Comité de redacción: Fabián Bahamondes, Abdo Fernández, Igna-cio Mir, Alberto Ortega, Víctor Pucci.

ISBN 978-956-9047-00-8Registro de Propiedad Intelectual Nº 202713Primera Edición 1.000 ejemplares.Santiago, Abril, 2011.

Prefacio

Motivación

Agradecimientos

Evaluación de Recurso Solar

Evaluación de Recurso Eólico

Bibliografía

Contenido

Agradecimientos

4

6

8

10

41

89

�

Introducción

ElCentrodeEnergíasRenovables(CER),ensuesfuerzoporpromoverquelasERNCsedesarrollenenChile,estáavocadoagenerarcontenidosymaterialdedifusiónacercadelasfuen-tesenergéticas renovablesy las tecnologíasmásviablesparanuestropaís.

EsporestoqueelCERsehaplanteadocomotarealaelabora-cióndedocumentosparaconocimientopúblico,orientadosalcontextochileno,susbeneficiosyoportunidades,especialmen-te,suaplicabilidadenlarealidadnacional.

Enestecompromiso,elanálisisylainvestigaciónhansidoele-mentosfundamentalesparalainstitución,puestoquesuobje-tivoesrevisarlasdistintasdimensionesqueserelacionancondesarrolloyconcrecióndenuevosproyectos,paragenerarasí,informaciónnueva,integralydevalorparalaindustria.

Estemanualtienecomoprimerafinalidadcomponerunmarcogeneral que permita establecer la necesidad de contar datosadecuadosdeevaluacióndelosrecursos,conocerelestadodelartedelatecnologíademedición,asícomotambién,generarunpanoramadelasituaciónactualenChileylosdesafíospendien-tesenestamateria.

Con este aporte, sinceramente, esperamos incentivar la par-ticipaciónde lasenergías renovablesnoconvencionalesen lamatrizenergéticadenuestropaísyconello,asegurarelcreci-mientosustentabledela industria.Delmismomodo,nosgus-taríaproponerunadiscusióninformada,queaspireaanalizarbarreras, beneficios y oportunidades, de manera de generarlascondicionesparaagilizarprocesosyfinalmente,concretarproyectosdeenergíaslimpias.

Carolina Galleguillos, DirectoraCentrodeEnergíasRenovables

�

Motivación

El consumo de energía primaria en Chile está cubierto en gran parte por combustibles fósiles, lo que presenta varios inconvenientes: no se producen en el país, dejándolo sujeto a la alta variabilidad de precios en los mercados internacionales; su uso genera emisiones contaminantes que afectan tanto el medio ambiente como la huella de carbono de nuestros principales productos de exportación; y están sujetos a procesos de agotamiento en su calidad de recursos no renovables.

En el sector eléctrico la situación es similar: las centrales termoeléctricas cubren más del 50% de la ge-neración, y son la única alternativa disponible en casos de menor producción hidroeléctrica. En efecto, durante los últimos años hemos visto una tendencia al crecimiento de la generación y de la capacidad instalada termoeléctrica en desmedro de la hidroeléctrica.

Considerando los puntos de vista de seguridad de suministro, efi ciencia en el uso de los recursos, y sos-tenibilidad del sistema energético nacional, se hace necesario encontrar una combinación de fuentes, recursos y tecnologías que permitan al país alcanzar un mayor grado de independencia energética garan-tizando el suministro con costos razonables y causando un mínimo impacto en el medio ambiente. Por lo anterior desde hace varios años que el país se ha trazado la meta de alcanzar una mayor participación de las Energías Renovables en su matriz de generación eléctrica. Existe también una tendencia ciudadana importante que ha manifestado su preferencia por proyectos de energía limpia. Aún así existen diversas barreras que han impedido la penetración de la energía renovable al sistema eléctrico nacional, entre las cuales se cuenta la falta de información confi able acerca de los recursos disponibles, específi camente solar y eólico en lo que al presente manual se refi ere.

La evaluación de los recursos renovables, solar y eólico, es una actividad que requiere de conocimiento especializado y de tiempo, además de una inversión signifi cativa en equipamiento, su operación y man-tención, y en el procesamiento y control de calidad de los datos generados. El Centro de Energías Reno-vables de CORFO tiene como parte de su misión el recopilar información acerca del potencial asoiado a los recursos, y realizar difusión y capacitación tanto en el uso de la información existente como en la generación de información adicional. En este sentido, el CER en conjunto con el Área de Energía Solar de DICTUC, proponen el presente manual como una guía que permitirá a los usuarios comprender las bases técnicas de las actividades de evaluación de recursos eólico y solar, y tomar las decisiones nece-sarias para ejecutar campañas de prospección de manera tal de ajustarse a procedimientos y estándares internacionales con el fi n de generar datos de la mejor calidad posible. Eliminar la barrera de no contar con datos sufi cientes sobre el recurso requiere generar datos de baja incertidumbre, los que se obtienen mediante el uso de sensores e instrumentos adecuados, instalados de acuerdo a normas y procedimien-tos defi nidos, sujetos a operación y mantención según lo necesario, y con controles de calidad adecua-dos. La prospección de recursos en energía renovable no debe ser vista como un costo, sino como una inversión que facilita obtener fi nanciamiento para un proyecto y permite estimar con mayor precisión su rendimiento y costos.

El presente manual, sin embargo, no debe ser tomado como una guía de procedimientos a ser seguidos. Es una referencia general que permitirá a los usuarios comprender las etapas del proceso de evaluación de recursos, sus limitaciones, los requerimientos de equipos e instalaciones, y las componentes de costos asociados. El manual no pretende reemplazar el conocimiento experto requerido para la evaluación de recurso; al contrario, pretende señalar los aspectos principales en los que un usuario deberá profundizar si decide realizar una campaña de evaluación de recursos, o bien los criterios que debiera utilizar si decide subcontratar a una institución especializada para realizar la campaña.

Esperamos que este manual sea un aporte para el desarrollo de la energía renovable en Chile.

RodrigoEscobar

FernandoHentzschel

�

Agradecimientos CER

ElCentrodeEnergíasRenovables(CER)agradeceatodosquienesaportaronalborradordeestemanualconcomentariosasertivosyobservacionesenriquecedoras,enespeciala:

·KarstenSchneider(NaturalPower)

·TimPatrickMeyer(GIZ)

·RicardoGonzález(GLGarradHassan)

·EduardoSoto(FundaciónChile)

10

Agradecimientos DICTUC

DICTUCS.A.agradecea:

Losprofesionalesqueparticiparonenelcomitéderedacciónyrevisión:VíctorPucci,FabiánBahamondes,AbdoFernández,IgnacioMir,yAlbertoOrtega.

ElprogramadeMagísterenIngenieríadelaEnergíaUC,cuyoapoyofinancieroresultófundamentalparaconcretarestainiciativa.

ElequipodeapoyologísticolideradoporMaríaIgnaciaValenzuelayDanielaDomínguez.

Elequipodediseñoydiagramación lideradoporDankoTomicicycomplementadoporJoséManuelTomicic.

12

13

1 Conceptosbásicos15

El Sol 15

La Radiación y la Atmósfera 15

El Espectro de Radiación Solar 15

Las Componentes de la Radiación Solar 16

2 Característicasdelasseriesdedatos17

La trayectoria del sol en el cielo 20

3 Efectosdelaincertidumbreenlosdatos20

4 Métodosdeprospección22

Estimación Satelital 22

Mediciones directas 24

Comparación entre estimaciones satelitales y mediciones directas 25

5 Sensoresysuutilización27

Piranómetros 28

Pirheliómetros 29

Otros Sensores 30

Pirgeómetros30

SensoresUV28

SensoresPAR28

Equipo auxiliar para sensores 31

Ventiladores31

SistemasdeSombreamiento32

SistemasdeseguimientooSunTrackers33

RotatingShadowband34

6 EstacionesdeMedición35

Diseño y Montaje 35

LugardeInstalación35

SeguridadyAccesibilidad36

RequerimientosEnergéticos36

Montaje37 Puestaatierray

proteccióndefrecuencia37

AdquisicióndeDatos38

Operación y Mantenimiento 38

MantenciónGeneral38

MantencióndePiranómetros39

MantencióndePirheliómetros39

CondicionesdeOperación40

Calibración40

Control de calidad de los Datos 40

Evaluación de Recurso Solar

15

El Sol

El sol es el centro de nuestro sistema solar y la principal fuente de energía para la tierra. Es una esfera de ma-teria gaseosa, compuesta de principalmente de hidrógeno y helio. Su diámetro alcanza los 1.4 millones de km, y se ubica a una distancia promedio de 150 millones de km de la tierra. La temperatura super� cial del sol alcanza aproximadamente 5800 K, convirtiéndolo en la fuente de energía que activa los procesos climáticos del planeta.

La Radiación y la Atmósfera

La radiación solar fuera de la atmósfera terrestre medida sobre un plano perpendicular a la dirección de incidencia, recibe el nombre de radiación extraterrestre, y tiene un valor aproximado de 1350 W/m2. Esta cantidad sufre atenuación por absorción y dispersión al cruzar la atmósfera, hasta que � nalmente su valor en la super� cie terrestre es mucho menor que la radiación extraterrestre. Esto depende de la latitud, momento del día en que se mida, y de las características atmosféricas tales como nubes y aerosoles disueltos.

La atmósfera tiene de 70 a 80 km de altura, y está compuesta principalmente de nitrógeno y oxígeno. A la porción de la atmósfera que la radiación solar debe cruzar para llegar a la super� cie se le denomina masa de aire. Sus propiedades de atenuación de la radiación varían en función del clima de cada lugar.

A la razón entre la radiación medida en la super� cie terrestre y la radiación extraterrestre, se le denomina como índice de claridad. Este índice permite representar el comportamiento de la radiación a lo largo del globo terrestre y es una medida de la atenuación atmosférica de la radiación.

Los efectos de la radiación solar también dependen de la composición de la super� cie, las que determinan la fracción de radiación incidente que será re� ejada por la super� cie, llamada albedo.

El Espectro de Radiación Solar

La radiación emitida por el Sol viaja en la forma de ondas electromagnéticas. El rango de variación de la longi-tud de onda de la radiación solar va desde los 200 a 4000 nm (1nm = 10-9 m). El rango de longitudes de onda que pueden ser vistas por el ojo humano va desde los 380 a 750 nm aproximadamente.

El espectro de radiación solar es función del lugar donde se mida; en la super� cie del sol es similar al espectro emitido por un cuerpo negro, mientras que en la super� cie terrestre al nivel del mar se aprecia la atenuación como producto de su absorción por el vapor de agua presente en la atmósfera como muestra la � gura 1.

