11. condori yucra reynaldo

XXI Simposio Peruano de Energía Solar y del Ambiente (XXI- SPES), Piura, 10 -14.11.2014
OPTIMIZACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD EN LA PRODUCCIÓN DE
ENERGÍA Y SU EVALUACIÓN ECONOMICA DEL PARQUE EÓLICO
EL CERRO CHOCAN-REGIÓN PIURA
Reynaldo Condori Yucra
e-mail: gpi_srl@yahoo.es
Norman Jesús Beltrán Castañón
e-mail: jesus1702@hotmail.com
Universidad Nacional de Juliaca Puno - Perú
Carrera profesional de Ingeniería en Energías Renovables
AV. Nueva Zelanda N° 631 – Juliaca
RESUMEN. En el presente estudio se realiza el cálculo de la potencia inyectada al sistema eléctrico interconectado
análisis económico de la potencial necesidad para introducir la energía eólica y su potencial económico.
Políticamente el proyecto se emplaza en la jurisdicción territorial de la región Piura, específicamente en la
jurisdicción de los distritos de Paita y la Huaca, perteneciente a la provincia de Paita, departamento de Piura.
Geográficamente se emplaza en la cima de las colinas Chocan, Tunal y Blanco, cuya altura no supera de los 200 m,
con relación a la base.
El proyecto del parque eólico el cerro Chocan tendrá una capacidad de generación de 260MW, y se espera que sea
el primer proyecto de esta naturaleza, a nivel comercial, conectada a la red local de distribución [ENOSA] o al
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional [SEIN], este proyecto consta de dos fases:
Fase I: Se proyecta 30 turbinas eólicas Marca GAMESA modelo G-90 de 2,0 MW de potencia, con una potencia
total de 60MW.
Para este efecto se instalara una línea de transmisión de 60KV, de 5,9 Km de longitud entre la Subestación del Parque
eólico y la línea existente de ENOSA.
Fase II: Del proyecto se piensa expandir la capacidad del parque eólico a 260MW., adicionando 100 turbinas
GAMESA G-90 de 2,0MW, así como la construcción de una línea de transmisión de 220KV hacia la subestación Piura–
Oeste, ubicada en el corredor principal del SEIN, Norte-Sur.
En el estudio económico se ha iniciado calculando la inversión total del parque eólico para 30 aerogeneradores es
de: 155 735.220,00$, la producción neta de 7.900,021 MWH y una producción total de energía anual de: 237.000,62
MWH/AÑO, con factor de capacidad [FC] de 45,09%., que es similar al rendimiento de la planta.
El costo de O&M: 1% de la inversión total y 3% de la inversión inicial (aumento del 2% anual para ambos): 30,1%
La disponibilidad operativa del parque eólico es 98.5%, y su rendimiento de la planta de 45.09%. Cabe señalar que las
turbinas eólicas ocuparan una superficie de 2.900 HA., de las 13.200 Ha, que abarcan el predio del parque eólico, que
son propiedad de las Fuerza Armada.
PALABRAS - CLAVE: Energía eólica, Aerogenerador, factor de capacidad, costo de operación y mantenimiento,
análisis económico.
1. INTRODUCCIÓN.-
El viento es un recurso disponible, ecológico y sostenible. En estos últimos años, especialmente en Europa, han
aumentado mucho el número de parques eólicos instalados, en sitios donde las condiciones climáticas y ambientales
permiten el mejor aprovechamiento del viento a los fines de obtención de energía.
La actividad productiva en la zona norte del país ha incrementado la necesidad y el crecimiento de la demanda de la
energía del sistema eléctrico, tal es así que se tiene proyectos mineros e industriales como el proyecto Bayovar, que
tiene previsto una demanda de 50MW, siendo la carga más importante dentro del área de influencia del proyecto, así
como la refinería de Talara-Petroperú, planta de fosfato Brasileña Vale y las mineras Newmont- EE.UU, Barrick-
Canadá y Buenaventura-Nacional, atraen a buscar entre fuentes energéticas renovables en la región de Piura.
Ante tal crecimiento de demanda energética del país, se hace necesaria la implementación de nuevos proyectos
energéticos que permitan cubrir la creciente demanda por parte del mercado eléctrico, a lo cual responde justamente el
proyecto del parque eólico el Cerro Chocan.
El aprovechamiento de la energía eólica ya es una realidad para la diversificación de la matriz energética del Perú,
particularmente en la región Piura y otras regiones que tienen un gran potencial eólico.
Sin embargo, para poder lograr el incremento de la participación de la energía eólica en la matriz energética
nacional, es necesario determinar la correcta operación o explotación y mantenimiento de los parques eólicos o
centrales eólicas (CE) de gran capacidad [3].
Formar parte del sistema de generación eléctrica en los aerogeneradores de los parques eólicos demanda una alta
disponibilidad que estará muy ligada con la confiabilidad y la operación y mantenimiento [O&M].
Es por ello que el desarrollo del presente trabajo de investigación tiene como objetivo presentar una metodología
diseñada para disminuir las posibles fallas existentes de los aerogeneradores de gran potencia (>1000kW)
incrementando su disponibilidad y confiabilidad.

