Mie05 energia eolica

MIE05 - Tecnologías para el Aprovechamiento de Energías
Renovables
Maestría en Ingeniería de la Energía – FIO – UNaM
Introducción a la
Generación Eólica
MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo 1

Contenido
1. Desarrollo global
2. Estado actual
3. Motores económicos
4. Incentivos a las energías renovables en argentina
5. Medición y tratamiento de datos. Caracterización de potencial
energetico.
6. Clasificación de Aerogeneradores
7. Regulación y control de potencia y velocidad
8. Tecnología de aerogeneradores y plantas eólicas
9. Códigos de red (grid codes) y tendencias
10. Operación de sistemas de potencia con generación eólica a gran escala
11. Viabilidad Técnica y Económica de un Proyecto Eólico
12. Aspectos mediambientales
MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo2

DESARROLLO GLOBAL

ANTECEDENTES HISTÓRICOS
• Hasta la máquina de vapor (XVIII), la energía de origen no
animal para trabajo mecánico, era la del agua o del viento
• La primera forma de aprovechamiento de la energía del
viento: navegación a vela, 4000 a 5000 años a.C.
• Babilonia, siglo XVII a.C., molinos de viento para riego y
molienda de grano.
4 MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo
Molino Persa de eje vertical, siglo II AC

• Persia, Irak, Egipto, China, desarrollaron molinos eólicos, varios
siglos antes de nuestra era (riego, molienda).
• En Europa (Grecia, Italia, Francia) en la Edad Media, se utilizan
para molienda de granos.
• Siglo XVI, Holanda perfecciona el diseño y utiliza molinos para
drenar agua, extraer aceites de semillas y moler grano.
• Final Siglo XVII, molinos para mover trapiches en los ingenios
(daneses).
• Siglo XVIII, Holanda tenía en funcionamiento 20.000 molinos.
ANTECEDENTES HISTÓRICOS

Epoca Antigua y Edad Media

Siglo XIX
1883, molino multipala americano.

Poul la Cour, 1891 (Danés)
Molino
Primer
Aerogenerador !
(experimental)
Askov, Dinamarca, 1897www.poullacour.dk
Poul La Cour, 1891,
Dinamarca, primera
turbina generadora de
electricidad del mundo.
5 a 25 kW
Dinamarca, fines
Siglo XIX:
• 3000 molinos
industriales
• 30000 familiares.

Siglo XIX
• Aerogeneradores en C.C. suministraban aprox. 3%
de la demanda total de electricidad en Dinamarca
• Tamaño típico: 20 – 35 kW
• Capacidad instalada total ~3 MW

Siglo XX
Auge combustibles fósiles, decae la eólica.
Dependencia del petróleo.
• Se integran a la red eléctrica, 1930, en EEUU y Dinamarca.
• Betz, 1927, teorema sobre rendimiento de molinos: no superior al 60%.
• 1927, Holanda, A.J. Dekker construye primer rotor con palas de sección aerodinámica.
Velocidad de punta de pala: 4 a 5 la del viento.
• Primeros ensayos en túneles de viento, de perfiles de palas de molinos, en Gottingen,
Alemania, 1920. También para alas de aviones.
• El danés Johannes Juul (década de 1950):
Molino de tres palas “concepto Danés”
Regulación de potencia por pérdida aerodinámica.

• Molino de 1.25 MW, de Smith – Putnam, EEUU, 1941 – 1945.
• Molino de eje vertical, Darrieus, 1931.
Siglo XX
MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo

FRENO DEL DESARROLLO EÓLICO DEBIDO A:
-. BAJO PRECIO DEL PETRÓLEO, GAS Y CARBÓN
-. POCA IMPORTANCIA A LA CONTAMINACIÓN AMBIENTAL.
HASTA LA CRISIS DEL PETRÓLEO DE 1972: A PARTIR DE ENTONCES, NUEVO
IMPULSO A LA ENERGÍA EÓLICA.
HOY, IMPORTANCIA DE LA ENERGÍA EÓLICA DEBIDO A:
-. NO CONTAMINACIÓN POR CENTRALES EÓLICAS.
-. AVANCES TÉCNICOS  MEJOR PERFOMANCE DE
CENTRALES EÓLICAS.
-. CONTAMINACIÓN POR CENTRALES CONVENCIONALES.
-. AGOTAMIENTO DE COMBUSTIBLES FÓSILES.
-. PRECIOS COMPETITIVOS DE CENTRALES EÓLICAS.
Siglo XX

Crisis del petróleo…
Turbina, país Diámetro [m] Área
[m2]
Potencia [MW] Horas
operación
Energía
[GWh]
Período
Mod-1, US 60 2.827 2 - - 79-83
Growian,
Alemania
100 7.854 3 420 - 81-87
Smith-Putnam, US 53 2.236 1,25 695 0,2 41-45
WTS-4, US 78 4.778 4 7.200 16 82-94
Nibe A, DK 40 1.257 0,63 8.414 2 79-93
WEG LS-1,
Inglaterra
60 2.827 3 8.441 6 87-92
Mod 2, US 91 6.504 2,5 8.658 15 82-88
Näsudden I, Suecia 75 4.418 2 11.400 13 83-88
Mod-OA, US 38 1.141 0,2 13.045 1 77-82
Tjæreborg, DK 61 2.922 2 14.175 10 88-93
Mod 5B, US 98 7.466 3.2 20.561 27 87-92
Maglarp WTS-3,
Suecia
78 4.778 3 26.159 34 82-92
Nibe B, DK 40 1.257 0,63 29.400 8 80-93
Tvind, DK 54 2.290 2 50.000 14 78-93

Growian (3 MW) & Mod-5b (3,2 MW)
Growian,
Alemania
Mod-5b,
NASA

Después de la crisis del petróleo…
• El interés mundial se redujo significativamente, pero…
• Dinamarca había implementado algunas
reglamentaciones de mercado promoviendo la
generación eólica;
• Como resultado, el mercado local se desarrolló con
fabricantes locales;
• En los 80s, cerca de 30-50 MW instalados en
Dinamarca.

California comenzó la primera ”carrera
eólica” comienzo de los 80s
Tehachapi
wind farm

Fin de los 80s, inicio de los 90s…
• Finaliza la carrera eólica en California…
• Alemania implementa ”Ley de Abastecimiento
Energético” (tarifas Feed-in Tariff), y el mercado
Alemán comenzó…

Turbinas eólicas en 1992
Turbinas Capacidad [MW]
EEUU 7.786 49% 725 44%
Dinamarca 6.778 43% 676 41%
Japón 660 4% 165 10%
Bélgica 174 1% 37 2%
Inglaterra 112 1% 34 2%
Total 1992 15.865 1.655

ESTADO ACTUAL

• Alemania, 2011.
• ~ 45 GW instalado
a fines de 2015

Crecimiento anual 2008 – 2016

Comparación Nueva Capacidad Instalada
20162012

Comparación capacidad acumulada
2012 2016

Crecimiento anual de capacidad anual
instalada y capacidad anual acumulada

Offshore

Tiene todavía potencial?