1 Conceptos básicos

Figura 1:Distribuciónespectral de la radia-ciónsolar

1�

Figura 2:Ángulosdeincidenciadelaradiacióneinclinacióndelejete-rrestre

Figura 3:Espesordelaatmósferaparadistintasposicionesdelsol

Figura 4:DescomposicionesdelaRadiación,Ener-tGlobal

Las Componentes de la Radiación Solar

La cantidad y características de la radiación solar en la superfi cie terrestre dependen de las condiciones de la atmósfera y de la posición relativa del sol con respecto a la superfi cie que resulta en el ángulo de incidencia como muestra la fi gura 2.

La radiación solar alcanza su máximo valor cuando el sol se encuentra en su zenit y el ángulo de inciden-cia es de 90°, condiciones que resultan en un mínimo de espesor de atmósfera que la radiación debe cruzar. El espesor efectivo de la atmósfera en el horizonte es aproximadamente 11 veces mayor que el espesor con el sol en el zenit, como se muestra en la fi gura 3.

La radiación global recibida en una superfi cie es la suma de las componentes directa y difusa. La radia-ción directa es aquella que proviene del disco solar, mientras que la radiación difusa tiene su origen en la dispersión de radiación en la atmósfera y proviene de todo el cielo excepto el disco solar. Usualmente se reportan los datos de radiación referenciados a un plano horizontal.

La radiación global horizontal (H) corresponde entonces a la radiación incidente en el área de un plano horizontal sobre la superfi cie terrestre. Está compuesta por la suma de la radiación directa (Hb) y difusa (Hd), ambas en el plano horizontal. Conociendo dos de las componentes es posible calcular el valor de la tercera de acuerdo a la expresión:

H = Hb + Hd La radiación directa normal (Direct Normal Irradiance o DNI) corresponde a la componente directa de la radiación global horizontal, medida en un plano perpendicular a la dirección desde el sol. El valor de la DNI es fundamental para la aplicación de tecnologías de concentración. La fi gura 4 muestra las diferen-tes componentes de la radiación solar.

17

La radiación solar en la superfi cie terrestre para un punto en particular presenta marcados ciclos y variabilidad en diversas escalas temporales. El ciclo más evidente es el diario resultante de la rotación de la tierra, donde se recibe radiación solar solamente durante las horas del día. Existe también un ciclo anual producto de la trayectoria elíptica de la tierra alrededor del sol y de la inclinación de su eje, donde los valores de radiación alcanzan valores máximos generalmente durante los meses de verano y mínimos durante el invierno.También existen ciclos multianuales activados por fenómenos atmosféricos de largo plazo. Por último, se han observado efectos en la radiación debidos a erupciones volcánicas, tal como ocurrió con el monte Pinatubo en Filipinas el año 1991, que redujo la radiación a nivel planetario por más de un año .

La variación diaria de la radiación solar para un día despejado y uno con presencia de nubes puede verse en la fi gura 5. Los datos fueron medidos en el Campus San Joaquín de la UC los días 25 de diciembre de 2010 en Santiago, y el 3 de marzo de 2011 zven San Pedro de Atacama. De las fi guras puede observarse que existe variabilidad diaria, horaria, y en escalas de tiempo menores a una hora.

2 Características de las series de datos

Figura 5:Díaclaro(izquierda)ydíaparcialmentenublado(derecha).

La fi gura 6 muestra el total de radiación diaria en Pudahuel para un periodo de un año, y la fi gura 7 mues-tra variación del promedio anual de radiación en un periodo de 10 años para la misma ubicación. Se ob-serva que el promedio anual de radiación es variable por lo que es evidente que con datos de un año no puede afi rmarse que las características del sitio han sido determinadas en cuanto a la radiación solar.

1�

Figura 7:Variacióndelpromedioanualyvariacióndelpromedioacumuladoen10años

Figura 6: RadiacióndiariaenPudahuelduranteelaño1984

La variabilidad de la radiación solar en múltiples escalas temporales implica que es necesario medirla con sensores adecuados, por un periodo de tiempo sufi cientemente largo, y al mismo tiempo con una resolución temporal sufi cientemente fi na para obtener datos que sean precisos y estadísticamente representativos.

19

La trayectoria del sol en el cielo

La tierra se mueve alrededor del sol en una órbita elíptica al tiempo en que rota sobre si misma alrededor de un eje inclinado en 23, 5° con respecto al plano de la órbita, lo que causa variaciones diarias y estacio-nales en la disponibilidad de radiación solar en la superfi cie del planeta, activando en turno los procesos climáticos. La inclinación del eje terrestre también provoca variaciones en la duración del día y en la tra-yectoria que el sol describe en el cielo a lo largo del año. La Figura 8 muestra la trayectoria aparente del sol en el cielo para Antofagasta, entre el solsticio de invierno y el de verano. La trayectoria del sol puede grafi carse para cualquier ubicación usando los datos de latitud y longitud, desde el programa de la Uni-

versidad de Oregon (disponible en el sitio http://solardat.uoregon.edu/SunChratProgram.php).

Figura 8:TrayectoriasolarenAntofagasta(creadoconSunChartProgramdelaUO)

Las variaciones en la trayectoria del sol implican que la dirección de la radiación incidente cambia durante el año, lo que debe ser tenido en cuenta tanto en las actividades de medición como en el análisis de un sistema de conversión de energía solar.

20

3 Efectos de la incertidumbre en los datos

La instalación de un sistema de conversión de energía solar pretende satisfacer total o parcialmente una demanda energética de calor o electricidad. En principio el sistema puede dimensionarse conocien-do la demanda a satisfacer y la disponibilidad de radiación. Si la radiación en el lugar de interés es efec-tivamente mayor que la indicada por los datos usados para el proceso de dimensionamiento, el sistema quedará sobredimensionado y se generará mayor cantidad de energía que la demandada. Esto resulta en un sistema de mayor costo que el necesario. Al contrario, si la radiación en el lugar es menor que la uti-lizada para el dimensionamiento, el sistema quedará subdimensionado y no será capaza de satisfacer la demanda prevista, lo que obligará a utilizar sistemas de respaldo que no fueron considerados inicialmen-te y que tienen un costo de operación asociado. En ambos casos el proyecto resultará más costoso que lo inicialmente supuesto, lo que atenta en contra de su éxito fi nanciero. Una adecuada caracterización del recurso solar apunta a reducir este riesgo mediante la representatividad estadística de largo plazo y la reducción en la incertidumbre asociada a las series de datos.

La falta de datos apropiados de radiación solar para un sitio particular que permitan minimizar el riesgo fi nanciero asociado a proyectos representa uno de los obstáculos más importante a la hora de evaluar un proyecto solar en Chile. Esta carencia de datos genera difi cultad al intentar discriminar entre distintos sitios para la instalación de sistemas de conversión de energía solar, y en segundo lugar reduce la confi a-bilidad de cualquier procedimiento de simulación utilizado para evaluar su desempeño.

Las series de datos de radiación solar pueden presentar incertidumbre, esto es, una diferencia entre los datos disponibles y la radiación real. Esta incertidumbre puede tener diversas causas, entre las que pue-den mencionarse: • Laincertidumbrepropiadelossensores: se refi ere a la diferencia entre la radiación incidente y

el valor medido por el sensor. Depende de la calidad del sensor y de su condición de operación. Los sensores disponibles en el mercado tienen una incertidumbre que puede variar desde menos de 1% hasta sobre el 5%. La presencia de suciedad en un sensor puede aumentar su incertidumbre. Asimis-mo, la incertidumbre aumenta en un sensor que no ha sido sometido a un procedimiento

de calibración.

• Unainadecuadaresolucióntemporal: Una frecuencia de muestreo o de almacenamiento de da-tos con resolución temporal baja puede signifi car que las variaciones en la radiación no sean apropia-damente captadas, y por lo tanto cantidades derivadas tales como promedios temporales o integra-ciones puedan verse afectadas. Por ejemplo, almacenar datos cada 10 minutos signifi ca perder las variaciones que ocurran en un periodo menor.

• Unperiododemuestrainsuficiente:La variabilidad internanual que presenta la radiación solar obliga a realizar campañas de medición sufi cientemente largas para que los promedios temporales (mensuales y anuales) representen adecuadamente las tendencias de largo plazo. Incluso en lugares de clima estable como el desierto de Atacama en Chile existen variaciones que pueden llegar a más del 10% en los valores anuales de radiación. Por lo tanto, al realizar una campaña de medición corta de por ejemplo un año, se corre el riesgo de que el año no sea representativo o equivalente a un año promedio, lo que puede resultar en la utilización de datos que sobre o subestiman el año promedio. Esto como se ha mencionado anteriormente puede tener serias consecuencias en el desempeño fi nanciero de un proyecto.

21

Existen recomendaciones brindadas por organismos competentes como la organización mundial me-teorológica (WMO) que indican tanto los niveles de incertidumbre asociados a tipos de sensores, como las frecuencias de muestreo deseables. El periodo de medición sin embargo responde a las necesidades específi cas y al objetivo de la campaña de medición. Actividades relacionadas con la caracterización de fenómenos globales como el cambio climático requieren mediciones durante periodos de hasta decenas de años (lo que puede ser clasifi cado como una campaña permanente), mientras que corroborar datos de estimaciones satelitales o validar modelos de simulación puede requerir periodos tan cortos como meses. La fi gura 9 muestra la evolución de la incertidumbre en el cálculo del promedio anual, como fun-ción del periodo de muestra. Se observa que al medir durante un año, la incertidumbre o desviación con respecto de un año promedio es signifi cativa, pudiendo alcanzar el 10% o más. Luego, al medir durante una mayor cantidad de años la incertidumbre se reduce, lo que es equivalente a decir que el promedio calculado con múltiples años se acerca más a un promedio de largo plazo. Aunque esto puede variar dependiendo de las características climáticas de cada lugar, se acepta como razonable alcanzar una incertidumbre en el promedio menor al 5% luego de 8 años de mediciones.