Se espera que la energía eólica juegue un papel cada vez más importante en el escenario energético internacional
futuro. Los expertos predicen que esta tecnología podría abarcar el 5 % del mercado energético mundial para el 2020
[13]. Las aplicaciones de la energía eólica a través de sistemas eólicos, tanto on-shore, como off-shore, han estado
creciendo a un ritmo vertiginoso por todo el mundo.
El presente artículo de investigación, titulada Diseño de un Plan de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad -
MCC del Parque Eólico El Cerro Chocan, se centra en el problema de las carencias y empirismos aplicativos que
afectan el desarrollo de una buena gestión del mantenimiento de los parques eólicos o centrales eólicas que vienen
desarrollándose como una realidad a las deficiencias de la energía eléctrica en el Perú.
Precisamente por ello, es significativo que cada empresa encargada de la operación y mantenimiento [O&M] dadas
como concesiones presenten programas de gestión de mantenimiento modernas acorde a las necesidades de este tipo de
industrias de generación eléctrica, para optimizar la distribución de la energía conectadas a la red provenientes de las
centrales eólicas, a través de su propio sistema o el sistema eléctrico interconectado nacional [SEIN].
El trabajo de investigación ha tenido dos etapas: la de planeamiento, búsqueda de información en las bibliotecas e
internet, con la complementaria observación de aerogeneradores pilotos accesibles en campo.
El tipo de investigación es aplicativa, explicativa y causal, y el tipo de análisis es predominantemente cuantitativo, pero
con calificaciones a interpretaciones cualitativas.
2. ENERGIA EÓLICA DISPONIBLE
Para determinar el sistema más adecuado para la utilización de la energía EÓLICA es preciso conocer la energía
eólica disponible en la región de Piura.
Tabla 01: Velocidad del Viento Media Mensual (Km/H) Piura-Periodo 1963-2008
Fuente: Ministerio de Energía y Minas - MINEM 2010
WWW. Tutiempo.net- estación Piura.
Año Ene Feb. Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Media
Anual
Linea de tendencia
1963 8.7 5.5 7.4 10.0 8.8 9.3 9.8 9.6 11.0 11.2 9.3 11.7 9.4 ggg
1964 11.5 10.4 11.1 10.3 12.6 10.9 11.4 12.4 11.6 10.2 8.3 7.8 10.7 ggg
1965 4.9 5.0 2.8 4.7 8.2 8.4 8.0 9.7 12.5 11.1 11.2 10.5 8.1 gg
1966 9.7 7.5 7.1 9.0 10.5 10.8 10.0 9.7 10.8 11.8 10.5 10.7 9.8 ggg
1967 8.2 7.6 8.0 8.3 10.9 11.8 10.7 10.8 13.4 11.2 12.3 12.0 10.4 ggg
1968 11.1 10.2 9.1 10.0 11.3 12.0 13.4 13.2 13.3 15.8 13.2 13.3 12.2 gggg
1969 12.8 sd 10.7 11.0 10.1 10.2 10.8 12.1 13.2 12.8 12.4 12.9 11.7 ggg
1973 14.4 10.2 7.0 14.4 16.7 17.0 18.2 19.5 21.3 21.4 19.0 18.3 16.5 ggggg
1974 16.5 14.7 14.0 14.5 17.1 17.9 17.0 19.1 20.7 21.1 21.0 18.5 17.7 ggggg
1975 18.1 14.5 13.1 17.8 21.9 18.9 17.9 20.3 21.4 20.5 22.7 18.4 18.8 gggggg
1976 15.9 12.3 13.7 15.2 16.4 13.9 14.2 17.3 16.9 17.2 17.1 15.8 15.5 ggggg
1977 14.1 11.2 10.3 12.2 13.5 11.8 12.4 16.4 16.0 17.8 16.2 17.5 14.1 gggg
1978 19.1 17.3 14.2 15.5 16.8 14.9 15.7 14.2 16.6 15.7 16.3 16.3 16.1 ggggg
1979 13.2 15.3 12.7 15.4 16.3 12.7 12.9 15.9 18.2 17.4 16.2 17.3 15.3 ggggg
1980 16.3 13.6 11.9 12.2 17.7 16.7 17.2 19.3 18.8 19.1 18.1 17.0 16.5 ggggg
1981 17.5 sd 13.2 14.8 14.7 16.1 16.4 16.7 18.4 16.1 15.3 15.9 15.9 ggggg
1982 15.4 13.6 14.1 14.7 15.2 14.1 13.3 14.4 14.8 14.7 12.6 11.4 14.0 gggg
1983 5.9 8.1 6.9 4.5 6.3 9.0 11.2 10.5 16.2 16.6 16.4 16.6 10.7 ggg
1984 16.5 10.4 9.1 8.5 10.6 10.1 11.0 10.5 11.8 12.5 8.9 13.1 11.1 ggg
1985 12.0 10.2 11.8 12.7 13.8 12.3 13.0 10.1 10.9 12.6 12.2 13.0 12.1 gggg
1986 10.5 8.5 8.2 9.9 7.6 8.6 9.6 10.7 11.9 14.6 12.0 8.7 10.1 ggg
1987 11.4 7.5 7.1 16.2 15.8 13.2 14.1 15.5 15.3 14.5 13.3 16.3 13.4 gggg
1988 11.5 9.9 9.4 9.6 10.7 12.1 11.7 13.3 13.8 13.5 14.0 12.8 11.9 ggg
1989 10.5 7.9 8.3 9.9 11.6 10.8 10.5 11.2 13.7 12.4 11.7 10.9 10.8 ggg
1990 11.1 8.6 8.6 10.5 10.8 10.3 10.2 10.5 11.7 13.8 16.8 sd 11.2 ggg
1991 14.5 13.0 11.7 15.7 13.2 11.8 9.7 11.9 11.6 12.7 11.7 11.4 12.4 gggg
1992 11.6 10.2 7.8 7.4 9.1 8.8 8.6 10.1 10.5 sd sd 9.7 9.4 ggg
1993 9.2 7.0 5.4 6.4 6.8 8.0 9.2 8.3 11.1 9.3 8.7 9.8 8.3 gg
1994 8.4 7.0 7.8 8.2 8.5 8.0 7.2 8.8 8.5 7.3 5.8 5.3 7.6 gg
1995 8.0 sd 4.4 6.0 7.2 5.3 7.5 6.8 6.0 5.8 7.1 6.4 6.4 gg
1996 6.4 4.4 4.1 5.1 5.4 4.6 5.9 5.0 6.2 6.8 6.4 7.1 5.6 g
1997 7.0 4.6 5.6 6.3 6.5 5.3 4.8 6.1 7.5 9.7 8.9 6.6 6.6 gg
1998 5.0 6.9 6.6 6.2 6.5 6.2 6.9 8.0 8.6 9.2 9.5 9.2 7.4 gg
1999 8.3 5.0 3.8 5.2 6.2 7.0 7.5 9.2 11.3 11.2 13.1 7.8 8.0 gg
2000 5.7 5.0 4.6 7.0 9.5 9.3 8.7 10.6 13.2 12.4 10.6 11.4 9.0 ggg
2001 9.2 8.3 6.5 6.3 10.3 8.2 8.9 10.4 11.3 12.6 13.1 11.9 9.8 ggg
2002 12.5 9.2 9.0 8.0 10.8 9.6 10.4 9.7 11.8 11.7 11.5 12.1 10.5 ggg
2003 12.4 9.8 11.5 12.0 12.6 11.1 11.6 12.0 13.0 12.9 12.8 12.5 12.0 gggg
2004 11.7 10.8 11.4 11.9 12.0 11.6 11.9 13.2 14.2 14.0 13.2 12.9 12.4 gggg
2005 13.3 10.6 10.6 11.4 12.3 12.0 12.3 12.9 14.6 14.2 14.4 12.2 12.6 gggg
2006 11.7 9.2 8.4 11.3 12.4 10.8 10.0 11.6 12.4 13.4 13.2 12.7 11.4 ggg
2007 11.8 11.9 10.7 11.2 13.1 11.9 12.1 13.9 14.3 12.9 13.1 13.5 12.5 gggg
2008 10.0 7.3 6.5 9.0 11.0 9.7 10.7 10.3 11.1 13.6 12.4 11.9 10.3 ggg
Prom. 11.5 9.5 9.0 10.4 11.6 11.0 11.3 12.1 13.3 13.5 12.9 12.4 11.5 ggg