Distribución del mercado entre fabricantes - 2016
28 MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo
Top 10 offshore turbine manufacturers, 2016 (MW)
Top 10 onshore turbine manufacturers, 2016 (GW)

Evolución
http://www.greenbyte.com/resources/evolution-of-
wind-power/

MOTORES ECONÓMICOS

Es competitiva la generación eólica?
• …y qué es ser competitivo de todos modos?
Alemania Carbón + Nuclear
Holanda Carbón + Gas
Italia Oil
Francia Nuclear
Inglaterra Carbón + Nuclear
Suecia Hidroeléctrica + Nuclear

Costos de generación de otras fuentes -
Año 2010
• Japón, 4 – 8 cent. EUR/kWh (antes de Fukushima)
• Alemania, 2 – 5 cent. EUR/kWh (antes de
Fukushima)
• Suecia, 1,5 – 3 cent. EUR/kWh
• Australia, ~0 por las noches

Costos de la generación eólica
- Año 2010
• Depende de las características locales del viento!
(Factor de Capacidad de la Planta)
• Suecia: ~5 – 6 cent. EUR/kWh (7 – 7,5 m/s)
• Nueva Zelandia: ~2,5 cent. EUR/kWh (10 m/s)

Aspectos Importantes
• Riesgos del Mercado vs. Altos Costos de Inversión:
• Altos costos de inversión (2010): 1.000 EUR – 1.400 EUR
por kW instalado, sin costo de combustible (pero costos
de mantenimiento: 5 – 10% de la producción anual);
• Costos de inversión en Gas Natural (2010): 400 – 500
EUR por kW instalado

Sistemas de Incentivo a la Eólica
• Incentivos a las renovables (Feed-in tariff)
• Procesos de Licitación (Bidding process)
• Incentivos de Impuestos (Tax incentives)
• Cartera fija de Energía Renovable (Renewable
Energy Portfolio)
• Precios ”ambientales” (Green pricing)
Esquemas
”clave” en
Europa

Incentivo feed-in tariff - Alemania
Tarifa fija: ~6 – 7 cent EUR / kWh, dependiendo de la localización.
• Compañías de Electriciad deben comprar! (y conectar si posible).
• Precio de las turbinas solía ser 40% mayor que en mercados competitivos.

Otros países que implementan Feed-in
Tariff
• Dinamarca
• España
• Francia
• Irlanda
• Portugal
• Inglaterra
• EEUU
• Canada
• …
• Etc.
• (en permanente revisión y adaptación…)

Cartera fija de Renovables, combinado con
mercado de ”Certificados Renovables”
• El gobierno establece una Cartera fija de
Renovables para los comerciantes de energía;
• El Productor de energía ”renovable” recibe un
certificado;
• Comerciantes de energía deben comprar el
certificado;
• Se crea un mercado para la ”potencia renovable”!
(Suecia, Inglaterra, Italia).

Certificados Energías Renovables
(ej 2010.)
Suecia Inglaterra
Precio de mercado ~5 ~6,5 cent. EUR/kWh
Certificado
Renovable
~2 ~6 cent. EUR/kWh
Pérdidas evitadas ~0,05 ~0 cent. EUR/kWh
Ingreso Total ~7,05 ~12,5 cent. EUR/kWh
Costos Energía
Eólica
~6 ~5 – 6 cent. EUR/kWh
(7 – 7,5 m/s) (7,5 – 8 m/s)

INCENTIVOS A LAS ENERGIAS
RENOVABLES EN ARGENTINA

LEY 25.019
Se aprueba el primer régimen promocional para la generación eólica y solar de energía
eléctrica.
1998
2007
2009
2011
2015
2016
LEY 26.190
Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Eléctrica.
Tarifa feed-in. Reconoce ciertos beneficios tributarios.
Licitación convocada por ENARSA DE 1.015 MWs de fuentes renovables. Términos de los PPA
GENREN aprobados por la Res. SE 712/09 (PPAs de hasta 15 años con posibilidad de prórroga por
18 meses adicionales, precios fijos sin pagos de potencia, garantía de CAMMESA de hasta el 20%
de las obligaciones de pago, compromiso de adquisición de volumen mínimo de CAMMESA.)
RES. SE 108/11
PPAs de fuentes renovables celebrados directamente entre los generadores y CAMMESA.
Plazo de hasta 15 años.
LEY 27.191
Modifica sustancialmente la Ley 26.190. Fija cuotas mínimas para los usuarios de más de
300Kv y penalidades en caso de incumplimiento. Precio máximo de US$ 113 MW/h.
Establece numerosos incentivos tributarios.
REGLAMENTACIÓN LEY 27.191 – RONDA 1 RENOVAR
El Decreto N° 531/16 reglamenta la Ley de Energías Renovables.
Por Resoluciones MEyM 71 y 72/16 se convoca la primera licitación de CAMMESA bajo el
nuevo marco (hasta 1.000 MW) y se reglamenta el procedimiento de obtención de
beneficios o incentivos tributarios.
EVOLUCIÓN DEL MARCO REGULATORIO ARGENTINO
GENREN
41MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo

SISTEMA DE PROMOCION ADOPTADO POR ARGENTINA
EN LA ACTUALIDAD
Precio ajustado
Los PPAs que se celebren en el marco
de la Ronda 1 de RENOVAR tendrán
un precio fijo en US$ a lo largo de
toda la duración del contrato, sólo
actualizado por el factor de incentivo
y el de ajuste.
Licitaciones convocadas
A fin de permitir alcanzar los cupos
mínimos, el Gobierno convocará a
licitaciones para la adjudicación de PPAs
a celebrarse con CAMMESA y/o con las
entidad que pueda designarse en el
futuro.
Cupos mínimos
La Ley 27.191 establece cupos
mínimos (8% a 20% de la demanda
de grandes usuarios) a cumplir entre
2017 y 2025, con penalidades por
incumplimiento.
Mix de beneficios fiscales
- Devolución anticipada de IVA
- Amortización acelerada en el IG
- Cálculo especial en el IGMP
- Exención de tributos a la
importación
- Exención de tributos específicos
- Certificado fiscal para aplicar contra
el pago de tributos nacionales
Precio
Cuotas
Beneficios
fiscales
Licitaciones
Despacho
Prioridad de
despacho
La energía eléctrica
de fuente renovable
tiene prioridad en el
despacho atento la
intermitencia del
recurso.
42

PLAZO PPA
COMPRADOR
PRECIO
GARANTÍAS
JURISDICCIÓN
CESIÓN GEN.
15 años + 1.5
ENARSA
Fijo (US$/MWh)
Parcial de CAMMESA / FGER
Arbitraje BCBA
Sólo derechos de cobro
GENREN
20 años
CAMMESA
Fijo (US$/MWh)
FODER / LETES en garantía / BM
Arbitraje UNCITRAL
Sólo derechos de cobro
RONDA 1
RENOVAR
GENREN VS. RONDA 1 RENOVAR

1. Escasas (nulas) señales regulatorias / beneficios fiscales
• Marco Regulatorio Eléctrico – Ley 24.065 (1992)-
NULA REGULACION de la generación en base a fuentes renovables.
La “libre competencia” desplazó a la generación de fuentes renovables.|
• Primera norma de promoción específica: Ley 25.019 de Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar
(1998).
Escasos beneficios impositivos y
Premio o Feed-in-Tariff de 10 $/MWh generado, no aplicado.
• Ley 26.190 (fines de 2006, reglamentada recién en mayo de 2009). E
Escasos beneficios fiscales,
Aumento de Feed-inTariff (tampoco aplicado)
Fondo Fiduciario específico (no reglamentado).
Objetivo de participación en matriz eléctrica operaba como simple expectativa.
• Reglamentación de aspectos técnicos: recién en 2009 (Resolución SE 712/2009), se incorporó el actual
Anexo 39 de “Los Procedimientos” relativo a Generación con Fuentes de Energía Renovable (salvo eólica e
hidráulica).
2. Frágil estructura regulatoria / financiera
• Programa Licitatorio “GENREN” (2009/2010): 895 MW adjudicados para Contratos de Abastecimiento,
solo 140 MW en operación. Esquema contractual y garantías “sobre la marcha”.
Antecedentes regulatorios de la Ley 27.191

3. Estructuras regulatorias con contratos / precios aprobados “ad hoc”
• Reglamentación de Contratos de Abastecimiento con CAMMESA –Resolución 108/2011-,
Estructura de precios sin apoyo de herramientas regulatorias, sujetos a decisión y
participación del proyecto.
Contratos (precios) a ser aprobados casuísticamente por el Ministerio de Infraestructura y
Planificación.
Riesgos de inversión trasladados a los precios.
No competencia entre proyectos.
4. Programas de urgencia, no sustentables
• Programas para la instalación inmediata de generación -Plan “Energía “Delivery”-, de altísimos costos.
• Inversiones condicionadas a situaciones contingentes –Foninvemem-.