Figura 9:Incertidumbreasociadaalosdatoscomofuncióndeltamañodemuestra

22

4 Métodos de prospección

Un proceso de evaluación de recurso solar debe diseñarse de acuerdo a las necesidades específi -cas que desean cubrirse y a su objetivo general. La caracterización de los procesos climáticos se realiza mediante observación permanente con sensores, actividad comúnmente realizada por organizaciones meteorológicas a nivel nacional en campañas de largo plazo. Para evaluación de proyectos de energía renovable la situación es distinta. Los datos en este caso deben permitir primero evaluar si el sitio de inte-rés cumple con la cantidad mínima establecida para cada tipo de proyecto. Por ejemplo, es comúnmente aceptado que un lugar con radiación anual mayor a 2000 kWh/m2 es potencialmente interesante para el desarrollo de proyectos basados en concentración solar. Luego deben conocerse datos en una resolu-ción temporal más fi na que permitan simular el comportamiento anual de un sistema de conversión de energía solar y encontrar su producción de energía. Para esto pueden bastar datos de promedios men-suales, como para sistemas de agua caliente sanitaria, o bien necesitarse bases de datos horarios para un año típico, como para sistemas de concentración solar.

El procedimiento comúnmente utilizado por desarrolladores de proyectos identifi ca sitios con potencial anual adecuado utilizando mapas creados en base a estimaciones de la radiación obtenidas mediante el procesamiento de imágenes satelitales. Una vez identifi cado el sitio de interés, los datos satelitales pue-den también entregar promedios mensuales e incluso datos horarios, generalmente entregados en forma de año típicos con representatividad estadística de largo plazo. Sin embargo, los datos entregados por estimaciones satelitales no bastan por si solos para una evaluación de proyecto. Su incertidumbre aún es alta o incluso desconocida, sobre todo para modelos que no han sido validados con mediciones terrestres.

En todos los casos es recomendable realizar una campaña de medición con estaciones terrestres. En el caso de un sitio para el cual no existan ni mediciones previas ni estimaciones satelitales confi ables, debe medirse la radiación por un periodo sufi cientemente largo como para alcanzar representatividad estadís-tica de largo plazo. Dependiendo de las características climáticas del lugar esto puede requerir hasta 8 años, como se mostró anteriormente en la Figura 7. En el caso de contarse con estimaciones satelitales fi ables, se puede realizar una campaña corta de medición en tierra de al menos un año de duración, lo que verifi ca la información satelital y permite realizar evaluaciones de la producción de energía y aspectos fi nancieros.

Estimación Satelital

La radiación puede ser estimada de forma indirecta al procesar imágenes satelitales mediante algoritmos adecuados para el cálculo de la transmisividad atmosférica. Las imágenes utilizadas son generadas por satélites geoestacionarios en canales visible, infrarrojo, e intermedios. El proceso consiste en detectar la presencia de nubes en las imágenes y modelar sus propiedades ópticas de atenuación de la radiación. Luego se defi nen las propiedades de la atmósfera relativas a perfi les de aerosoles, y la información es uti-lizada para realizar estimaciones de la atenuación de radiación solar. El proceso es fundamentalmente un balance de energía radiativa en la atmósfera, y por lo tanto altamente dependiente de las condiciones cli-máticas locales. Es así como cada modelo de transferencia radiativa debe ser adaptado específi camente al lugar donde será utilizado y recibir ajustes que permitan caracterizar de forma adecuada especialmente las coberturas de nubes y tipos de atmósfera presentes en los lugares de interés.

23

Figura 10: Imágenes de GOES: Canal visible (izquierda), canal IR(centro),estimaciónderadiaciónglobal(derecha).

Los modelos de transferencia radiativa en la atmósfera entregan resultados para estimaciones de la radia-ción global horizontal y directa normal, de las cuales se obtiene la difusa horizontal. Las estimaciones de radiación deben ser validadas mediante campañas de medición que permitan verifi car el funcionamiento del proceso dentro de un rango de error defi nido como aceptable, usualmente menor al 15%.

Existen datos disponibles obtenidos mediante estimaciones satelitales para Chile, los que no han sido validados por mediciones terrestres por lo que sus niveles de error no son conocidos. En esta situación se encuentran los datos obtenidos por el proyecto multinacional SWERA que ha mapeado Sudamérica, datos generados por el Centro de Previsión del Tiempo y Estudios Climáticos de Brasil (CPTEC), y otros. Existen sin embargo proyectos de investigación actualmente en curso en Chile que se encuentran desa-rrollando modelos de transferencia radiativa para el país con apoyo internacional, que permiten generar datos confi ables para el país validados con una red moderna de estaciones de medición solar. La fi gura 10 muestra un mapa de radiación diaria en para Chile producido por investigadores de la Pontifi cia Uni-versidad Católica de Chile. Se observan las fotografías satelitales GOES de canal visible e infrarrojo, y la estimación de radiación global horizontal en una resolución de 1x1 km.

2�

Mediciones directas

Las mediciones en terreno son las fuentes de datos más confi ables a la hora de evaluar un terreno para desarrollar proyectos de energía solar. Sin embargo, obtener una serie de datos de mediciones con baja incertidumbre por un periodo de tiempo apropiado no es trivial, y si no se ejecuta de acuerdo a estánda-res y buenas prácticas internacionales puede signifi car un factor de incertidumbre adicional que eventual-mente resultará en un riesgo fi nanciero adicional para el proyecto.

Para medir la radiación incidente se utilizan sensores que registran sus distintas componentes. Los sen-sores pueden instalarse de forma individual, o agrupados en conjuntos que reciben el nombre de esta-ciones. Como es lógico, las mediciones deben realizarse en el exterior, y por lo tanto los sensores deben ser construidos, operados y mantenidos para soportar prácticamente cualquier condición climática sin pérdida signifi cativa de su precisión.

Al considerar los factores que afectan la radiación recibida en un lugar, que son ubicación, fecha y hora, precipitaciones (lluvia, nieve, niebla), cubiertas de nubes, horizonte, contaminación, aerosoles, y albedo, y agregar las necesidades específi cas del tipo de proyecto (agua sanitaria, fotovoltaico, termosolar eléc-trico), entonces se tiene que en muchas ocasiones será necesario medir otros parámetros y no sólo la radiación total global horizontal incidente en el lugar. La absorción de radiación en la atmósfera ocurre principalmente por el agua en sus distintos estados y es función de la longitud de onda, por lo que el sensor utilizado debe ser capaz de captar la radiación en el intervalo espectral de interés. El albedo, que puede ser necesario en algunas aplicaciones, es afectado por las propiedades del mismo suelo y even-tualmente podrá también ser medido o modelado.

Los parámetros medibles en el espectro de onda corta son la radiación directa normal DNI, la radiación difusa, la global horizontal, y refl ejada. De ellas pueden derivarse mediante cálculos la directa en plano horizontal y el albedo. No se recomienda calcular o estimar la DNI a partir de otras cantidades medidas. La mayor parte de la energía contenida en la radiación solar se encuentra en el espectro de onda corta (bajo 3000 nm), por lo que en general no es necesario considerar la radiación de onda larga para eva-luación de proyectos de energía solar.

La tabla 1 muestra un resumen de casos frecuentes en proyectos de energía solar y los sensores necesa-rios para evaluar de forma adecuada el recurso solar disponible en el lugar de interés.

Caso

Agua sanitaria (colectores planos o de tubos)

Fotovoltaico fi jo

Fotovoltaico en seguimiento

Fotovoltaico de concentración

Solar termoeléctrico de concentración

Parámetrosamedir

Global horizontal, global en plano inclinado

Global horizontal, global en plano inclinado

Global horizontal, global en trayectoria de seguimiento

Global horizontal, DNI. Otra alternativa es la global en plano de seguimiento.

Global horizontal, DNI

Sensores

Piranómetro horizontal, piranómetro enplano inclinado

Piranómetro horizontal, piranómetro en plano inclinado

Piranómetro horizontal, piranómetro en trayectoria de seguimiento

Piranómetro horizontal, pirheliómetro, piranómetro en plano de seguimiento.

Piranómetro horizontal, pirheliómetro

Tabla 1:Parámetrosysensoresrecomendados

25

Comparación entre estimaciones satelitales y mediciones directas

Las estimaciones satelitales y las mediciones directas en estaciones terrestres entregan información com-plementaria y no deberían considerarse como sustitutos entre sí. La utilización de uno o ambos métodos para generar datos dependerá de los objetivos de la actividad de evaluación de recurso. Cada uno tiene diferencias, ventajas y desventajas.

Un procedimiento de estimación satelital es costoso y requiere de conocimiento especializado para ser implementado, validado y mantenido. Esto la convierte en una actividad generalmente realizada por la-boratorios y centros de investigación a nivel nacional. Sin embargo, para un desarrollador de proyectos es mucho menos costoso obtener datos satelitales que una campaña de medición una vez que se han formulado y validado los modelos. Al mismo tiempo, es capaza de entregar información estadísticamente representativa en un tiempo menor que el de una campaña multianual, ya que el producto disponible son mapas previamente preparados.

La mayor ventaja de un procedimiento de estimación satelital consiste en su cobertura espacial. Las imágenes de satélites geoestacionarios abarcan continentes completos, por lo que es factible desarrollar modelos y generar resultados que cubran todo el territorio nacional con una resolución espacial que pue-de ir desde 40x40 km hasta 1x1 km. Esta cobertura espacial permite integrar las estimaciones satelitales a sistemas de información geográfi ca y ser utilizadas en conjunto con otra información para determinar sitios aptos para instalación de sistemas de conversión de energía solar. Las estimaciones satelitales pueden actualizarse de forma continua, lo que asegura representatividad estadística. Sin embargo, su resolución temporal es relativamente baja y los niveles de incertidumbre aumentan para resoluciones menores a una hora. La mayor desventaja al utilizar estimaciones satelitales radica en la incertidumbre asociada a los datos. Un modelo validado con estaciones terrestres es capaz de capturar de manera adecuada las tendencias de la radiación con un error que puede ser menor al 15%, lo que es sufi ciente para identifi cación de sitios pero no para simulación de sistemas. Un modelo sin validar puede presentar errores mayores que even-tualmente pueden invalidarlo incluso para selección de sitios. Por ejemplo, un modelo que no haya sido desarrollado considerando las características específi cas de un lugar puede interpretar como cubiertas de nubes cuerpos de agua, salares, cubiertas de nieve y otros sitios de alto albedo, entregando resultados totalmente alejados de la realidad.

Existen diversos tipos de sensores para medir la radiación solar. Algunos, como el piranómetro, pueden ser utilizados para medir varias componentes de la radiación. Otros, como el pirheliómetro, sólo son utili-zados para medir sólo una componente.

Organismos internacionales han desarrollado normas que buscan asegurar la estandarización de proce-dimientos y la comparabilidad de datos generados en distintos lugares del mundo.