Fig. 01: Velocidad del Viento Media Mensual (Km/H) Piura-Periodo 1963-2008
2.1. DATOS DE PARTIDA.
Los datos de partida son aquellos datos que presuponemos para poder comenzar los cálculos. En este caso, fijar los
datos de partida consiste en fijar las condiciones. Los datos de partida se pueden resumir en los siguientes puntos:
2.2. CARACTERISTICAS DEL AEROGENERADOR G90 2MW.
Voltaje : 0,69/22,9KV (+/- 5% ΔV)
Frecuencia : 60 Hz (+ /- 2%)
Potencia : 2000 KW (efectiva)
Velocidad de arranque : 3m/s
Velocidad de corte : 25 m/s
3. INDICADORES EN TÉRMINOS FINANCIEROS
3.1. VALOR ACTUAL NETO [VAN]:
………….………………………………………..……………...………. [1]
3.2. TASA INTERNA DE RETORNO [TIR]:
………………………..………………………………. [2]
Para realizar este análisis económico se van a analizar los tres conceptos más relevantes para ello:
a) Inversión inicial.
b) Costos de operación y mantenimiento [O&M]
c) Ingresos.
La finalidad del presente estudio es ser rentable económicamente. Se analizará la rentabilidad económica del parque
eólico el cerro Chocan para el que se supone una vida útil de 20 años.
3.3. INVERSIÓN INICIAL
En la tabla 03 se puede observar todos los conceptos implicados en el proyecto y sus respectivos costos de inversión
para el cálculo.
3.4. PRESUPUESTO DEL PARQUE EOLICO CON 30 AEROGENERADORES DE 2MW.
El costo de un parque eólico oscila entre 840 y 1000 €/KW, Considerando unos 900 €/KW [4]. Trabajando al
cambio en dólares (1€ equivale a 1.29023$), se tendría los siguientes valores:
Potencia Unitaria : 2MW
Número de Turbinas : 30
Inversión Unitaria por Turbina : 2 200.000 $/MW
Multiplicando por la potencia : 4 400.000 $
Inversión Total : 132 000.000 $
Ene
Ago
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
1963
1965
1967
1969
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Meses
Velocidad(Km/h)
Años
Velocidad del Viento Media Mensual
Ene Feb. Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Media Anual

-7.00000
-6.00000
-5.00000
-4.00000
-3.00000
-2.00000
-1.00000
0.00000
1.00000
2.00000
3.00000
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50
FrecuenciaAcumuladaAnual
Ln(Velocidades)
Weibull Horas-Velocidad viento
De este valor los componentes tienen los siguientes porcentajes:
Tabla 02: Porcentajes a considerar para el cálculo de presupuesto del parque eólico [4]
Estudio de Viabilidad 1.00%
Turbina 65.00%
Obras civiles 12.00%
Transporte y montaje de turbinas 1.95%
Sistema eléctrico 12.00%
Desarrollo e ingeniería 5.00%
Planificación y Administración 2.00%
Promoción del Parque 1.00%
Otros 0.05%
TOTAL 100,00%
Elaboración: Propia
Tabla 03: Costo del parque eólico 60MW. (30 aerogeneradores de 2MW)
4. GENERACIÓN DE ENERGÍA ESTIMADA PARA LA TURBINA GAMESA G90-2MW Y CURVA DE
POTENCIA (50% DE PROBABILIDAD)
A partir de los datos de frecuencia de las horas anuales con relación a la velocidad del viento, se comprueba si
corresponden a una distribución de Weibull, calculando los parámetros correspondientes:
: Factor de forma
: Factor de escala, y la velocidad promedio del viento Vmed:
Fig. 02: Curva de Weibull horas - Velocidad de viento
Elaboración: Propia, Dónde:  (Pendiente) = 1.94,  = 8 y Vmed = 8.46m/s
P/UNITARIO % DE INV. CANTIDAD PRECIO ($)
ESTUDIOS DE VIABILIDAD(1% DE LA INV. TOTAL) 1 1 1320000
COMPONENETES
Torre meteorologica 50m
(Sensores de velocidad y direccion del viento) 15000 0.00086957 3 45000
Turbina de 90m de diametro(65% de la inv. Total) 2860000 65 30 85800000
Transporte y montaje de la turbina
(3% del costo de la turbina = 1.95% del costo total) 85800 1.95 30 2574000
Obra Civil
(12% de Inv. Total) 12 1 15840000
Conexión a la red-Est. De suministr.
(12% de la Inv. Total) 12 1 15840000
Planificacion y Adminstr.-Notario
Compensaciones (2% del costo total) 2 1 2640000
Desarrollo e Ing. Est. De Impacto
(5% de inv. Total) 5 1 6600000
Promocion del Parque(1% Inv. Total) 1 1 1320000
TOTAL PARCIAL 99.9508696 131,979,000.0
IGV(18%) 23756220
TOTAL CON IGV 155,735,220.0