Fuente: CADER

Base normativa actual – Estructura
• Estructura legal base
• Ley 27.191, Decreto 531/2016, Resolución 71/2016 y 72/2016 MEyM, Resolución Conjunta
123/2016 y 313/2016.
• Ampliación de beneficios de fomento y nuevas herramientas regulatorias
• Beneficios impositivos, aduaneros y regulatorios.
• Régimen de Fomento en 2 etapas: al 31/12/2017 y al 31/12/2025. Mayores beneficios en la primer
etapa: incentivos para el corto plazo.
• Objetivos obligatorios para la participación de EERR en la matriz eléctrica.
• Creación de un fondo fiduciario (FODER) de financiamiento y garantía.
• Creación de un sistema de cuota obligatoria para usuarios.
• Amplio alcance
• Aplicable a toda inversión de generación, autogeneración y cogeneración de EERR, sean plantas
nuevas o repotenciación de existentes, sobre equipos nuevos o usados.
• Beneficios de importación aplicables también a la producción de equipamiento de generación de
EERR.
• Proceso licitatorio: competencia y transparencia. Garantías a favor del proyecto
• Implementación del “Mecanismo de Compra Conjunta”.
• Garantía del Banco Mundial

Actual participación % = 1,8%
Capacidad Instalada ER = 0.8 GW
3 GW 10 GW
%sobreDemandaTotal
Base normativa actual. Objetivos obligatorios
Objetivo al 2025

Base normativa actual– Régimen de fomento
• Devolución anticipada del IVA
• Amortización acelerada del IG: los bienes adquiridos deben permanecer en el patrimonio del titular durante 3
años contados a partir de la fecha de habilitación del bien.
• Deducción de la carga financiera del pasivo financiero: casos de disolución y reducción obligatoria de capital por
pérdida de capital social, pueden deducirse de las pérdidas los intereses y diferencia de cambio.
• Exención del impuesto del 10% a la distribución de dividendos: deben reinvertirse en obras de infraestructura
en el país.
• Certificado Fiscal: 20% de la inversión en componente nacional, para aplicar al pago de impuestos nacionales.
Debe acreditarse entre 60% y 30% (caso de faltante) de componente nacional en instalaciones
electromecánicas, excluidas obra civil, transporte y montaje.
• Traslado de Incrementos impositivos o nuevos tributos y cargos, solo a los contratos con CAMMESA.
• Exención de derechos de importación: tanto al proyecto como al fabricante.
• Líneas de crédito preferenciales del BNA para cancelar IVA durante ejecución.
• Exención del IGMP: bienes afectados por las actividades promovidas no integrarán la base imponible del IGMP,
extendiéndose tal beneficio hasta el octavo ejercicio inclusive, desde la fecha de puesta en marcha del proyecto
respectivo.
• Acceso y utilización de las fuentes renovables de energía: no estarán gravados por ningún tipo de tributo
específico, canon o regalías hasta el 31 de diciembre de 2025.

Tecnología Potencia Requerida (en MW)
Eólica 600
Solar Fotovoltaica 300
Biomasa (combustión y gasificación) 65
Biogás 15
PAH 20
Potencia Requerida Total 1.000
Eólica
Solar
Fotovoltaica Biomasa Biogás PAH
Potencia Mínima 1 MW 1 MW 1 MW 1 MW 0,5 MW
Potencia Máxima 100 MW 100 MW 65 MW 15 MW 20 MW
Plazo Ejecución
Máximo (días
corridos)
730 730 (#) 730 730 730
LIMITES A PROYECTOS
Mecanismo de compra conjunta. Programa Licitatorio “Renovar” – Ronda 1

• Sustancial mejora en esquema legal, beneficios impositivos, herramientas regulatorias,
procesos de competencia y transparencia.
• Sin embargo, se verifica la necesidad de definir la base legal completa, la reglamentación, los
esquemas licitatorios futuros incluyendo sus reglas de juego.
• Necesidad de avanzar en esquema de transparencia y competencia.
• Definir claramente situación de esquemas regulatorios y beneficios fiscales actualmente
stand by (ley 25.019, resoluciones 220, 172 y 108bligación de compra
• Avanzar en esquemas regulatorios alternativos: plan energía distribuida
Conclusiones

Conclusiones
• La generación Eólica se ha tornado la tecnología
renovable menos cara;
• Debido a que la potencia eólica varía con el cubo de
la velocidad del viento, la economía eólica depende
en mayor medida del tipo de zona geográfica;
• A pesar de ello, la generación eólica puede
competir con la generación convencional. Los
incentivos económicos son la clave para compensar
las desventajas del alto costo de inversión inicial.

Medición y tratamiento de datos.
Caracterización de potencial energetico

Medición y tratamiento de los
datos eólicos
Recurso muy variable  Necesidad de:
• Toma de datos: magnitudes a medir (velocidad,
dirección), procedimiento de medición, frecuencia de
muestreo, períodos de promedio, etc.
• Técnica de medición: aparatos de medida
(anemómetro, veleta, etc.), colocación del instrumental
de medida, etc.
• Métodos de tratamiento de datos: técnicas
estadísticas, forma de presentación de los resultados
(valores medios horarios, diarios, anuales, rosa de los
vientos, etc.), distribuciones de probabilidad, etc.

Medición y tratamiento de los
datos eólicos
La evaluación del recurso presenta dificultades:
• La necesidad de disponer de medidas de velocidad
y dirección del viento durante un período de
tiempo suficientemente representativo, por ejemplo
varios años.
• La variabilidad y aleatoriedad del viento.
• Los efectos locales tales como la orografía, rugosidad
del terreno y obstáculos.
• La extrapolación de las mediciones a una altura
determinada, en general 10 m, para diferentes alturas
respecto al nivel del suelo.

Medición de magnitud del viento
• Anemómetro:
• Altura estándar de medición: 10 m. Potencial eólico
 25 m, 50 m y 75 m.

Medición de magnitud del viento
Características Anemómetro:
• Linealidad entre la velocidad del viento y la señal
de salida.
• La medida de la velocidad no debe verse afectada
por las variaciones de densidad, temperatura,
presión y humedad del aire.
• Precisión. La potencia eólica es proporcional al
cubo de la velocidad. Un error del 10% en la
medición de la velocidad se traduce en un error
del 33% en el cálculo de la energía. Este error
puede aumentar si se extrapolan las mediciones a
10 m de altura a alturas superiores
correspondientes al buje de la turbina.
• Calibración: el anemómetro debe calibrarse
periódicamente para asegurar la fiabilidad y
precisión de las medidas.

Medición de dirección del viento
La dirección se mide mediante una Veleta. Instalada junto
con el anemómetro.

Colocación de instrumentos

Tratamiento de los datos
Parámetros de centralización
• Frecuencia relativa
• Media aritmética
• Mediana: valor medio de los dos valores que dividen al
conjunto de datos en dos partes iguales
• Moda: valor que se presenta con la máxima frecuencia

Tratamiento de los datos
Parámetros de dispersión
• Rango o intervalo: es la diferencia entre el mayor y
el menor de los valores
• Desviación estándar

Tratamiento estadístico
• Clases o categorías. Cada clase viene definida por sus
límites superior e inferior, que definen el intervalo de clase
(bin) y su valor medio es la marca de clase. En cálculos
eólicos que exigen un cierto grado de precisión se
recomienda adoptar un intervalo de clase o bin no mayor de
0,5 m/s.
• El número de clases depende del número de datos, del
intervalo del conjunto y de la precisión exigida. A título
orientativo, el número de clases (Nc) y el número de datos
(N) se indica en la tabla 3.5.

• Para estudios energéticos son necesarios mas de 1
año de medición.
Los histogramas de frecuencia de la velocidad del viento presentan un aspecto similar al de
la primera figura. Su forma corresponde a una distribución de Weibull.

Caracterización del potencial
energético
• Ley de Weibull

energético
• Calculo de parámetros de Weibull (1): se deben
conocer las velocidades  método de los mínimos
cuadrados
Permite determinar los parámetros c y k de weibull

energético
• Ejemplo: Aplicando el método de ajuste por mínimos cuadrados se
desea determinar los parámetros de Weibull de la función densidad de
probabilidad correspondiente a los valores de las velocidades horarias
del viento de la siguiente tabla.