2�

La norma ISO 9060 clasifi ca a los piranómetros por orden de precisión, incluyendo desde instrumentos para mediciones rutinarias en terreno hasta sensores de precisión científi ca para estaciones de medición y monitoreo meteorológico. El diseño y las características constructivas de cada sensor resultan en nive-les de desempeño que permiten clasifi carlos en las clases indicadas por la norma ISO 9060. Estos están separados en tres clases desde mayor a menos precisión: Estándar Secundario (secondary standard), Primera Clase (fi rst class) y Segunda Clase (second class). Los instrumentos de estándar secundario son apropiados para actividades científi cas que exigen mayor precisión. Los instrumentos de primera clase son de una precisión apropiada para actividades científi cas e industriales, y los de segunda clase son utilizados para actividades de monitoreo donde una menor precisión es aceptable, como en aplicaciones agrícolas.

La organización meteorológica mundial, (WMO) clasifi ca los piranómetros según lo que denomina ca-lidad. Así se encuentran sensores de alta, buena y moderada calidad, los que difi eren en el tiempo de respuesta y en otros parámetros que en conjunto pueden resumirse como precisión del sensor. En general la clasifi cación WMO coincide con la ISO en cuanto a la calidad y precisión de los sensores. Existen clasifi caciones ISO y WMO para los principales tipos de sensores.

El principio de operación de los sensores es simple, y puede ser clasifi cado como termoeléctrico o fotoeléctrico.

La mayoría de los sensores utilizados para la medición de radiación solar entregan como salida una se-ñal eléctrica. Usualmente la radiación es convertida en energía térmica por absorción de una superfi cie horizontal opaca de alta calidad, cuya absortancia es del orden de 99%. Luego la energía térmica es me-dida por un conjunto de termopilas que se encuentran distribuidas en el elemento sensor. Los sensores termoeléctricos son precisos aunque su respuesta temporal es lenta. Son también costosos y requieren mantención continua. La fi gura 11 muestra el espectro de radiación solar y atmosférica (IR de onda lar-ga), y la respuesta de diversos tipos de sensores.

27

5 Sensores y su utilización

Las mediciones directas tienen un nivel de incertidumbre menor al de las estimaciones satelitales, y su resolución temporal es mucho más fi na; con los sensores y sistemas de almacenamiento de datos disponibles en el mercado pueden obtenerse frecuencias de muestreo del orden de segundos, para alma-cenar promedios de incluso un minuto o menores. Por otra parte, hay algunos aspectos desfavorables en su uso que requieren utilizar este método con prudencia. Aunque su precisión es alta, las mediciones sólo son válidas en el punto donde se ubica el sensor. Puede establecerse un área de representatividad de las mediciones, pero los resultados no son extrapolables a grandes distancias desde el punto de medición del orden de pocos kilómetros. Los sensores también son sensibles a la suciedad que se deposita natural-mente en dispositivos que se ubiquen al aire libre, con lo que su precisión baja al estar sucios, por lo que requieren de cuidados durante su operación y mantención por parte de personal especializado. Los datos generados por estaciones de medición terrestres también requieren verifi cación mediante algoritmos de califi cación de calidad. Las actividades anteriores resultan en altos costos de operación, mantenimiento y procesamiento de datos, lo que sumado al alto costo de sensores y equipos auxiliares transforman la medición en una actividad de alto costo.

Por lo anteriormente expuesto es posible afi rmar que una campaña de evaluación de recurso debe hacer frente a requerimientos opuestos en cuanto a tiempo, costo y precisión. Tanto las estimaciones satelitales como las mediciones directas tienen ventajas y desventajas, que sin embargo se complementan y permi-ten obtener la mejor información mediante una adecuada combinación de los dos procedimientos. Así, la identifi cación de sitios con potencial se realiza mediante estimaciones satelitales, y la verifi cación de estos datos mediante medición directa.

Considerando los efectos que datos inciertos pueden tener en el desarrollo fi nanciero de un proyecto, es prudente realizar la evaluación de recurso mediante una combinación de estimaciones y mediciones. La evaluación de recurso es el primer paso en el desarrollo de un proyecto de energía solar, y puede tener gran impacto en el futuro del proyecto. Por eso se recomienda considerar esta actividad como una inversión y no como un costo, y siempre documentarse y asesorarse por organismos especializados que permitan garantizar la validez y precisión de los datos.

Figura 11:Espectroderadiaciónsolaryrespuestadetiposdesensores.

2�

Los sensores que no necesitan ser sensibles al rango espectral completo pueden estar compuestos por un fotodiodo. Estos aprovechan el efecto de la absorción de radiación electromagnética por semi-conductores, que gracias a efectos fotoeléctricos, producen un voltaje que luego puede ser usado para la medición de radiación. Sus ventajas son el menor costo, tamaño pequeño y una respuesta temporal rápida. Los fotodiodos no tienen la misma sensibilidad en todo el rango espectral, como es requerido para los piranómetros, pero proveen de sufi ciente sensibilidad para el rango en que se encuentra la luz visible. Por lo que pueden ser usados para sensores de luminosidad (LUX) y de radiación de activación fotosintética (PAR), usados para analizar la visión humana y la fotosíntesis en plantas, respectivamente. El uso de fotodiodos es utilizado mayormente para aplicaciones en agricultura, dado su bajo costo, tamaño y fácil instalación.

En lo que sigue, primero se expondrá el principio de funcionamiento de los sensores, para luego describir sus tipos y aplicaciones, además de sus procedimientos de instalación y mantención.

Piranómetros

Los piranómetros son sensores que miden radiación solar en un rango espectral amplio, que según la norma ISO 9060 debe incluir entre 300 y 3000 nm. Su selectividad espectral les permite realizar me-diciones desde el espectro ultravioleta hasta el infrarrojo de onda corta, capturando así la mayor parte de la radiación solar incidente.

Figura 12:PiranómetroKipp&Zonnen(izquierda)yesquemademontaje(derecha).

Los piranómetros utilizan un domo de cristal de cuarzo para evitar el fl ujo de radiación IR desde el ele-mento sensor al cielo. Un segundo domo protege al primero de los efectos adversos de la convección y de las precipitaciones, aumentando su precisión. Una cubierta adicional de polímero se instala sobre el instrumento para protegerlo de efectos adicionales de la operación al aire libre (correspondiente al cono truncado blanco en la Figura 12).

Los piranómetros de silicio como el SP2-lite operan según el principio fotoeléctrico, resultando en radió-metros más simples diseñados con el fi n de proporcionar medidas de radiación a bajo costo. Su com-portamiento con cielos claros y altitudes elevadas es cercano al de los piranómetros de Segunda Clase según la clasifi cación ISO 9060.

29

El parámetro que caracteriza a un piranómetro es un factor de sensibilidad, el cual se usa para trans-formar la señal eléctrica medida usualmente en mV, hasta un valor de radiación medida en W/m2. La sensibilidad de un piranómetro puede variar durante su vida útil, por lo que los piranómetros no son instrumentos absolutos, sino que deben ser referenciados a un instrumento patrón mediante procedi-mientos de calibración. Esto implica que su factor de sensibilidad debe ser periódicamente comparado al de un instrumento de referencia y ajustado si fuera necesario. La calibración puede realizarse utilizando un pirheliómetro de referencia o un piranómetro previamente calibrado. El procedimiento de calibración está descrito en las normas ISO 9059 e ISO 9846. Los piranómetros deben ser calibrados al menos cada dos años, aunque la frecuencia ideal es de una calibración anual.

Los piranómetros están clasifi cados según la ISO 9060 y la WMO, y la selección de modelo y tipo depen-de de la aplicación. Así por ejemplo, un piranómetro de estándar secundario es el Kipp&Zonnen CMP22, utilizado como patrón de calibración debido a su alta precisión. El CMP11 tiene precisión adecuada para ser utilizado en redes de medición meteorológica. Sensores como el CMP6 son clasifi cados como de primera clase, aptos para evaluación precisa del recurso solar y útiles para campañas de prospección para proyectos. Otros como el CMP3, de menor precisión, están clasifi cados como de segunda clase y se utilizan en aplicaciones que requieren menor precisión como monitoreo de condiciones en invernade-ros. En general, la precisión aumenta el costo del instrumento, por lo que un desarrollador de proyectos deberá valorar la pérdida en precisión contra el menor valor del sensor.

Pirheliómetros

Los pirheliómetros están diseñados para medir la radiación directa en plano normal, DNI. En concordan-cia con lo estipulado por la ISO y la WMO, los pirheliómetros tienen un ángulo de apertura de 5°, lo que les permite medir la radiación proveniente del disco solar y de una pequeña área del cielo que lo rodea. Consiste básicamente de un cilindro abierto en un extremo la cual permite el paso de la radiación hasta un sensor termoeléctrico. Es común el uso de una ventana de cristal de cuarzo para obturar el cilindro y proteger la termopila de los efectos ambientales. Los pirheliómetros fueron diseñados para encontrar el valor de la constante solar, y actualmente se utilizan para caracterizar la DNI (Figura 13).

Figura 13:PirheliómetroHukseflux(izquierda)yesquemademontaje(derecha)

30

Los pirheliómetros pueden ser de dos tipos; receptor plano y de cavidad o cuerpo negro. Normalmente utilizan dos termopilas, una que recibe la radiación directamente, y otra de referencia. El sensor activo aumenta su temperatura por efecto de la radiación recibida, y un calefactor iguala a ésta la temperatura del sensor pasivo. De esta forma puede medirse la potencia eléctrica consumida, que es equivalente a la radiación recibida. Esto implica que los pirheliómetros también deben ser referenciados a un instrumento patrón. Al igual que en los piranómetros, el objeto de la calibración es encontrar la sensibilidad del ins-trumento. La recomendación ISO para la calibración es mediante comparación con un pirheliómetro de mejor clase bajo condiciones de día claro, recomendándose que la referencia sea un pirheliómetro de cavidad.

Los pirheliómetros necesariamente deben ser montados en un dispositivo que realice seguimiento a la trayectoria solar, ya que deben apuntar al sol en plano normal durante todo el día. Para esto se utilizan sistemas de seguimiento o solar trackers, que con ayuda de un sistema de posicionamiento global (GPS) y algoritmos adecuados determina su ubicación y calcula la posición del sol para así poder dirigir el pir-heliómetro en su dirección.

Los pirheliómetros también son clasifi cados por la ISO y la WMO en función de su precisión y tiempo de respuesta entre otros parámetros. Existen diversas marcas y modelos en el mercado, entre los cuales se puede mencionar Kipp&Zonnen, Eppley, Eko, Huksefl ux y otros.

Otros Sensores

Existen otros sensores que pueden ser útiles, aún cuando su uso para prospección solar eslimitado (Figura 14).

