velocidad de viento se podrá

experimentar.

Un modelo sencillo para calcular el incremento en la velocidad con respecto a la

altura, es la distribución de velocidades en función de la altura y esta sigue una ley

exponencial, como sigue:

(

)

Siendo:

Velocidad del viento a la altura

Velocidad del viento a la altura

El coeficiente “a” es un parámetro que depende de la topografía del terreno y de las

condiciones meteorológicas. Generalmente este parámetro se calcula sobre la base

de mediciones de viento.

En caso de no existir información medida del perfil de velocidades, para una buena

aproximación en terreno plano, libre de obstáculos se puede utilizar el parámetro a

equivalente a 0.14 (1/7).

Dado que la medición meteorológica se realiza a 10 metros de altura, la siguiente

tabla, de rápida referencia, ilustra los valores de velocidad de viento promedio que se

pueden esperar para mayores alturas sobre el terreno, basado en este modelo

sencillo de perfil de velocidades. [5]



Tabla A1. Valores de Velocidad.

Valores esperados de velocidad de viento a diferentes alturas

Velocidad de Viento

Promedio medida en (m/s) a 10 m.

Velocidad de viento esperada en (m/s)

20 metros 30 metros 40 metros

3 3.3 3.5 3.7

4 4.4 4.7 4.9

5 5.5 5.8 6.1

6 6.6 7.0 7.3

7 7.7 8,2 8.5

8 8.8 9.4 9.8

9 9.9 10.5 11.0

10 11.0 11.7 12.2



ANEXO 2



ANEXO 3



ANEXO 4



REFERENCIAS

[1] “Secretaria de energía decreto por el que se aprueba el programa especial para el

aprovechamiento de energías renovables 2009 – 2012”.Diario oficial jueves 6 de agosto de 2009;

México.

[2] Oscar Fco. Herrera Lorenzo, Gilberto Enríquez Harper, Carlos A. Gallardo Morales; “Impacto de

Aerogeneradores sobre las Pérdidas y el Control de Voltaje en las Redes de Distribución” Centro de

Convenciones De Acapulco 10 al 16 de Julio del 2011.

[3] Marco Antonio Borja Díaz, Raúl Gonzales Galarza, Fortino Mejía Neri, Jorge Maximiliano Huacuz

Villamar, María Consolación Medrano Vaca, Ricardo Saldaña Flores. “Estado del Arte y tendencias de

la tecnología eoloeléctrica” Primera Edición 1998, Universidad Nacional Autónoma de México,

Programa Universitario de Energía. Páginas 114 – 121.

[4]http://www.opex-energy.com; Empresa del Grupo DEENMA, OPEXenergy Operación y

Mantenimiento S.L. Madrid.

[5] Álvaro Pinilla S.; “Manual de Aplicación de la Energía Eólica”; CopyRight INEA Julio de 1997.

[6] Sistemas Eólicos Pequeños para Generación de Electricidad, Departamento de Energía, EEUU

[7] Ricardo Saldaña Flores, Ubaldo Miranda Miranda, Rubén Cariño Garay; Gerencia de Energías No

Convencionales. IIE, Morelos, México, “Estudio del Potencial Eoloenergético en un Sitio de Interés

Ubicado en la Zona Costera Norte de la Península de Yucatán”.

[8] http://www.nrel.gov, NERL is a national laboratory of the U.S. Departament of Energy, 11/9/2012

[9] Felix A. Farret, M. Godoy Simoes; “Integration of Alternative Sources of Energy”; Published by John

Wiley & Sons, Inc., Hoboken, New Jersey Published simultaneously in Canada, 2006; Pág. 379 – 416.

[11] http://www.webscolar.com/los-tipos-de-generadores, 2010 - 2012 Webscolar

[10] H. J. Wagner y J. Mathur, Introduction to Wind Energy Systems - Basics, Technology and

Operation, Primera Edición ed. Londres, Reino Unido: Springer, 2009.

[12] Laboratorio de Energía Renovable, "Sistemas Eólicos Pequeños para Generación de

Electricidad", Departamento de Energía de los Estados Unidos, Washington D.C., 2007.

http://www.opex-energy.com/

http://www.webscolar.com/los-tipos-de-generadores



[13] Barría Oyarzún Fabián Alfredo, “Proyecto de Electrificación Rural Basado en Energías

Renovables en el Parque Natural Karukinka, Tierra del Fuego”, Santiago de Chile, Marzo 2011.

estudio de flujo eólico para producción de energía...

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