Variaciones de Viento con la altura
En el cálculo de la variación de la velocidad con la altura se distingue:
a) La determinación de la variación de la velocidad del viento medio,
viento estacionario o meteorológico (velocidad promedio durante 10
minutos).
b) La determinación de la variación con la altura de la velocidad media
durante un período de larga duración (media diaria, mensual o anual).

Influencia del relieve y obstáculos

Estela de los aerogeneradores
En los parques eólicos las pérdidas por estela pueden estimarse como máximo en
el orden del 5%

Potencia Eólica Disponible. Potencial Eólico.
• Una masa de aire (m) con velocidad (v) posee una energía
cinética dada por:
• Sabiendo que el caudal másico de densidad (ρ) que fluye
con velocidad (v) a través de la superficie (A) perpendicular
al flujo:
• Así, la potencia disponible del caudal que atraviesa la
sección es:
Si la velocidad aumenta un 10%, la densidad de
potencia crece un 33%. De aquí la importancia de
elevar el rotor de la turbina a mayor altura sobre el
nivel del suelo, dado que la velocidad tiende a crecer
con la altura, limitando a su vez las turbulencias.

• Maximización de la potencia disponible
1. Mediciones fiables con errores aceptables.
Potencia depende del cubo de la velocidad
2. La potencia disponible es proporcional al área. Es
decir al cuadrado del diámetro de barrido de las
palas.
3. La densidad de potencia depende linealmente de
la densidad del aire. Aires fríos son mejores. Aires
a nivel del mar son mejores.
Potencia Eólica Disponible. Potencial Eólico.

Evaluación de recursos energéticos eólicos
Mapas de recursos: Asignan numero de clase según media
anual de viento y densidad de potencia eólica disponible.
Suelen presentarse como:
• Identificando cada región por un número de clase de
acuerdo a su velocidad media anual y a su densidad media
anual de potencia eólica disponible.
• Mediante un mapa de isolíneas, que suelen ser de dos tipos:
de velocidad media anual y de densidad media anual de
potencia eólica disponible.

Evaluación de recursos energéticos eólicos
Argentina
http://sigeolico.minplan.gob.ar/frameset.php

Criterios generales para la selección
de emplazamientos
• Velocidad media del viento, y sus variaciones diurnas, estacionales e interanuales.
• Densidad de probabilidad de la velocidad del viento.
• Distribución de direcciones y probabilidades de cambios bruscos de dirección.
• Variabilidad de la dirección del viento.
• Presencia de ráfagas, frecuencia y duración de las mismas.
• Variación de la velocidad y de la dirección del viento con la altura.
• Variaciones de la temperatura y densidad del aire.
• Características de las series temporales de vientos y de calmas.
• Frecuencias de condiciones extremas de viento.
• Condiciones atmosféricas especiales.
Un emplazamiento adecuado debe cumplir:
• Elevada velocidad media anual.
• Buena exposición al viento y ausencia de obstáculos.
• Pequeñas variaciones diarias y estacionales del régimen de vientos.
• Vientos fuertes y condiciones de turbulencia aceptables.
• Baja probabilidad de alcanzar vientos muy intensos y baja frecuencia de aparición de
ráfagas. Baja presencia de vientos racheados.
El acceso a la RED Eléctrica importa????

Límite de Betz
Sea un tubo de corriente como el esquematizado en la figura. Se supondrá que, a barlovento de la hélice, el aire
posee una velocidad v1 (velocidad del viento sin perturbar) en la sección transversal A1, mientras que la velocidad v2
se corresponde con la sección transversal A2 a sotavento de la zona en que se encuentra la hélice. En el plano que
contiene la hélice, la sección transversal batida por la misma (área del rotor) es un disco imaginario de área A, siendo
v la velocidad del viento en la misma (velocidad útil). Asimilamos la hélice a un disco dede área A que capta parte de
la energía del aire en movimiento que llega a él, es decir v2 < v1. Sin embargo, es obvio que v2 nunca es cero (no
puede extraerse toda la energía cinética del aire).
Modelo de Betz
Qm =  Q =  A1v1 =  A2v2 =  A v (1)
El caudal másico (Qm = densidad x caudal =  Q) es constante
(conservación de la masa), es decir:
(Esto explica que el tubo de corriente se ensanche tras la turbina, como v2 < v1,
entonces A2 > A1)
Podemos expresar la potencia útil transferida por el viento a la
turbina de dos maneras:
i) Pérdida, por unidad de tiempo, de energía cinética del viento al
pasar por la hélice:
 
 
2 21
2 1 2 2 21 2
1 2
1
(2)
2
k k k
util
Ad v vE E E
P Av v v
t t t


 
    
  
donen particular nótese que v = d /t
y ii) el trabajo generado, por unidad de tiempo, por la fuerza del viento (igual, por las leyes 2ª y 3ª de Newton, a menos la tasa de cambio
en la cantidad de movimiento del aire al pasar por la hélice) sobre el área A:
 
 1 2 2
1 2 (3)util
Ad v v
P Fv v Av v v
t



   

Nótese que, por la 3ª ley de Newton:
Fuerza del viento = - Fuerza sobre el viento =
= - m(v2 – v1)/t = Av(v1 – v2)
77

   2 2 2
1 2 1 2
1
2
Av v v Av v v   
De las ecuaciones (2) y (3) anteriores tenemos que
y, por tanto, recordando que (a2 – b2) = (a+b)(a-b), que
 1 2
(4)
2
v v
v


Es decir, en el modelo de Betz, y para que las ecuaciones (2) y (3) sean consistentes
entre sí, la velocidad del viento en el plano de la hélice (velocidad útil) es la media de
las velocidades del viento antes y después de la misma.
Insertemos este resultado en, por ejemplo, la expresión (2) para la potencia de la turbina, y hagamos el cambio v2 =
bv1 (0 < b < 1 ):
    2 2 2 3 21 1
1 1 1
1 1
= 1 1 (5)
2 2 4
util
v bv
P A v b v Av b b 
 
    
 
El valor máximo para la potencia se obtiene ahora haciendo
d
0
d
utilP
b
 , que nos deja:
2
(1 ) (1 )( 2 ) (1 )(1 3 ) 0b b b b b        Soluciones
b = -1 (sin sentido físico)
b = 1/3  v2 = (1/3) v1
De modo que la potencia máxima es (sustituyendo la solución en (5)):
3
1
16 1
27 2
utilP Av
 
  
 
es decir, el coeficiente de potencia máximo (ideal) de una turbina eólica es:
16
59 %
27
Betz
PC   LIMITE DE BETZ
78

Consideraciones prácticas.- La ecuación de Betz proporciona el límite superior de las
posibilidades de un aerogenerador, pero es todavía poco realista al no tener en cuenta una serie
de factores como:
La resistencia aerodinámica de las palas
La pérdida de energía por la estela generada en la rotación
La compresibilidad del fluido
La interferencia de las palas
Además, habrá que tener en cuenta además el rendimiento de los diversos mecanismos que
componen el aerogenerador, por lo que considerando –por ejemplo- el siguiente balance para
los distintos componentes:
Rendimiento de Betz ....................................................... 59,3%
Rendimiento de la hélice..................................................85%
Rendimiento del multiplicador........................................ 98%
Rendimiento del alternador............................................. 95%
Rendimiento del transformador...................................... 98%
se obtiene un rendimiento global de la instalación del orden del 46%.
La ley de Betz fue formulada por primera vez por el físico alemán Albert Betz en 1919. Su libro "Wind-Energie", publicado en 1926,
proporciona buena parte del conocimiento que en ese momento se tenía sobre energía eólica y aerogeneradores. Es sorprendente que se
pueda hacer una afirmación general tan tajante que se pueda aplicar a cualquier aerogenerador con un rotor en forma de disco.
Rendimiento global del aerogenerador

Potencia eólica extraída. Coeficiente de
potencia
La potencia eólica del viento antes de incidir sobre el rotor se
conoce como potencia eólica disponible (Pd). Su relación con la
potencia en el eje (P) se establece a través de un rendimiento de
conversión o coeficiente de potencia (Cp) definido como la
relación entre la potencia en el eje del rotor y la disponible del
viento, según:
Cp depende del tipo de rotor, de su velocidad de giro y de la
velocidad del viento.

potencia
Cp depende del tipo de rotor, de su velocidad de giro y de la
velocidad del viento.

potencia
El coeficiente Cp es función de la velocidad específica o tip speed ratio (λ),
definida como la relación entre la velocidad lineal (u) del extremo de la pala
del generador y la velocidad del viento (v). El valor λ viene dado por la
expresión:
u: velocidad lineal del extremo de la pala del rotor del generador (m/s).
Ω: velocidad de rotación del rotor del generador (rad/s).
n: velocidad de rotación del rotor del generador (rpm).
R: radio del rotor (m). v: velocidad del viento (m/s).