Pirgeómetros

Los pirgeómetros son sensores diseñados para la medición de radiación de longitud de onda larga infra-roja en superfi cies planas. Su rango espectral va desde los 4000 a 40000 nm aproximadamente Esta radiación tiene importancia en aplicaciones meteorológicas para realizar balances de energía radiativa en la atmósfera. Apuntando en dirección al suelo pueden ser utilizados para medir la emisión infrarroja del terreno.

Sensores UV

La radiación ultravioleta es una parte del espectro total de radiación, específi camente desde los 100 a los 400 nm de longitud de onda. Aún cuando la cantidad de energía presente en el espectro UV es inferior a la presente en los espectros visible e infrarrojo, la radiación UV tiene propiedades que causan daño a los materiales, la piel humana, las plantas y otros. Los Sensores UV son utilizados para medir la magnitud en este intervalo espectral de la radiación, para distintas aplicaciones tales como climatología, salud, agricultura y materiales.

Sensores PAR

Es un instrumento muy similar al luxómetro. Pero este mide la radiación efectiva para la fotosíntesis de las plantas y semillas, entre los 400 nm y 700 nm. Es usado comúnmente para aplicaciones agrícolas.

31

Figura 14:Pirgeómetro(izquierda),sensorUV(centro),sensorPAR(derecha).

Equipo auxiliar para sensores

Existe equipamiento adicional que complementa a los sensores. Aunque su uso no es obligatorio es isn embargo altamente recomendable.

Ventiladores

Aunque los sensores de radiación solar debieran estar instalados en lugares de fácil acceso para así ser sometidos a mantenimiento frecuente, en la práctica muchas veces deben ser instalados en lugares don-de con presencia de precipitaciones tales como lluvia, hielo, condensación, e incluso polvo, las cuales causan incertidumbre adicional en las mediciones al interferir el camino de la radiación a través del domo protector.

Figura 15Unidaddeventilaciónparaunpiranómetro.

Las unidades de ventilación cubren el sensor (piranómetro o pirgeómetro) como se observa en la fi gura 15, y generan una corriente de aire alrededor del domo. Esta corriente de aire ayuda a mantener el domo limpio al reducir la cantidad de polvo que se deposita, así como eliminando condensación y hielo que pueda formarse en el domo. Al mismo tiempo mantiene el sensor a una temperatura estable, y en casos de clima frío puede entregar calefacción. Al prevenir la acumulación de suciedad sobre el domo, la unidad de ventilación ayuda a reducir las actividades de limpieza de éste, con lo que se reducen los costosde mantenimiento.

32

Sistemas de Sombreamiento

Para poder medir la componente difusa de la radiación global horizontal debe obstruirse la radiación directa recibida en el sensor. Esto puede ser obtenido con sistemas fi jos o móviles (fi gura 16).

Un sistema fi jo utiliza un anillo de sombreamiento que obstruye al disco solar y la zona circumsolar duran-te todo el día. Considerando la variación en la trayectoria solar durante el año, se hace necesario variar la posición del anillo con una frecuencia determinada por sus características. Los anillos también obstruyen una parte del cielo y por lo tanto de radiación difusa, por lo que su lectura debe ser corregida mediante correlaciones que han sido desarrolladas como función del ancho del anillo y se encuentran disponibles en la literatura. No utilizar correlaciones de corrección para el uso de anillos signifi ca que la radiación di-fusa puede ser subestimada, y por lo tanto cualquier cálculo de la radiación directa realizado con dichos datos entregará valores sobreestimados.

Figura 16: Piranómetro con anillo de sombreamiento (izquierda) y esferas desombreamiento(derecha).

Para sistemas móviles se utilizan discos o esferas de sombreamiento, que montadas en un seguidor solar bloquean sólo el disco solar y la zona circumsolar, lo que hace innecesario el uso de correlaciones de corrección como en el caso de los anillos de sombreamiento.

33

Sistemas de seguimiento o Sun Trackers

Los pirheliómetros deben estar orientados apuntando directamente hacia el sol de manera constante a lo largo de todo el día. Para lograr esto se montan en sistemas de seguimiento, que consisten en una pla-taforma de movimiento en dos ejes con capacidad de estar constantemente siguiendo la trayectoria del sol. A estos sistemas se les pueden instalar piranómetros, sistemas de sombreamiento de disco o esfera, y pirheliómetros. Los sistemas de seguimiento o solar trackers son accionados mediante servos eléctri-cos, y encuentran la posición del sol calculando su trayectoria. Para esto utilizan un sistema GPS que les permite conocer su ubicación exacta y a partir de ésta calcular la trayectoria del sol en el cielo. Luego un sistema de control activa los mecanismos para que el seguidor apunte directamente al sol durante todo el día, en lo que se denomina seguimiento pasivo. Para compensar errores mecánicos o pequeñas defi -ciencias en la nivelación de los seguidores, se puede agregar un sensor que detecta la posición del sol y controla pequeñas correcciones a la trayectoria preprogramada si así fuera necesario.

Los seguidores solares deben tener una precisión adecuada en su movimiento para cumplir con la alinea-ción del pirheliómetro hacia el sol. Por lo anterior son costosos y requieren operación y mantención por parte de personal especializado.

Figura 17Sistemadeseguimientoendosejes

3�

Rotating Shadowband

Los sensores y sistemas auxiliares descritos anteriormente son costosos tanto en capital, como en ope-ración y mantenimiento. Al mismo tiempo la precisión de los datos está relacionada con una adecuada instalación, operación y mantenimiento. A pesar de la baja incertidumbre de los sensores, una instalación y operación defi cientes, o una mantención inadecuada puede resultar en una merma signifi cativa en la precisión de los datos recolectados.

Una alternativa interesante que ofrece una estación sufi cientemente robusta como para operar con míni-ma mantención es el sistema rotating shadow band, o banda de sombreamiento rotatoria. Este sistema consiste en un piranómetro de silicio y una banda de sombreamiento rotatoria que lo obstruye con cierta frecuencia, como se muestra en la fi gura 18. El piranómetro mide radiación global horizontal, ay ser obstruido mide la radiación difusa horizontal. La diferencia entre ambas es la radiación directa en plano horizontal, a partir de la cual puede estimarse la DNI mediante transformaciones geométricas basadas en la posición del sol en el cielo.

El sistema es robusto y apto para ser instalado en lugares aislados con mínima mantención. Un sistema fotovoltaico le entrega la energía necesaria para el funcionamiento del controlador del motor que acciona el sistema de sombreamiento y para el sistema de adquisición de datos. Aunque la precisión del sensor es menor que la de un piranómetro termoeléctrico, su facilidad de uso y requisitos de mínima mantención lo convierten en una excelente alternativa para prospección en lugares aislados o con alta presencia de polvo. La precisión del sensor es aceptable, se acerca a la de un sensor de segunda clase, y puede cali-brarse en terreno con ayuda de un pirheliómetro.

Figura 18:Sistemarotatingshadowbandypiranómetrodesilicio

35

6 Estaciones de Medición

Una estación de medición solar es el conjunto de instrumentos, equipos auxiliares y sistemas de adquisición de datos que permiten realizar una campaña de medición y evaluación de recurso solar. En general una estación básica estará compuesta por un tracker, un pirheliómetro para medir DNI, un pira-nómetro para global horizontal, y un piranómetro para difusa horizontal.

Diseño y Montaje

El diseño de una estación pretende satisfacer las necesidades específi cas de medición. Deberán por lo tanto incluirse tantos sensores como componentes de la radiación desean medirse, lo que implica agre-gar los equipamientos auxiliares correspondientes (tales como tracker, unidades de ventilación y som-breamiento). También deberán agregarse los sensores meteorológicos que sean considerados relevantes (temperatura y humedad, presión, velocidad y dirección del viento, precipitaciones).

Lugar de Instalación

El objetivo de instalar una estación de medición es obtener datos de alta calidad para analizar las propie-dades del terreno. Idealmente, la estación estará instalada en el área de análisis, sin embargo, en algunos casos no será posible, por lo que se puede tolerar cierta distancia dependiendo del clima local y las características geográfi cas.

Una baja variabilidad en el clima y terreno, generalmente se traduce en una baja variabilidad en la radia-ción a lo largo del área. Sin embargo, todos estos efectos se deben tomar en cuenta al evaluar en lugar de instalación. Otro factor a evaluar en contra de la cercanía del lugar de análisis es la capacidad operacional, cercanía a corriente eléctrica, accesibilidad para mantenciones y comunicaciones entre los equipos y los sistemas de almacenamiento de datos.

El lugar elegido para la instalación de la estación de medición debe ser representativo del área circundan-te. En este sentido, debe tenerse especial cuidado con efectos climáticos locales o de pequeña escala, para que las mediciones obtenidas en un punto sean representativas de un área extensa de terreno. Si las condiciones son adecuadas y las características del terreno similares, las mediciones de una estación pueden ser representativas de hasta 100 km2.

En la elección del terreno, deben tenerse en cuenta los posibles desarrollos inmobiliarios futuros, para evitar sombreamiento indeseado. Deben evitarse terrenos ubicados en zonas cercanas a fuentes conta-minantes, aeropuertos, carreteras o lugares con exceso de tráfi co humano o animal.

Si el terreno elegido queda inserto en una zona rural, deben tenerse en cuenta las técnicas utilizadas por los agricultores, puesto que la atomización de productos químicos, especialmente aplicado desde avio-nes, puede generar distorsiones en las mediciones.

El horizonte del sitio elegido para la instalación de la estación de medición debe estar los más despejado posible, ningún objeto debe ubicarse por sobre los 5° de elevación por sobre el ángulo de visión de los sensores, en especial en los lugares por donde sale y donde se pone el sol. Con respecto al horizonte cer-cano, ningún debe estar más cerca que 12 veces su altura. En ningún caso algún objeto puede bloquear la radiación directa sobre algún sensor en ningún momento.

Con respecto a las antenas, mientras tengan menos de 1° de ancho y no bloqueen la radiación directa sobre los sensores, no representan mayores problemas de interferencia en los datos.

3�

Seguridad y Accesibilidad

La accesibilidad es muy importante, puesto que las mantenciones representan la actividad más crítica en la calidad de los datos. Por esto, deberán existir caminos despejados en todo clima y entradas a la esta-ción, para que el usuario pueda entrar fácilmente a realizar las mantenciones periódicamente.

Las estaciones ubicadas en climas peligrosos deberán estar equipadas de acorde para poder efectuar las mantenciones en cualquier condición.