Tabla 04: Frecuencias del viento, puntual y acumulada
Elaboración: Propia, * 𝑙𝑛 (𝑙𝑛
1
1−𝐹𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎
)
Al ser un gráfico prácticamente una línea recta, corresponde a una distribución Weibull. Para obtener la potencia
media se consideran las probabilidades de cada velocidad, las que se multiplican por la potencia instantánea
correspondiente dada por el fabricante de la turbina. Estas probabilidades corresponden a la distribución de Weibull
[Pu] anterior, con lo que se obtienen las aportaciones individuales de cada velocidad del viento a la potencia de la
turbina, y su suma es la potencia media de salida en KW de la turbina. Multiplicando esta potencia media por el número
de horas anuales se obtiene la energía anual en KWH proporcionada por al aerogenerador.
𝑃(𝑢) =
𝛽

. (
𝑉

) 𝛽−1
. 𝑒
−(
𝑉

) 𝛽
………………………………. [3]
Dónde:
P(u): Potencia por unidad
 : Factor de forma,
 : Factor de escala
Datos Iniciales para el cálculo:
Lugar : Cerro Chocan
Turbina : Gamesa G90
Clasificación : 2000 kW
Altura : 80 m
Densidad Aire : 0.293 Kg/m3
Velocidad Viento : 8.5 m/s
Int. De Turbulencia : 10.0%
Record de Periodo : 01/01/2008 - 31/12/2008
5. MÉTODO DE CÁLCULO
N°
VELOCIDAD
DE VIENTO
(m/s)
NUMERO DE
HORAS
(HR/AÑO)
FRECUENCIA DE
OCURRENCIA
PUNTUAL
FRECUANCIAS
ACUMULADAS
Ln(V) Ln *
1.0 0 0.0 0.000 0.0000000 0.0000000 0.00000
2.0 1 26.3 0.003 0.0030023 0.0000000 -5.80688
3.0 2 148.9 0.017 0.0200000 0.6931472 -3.90194
4.0 3 262.8 0.030 0.0500000 1.0986123 -2.97020
5.0 4 332.9 0.038 0.0880023 1.3862944 -2.38469
6.0 5 648.2 0.074 0.1619977 1.6094379 -1.73311
7.0 6 937.3 0.107 0.2689954 1.7917595 -1.16048
8.0 7 1042.4 0.119 0.3879909 1.9459101 -0.71129
9.0 8 1261.4 0.144 0.5319863 2.0794415 -0.27541
10.0 9 1033.7 0.118 0.6499886 2.1972246 0.04859
11.0 10 849.7 0.097 0.7469863 2.3025851 0.31795
12.0 11 744.6 0.085 0.8319863 2.3978953 0.57870
13.0 12 551.9 0.063 0.8949886 2.4849066 0.81257
14.0 13 403.0 0.046 0.9409932 2.5649494 1.04031
15.0 14 271.6 0.031 0.9719977 2.6390573 1.27410
16.0 15 131.4 0.015 0.9869977 2.7080502 1.46848
17.0 16 70.1 0.008 0.9950000 2.7725887 1.66739
18.0 17 26.3 0.003 0.9980023 2.8332133 1.82709
19.0 18 8.8 0.001 0.9990068 2.8903718 1.93364
20.0 19 8.8 0.001 1.0000114 2.9444390 -
21.0 20 0.0 0.000 1.0000114 2.9957323 -
22.0 21 0.0 0.000 1.0000114 3.0445224 -
23.0 22 0.0 0.000 1.0000114 3.0910425 -
24.0 23 0.0 0.000 1.0000114 3.1354942 -
25.0 24 0.0 0.000 1.0000114 3.1780538 -
26.0 25 0.0 0.000 1.0000114 3.2188758 -
8760 1

En una hoja de cálculo de excel se disponen las columnas: Velocidad del viento, frecuencia de ocurrencia, número
de horas, potencia instantánea, y potencia neta. Se calcula la energía anual para cada velocidad, y sumando los valores
obtenidos se obtienen la energía del aerogenerador, así como la curva de potencia, [Tabla 05].
Tabla 05: Potencia y energía estimada para el aerogenerador Gamesa 2MW modelo G90.
Fuente: Gamesa
Fig. 02: Curva de Potencia Aerogenerador Gamesa 2MW modelo G90
VELOCIDAD DE
VIENTO (m/s)
FRECUENCIA DE
OCURRENCIA (%)
NUMERO DE
HORAS (HR.)
CURVA DE
POTENCIA (KW)
POTENCIA
MEDIA DE
SALIDA (KW)
POTENCIA MEDIA
DE SALIDA
ACUMULADA
(KW)
ENERGIA A LA
SALIDA (KWH)
0.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 0.00000000 0
1.0 0.3% 26.3 0.0 0.0000000 0.00000000 0
2.0 1.7% 148.9 0.0 0.0000000 0.00000000 0
3.0 3.0% 262.8 20.0 0.5996624 0.59966238 5253.0
4.0 3.8% 332.9 81.0 3.0797475 3.67940992 26980.2
5.0 7.4% 648.2 189.0 13.9843293 17.66373924 122495.2
6.0 10.7% 937.3 348.9 37.3366210 55.00036024 327061.8
7.0 11.9% 1042.4 572.0 68.0695744 123.06993462 596266.6
8.0 14.4% 1261.4 866.0 124.7040000 247.77393462 1092372.4
9.0 11.8% 1033.7 1227.0 144.7860000 392.55993462 1268349.9
10.0 9.7% 849.7 1597.0 154.9090000 547.46893462 1356970.9
11.0 8.5% 744.6 1873.0 159.2050000 706.67393462 1394635.8
12.0 6.3% 551.9 1966.0 123.8580000 830.53193462 1085035.4
13.0 4.6% 403.0 1988.0 91.4480000 921.97993462 801164.0
14.0 3.1% 271.6 1997.0 61.9070000 983.88693462 542385.2
15.0 1.5% 131.4 1999.0 29.9850000 1013.87193462 262668.6
16.0 0.8% 70.1 2000.0 16.0000000 1029.87193462 140200.0
17.0 0.3% 26.3 2000.0 6.0000000 1035.87193462 52600.0
18.0 0.1% 8.8 2000.0 2.0000000 1037.87193462 17600.0
19.0 0.1% 8.8 2000.0 2.0000000 1039.87193462 17600.0
20.0 0.0% 0.0 2000.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
21.0 0.0% 0.0 2000.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
22.0 0.0% 0.0 1906.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
23.0 0.0% 0.0 1681.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
24.0 0.0% 0.0 1455.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
25.0 0.0% 0.0 1230.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
26.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
27.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
28.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
29.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0
TOTAL 100.0% 8760 32996.0 1,039.9 9,109,639.0
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28
Potenciaen(KW)
Velocidad del Viento (m/s)
Curva de Potencia
(Velocidad de arranque: 3m/s; Velocidad de corte: 25m/s)