Coeficiente de par.

Clasificación de Aerogeneradores

Tipos de aerogeneradores
• Principio de funcionamiento
1. Basados en la fuerza de arrastre o resistencia (drag): tienen
una velocidad específica pequeña y un elevado par de
arranque. (Savonius y los aeromotores multipala).
2. Basados en la fuerza de sustentación (lift): tienen una
velocidad específica mayor, un par de arranque menor y una
mayor producción de energía por unidad de área barrida por
el rotor (producción específica). Se destinan básicamente a la
producción eléctrica.

Tipos de aerogeneradores
• Disposición eje de giro
1. Eje Horizontal.
2. Eje Vertical.
• Otras clasificaciones
3. Según valor de velocidad especifica

Savonius, arranca con poco viento, velocidad de giro
pequeña, rendimiento bajo.
Darrieux, vientos de 4 a 5 m/s mínimo, velocidad grande
de giro, buen rendimiento.
De palas verticales tipo giromill; tienen entre 2 y 6 palas.
Bombeo de agua. Generación de electricidad.
Eje vertical

MOLINOS DE EJE VERTICALSavonius

MOLINOS DE EJE VERTICALDarrieus

TURBINAS DE EJE VERTICAL

VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Ventajas de aerogeneradores de eje vertical:
• No necesitan sistema de orientación.
• Los elementos que requieren mantenimiento pueden ir
situados a nivel del suelo.
Ventajas de aerogeneradores de eje horizontal:
• Mayor rendimiento.
• Mayor velocidad de giro (multiplicadores más sencillos).
• Menor superficie de pala, S, a igualdad de área barrida, A.
• Se pueden instalar a mayor altura.

Aerogeneradores
de eje horizontal

AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTAL
• Se utilizan para la generación de energía eléctrica.
• Las más utilizadas en el mundo son las de tres palas.
• H=130 m; 7 u 8 MW.
Sin caja multiplicadora,
directamente rotor -
generador.
Clasificación
Con caja multiplicadora.

Otra clasificación:
•Lentos (6 a 24 palas)
•Rápidos (2 a 3 palas)
•Intermedios (3 a 6 palas)

SIN CAJA MULTIPLICADORA
Aerogenerador ENERCON sin caja multiplicadora.

Aerogenerador IMPSA (Argentina) sin caja multiplicadora.

Molinos

• Para permitir velocidad de giro variable, que siga a la velocidad del viento,
aumentando con ello su eficiencia (además se reducen cargas dinámicas),
estos aerogeneradores no se conectan directamente a la red.
• Se conectan a un rectificador que convierte CA en CC, luego a un inversor para
convertir en CA pero a la frecuencia adecuada, y luego a la red.
• A este tipo de aerogenerador se les llama de VELOCIDAD VARIABLE.
Rectificación – Inversión (CA-CC-CA)

AEROGENERADORES CON CAJA MULTIPLICADORA

AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTALCOMPONENTES
Góndola o barquilla contiene la mayoría de los
componentes de la turbina, reposa sobre una plataforma
que gira, de manera que el plano en el que giran las palas,
sea siempre perpendicular al viento. Se puede entrar en la
góndola desde la torre.
.MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo 101

AEROGENERADORES DE EJE HORIZONTALCOMPONENTES
Las palas capturan la energía del viento y la transfieren al
cubo del rotor, que está adjunto al eje de baja velocidad de
la turbina. De fibra de vidrio, resinas, algunas de sus partes
pueden ser de fibras de carbono. En algunos casos pueden
girar alrededor de su eje longitudinal para controlar la
potencia generada (sistema pitch), y en las de mayor
tamaño, este movimiento es independiente en cada pala.
Palas y barquilla tienen protección contra rayos.
Eje principal es quien conecta el cubo a la caja de
engranajes; a través de él se transmite el par, está
soportado por cojinetes que transmiten las cargas a la
góndola.
.MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo 102

COMPONENTES
La caja de engranajes, aumenta la velocidad de giro para
que el generador eléctrico alcance la frecuencia necesaria.
Soporta cargas importantes, y fluctuantes, transmitidas
desde las palas. La lubricación es un tema importante.
Puede ser una fuente importante de ruidos.

El generador eléctrico, en turbinas con caja, es asincrónico, y su
salida está conectada a la red eléctrica.
El controlador electrónico tiene una computadora que
supervisa el funcionamiento de la turbina y controla el
mecanismo de orientación.
El sistema hidráulico maneja los frenos aerodinámicos de
la turbina. Las turbinas tienen además frenos mecánicos,
que en las que tienen sistema pitch, se utilizan cuando ya
está detenida.
.
COMPONENTES

El mecanismo de orientación usa motores eléctricos para
mover la barquilla para que las palas enfrenten al viento, es
operado por el controlador electrónico según señal de la
veleta quien indica dirección del viento. La turbina se
orientará sólo unos pocos grados por vez.
La unidad de enfriamiento, para refrescar al generador
eléctrico, y tiene una unidad de aceite refrigerante que es
usada para enfriar el aceite de la caja de engranajes.

La torre sostiene la barquilla y el rotor. Son tubulares en su
gran mayoría, y en menor medida reticuladas, las más
antiguas. Las tubulares son más seguras para el personal,
más bellas a la vista y más caras. Su altura, similar al
diámetro barrido por las palas.
El anemómetro y la veleta miden velocidad y dirección del
viento. Las señales del anemómetro son usadas por el
controlador electrónico de la turbina para el arranque
cuando la velocidad del viento alcanza los 4 m/s, y paran a
la turbina si la velocidad del viento supera la velocidad de
corte, que puede ser de 25 m/s, para proteger a la turbina y
a sus alrededores.

COMPONENTES
La cimentación debe mantener estable al molino, ante las
condiciones extremas de viento. Es de hormigón armado.

COMPONENTES

TURBINAS DE EJE HORIZONTAL

Del orden de 200 Tn de acero.MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo 118

Rotor, interno, con electroimanes (Inductor)MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo 120

Rotor, externo, con imanes permanentes (Inductor)MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo 121

Evolución

• Velocidad Variable.
Acople directo de
ejes. Generador
Sincrónico
Multipolos.
• Potencia Nominal:
4,5 a 6MW
• Diámetro rotor:
114m
• Altura Cubo sobre
suelo: 124m

La mayor potencia 8 MW – V164
Vestas MHI (164m de diámerto)

Regulación y control de potencia y
velocidad

velocidad
• Pasive Stall: Muy antiguo. Limitación propia mediante
pérdida aerodinámica en “palas fijas” con viento
excesivo (diseño aerodinámico adecuado de palas).
• Active Stall: Antiguo. Limitación controlada de
potencia mediante “pérdida aerodinámica” en palas
con ángulo de paso variable negativamente: Midiendo
la potencia generada, manteniéndola limitada.
• Pitch Control: Moderno. Limitación controlada de
potencia mediante reducción automática de Ángulo de
Ataque en palas con paso variable positivamente:
Midiendo potencia y rotación excesiva, manteniéndolas
limitadas.

velocidad

Régimen de operación optima
• La máxima potencia esta dada por:
• Existen limitaciones para el ajuste de potencia:
mecánicas, corrientes, deslizamiento (según
tecnología)

Régimen de operación optima
• Por debajo de Va el
aerogenerador permanece
desconectado.
•  características mecánicas
(frecuencia de resonancia de la
torre.) λ mayor al λoptimo
• Máximo aprovechamiento (B a C).
• se debe limitar a su valor
nominal. Tramo C-D constante.
Control vectorial de velocidad. λ
menor al λoptimo.
• Tramo D-F. Para vientos superiores
al nominal, la potencia nominal se
debe mantener constante. Control
Pitch.
• Para velocidades superiores a la
máxima, se desconecta el
aerogenerador.