La seguridad de la estación es muy importante para asegurar la continuidad de los datos. Deben consi-derarse en el diseño y en la selección del sito daños por vandalismo y hurto sobre los equipos. Lo ideal es mantener las estaciones de medición en lugares seguros, dentro de predios privados o sobre edifi cios con accesibilidad controlada. Es recomendable al menos un cierre perimetral, acceso restringido median-te puertas con chapas de seguridad y la instalación de alarmas.

Requerimientos Energéticos

Las mediciones permanentes necesitan de una fuente de energía constante. En algunos lugares, la red eléctrica local no es confi able o incluso puede no existir.Las interrupciones en la alimentación provocan espacios en blanco en los datos, que perjudican los análisis de estos y los trabajos o modelaciones que se desee realizar. Es por esto que la manera más efectiva y conveniente de evitar pérdidas es instalar un sistema de alimentación ininterrumpida (UPS por sus siglas en inglés, Uninterrupted power supply). Este sistema posee baterías que se cargan con corriente alterna (AC), y que en el evento de un corte, cambia la alimentación desde la corriente las baterías por medio de un inversor. El cambio de switch es muy rápido, por lo que no debiera interrumpir las mediciones, aunque algunas son susceptibles incluso a cambios de milisegundos.

Las unidades UPS se clasifi can por capacidad operativa (cantidad de potencia, Watts. Puede proveer de energia con o sin conectar a la red) y duración de las baterías (cuánto puede durar la unidad con carga completa).

El usuario deberá estimar el corte más largo posible y la potencia consumida por los equipos, para así dimensionar su unidad UPS. Las baterías deberán ser testeadas periódicamente para verifi car su funcio-namiento durante los cortes. Los chequeos internos de baterías a veces sólo avisan cuando la batería está cerca de una falla total y no cuando han degradado su desempeño.

En lugares remotos, donde no exista acceso a la red, se deberá evaluar la posibilidad de obtener gene-ración de energía local. Entre los sistemas a considerar están sistemas fotovoltaicos, turbinas eólicas (o ambos) o un generador a combustible con almacenamiento por baterías. Los sistemas basados en ener-gías renovables no convencionales (ERNC) deberán ser capaces de mantener la estación funcionando bajo cualquier condición climática. Se deberá dimensionar el sistema de acorde a los requerimientos de la estación y las condiciones climáticas esperadas. El equipo de medición deberá tener especifi caciones de funcionamiento bajo condiciones de cortes y ser probado de acorde. Esto signifi ca que cuando se pro-duzca un corte, el equipo retomará las mediciones automáticamente y seguirá almacenando datos sin la intervención del usuario. Este aspecto es de mucha importancia en lugares remotos donde la mantención puede demorar mucho tiempo en llegar.

37

Montaje

Para la instalación de sensores y radiómetros, es de vital importancia seguir las instrucciones del fabricante.

Todo instrumento se debe nivelar con su nivelador integrado, o de no tenerlo, con un nivelador de burbuja aprobado.

Todas las conexiones eléctricas deben ser a prueba de intemperie, insectos y aves. Es importante seguir las instrucciones del fabricante acerca de la orientación de los cables de conexión (a veces se pide que estos no apunten al ecuador, por ejemplo).

Se recomienda fuertemente al usuario considerar el uso de los ventiladores mencionados en el capítulo 4, para disminuir las deposiciones en los sensores.

La fi gura 19 muestra un ejemplo de recomendaciones efectuadas por el fabricante de piranómetros con respecto a su distancia desde obstáculos y longitud de los cables de conexión al sistema de adquisición de datos.

Figura 19:Algunasrecomendacionesdeinstalaciónparapiranómetros

Es importante tener siempre los datos de fecha, lugar (coordenadas) y altitud de medición para toda es-tación. Esto es para poder comparar los datos con otros parámetros físicos del lugar.

Para la medición de parámetros meteorológicos, se necesita un área despejada de al menos10 x10 m. y una superfi cie de pasto corto.

Puesta a tierra y protección de frecuencia

Los equipos de la estación deberán estar protegidos de rayos y de frecuencias de radio que puedan interferir, interrumpir o quitar validez a los datos. Es importante tomar los resguardos necesarios para mantener los datos protegidos de ruidos externos. Cables blindados, pararrayos, y equipos de protección para circuitos electrónicos deben considerarse en el diseño de la estación.

3�

Adquisición de Datos

Los equipos de adquisición de datos deberán tener asociadas especifi caciones que no degraden las me-diciones de los sensores. La mayoría de los radiómetros entregan un voltaje, corriente o resistencia que luego es medida por un voltímetro, amperímetro u ohmímetro. Luego, el valor medido por estos aparatos es convertido a unidades de ingeniería a través de un multiplicador y/o desfasador, los cuales usan un es-tándar de calibración reconocido. Los sistemas de adquisición de datos, o data loggers, deben ser elegi-dos según su nivel de incertidumbre, este nivel debe ser consistente con el del radiómetro. Por ejemplo, las especifi caciones típicas de un data logger que mide señales de 10 mV (milivoltios) provenientes de un radiómetro con una incertidumbre del 1% (es decir, de un error de 0,1 mV), tiene una incertidumbre de un 0,1% de lectura de datos, lo que se traduce en 0,01 mV.

La entrada de señal del data logger deberá también, estar dentro del rango de señales del radiómetro, es decir, para el mismo radiómetro de un máximo de señal de 10 mV, el data logger deberá tener un rango de recepción no menor a 10 mV. Sin embargo, si el data logger tiene un rango de 1 V, podrá recibir seña-les del radiómetro de 10 mV, pero no con la precisión deseada. La mayoría de los data loggers actuales posee selección de rangos, y permite optimizar la medición.

Operación y Mantenimiento

Una estación de medición debe ser operada y mantenida de forma adecuada; de lo contrario la calidad de los datos generados se reduce, aumentando la incertidumbre. Considerando que los datos sólo pue-den ser medidos una vez, es de vital importancia mantener a los sensores y equipos auxiliares en una condición que asegure la calidad de los datos.

Mantención General

Es importante saber, antes de instalar una estación de medición solar, que absolutamente todos los sensores, tanto meteorológicos como de radiación, necesitan una mantención constante. Este costo, en materiales y horas/hombre, debe ser considerado al momento de evaluar el montaje de una estación.

El personal de operación y mantenimiento deberá estar califi cado para tales tareas, y deberán efectuarse capacitaciones para entrenar a los usuarios. Este factor es muy importante, sobre todo para instrumentos más complejos, como los sistemas de seguimiento.

Muchos de los sensores meteorológicos son muy sensibles a los golpes y la humedad, por lo tanto, aunque no haya daños visibles, se deberán efectuar comparaciones periódicas con instrumentos que de seguro estén en buen estado, para determinar si los instrumentos funcionan adecuadamente.

La mantención más importante de los radiómetros es la de conservar el domo despejado y limpio. Cual-quier tipo de suciedad, polvo, tierra etc. afectará directamente la precisión e incertidumbre de los datos y resultados obtenidos. Es por eso que se recomienda el uso de las unidades de ventilación, siempre que sea posible, sobretodo en lugares donde se aprecie condensación excesiva, hielo, precipitación, polvo o contaminación, para mantener los instrumentos en el mejor estado entre períodos de limpieza.

La segunda mantención más importante es prevenir la presencia de humedad al interior del sensor. Para esto se debe chequear el estado del desecante que posee la mayoría de los instrumentos, cuyo gel de síli-ce cambia de color al humedecerse. Aunque es posible reutilizar el gel de sílice, calentándolo por algunas horas para extraerle la humedad, no es recomendable ya que pierde ciertas propiedades de absorción.

39

Mantención de Piranómetros

ChequeodelDomo: El domo se debe chequear y limpiar regularmente por causa de hojas, polvo, de-sechos de pájaros y otros. La frecuencia de inspección depende del lugar, pero de ser posible esta debe realizarse diariamente.

Se deberá limpiar con un paño de tela suave y limpiavidrios doméstico, hasta que no queden residuos. De observarse congelamiento, éste puede ser removido con una tela suave y agua tibia. No es recomendable raspar el domo. Las unidades de ventilación pueden ayudar a reducir o distanciar estas tarea.

La dureza del domo es similar a la de un de vidrio común, por lo que en lugares de mucho viento estos pueden ser erosionados por pequeñas piedras y arena. Esta erosión afecta de gran manera las medicio-nes, siendo necesario reemplazar los domos de apreciarse este tipo de daño. Los domos de cuarzo, si bien son más costosos, reducen este efecto.

Chequeodelasuperficiereceptora: La superfi cie receptora es una parte plana y negra (o negra y blanca) dentro del domo, en la que se debe verifi car que no haya condensación sobre éste o en el interior del domo. De haber condensación, se debe reparar y recalibrar el piranómetro

ChequeodelDesecante: La mayoría de los piranómetros están equipados con cartuchos desecantes, para mantener el interior y el sensor secos. Estos contienen gel de sílice, que cambia de color a medida que absorbe humedad. El color del gel de sílice deberá ser chequeado una vez a la semana. Si cambia de naranja a transparente o blanco, o de azul a rosado para los más antiguos, deberán ser reemplazado por desecante nuevo.

ChequeodelNiveladorHorizontal: se deberá verifi car una vez al mes si la burbuja del nivelador está en posición correcta, para asegura que los equipos permanecen correctamente nivelados.

Limpiezadelacarcasayelescudosolar: ambos se deberán limpiar para evitar la corrosión. El escudo solar se debe mantener blanco y refl ectante. Si es necesario, se puede cambiar fácilmente.

Chequeodelhorizonte: Se deberá chequear el horizonte del rango de visión del piranómetro. Ver si hay nuevas obstrucciones, como edifi cios, árboles, torres, etc.

ChequeodelasUnidadesdeVentilación:La unidades de ventilación se deben chequear mensual-mente. Limpiar la cubierta blanca y, de ser necesario, el fi ltro que se encuentra en la admisión del aire.

Chequeodelosaparatosdesombreamiento:Se debe verifi car diariamente el correcto posiciona-miento de los aparatos de sombreamiento, y reajustar de ser necesario.

Mantención de Pirheliómetros

Chequeodelaventanaysusfiltros: se debe chequear diariamente y limpiar con un paño suave y algún líquido limpiador no abrasivo. De igual forma, otros vidrios o fi ltros deben ser verifi cados y limpiados.

ChequeodelDesecante: La mayoría de los pirheliómetros posee un compartimiento con desecante, el que debe ser chequeado periódicamente.

Chequeodelaorientación:Los pirheliómetros con seguimiento semi-automático deben ser ajustados a la declinación del sol cada uno o dos días. Los pirheliómetros instalados en sistemas de seguimiento automáticos no necesitan ajuste, pero es recomendable chequear su alineación al hacer las labores de mantención.