5.1. POTENCIA EXTRAIBLE DEL VIENTO:
El coeficiente de potencia [CP] o rendimiento de turbina será igual a la potencia otorgada por la turbina dividida
por la potencia del viento:
𝑃 = 𝐸𝑐 =
1
2
𝑀. 𝑉2
…….……..………………. [4]
Dónde:
M = dAV es el Flujo másico, Luego:
𝑃 =
1
2
𝜌. 𝐴 . 𝑉3
…………..….……….………. [5]
Dónde:
P : Potencia en W.
 : Densidad del viento Kg/m3
A : Área del rotor en m2
V : Velocidad del viento en m/seg.
5.2. RENDIMIENTO GLOBAL MÁXIMO DEL AEROGENERADOR, SEGÚN LA LEY DE BETZ (1)
Eficiencia teórica máxima Aerogenerador: (16/27) 59,3%: 0.593
El rendimiento aproximado de los componentes del aerogenerador es:
Tabla 06: Rendimientos aproximados de los componentes de un aerogenerador
COMPONENTES DEL AEROGENERADOR RENDIMIENTOS SELECCIONAMOS
El Rotor 0.20 <Rendimiento< 0.85 0.80
El Multiplicador 0.70 <Rendimiento< 0.98 0.90
El Generador 0.80 <Rendimiento< 0.98 0.90
El Transformador 0.85 <Rendimiento< 0.98 0.90
Perdidas en la línea de conducción (No se consideran) 0.90 <Rendimiento< 0.99 1.00
Fuente: [Creus-2009]
Por lo tanto el rendimiento global o coeficiente de rendimiento o llamado también coeficiente de potencia [CP] será
el producto de todos los rendimientos seleccionados y el de Betz: CP = 0,35 [35 %]
Que también se determina con la siguiente formula:
𝐶 𝑃 =
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝐸𝑗𝑒
𝜋
8
𝜌.𝐷2.𝑉3 =
8×𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝐸𝑗𝑒
𝜌.𝜋.𝐷2.𝑉3 ………..……………………………….. [6]
Y la potencia queda así:
𝑃 = 𝐶 𝑃.
1
2
𝜌. 𝜋. 𝑅2
. 𝑉3
…….………………..………………. [7]
Dónde:
P : Potencia Mecánica W.
ρ : Densidad del aire Kg/m3
R : Radio del rotor m.
D : Diámetro del rotor m.
V : Velocidad del viento m/s.
5.3. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE CAPACIDAD [FC]
El [FC] del parque es el cociente entre la producción generada (rendimiento de potencia promedio de la turbina) y
la que se obtendría si hubiera trabajado a pleno rendimiento (Potencia calificada):
𝐹𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 =
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 [𝑀𝑊𝐻]
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑎[𝑀𝑊𝐻]
………………….…. [8]
El [FC] excelente es de 0,40, mientras que un valor razonable es de 0,25 a 0,30. Por consiguiente en el caso que se
estudia, la velocidad del viento debería ser mayor y soplar durante más tiempo.
(1)
Albert Betz - Wind-Energy. 1926

Fig. 03: Curva de potencia media, acumulada y velocidad del viento aerogenerador Gamesa 2MW modelo G90
Fig. 04: Curva de potencia media y acumulada del Aerogenerador Gamesa 2MW - G90
A continuación se muestra los resultados obtenidos:
a. I FASE DE 30 AEROGENERADORES:
Tabla 07: Energía anual unitaria, máxima y el factor de capacidad para el aerogenerador
ENERGIA ANUAL 9,109.382 MWH
Velocidad media según potencia 8.5 m/s
PRODUCCION ANUAL 273,281.46 MWH
PRODUCCION ANUAL MAXIMA 525,600.00 MWH
FACTOR DE CAPACIDAD BRUTA 51.99%
Considerando las pérdidas, que son las siguientes:
Tabla 08: Pérdidas para la producción de la energía del aerogenerador
Disponibilidad 3.0%
Distribución Eléctrica (perdidas de energía) 3.0%
Turbulencia y controles 0.5%