Regulación de potencia activa y control Pitch
• Control PSF
• Control torque optimo
• Medición de potencia
• Control TSR

Variación de potencia generada
(Vb=12m/s, Pmax=0,625 pu)

Generación Eléctrica de un Aerogenerador

Tecnología de aerogeneradores y plantas
eólicas

Generación Eléctrica de un Aerogenerador
• Tecnologías
Aerogenerador de velocidad variable con convertidor
de potencia plena
Aerogenerador de velocidad variable con generador
de inducción doblemente alimentado
Aerogeneradores de velocidad variable con
resistencia variable en el rotor
Aerogenerador de velocidad fija

Interconexión a la red – Parques
eólicos
GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE
GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE
33kVSistemaColector
60MVA 138/33 kV
Yn5/d
132kV
6 km
PEAchiras
TRPE01
TRPE02
Z1 Z2 Z3 Z4 Z5 Z6
Z17 Z18 Z19 Z20 Z21 Z22 Z23
d
Colector 1
Colector 4
Colector 7
GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE
Z7 Z8 Z9 Z10 Z11 Colector 2
GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE
Z12 Z13 Z14 Z15 Z16 Colector 3
Z24 Z25 Z26 Z27 Z28 Z29 Colector 5
Z30 Z31 Z32 Z33 Z34 Z35 Colector 6
GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE GEGE
Z36 Z37 Z38 Z39 Z40 Z41 Z42
60MVA 138/33 kV
Yn5/d
19,7 km
26,7 km

eólicos
Red de media tensión
Radial
Anillo

eólicos
Estación transformadora – Enlace a la red de
transporte
Línea dedicada
Doble circuito (conexión T)

Interconexión a la red – Parques eólicos
Disposición de aerogeneradores
Repotenciación

eólicos
Parques offshore

• https://www.youtube.com/watch?v=3XFUn1LI8uQ
• https://www.youtube.com/watch?v=UV3yLeu4OAY

CÓDIGOS DE RED (GRID
CODES) Y TENDENCIAS

Desarrollo de los codigos de red
• Los códigos de red son definidos por los operadores del sistema
para delinear los derechos y responsabilidades de todas las cargas
y generadores que están conectados a los sistemas de
transmisión o distribución.
• El objetivo de los CR es garantizar la eficiencia y fiabilidad de los
sistemas de generación y transmisión.
• Los grandes constructores de aerogeneradores mantienen un
constante desarrollo en torno a los CR, ya que saben la
importancia que tiene para el sistema eléctrico cumplir con lo
códigos cuando se tiene gran penetración de energía eólica.
• Esto ultimo representa un gran problema para los pequeños
constructores, ya que les resulta difícil seguir los desarrollos de su
tecnología para cumplir con los códigos de red.
142MIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo 142

Códigos de Red
Sistema Eléctrico:
Generación,
transmisión,
distribución y consumo.
Código de red:
Interpretaciones
técnicas, requerimientos,
regulación.
Generación eólica:
Aerogeneradores
individuales, parques
eólicos.

Cuestiones de aumento de generación Eólica en
la Red Eléctrica:
Para “poder” alcanzar los objetivos
establecidos para las Renovables:
1. Parques eólicos ”deben” adaptarse al
Sistema de Potencia (Códigos de Red,
limitaciones técnicas,..) , y..
2. El Sistema de Potencia ”debe” adaptarse
a las necesidades de la generación eólica
(historicamente Carbón o Nuclear)

Cuestiones de aumento de generación
Eólica en la Red Eléctrica:
Comportamiento general de los Operadores del
Sistema (internac.)
• Baja generación eólica (bajo % penetración) 
Generación eólica es ”ignorada”
• Media generación eólica  ”Temor” de
impactos en el sistema
• Media a Alta generación eólica  Considerando
nuevas soluciones, investigación muy activa
(asistiendo conferencias, etc. – UK)
• Alta generación eólica  Mucha motivación para
encontrar nuevas e innovadoras soluciones
(Europa, etc.)
Pensamiento:
Sabemos bien lo que
nuestro sistema es
capaz de hacer,
porque somos
”ingenieros”
Pensamiento:Porque
somos ingenieros,
tenemos que
desarrollar soluciones
para la ”sociedad”

Aerogeneradores Aislados
Foco en la potencia generada
• Genera la energía disponible
• Problemas de flicker.
• Problemas de armónicos.
Desconexión total del sistema sin inconvenientes.

Parques Eólicos
Integración de parques al
sistema
• Soporte de potencia reactiva
• Control de potencia activa
• Rango extendido de control de
tensión y frecuencia.
• Control de frecuencia.
• Arranque en negro?
Deben permanecer conectados
durante fallas (LVRT)

Control de potencia activa
Este requerimiento se refiere a la habilidad del parque eólico para
regular la potencia generada a un nivel definido (limitación de
potencia).
• Dinamarca: rampa de 10 a 100% de potencia activa por minuto.
• Alemania : rampa de 10% de potencia activa por minuto.
• Irlanda: rampa de 1 a 30 MW por minuto.
• Países Nórdicos: rampa de 10% de potencia activa por minuto.

Modos de Operación del Control de
Potencia Activa
• Cambio de referencia de potencia generada
• Control Delta
• Limitación del gradiente de potencia
• Control de frecuencia
P
t
P
t
ΔP

Control de tensión y potencia reactiva
Los códigos de red actuales exigen que los parques
eólicos deben proveer regulación de potencia reactiva,
en respuesta a las variaciones de tensión del sistema de
potencia, tal como lo hacen las plantas de generación
convencional
• Requerimiento de factor de potencia en el Punto de
conexión.

Control de tensión y potencia reactiva
• Requerimiento PQ
• Requerimiento den control de tensión

Rango extendido de variación de
tensión y frecuencia
Los códigos de red establecen rangos extendidos de
variación tanto para la tensión como para la frecuencia,
en los cuales el parque eólico puede operar por
determinado tiempo antes que actúen las protecciones.
80-100%delaPotencia
Nom.Hasta20s
85-100%delaPotencia
Nom.Hasta3min
90-100%dela
PotenciaNom.
Hasta30min
Operación
Normal
90-100%delaPotencia
Nom.Hasta5hs
60-100 % de la
Potencia Nom.
Hasta 15 min

Requerimiento LVRT
Este requerimiento exige a los parques a permanecer
conectados (dentro de determinados límites) y brindar
soporte al sistema durante fallas.

Conclusiones
• Los CR difieren significativamente de país a país. Esto
depende de las características de cada sistema, de los
conocimientos y políticas de los TSO.
• Los requerimientos se basan en otros ya escritos para
generadores convencionales además de
requerimientos específicos solo para parques eólicos.
• Es necesario una interacción constante entre los
fabricantes y los TSO, con el objetivo de facilitar el
complimiento de los CR por parte de los fabricantes.