�0

Teniendo esto en cuenta, se deben realizar tareas de mantenimiento en base diaria, mensual, semianual y anual según sean las necesidades de la estación y los recursos disponibles.

Entre los chequeos diarios generales debe incluirse como mínimo una limpieza de los instrumentos, idealmente antes del amanecer y luego de cada precipitación, inspección visual de los instrumentos en busca de anomalías como condensación dentro de los sensores, decoloración, corrosión, chequear la alineación de los instrumentos, las conexiones y el estado del cableado en general. Si la estación cuenta con un sistema de seguimiento, debe chequearse el reloj y que el sistema de sombreamiento cubra com-pletamente el domo exterior del instrumento sombreado. Debe chequearse el funcionamiento general del sistema completo y realizar una revisión de los datos obtenidos el día anterior.

Al menos una vez al mes debe chequearse el desecante e idealmente un chequeo de la resistencia de cada sensor. Un cambio en la resistencia es indicador de mal funcionamiento del instrumento.

Los mantenimientos anuales y semi anuales deben incluir una calibración de los instrumentos, chequeo del cableado y partes expuestas a intemperie, cambio de partes oxidadas o dañadas en cualquier forma. Debe hacerse una inspección y testeo minucioso de todos los instrumentos y deben chequearse los se-llos, lubricar partes móviles, ventiladores y uniones.

Condiciones de Operación

Dependiendo de las condiciones climáticas (algunas son más extremas que otras), los sensores debieran ser capaces de funcionar por al menos 5 años, teniendo una vida útil esperada de unos 10 años siguien-do las recomendaciones de mantención y calibración.

Calibración

Los sensores de radiación generalmente son entregados con su certifi cado de calibración del fabricante, que defi ne los parámetros de medición, las unidades de medida, la sensibilidad y/o el rango de medición y el factor de calibración. La calibración de los sensores debe quedar documentada con certifi cados de calibración y debe hacer-se al menos cada dos años. Sin embargo, cada vez que se cambia un componente, se debe calibrar el sensor nuevamente.

Control de calidad de los Datos

La calidad de los datos debe ser evaluada a medida que se van obteniendo. Una estación sucia o mal instalada arrojará datos con altos niveles de incertidumbre o incluso erróneos, requiriendo el análisis de días o semanas de información para pesquisar el problema. Desgraciadamente no existe una manera sistemática de evaluar la calidad de los datos obtenidos, solo se puede presumir su nivel de certeza. En este contexto es muy importante que los supervisores de la estación estén siempre al tanto de las condi-ciones de esta, para así evaluar si los datos se están obteniendo con la calidad deseada, comparándolos constantemente con rangos que, previamente se hayan estipulado como dentro de lo normal.

�1

Una buena forma de evaluar la calidad de los datos viene dada por la redundancia que existe entre los distintos instrumentos que debe haber en una estación de medición. Imaginemos una estación en la que hay dos piranómetros, uno de Global Horizontal y otro que mide radiación difusa utilizando un artefacto de sombreamiento, y además se cuenta con un pirheliómetro con su respectivo sistema de seguimiento en dos ejes. Si se efectúa el cálculo para obtener la componente directa a partir del valor de la radiación Global Horizontal y la Difusa, la podemos comparar, usando una relación con los ángulos de altitud del sol con la magnitud de la DNI, valor que debiera estar midiendo el pirheliómetro en ese momento. Así podemos comparar el funcionamiento de todos los instrumentos y obtener un error relativo entre ellos, aunque el método no indicará cual es el instrumento que presenta error en sus mediciones.

De encontrarse un error relativo alto, se debe buscar el instrumento que pueda estar presentando pro-blemas operacionales tales como mala alineación o nivelación, suciedad, humedad, descalibración, de-gradación u otros.

�2

Evaluación de Recurso Eólico

1Conceptosbásicos44

2Lanecesidaddecontarconlosdatosadecuadosysuscaracterísticasdeseables45

Efecto en los proyectos de la incertidumbre en los datos 45

¿Por cuánto tiempo medir? 46

3Característicasdelrecursoeólico.Técnicaseinstrumentosutilizadosparasumedición 47

Requerimientos de datos para proyectos eólicos 47

¿Quévariablesmedir?47

¿Cómomedirlasvariables?48

¿Dóndemedir? 50

Métodos de prospección: mediciones, estimaciones, simulaciones 50

Normas internacionales que rigen los métodos de evaluación 55

Criterios de decisión para determinar las necesidadesparticulares de prospección 56

Sensores, instrumentos y equipos: selección, montaje, operación, mantenimiento 58

Velocidaddelviento58

Direccióndelviento65

Seleccióndelinstrumento65

Sistemasdemediciónremota67

Temperatura67

Presión69

InclinacióndelFlujo70

Humedad72

Mantenimiento de la estación de medición 73

Visitasalsitio73

Procedimientosdeoperaciónymantenimiento73

Documentación74

Revisióndelfuncionamientodelosequipos74

Inventarioderepuestos75

Procesamiento de datos 75

Recolecciónymanejodedatos75

Validación,procesamientoyreportesdedatos78

Errores comunes y forma de evitarlos 85

Instalacióndelaestacióndemedición85

Operaciónymantenimientodelaestacióndemedición85

Recopilaciónymanipulacióndedatos86

Estimaciones de costos para las campañas de medición 86

��

La Tierra recibe una gran cantidad de energía procedente del Sol, de la cual, el 2% se transforma en energía eólica capaz de proporcionar una potencia del orden de 1017 kW.

De donde surge la definición de viento como toda masa de aire en movimiento, que surge como conse-cuencia del desigual calentamiento de la superficie terrestre, siendo la fuente de energía eólica, o mejor dicho, la energía mecánica que en forma de energía cinética transporta el aire en movimiento.Las causas principales del origen del viento son: • La radiación solar que es más importante en el Ecuador que en los Polos

• La rotación de la Tierra que provoca desviaciones hacia la derecha en el Hemisferio Norte y hacia la izquierda en el Hemisferio Sur.

• Las perturbaciones atmosféricas.

Cuantitativamente, la potencia del aire en movimiento, viene dada por es el caudal de energía cinética por segundo, es decir.

Por su parte, el caudal volumétrico viene dado por A·V, el caudal de masa del aire será _AV y la potencia está dada por :

Por lo tanto, la potencia extraíble del viento depende linealmente de la densidad del aire y de su veloci-dad al cubo. Pero, la velocidad del viento varía con el tiempo y, por lo tanto, su potencia también variará, consecuentemente:

• La Potencia extraíble del viento, varía fuertemente con la velocidad, siendo necesario medirla, con la mayor precisión posible, en el lugar exacto donde se quiera instalar el aerogenerador.

• La Potencia extraíble del viento, varía con la densidad del aire, a causa de las variaciones de presión atmosférica y temperatura, en valores que pueden oscilar de un 10% a un 15% a lo largo del año, para una misma locación geográfica.

1 Conceptos básicos

�5

recu

rso

eólic

o

Efecto en los proyectos de la incertidumbre en los datos.

La Producción Anual de Energía (AEP, por sus siglas en inglés) es la cantidad de energía entregada anual-mente por una planta de generación de electricidad. Durante el estudio del proyecto, se diseña un Pro-grama de Evaluación del Recurso Eólico (WRAP) para determinar la AEP media esperada (P50) y la incer-tidumbre de la AEP ( ). Estos dos números determinan el horizonte financiero del proyecto. Pequeñas desviaciones en el nivel de incertidumbre pueden tener un efecto significativo en las finanzas del proyec-to, traduciéndose en riesgo financiero y a su vez en un mayor costo de la energía.

El WRAP engloba una cantidad de incertidumbres independientes, algunas de las cuales pueden tener fuerte influencia en la incertidumbre global de la AEP. Dentro de la incertidumbre relacionada con la estimación del recurso eólico ( ) están laextrapolacióndelperfilverticaldelviento, desde la altura de la torre a la altura de buje, y laextrapolaciónhorizontaldesde la ubicación de la torre a las ubicaciones de las turbinas.

La AEP es una combinación del recurso eólico disponible en el sitio y la curva de potencia de las turbinas. La predicción del AEP es usualmente considerada como una estadística Gaussiana con un valor medio P50 y una incertidumbre , la cual afecta directamente las probabilidades de excedencia Pxx. Por ejemplo, un P90 de 100 GWh/año significa que hay un 90% de probabilidades de que el parque eólico genere al menos 100 GWh anualmente. Cuanto más baja sea la incertidumbre, mayor será el P90, tal como se observa en la Figura 20.

Las incertidumbres están relacionadas tanto a la respuesta de las turbinas como a la estimación del re-curso. La intensidad de éstas varía de proyecto a proyecto, y es altamente dependiente del tamaño y la complejidad del proyecto.

La incertidumbre de las mediciones puede ser minimizada adoptando mejores prácticas en el diseño, selección, calibración, implementación y uso de la anemometría. Cualquier evaluación de recurso eólico debe ser acompañada por una evaluación exhaustiva y una declaración numérica de incertidumbre, dado que a mayor incertidumbre, se incrementa el riesgos financieros y por ende las condiciones de financia-miento, aumentando las tasas de interés para absorber este riesgo.

Figura 20 CurvadeprobabilidaddeexcedenciadeAEP,paraunaplantaeólicade50MW

2 La necesidad de contar con los datos adecuados y sus características deseables

��

¿Por cuánto tiempo medir?

En general, para todo desarrollo de un proyecto eólico, lo ideal es contar con mediciones de largo plazo, que muestren el comportamiento del viento a lo largo de varios años. Sin embargo esto no siempre es factible, por lo cual se recomienda llevar a cabo campañas de medición con una duración mínima de un (1) año. Usualmente un año es suficiente para determinar la variabilidad diurna y estacional del viento. Con la ayuda de una estación de referencia bien correlacionada, tal como la de un aeropuerto, también se puede estimar la variabilidad interanual del viento. La recuperación de datos para todas las variables medidas debe ser al menos un 90% de la duración del programa, con cualquier vacío de datos mantenido al mínimo (menos de una semana).

�7

recu

rso

eólic

o

3 Características del recurso eólico. Técnicas einstrumentos utilizados para su medición

Requerimientos de datos para proyectos eólicos

Una campaña de medición del recurso eólico tiene como objetivo determinar las características del vien-to y las condiciones ambientales tal como las experimentarán los aerogeneradores del futuro proyecto. El desarrollo de mediciones y de análisis de calidad tiene como resultado una mínima incertidumbre en la predicción de la producción de energía de un proyecto propuesto, lo cual lleva a tomar mejores decisio-nes en cuanto al desarrollo del mismo.