Efectos de interferencia estela(Wake) 5.0%
Contaminación(cambios en la aerodinámica alabes) 2.0%
Utilidad (paradas de planta por mantenimiento) 0.5%
BRUTO A NETO 86.72%
a.1. Cálculo de la Producción Neta:
Tabla 09: Producción neta unitaria de energía y producción total de la energía para 30 aerogeneradores
PRODUCCION NETA 7.900,021 MWH
FACTOR DE CAPACIDAD NETO 45,09%
PROCUCCION TOTAL 60(MW) 237.000,62 MWH/AÑO *
* También se podría calcular este valor multiplicando la producción neta unitaria por la cantidad de turbinas.
b. II FASE DE 100 AEROGENERADORES:
Tabla 10: Energía anual unitaria, máxima y el factor de capacidad (FC) para el Aerogenerador.
ENERGIA ANUAL 9,109.382 MWH
Velocidad media según potencia 8.5 m/s
PROD. ANUAL 910,938.21 MWH
PROD. ANUAL MAXIMA 1,752,000.00 MWH
FACTOR DE CAPACIDAD BRUTA 51.99%
b.1. Cálculo de la Producción Neta:
Tabla 11: Calculo de la producción neta unitaria y producción total de la energía para 100 aerogeneradores
PRODUCCION NETA UNITARIA 7,900.021 MWH
FACTOR DE CAPACIDAD NETO 45.09%
PROCUCCION TOTAL 200(MW) 790,002.06 MWH/AÑO *
* También se podría calcular este valor multiplicando la producción neta unitaria por la cantidad de turbinas.
c. Cálculo de la Producción de la Capacidad Neta Total 260MW (130 aerogeneradores):
Tabla 12: Producción neta unitaria y total de la energía anual para 130 aerogeneradores
PROCUCCION DE ENERGIA 60(MW)
PROCUCCION DE ENERGIA 200(MW)
237,000.62 MWH/AÑO
790,002.06 MWH/AÑO
PROCUCCION TOTAL 260(MW) 1,027,002.67 MWH/AÑO
5.4. OPTIMIZACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD:
Para poder optimizar el funcionamiento de un parque eólico y conseguir ese aumento en la tasa de retorno existen
tres pilares fundamentales que deben ser analizados con detalle:
 La disponibilidad
 El rendimiento energético
 Costos de operación y mantenimiento O&M
Existen varios problemas bien definidos que son causas típicas de indisponibilidad, las cuales de manera global
atienden a los siguientes grupos:
Fallos en componentes principales
Fallos en componentes secundarios
Fallos humanos, etc.

5.4.1. LA DISPONIBILIDAD
Una correcta optimización de una instalación eólica puede conseguir aumentar el retorno de la inversión de un
parque en valores cercanos al 20%.
Si calculamos para el parque de 60MW y 2000 horas anuales de funcionamiento y aplicáramos la fórmula [9]
veríamos que por cada punto porcentual, la producción de este parque tipo aumentaría en unos 1200MWH,
aproximadamente unos 120.765,53 $ (93.600€), cifra nada desdeñable.
5.4.2. Factor de Disponibilidad [AF]:
𝐴𝐹 =
𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑[𝐴𝐻]
𝑁° 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜[𝑃𝐻]
…………………..………. [9]
5.4.3. Disponibilidad Operativa [Ao]:
𝐴 𝑂 =
𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙+𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑝𝑜𝑟 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠[𝑀𝑊𝐻]
……..…. [10]
Siendo:
Producción anual: 525.600,000 [MWH]
Producción por Pérdidas: 7.900,021 [MWH]
AO = 98,52 %
5.5. EL RENDIMIENTO ENERGETICO [EA]:
La eficiencia o rendimiento energético es similar al [FC] promedio anual:
𝐸𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 =
𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑉𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑞𝑢𝑒 𝑝𝑎𝑠𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟[𝑀𝑊𝐻]
……… [11]
Siendo:
Producción Anual: 525.600,00 [MWH]
Cantidad de energía del viento por el área del rotor: 237.000,62 [MWH]
E Anual = 45,09%
5.5.1. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [O&M]
Los costos de operación y mantenimiento los vamos a tener en cuenta para toda la vida útil del parque. Este tipo de
costos corren a cargo de la empresa que opera el parque y los dividimos en:
- Gastos fijos: independientes de la operación del parque. Se refieren al personal contratado, gastos
administrativos, etc.
- Gastos variables: dependen de las horas de operación del parque. Se refieren al mantenimiento, agua, energía
consumida, etc.
El punto negro de un parque eólico es el elevado coste de O&M que supone a largo plazo. Los aerogeneradores son
estructuras de difícil acceso, y suelen estar situadas en áreas remotas. Sólo estos factores aumentan el coste de O&M de
los parques eólicos. Si se desea además dar una alta disponibilidad es necesario una O&M que consiga buena fiabilidad.
Los tiempos de fuera de servicio suelen ser elevados teniendo repercusión en la disponibilidad y en la pérdida de
producción [11].
Uno de los factores clave para dar un empujón final a la energía eólica, consiste en reducir los costes de O&M y
con ellos en cierta medida el COE. De acuerdo con Walford [8], el peso de los costes de O&M dentro de los costes
totales de la energía producida es del 10%-20% en un parque eólico.
Aunque se estimó que los costes de O&M para un proyecto de máquinas 2MW podría ser menor del 12%2 que el
coste equivalente de un proyecto de máquinas de 750 kW, a experiencia histórica no lo confirma. La industria
aseguradora alemana ha estimado que el coste adicional de O&M para una máquina de tamaño MW podría estar en
125000$ cada cinco años (aproximadamente 0.1$/kWh al año, suponiendo un factor de capacidad del 30%) (3).
Para hallar los gastos en el año n de vida del parque, utilizamos la siguiente fórmula:
𝐶 𝑜𝑚
𝑛
= 𝑐 𝑜𝑚. 𝑃𝑖𝑛𝑠. ℎ 𝑎ñ𝑜. (1 + 𝑡 𝑛𝑜𝑚) 𝑛
; ∀ 𝑛 ∊ [1,20] …………[12]
Dónde:
2
W. Vachon: “Long-term O&M costs of wind turbines based on failure rates and repair costs,” in WINDPOWER 2002
Conference and Exhibition, Oregon, United States, 2002.
(3)
DeVries, E.: “Costly Insurance Measure Threatens Development,” Wind Stats Newsletter, Vol. 16, No. 1, winter 2003.