OPERACIÓN DE SISTEMAS DE
POTENCIA CON GENERACIÓN
EÓLICA A GRAN ESCALA

Altos niveles de generación eólica. Impacto
• Consecuencia de aumentar la cantidad de generación eólica aprox. un 100%.
• Unos períodos de generación muy superior a la demanda y otros muy inferior a la demanda.
• Problemas de balance de potencia en el sistema.
• Más cercanos los parques eólicos, más acentuado es la fluctuación de potencia.
156

Cuestiones que surgen…
• Excedentes de Energía Eólica en períodos.
• Grandes fluctuaciones de Potencia Eólica
(fluctuaciones del viento).
• Problemas de Balance de Potencia en la Red.
• Problemas de Transporte de Potencia Eólica.
• Problemas de Estabilidad en la Red.
• Control de frecuencia.
• Despacho de carga.
• Oscilaciones inter-área.
• Límite en la cantidad admisible de Eólica en la Red.
157

Soluciones para integración de Eólica
• Nuevas interconecciones en la red eléctrica
• Regulación de la producción eólica (recorte de
potencia)
• Almacenamiento de Energía ?
• Gerenciamiento de la demanda (Smart Grids)
• Vehículos Eléctricos ?
158

Fluctuaciones de potencia. Balance de
potencia
159

Fluctuaciones de potencia. Balance de
potencia
Rol del pronóstico de
viento (previsión)
160

• Potencia eólica depende del cubo de la velocidad del viento
• No puede ser despachada como generadores convencionales. Importancia de la
Previsión de viento (potencia eólica)
• Operadores del sistema no pueden controlar la disminución de la potencia generada,
por ejemplo, disminución de potencia debido a disminución del viento.
• Para control del aumento de potencia debido al aumento del viento, algunos
fabricantes proveen la opción de limitación Rampa para el aumento de potencia.
• Al aumentar la capacidad de generación eólica dentro de un área de control, la variabilidad
de la potencia generada puede impactar significativamente en:
• Eficiencia del proceso de despacho de carga (generadores)
• Requerimientos de reserva de potencia para cumplir con las normas de confiabilidad
• Se sabe que las reservas de regulación en un Sistema de Potencia deben incrementarse al
agregar cada vez más generación eólica.
• En principio, ello incrementaría el costo de la energía en dicho Sistema.
• Una turbina de gas funcionando en vacío (reserva de regulación) consume aprox. 25% de
combustible a Pn.
Impacto en el desempeño dinámico del sistema de
potencia
161

Futuros requerimientos de red: Emulación de inercia
y control primario de frecuencia.
• La dinámica de Turbinas individuales y del Parque eólico podría tener un
impacto significativo en la estabilidad del sistema de potencia completo.
• Aerogeneradores con DFIG o con full-converter-interface no contribuyen con
la inercia del sistema (inercia rotante)
• Puede generar inestabilidad de la frecuencia, particularmente en
sistemas de potencia pequeños con gran penetración de generación
eólica
• Problema a ser resuelto con controladores especiales a nivel turbina y
nivel parque.
• Más estudios detallados de simulación usando apropiados modelos de plantas
eólicas es esencial para la integración satisfactoria de grandes cantidades de
generación eólica.
162

REQUERIMIENTOS DE
CAMMESA Y ESTUDIOS DE
ACCESO DE NUEVA
GENERACIÓN (ETAPA 1)

Ingreso de nueva Generación al MEM
Se requiere:
• Proyecto de Generación
• Autorización de la Secretaría de Energía
• Habilitación de CAMMESA
164

Ingreso de nueva Generación al MEM
Proyecto de Generación:
Objetivos: aportar potencia y energía para cubrir las necesidades del
MEM a costos competitivos.
Conexión a la red: en distintos niveles de tensión y nodos.
Tipos de Generación: Según recurso primario (Nuclear, térmico,
cogeneración hidraúlico, biomasa, eólico y solar).
Viabilidad técnica, económica y financiera: proyecto conveniente
para el MEM (eficiencia en su aporte de potencia y energía) y debe
contar con financiación para su concreción.
165

Autorización de la Secretaría de Energía
La “Empresa” (dueña del proyecto) deberá ser habilitada como Agente
del MEM por parte de la Secretaría de Energía (Anexo 17 – Punto 3)
Para obtener la autorización, la empresa debe presentar:
• Información definida en los puntos 5.1 y 5.2 del Anexo 17, a
CAMMESA.
• Estudio de Impacto Ambiental (EIA) a la jurisdicción que
corresponda.
• Cumplimiento del Anexo 16 para su conexión, a la Transportista.
• Propuesta de Proyecto y Aprobación del EIA, a la Secretaría de
Energía.
166

Autorización de la Secretaría de Energía
En base a la Información suministrada, la Secretaría de
Energía aprueba por resolución la solicitud del Agente
(Boletin Oficial).
167
Habilitación de CAMMESA
La Habilitación por parte de CAMMESA posee varias etapas:
1. Acceso a la Capacidad de Transporte (Etapa 1)
2. Estudios de detalle (Etapa 2)
3. Ensayos
4. Evaluación y verificación

Habilitación  - Disponibilidad para el Despacho del
Generador.
- Derecho a percibir la remuneración
que le corresponda (Mercado SPOT o
Contrato de Abastecimiento a Plazo).
168
1. Acceso a la Capacidad de Transporte (Etapa 1)
Se debe presentar Solicitud de Acceso a la Capacidad de Transporte al
Transportista al que se va a conectar el Proyecto (Anexo 16)
Dicha solicitud debe incluir los estudios Eléctricos de Etapa 1.
En base a la Información presentada, CAMMESA y la Transportista
emiten opinión Técnica al ENRE para que emita certificado de acceso.

Estudios de Etapa 1:
Se realizan de acuerdo con las exigencias de la
reglamentación vigente (Resolución SE 137/92 y Anexos
correspondientes anexos de los Procedimientos) publicados
por CAMMESA:
• Anexo 16: “Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y
Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica”
(Parte 2, Título I)
• Anexo 17: “Ingreso de Nuevos Agentes al Mercado Eléctrico
Mayorista” (inciso 3.5.1.3)
• Anexo 40 ”Generación Eólica”, y el Procedimiento Técnico Nº
1, en lo que se refiere a la Etapa 1 del trámite de acceso a la
capacidad de transporte.

Estudios de Etapa 1:
• Funcionamiento en condiciones estáticas del
sistema (Estudios de Flujo de Potencia).
• Funcionamiento en condiciones N-1 estáticas
del sistema (Estudios de Flujo de Potencia).
• Niveles de potencia de cortocircuito ante
fallas cercanas a la nueva planta (Estudios de
Cortocircuito).
• Funcionamiento dinámico del sistema para
fallas cercanas a la nueva planta (Estudios de
Estabilidad Dinámica).
170

Estudios de Etapa 1  ANEXO 40 (Los Procedimientos)
Cuando se trate de Generación renovable del tipo Eólica, estos
estudios deben cumplir con los requerimientos establecidos en
el Anexo 40 de los Procedimientos.
171
Anexo 40 – Los PROCEDIMIENTOS
Establece requisitos técnicos del parque eólico para
limitar/minimizar:
• Impacto en la tensión debido a variaciones aleatorias de
potencia.
• La operación de equipos de la red.
• El aumento de las reservas de potencia.

• Determinación del Tipo de Parque
1. Parques Tipo A
2. Parques Tipo B
172

173

• Determinación del diagrama PQ del parque en el Punto de
Conexión
174

• Control de tensión
El parque podrá y/o deberá tener dispositivos
(Transformadores con R.B.C y compensación de potencia
reactiva) que permitan controlar la tensión en el PC, según el
tipo de parque que sea.
Tipo A: Control Conjunto de tensión Tipo B: Control FP o Q
175

Tolerancia a huecos de tensión (Capacidad LVRT)
• Los AEROGENERADORES deben mantenerse conectados
a la red frente a huecos de tensión debido a fallas
(salida de generadores, cortocircuitos, etc.) cuya
profundidad y duración no exceda la CURVA TENSIÓN-
TIEMPO LÍMITE establecida por CAMMESA (PT N° 4)
176

Estudios de Etapa 1: Software
• Se utiliza el software de simulación de sistemas eléctricos de potencia
PSS/E de Siemens Power Technologies International, versión 32.
• Se utiliza BASE DE DATOS validada del SADI provista por CAMMESA.
• El escenario de demanda y el modelado de la red se adoptan sobre la
base de las proyecciones contenidas en la Guía de Referencia del
Transportista.
177

2. Estudios de Etapa 2:
Posterior aprobación del ENRE  Estudios de detalle (sistemas DAG y DAC,
transitorios electromagnéticos, etc) definidos por CAMMESA.
En esta etapa también se deben definir los sistemas de medición comercial
(SMEC), comunicaciones (SCOM) y sistema de operación en tiempo real
(STOR)
178
3. Ensayos:
Una vez aprobados los estudios de etapa 2 y definidos los acuerdos de
protección y del punto de conexión, CAMMESA otorga la habilitación técnica
que permite al generador realizar los ensayos.
4. Evaluación y Verificación:
Solicitud de Habilitación comercial del generador, previo envío de resultados
de ensayos a CAMMESA (PT N° 4).
CAMMESA evaluará los resultados y en caso de cumplimiento de la totalidad
de los requerimientos, otorgará la habilitación comercial.

179

180

Analasis requeridos por CAMMESA en
un estudio de Etapa 1 (Renovable)
Los estudios generales se pueden dividir en:
• Estudios de Flujo de Potencia (N y N-1)
• Estudios de Cortocircuito
• Estudios de Requerimiento de Transporte
• Estudios de Estabilidad Transitoria
181
Estudios Estáticos
Estudios Dinámicos

Analasis requeridos por CAMMESA en
un estudio de Etapa 1 (Renovable)
Los estudios específicos se dividen en:
• Determinación del Tipo de Parque
• Variaciones de Potencia
• Determinación del diagrama PQ del Parque en el
punto del Conexión
• Análisis de Casos de Red Completa “N”
• Análisis de Casos de Red Incompleta “N-1”
(Contingencias Simples)
• Estudios de Cortocircuito
• Estudios de Requerimiento de Transporte
• Estudios de Estabilidad Transitoria
182
Estudios Estáticos
Estudios Dinámicos

Viabilidad Técnica y Económica de un
Proyecto Eólico

Viabilidad Técnica y Económica de un Proyecto
Eólico
Fases del proyecto
• Estudios previos de prospección eólica energética y de
previabilidad técnica y económica.
• Ingeniería de concepción o anteproyecto y estudios de
viabilidad técnica y económica.
• Ingeniería de detalle o proyecto propiamente dicho.
• Ejecución del proyecto: construcción y puesta en marcha.
• Explotación que incluye operación y mantenimiento (O&M).

Eólico
ASPECTOS GENERALES
a) Elementos principales: aerogeneradores, infraestructura eléctrica y terrenos.
b) Estado jurídico-administrativo: autorizaciones administrativas, declaración de
impacto ambiental, declaración como productor de energía eléctrica en régimen
especial, acuerdo con la red exterior sobre el punto de conexión, alquiler o compra
de los terrenos, etc.
c) Características técnicas del proyecto definidas básicamente por:
• Características y disponibilidad del terreno: afecta a la obra civil e infraestructuras y al
número y disposición de los aerogeneradores ( layout del parque ).
• Características de velocidad y dirección del viento: afecta a la clase de
emplazamiento, tipo y curva de potencia del aerogenerador, altura de las torres y
energía eléctrica producida anualmente.
• Características de la red de evacuación: distancia al punto de conexión o entrega y
capacidad de evacuación energética del parque.
• Condicionantes medioambientales.
d) Estructura societaria: sociedad anónima, limitada, agrupación de interés
económico, unión temporal de empresas (UTE), etc.

Eólico
VIABILIDAD TÉCNICA COMPRENDE
• Elección y estudio del emplazamiento: estudio y modelización del
régimen de vientos en velocidad y dirección, orografía y características
físicas, accesibilidad y distancia a la línea de alta tensión a donde se exporta
la energía eléctrica producida.
• Selección del tipo de aerogenerador según el régimen de vientos y los
requisitos de integración a la red eléctrica considerando la estabilidad y el
comportamiento de las variables nodales (tensión y frecuencia) en régimen
estacionario y transitorio.
• Selección del número de aerogeneradores y su disposición para minimizar las
pérdidas por interferencias (sombras eólicas y estelas).
• Selección y disposición de la red de media tensión (MT) entre los distintos
aerogeneradores y la estación transformadores (MT/AT) de salida del parque.
• Evaluación de la energía eléctrica anual neta exportable, teniendo presente
las pérdidas internas (interferencias, transformación, transporte,
mantenimiento, etc.).
• Evaluación de la potencia de entrega y su evolución. Condiciones y requisitos
exigidos a la energía eléctrica que se inyecta a la red.
• Otros aspectos: mantenimiento, fiabilidad, disponibilidad, etc.

Eólico
COSTOS DE UN PARQUE EÓLICO
1. Costos de inversión
2. Costos de operación y mantenimiento
3. Costos de desmantelamiento

Eólico
COSTOS DE INVERSIÓN
1. Costos de estudios de
viabilidad
2. Costos de equipamiento
3. Costos de instalaciones
eléctricas
4. Costos de obras civiles
5. Costos jurídico-
económicos
6. Costos de ingeniería
7. Costos varios

Eólico
COSTOS DE INVERSIÓN
1. Costos de estudios de
viabilidad
2. Costos de equipamiento
3. Costos de instalaciones
eléctricas
4. Costos de obras civiles
5. Costos jurídico-
económicos
6. Costos de ingeniería
7. Costos varios
El coste unitario de inversión ha
disminuido debido a la economía de
escala, a la mayor madurez
tecnológica y al aumento de
producción de aerogeneradores.

Eólico
COSTOS VARIABLES
1. Operación y mantenimiento
2. Alquiler de terrenos, canon energético, tasas, seguros.
3. Gestión, seguimiento.

Eólico
COMPARACIÓN DE COSTOS
2014
2016

ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES

Aspectos medioambientales
• Es una fuente de energía renovable, por lo que
ahorra recursos energéticos no renovables, como
carbón, petróleo, gas natural o uranio.
• Está muy distribuida por todo el globo terrestre,
por lo que a diferencia de otros recursos que están
concentrados en unos lugares determinados, la
energía eólica está a disposición de muchos países.
• No emite gases contaminantes, ni locales ni
transfronterizos. Tampoco consume agua

El análisis de impacto ambiental contempla
1. Ahorro de combustibles fósiles
194
Central
térmica
Considerando una central eólica con una producción anual
de 2100 MWh/MW
Este es el ahorro en energía primaria si la misma cantidad de energía eléctrica tuviera
que producirse por el uso de un combustible fósil en lugar de usar la eólica.

1. Ahorro de combustibles fósiles
La energía eólica tiene una buena tasa de retorno energética
respecto a otras energías. Se define la tasa de retorno
energética EPR ( Energy Payback Ratio ) como la relación entre
la energía eléctrica neta total producida durante la vida de la
planta y la energía total empleada en los materiales,
construcción, operación y desmantelamiento de la misma.

2. Ahorro en emisión de gases contaminantes
La energía eólica tiene una buena tasa de retorno energética respecto a otras
energías. Se define la tasa de retorno energética EPR ( Energy Payback Ratio )
como la relación entre la energía eléctrica neta total producida durante la vida de
la planta y la energía total empleada en los materiales, construcción, operación y
desmantelamiento de la misma.
196
Un aerogenerador de 1.200 kW de potencia nominal, trabajando con un factor de carga igual a 0,25
(2.200 horas anuales equivalentes a plena carga) puede:
• Producir anualmente 2.640 MWh eléctricos.
• Ahorrar anualmente unas 700 toneladas equivalentes de petróleo (tep).
• Evitar una emisión a la atmósfera de unas 1.800 toneladas anuales de CO 2 , unas 10 toneladas
de SO 2 y unas 4 toneladas de NO xMIE05 - Mgter. Ing. Eduardo José Toledo

2. Uso del suel
50 a 150 m2/kW  uso real del total del terreno ronda los 5 a 10% del total.
Posibilidad de otros usos sin interferir con las instalaciones  generalmente
ganadería.
3. Ruido

Muchas Gracias
Mgter. Ing. Eduardo José Toledo
eduardo.toledo86@gmail.com
eduardotoledo@fio.unam.edu.ar

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