Com : Costo de operación y mantenimiento en el año n [$].
Com : Costo de operación y mantenimiento [$/kWh].
Pins : Potencia instalada [kW].
haño : Horas equivalentes de funcionamiento del parque al año.
tnom : Tasa nominal de explotación y mantenimiento.
n : Año n.
5.5.2. Cálculo del Costo del Mantenimiento del Aerogenerador:
Es el 1% del KWH de salida (aumento del 2% anual)
De la tabla 09 y 12 se tiene:
Producción Media Unitaria: 7,900.021 MWH
Producción Anual : 237.000,62 MWH/AÑO
237 000.620 KWH
Entonces para: 1% = $ 2, 370,006
1.5% = $ 2, 336,028
2% = $ 3, 114,704 Anual del costo de inversión inicial
Finalmente se asume un costo de: 3, 000,000 $/AÑO
5.5.3. Cálculo del Costo de Operación del Aerogenerador:
Es el 3% de la inversión total/año
Entonces para 3% = 4, 672,057 $/AÑO
El parque dispone de 30 Aerogeneradores, con una producción de 237.000,62 MWH
Factor de Capacidad neto que es lo mismo a la eficiencia energética tiene un valor de: 45,09%
5.5.4. Calculo del Costo de Capital por KWH:
𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙
𝑘𝑊𝐻
= [
𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎(𝑘𝑊)
] × [
𝑇𝐼𝑅
𝐹𝐶×8760
]…………………………. [13]
La tasa interna de rentabilidad [TIR] que indica la viabilidad del proyecto depende del tipo de interés aplicado (r) y
de los años de vida útil de la planta
𝑇𝐼𝑅 =
𝑟
[1−
1
(1+𝑟) 𝑛]
…………………………………….…. [14]
Dónde:
FC : Factor de capacidad
TIR : Tasa Interna de Retorno
r : Tasa de interés (r = 0.07)
n : Periodo de tiempo (n = 20 años)
Reemplazando en las ecuaciones anteriores resulta:
Para un TIR = 0,0944
Costo Capital/KWH = 0,0620 $/KWH Anual
6. RESUMEN DE LOS CÁLCULOS OBTENIDOS:
Costos Anuales de Operación + Mantenimiento : 7 672,057 $/Año
(5,813%)
Costos de Operación + Mantenimiento Por Kwh : 0,032372 $/KWH
Costo de la Extracción de la Energía Eólica : 0,0944009$/KWH
($188,80/ hora)
El cálculo del factor de disponibilidad alcanza el : 98.52%
El cálculo del rendimiento energético : 45.09%
6.1. COSTO DE LA ENERGIA [COE]
La importancia que está adquiriendo la energía eólica en el panorama mundial. Continuará teniendo un futuro
próspero si se apoya en los siguientes dos pilares: reducir el [COE] y mejorar la confiabilidad de los parques
eólicos. Una energía que pueda hacer frente a las otras fuentes convencionales debe tener un precio competitivo y una
alta disponibilidad y confiabilidad exigida, si se quiere ser parte importante de la red de generación eléctrica mundial.
Reducir el [COE] y una alta confiabilidad son dos conceptos que van de la mano. Un sistema con mayor
confiabilidad requiere de menos costos de [O&M] y costo de reemplazo [LCR]. Se consigue una mayor disponibilidad
energética anual [AEP]. La definición de [COE] es la siguiente:

𝐶𝑂𝐸 =
(ICC×FCR)+𝐿𝐶𝑅
AEP
+ 𝑂&𝑀 …………………….………….…. [15]
Dónde:
ICC : Costo de la inversión inicial
FCR : Cargo de la tasa de reparación.
LCR : Costo de remplazo
O&M : Costo de operación y mantenimiento
AEP : Disponibilidad Energética Anual
La mejora de la confiabilidad aumentará el denominador, AEP, y disminuirá los costes de LCR y O&M.
Realizando estudios de fiabilidad, es probable que aumente el ICC, pero a largo plazo se producirá un reducción mayor
de los costes de LCR y O&M y aumento de la AEP, consiguiendo reducir el COE.
6.2. CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA DE LA ENERGIA A LA RED.
Los KWH producidos, considerando un promedio de 8Hr., de viento a una velocidad media de 8m/s dando el
generador la potencia eléctrica máxima, son:
2000kW x 8h x 360dias = 5'760.000 kWh/año
Suponiendo que las instalaciones situadas al lado de la torre consuman el equivalente a una vivienda tipo.
8.035kWh/día x 360 = 2.893 kWh/año
Se puede transferir a la red:
5'760.000 - 2.893 = 5'757.107,4 kWh/año
Si la central eólica vende su energía a alguna compañía suministradora, el BOE67 de 18/03/08 (RD 222/08 del 15
de Feb.), indica que en la categoría b.2.1 (Instalación Eólica en tierra), la tarifa Eléctrica regulada es de 0,097646
$/kWh [0,075681 €/kWh] los primeros 20 años [4]
6.3. BALANCE ECONOMICO Y EVALUACIÓN DE LOS INDICADORES ECONÓMICOS
PARQUE EOLICO DE 60MW (30 AEROGENERADORES DE 2MW GAMESA G90)
Inversión Total : 155 735.220,00 $
Tarifa eléctrica regulada : 0,097646$/KWH
Producción anual : 237 000.620 KWH
Transferencia de energía a la red : 23, 142,138.04 $/año (Ingresos iniciales)
Ingreso por transferencia de electricidad a la red (aumento de 1.4 - 2%/año), Eligiendo la opción de tarifa regulada
durante los 20 años de vida útil de la instalación, se estima un incremento medio anual del 1.4%.
6.4. INGRESOS
Los ingresos que se obtendrán por la transferencia de energía a la red, los obtendremos de la ecuación:
𝑃𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙($) = 𝐹𝐶. 𝑃 𝑀𝑎𝑥. 𝑇𝑟 …………………………………..………..… [16]
Siendo:
PAnual : Transferencia de energía a la red en [$/Año]
FC : Factor de Capacidad
PMax : Producción máxima de energía [KWH/Año]
Tr : Tarifa eléctrica regulada.
7. RESULTADOS PRELIMINARES OBTENIDOS
TABLA 13: ANALISIS ECONOMICO DEL PARQUE EOLICO EL CERRO CHOCAN
Tabla 15: Análisis Económico del Parque Eólico El Cerro Chocan
Tabla 13: Análisis Económico
Años
Inv Inicial ($/año)
Año 0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Transferencia
electricidad
0 23,142,138 23,466,128 23,794,654 24,127,779 24,465,568 24,808,086 25,155,399 25,507,575 25,864,681 26,226,786
Mantenimiento
Aerogeneradores
-2,370,006 -2,417,406.32 -2,465,754.45 -2,515,069.54 -2,565,370.93 -2,616,678.35 -2,669,011.92 -2,722,392.15 -2,776,840.00 -2,832,376.80
Operación
Aerogeneradores
-4,672,057 -4,765,497.73 -4,860,807.69 -4,958,023.84 -5,057,184.32 -5,158,328.00 -5,261,494.56 -5,366,724.45 -5,474,058.94 -5,583,540.12
Inversion -155,735,220
Flujo de caja -155,735,220 16,100,075 16,283,224 16,468,092 16,654,686 16,843,013 17,033,079 17,224,892 17,418,458 17,613,782 17,810,869
Pagar -155,735,220 -139,635,145 -123,351,921 -106,883,829 -90,229,144 -73,386,131 -56,353,052 -39,128,159 -21,709,701 -4,095,920 13,714,950
Parque eólico de 60MW (30 Aerogeneradores de 2MW)
Inversión total: 155 735.220,00 $
Producción anual: 237 000.620 KWH
Costo de mantenimiento: 1% del KWH de salida = 2 370.006,20 $/AÑO (Aumento 2% anual)
Costo de Operación 3% Inversión total/año= 4, 672,057 $/AÑO (Aumento 2% anual)
Tarifa eléctrica regulada 0,097646 $/KWH
Transferencia de energía a la red: 23, 142,138.04 $/año
Interés de Capital: 8.75%
Taza de amortización: 5%

Tabla 14: Indicadores Económicos
COSTOS DE O&M: 34,0 %
Agradecimientos
El agradecimiento para el DR. Carlos Díaz Contreras-UTA- Chile, Dr. Ing. Juan Vega Vargas-UTA - Chile, por su
valioso aporte de ideas a este trabajo, así mismo a la Carrera Profesional de Ingeniería en Energías Renovables de la
Universidad Nacional de Juliaca UNAJ-Puno, y a BS Grupo SAC
REFERENCIAS
[1] ALEJANDRO E. CABALLERO ROMERO: Metodología Integral Innovadora Para Planes y Tesis,
Editorial: El Comercio SA - Lima 2011.
[2] PEDRO FERNÁNDEZ DÍEZ: Energía Eólica, Departamento de Ingeniería Eléctrica y Energética, Universidad de
Cantabria España, 2000. Disponible en Web: http://www.termica.webhop.info/
[3] CARLOS FOLEY, Gerente de Proyectos División de Energías Alternativas, 1er Seminario: Avances en el
Aprovechamiento de la Energía Eólica en el Perú y Su Potencial para la Generación de Electricidad Aislada y
Conectada a la Red, Petrolera Monterrico S.A., Julio 2008.
[4] ANTONIO CREUS: Energías Renovables, 2da Edición, Ediciones SEYSA, 2009, Madrid-España.
[5] ENRIQUE BALDOVINO FERNANDINI, GUILLERMO RAMOS MARIÑO, VÍCTOR CALDERÓN MOTTA,
Tesis: Propuesta Estratégica Para El Desarrollo De La Energía Eólica En El Perú, Pontificia Universidad Católica Del
Perú, Junio 2007.
http: //www2.osinerg.gob.pe/EnergiasRenovables/intro1.html
OPTIMIZATION OF THE AVAILABILITY IN ENERGY PRODUCTION AND ECONOMIC
ASSESSMENT OF WIND FARM COLLIDE-HILL REGION PIURA
Abstract. In the present study the calculation of the power injected interconnected power system economic analysis of
the potential need to enter the wind energy and its economic potential is realized.
Politically, the project is located in the territorial jurisdiction of the Piura region, specifically in the jurisdiction of the
districts of Paita and Huaca, belonging to the province of Paita, Piura department. Geographically it is located on top
of Collide, White Tunal and hills whose height does not exceed 200 m, relative to the base.
The wind farm project on Mount Collide have a generating capacity of 260MW and is expected to be the first project of
this nature, commercially connected to the local distribution network [ENOSA] or the national grid [SEIN ], this
project consists of two phases:
Phase I: 30 Gamesa wind turbines Brand Model G-90 2.0 MW is planned, with a total capacity of 60MW.
For this purpose a transmission line of 60KV, 5.9 km long between the substation and the existing wind farm ENOSA
line was installed.
Phase II: the project is intended to expand the capacity of 260MW wind farm by adding 100 turbines Gamesa G-90
2,0MW as well as the construction of a 220KV transmission line to the substation Piura-West, located in the. SEIN
main corridor North-South.
The economic study was started by calculating total investment of 30 wind turbines for wind farm are: 155 $
735,220.00, the net production of 7900.021 MWH and total annual energy production: 237,000.62 MWH / YEAR
capacity factor [FC] of 45.09%. which is similar to the performance of the plant.
The cost of O & M: 1% of the total investment to 3% of the initial investment (annual increase of 2% for both): 30.1%
The operational availability of the wind farm is 98.5%, and plant performance of 45.09%. It should be noted that wind
turbines occupy an area of 2,900 HA., The 13,200 Ha, covering the site of the wind farm, owned by the Armed Forces.
Key Words: Wind Power Wind Turbine capacity factor, cost of operation and maintenance, economic analysis.
VAN S/. 6,081,441
TIR 20 años
9.27%
TIR 5 años
-17.96%
TIR 10 años
1.54%
TIR 15 años
7.09%
Ratio 1.25
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
26,593,961 26,966,277 27,343,804 27,726,618 28,114,790 28,508,397 28,907,515 29,312,220 29,722,591 30,138,708
-2,889,024.33 -2,946,804.82 -3,005,740.92 -3,065,855.73 -3,127,172.85 -3,189,716.31 -3,253,510.63 -3,318,580.84 -3,384,952.46 -3,452,651.51
-5,695,210.93 -5,809,115.14 -5,925,297.45 -6,043,803.40 -6,164,679.46 -6,287,973.05 -6,413,732.51 -6,542,007.16 -6,672,847.31 -6,806,304.25
18,009,726 18,210,357 18,412,766 18,616,959 18,822,938 19,030,708 19,240,272 19,451,632 19,664,792 19,879,752
31,724,676 49,935,032 68,347,798 86,964,757 105,787,695 124,818,403 144,058,675 163,510,307 183,175,099 203,054,850

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