Para lograr una campaña de medición de calidad, deben responderse una serie de preguntas impor-tantes: ¿qué variables medir?, ¿cómo medirlas?, ¿dónde?, y ¿por cuánto tiempo? A continuación se dará respuesta a cada una de estas interrogantes.

¿Qué variables medir?

Los datos de entrada principales para el procedimiento de evaluación de un sitio son datos de medición relacionados a diferentes parámetros meteorológicos, los cuales conforman la entrada para los procedi-mientos de cálculo para extrapolarlos a posiciones y alturas relevantes. Los siguientes parámetros meteo-rológicos son requeridos como entrada para el procedimiento:

• Velocidad del viento

• Dirección del viento

• Desviación estándar de la velocidad del viento (para calcular la intensidad de turbulencia)

• Temperatura del aire

• Presión del aire

De la lista anterior, los parámetros resaltados son entradas esenciales para el procedimiento de evalua-ción del sitio, por lo que deben ser medidos directamente en el sitio y siguiendo las pautas que se expon-drán en el siguiente capítulo.

Los datos adicionales de la lista también son específicos para cada sitio, pero también pueden ser deri-vados de datos no específicos o de estimaciones.

��

¿Cómo medir las variables?

Para la medición de las variables involucradas en una campaña de evaluación de recurso eólico, es nece-sario instalar una torre en la cual montar los respectivos sensores. Las opciones de estructura son tubular y de rejilla, generalmente atirantadas. En la tabla 2 se muestran las ventajas y desventajas de cada tipo de torre y en laFigura 21se muestra el tipo de estructura.

Torre Tubular

Torre de Rejilla Atirantada

• Facilidad de transporte.

• Menor cantidad de personal especializado

para su instalación.

• Mejor relación costo-beneficio para instalacio-

nes en terreno poco complejo.

• Menor requerimiento de espacio para labores

de instalación.

• Labores de mantenimiento menos complejas.

• Mejor relación costo-beneficio para

instalaciones en terreo complejo.

• Necesidad de desinstalar la torre para darles mantenimiento a los instrumentos.

• Nivelación horizontal es más compleja.

• Necesidad de contar con personal especializado para trabajo en altura.

• Mayor complejidad en transporte de estructura a sitio de instalación

Figura 21Izq.Torrederejillade80m.Der.Torretubularde60m

Tabla 2Característicasdelastorrestubularesyderejilla

Fotografíaizq.tomadadehttp://www.australianradiotowers.com/index.php?pageid=2004

Fotografía der. tomada de http://tech-wind.com/index.php?menu=Products&submenu=Tubular%20Wind%20Mast

Independiente de la torre que se utilice, se requiere que el anemómetro de la cúspide esté a una altura mayor o igual que 3/4 de la altura de buje que se pretende utilizar. Por ejemplo, si se pretende instalar turbinas con una altura de buje de 80m, el anemómetro de cúspide de las torres de medición en ese pro-yecto debería ubicarse a una altura mínima de 60m. Es importante considerar que, cuanto mayor sea la extrapolación de la cizalladura del viento (wind shear), mayor será la incertidumbre obtenida, por lo cual es recomendable medir lo más cerca posible de la altura del buje.

�9

recu

rso

eólic

o

Con respecto a la instalación de los sensores, se debe seguir las recomendaciones de la norma de la Co-misión Electrotécnica Internacional (IEC, por sus siglas en Inglés) IEC-61400-12-1 Wind Turbines – Part 12-1: Power performance measurements of electricity producing wind turbines, las cuales se detallarán en el siguiente capítulo. El data logger utilizado para almacenar los datos, debe realizar un muestreo de las variables una vez cada uno o dos segundos, y almacenar como mínimo los siguientes parámetros:

• Promedio. Debe ser calculado para todas las variables en una base diez-minutal, la cual es el perío-do internacional estándar para la medición de recurso eólico. Exceptuando la dirección del viento, el promedio se define como la media de todas las muestras. Para la dirección del viento, el promedio debe ser el valor de un vector unitario resultante. Los datos promedio se utilizan para reportar la va-riabilidad de la velocidad del viento, así como la distribución de frecuencia de la velocidad y dirección del viento.

• DesviaciónEstándar. Debe ser determinada tanto para la velocidad como para la dirección del viento, y se define como la desviación estándar de la población verdadera, compuesta de todas las muestras dentro de cada intervalo promediado. La desviación estándar de la velocidad y dirección del viento son indicadores del nivel de turbulencia y la estabilidad atmosférica. También es útil para detectar datos erróneos o sospechosos cuando se validan valores promedio.

• MáximoyMínimo. Los valores máximo y mínimo deben determinarse al menos diariamente para la velocidad del viento y la temperatura. El valor máximo (mínimo) se define como la mayor (menor) muestra observada dentro del período seleccionado. El valor de dirección correspondiente a la velo-cidad máxima (mínima) del viento debe ser también almacenado.

Los datos almacenados deben ser de naturaleza serial y designados por un identificador de fecha y hora.

Adicional a lo anterior, la IEC requiere dentro de sus estándares para sitios de evaluación de recurso eólico los siguientes parámetros:

• El valor máximo de muestra de velocidad de viento, y su correspondiente dirección para cada inter-valo de diez minutos.

• La diferencia de velocidad de viento entre dos anemómetros instalados a diferentes alturas.

50

¿Dónde medir?

El sitio que se seleccione para instalar la torre de medición debe ser representativo del área donde se pre-tende desarrollar el proyecto. Debe evitarse en la medida de lo posible, medir en los puntos más ventosos del área del proyecto, o cerca de obstáculos que no sean representativos del sitio.

La práctica de la industria es respetar una distancia máxima de separación entre la torre de medición y las ubicaciones de turbinas propuestas inicialmente para el proyecto, con el fin de mantener la represen-tatividad de las mediciones. Esta distancia es dependiente del tipo de terreno del proyecto, tal como se muestra en la tabla 3.

Tipodeterreno

Simple: mayormente plano, con algún cambio en la rugosidad del terreno

Moderadamente complejo: colinas rodantes o efecto significativo de la rugosidad del terreno, como presencia de vegetación.

Muy complejo: por ejemplo, estribaciones montañosas

Distanciamáximaentreubicacióndeturbinaytorredemedición

2km

1km

0.5km

Tabla 3Separaciónentretorredemediciónyubicacionesdeturbinassegúntipodeterreno

Métodos de prospección: mediciones, estimaciones, simulaciones

La prospección es la evaluación previa de un sitio de interés, con el fin de determinar si el potencial eólico de dicho sitio es adecuado para desarrollar un Programa de Evaluación del Recurso Eólico (WRAP), o Campaña de Medición.

La búsqueda de un sitio adecuado para el desarrollo de un proyecto eólico involucra, además de identifi-car áreas con potencial eólico atractivo, evaluar en estas áreas otro tipo de factores que también influyen en el desarrollo de un proyecto, tales como:

• Complejidad del terreno

• Disponibilidad y uso de terrenos

• Facilidad de acceso al sitio

• Distancia a puntos de conexión con líneas de transmisión

• Cercanía de áreas protegidas y límites nacionales

• Potencial impacto de la construcción de una planta eólica en el paisaje del sitio

51

recu

rso

eólic

o

La ubicación de un sitio adecuado para realizar una WRAP involucra tres pasos:

I.Identificacióndeáreasconpotencialdedesarrollodeenergíaeólica(prospeccióndelrecur-soeólico). La prospección del recurso eólico, se puede realizar por medio de diversas técnicas o método:

• Indicadores topográficos

El análisis de mapas topográficos es una manera efectiva de alinear el proceso de búsqueda de un sitio adecuado para desarrollar el proyecto eólico y la campaña de medición. Se puede utilizar car-tografía regional e imágenes satelitales, buscando encontrar características topográficas que proba-blemente experimenten velocidad promedio de viento mayor que los alrededores. Este proceso es particularmente importante en zonas con poca o nula información histórica de la velocidad del viento. Algunas características geográficas que tienden a experimentar velocidades de viento mayores son:

a) Estribaciones orientadas perpendicularmente a la dirección predominante del viento.

b) Las elevaciones más altas dentro de un área determinada.

c) Las ubicaciones donde los vientos locales pueden canalizarse.

Algunas características que se deben evitar son áreas inmediatamente viento arriba o viento abajo de un terreno más alto, el área de sotavento de las estribaciones, y terrenos con pendiente excesiva. En cual-quiera de estos casos se experimentan mayores niveles de turbulencia.

• Uso de datos eólicos existentes: Se refiere a utilizar datos de estaciones meteorológicas, aeropuertos, universidades, etc. cercanos al área de interés. Debido a que estos datos no han sido recolectados con el propósito de evaluar el recurso eólico, generalmente representan condiciones medias de cen-tros de población, en terreno relativamente plano y en áreas de poca elevación. Por esta razón, el beneficio primordial que proveen es generar una idea del recurso eólico dentro del área de análisis, no indicar los puntos más ventosos de dicha área. LaFigura 22 muestra un ejemplo de estación me-teorológica, y se puede observar que las condiciones de medición de viento no son óptimas para la prospección del recurso.

Figura 22Estaciónmeteorológicatípica

Tomado de http://www.novalynx.com/110-ws-16.html

52

• Uso de mapas eólicos regionales: En varios países se encuentran disponibles mapas eólicos de re-giones, que permiten a los desarrolladores de proyectos tener una idea sobre el potencial eólico de un área de interés. Estos mapas se elaboran generalmente utilizando datos de las estaciones me-teorológicas disponibles como entrada de modelos de simulación atmosférica, con los cuales las mediciones puntuales se extrapolan e interpolan dentro de una región. La calidad de estos mapas está directamente relacionada con la calidad de los datos de las estaciones de medición, que, como se mencionó anteriormente, no siempre están destinadas a la medición de recurso eólico. Por esta razón, los mapas eólicos deben ser utilizados con precaución. En la Figura 23 se muestra un mapa eólico del estado de California, en Estados Unidos, desarrollado por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL).

Figura 23 MapaeólicodelEstadodeCalifor-nia,USA,para50mdealtura

• Mediciones en el sitio: Se puede instalar una torre de medición de poca altura (normalmente de 10m) por un período corto en el sitio de interés. Estas mediciones ayudarán a determinar el potencial del sitio. Actualmente, se está aprovechando la facilidad de implementación de los SODAR y LIDAR para los estudios de prospección, ya que éstos, a diferencia de las torres, son fáciles de movilizar e instalar, y permiten medir a diferentes alturas (incluso a la altura del buje), y determinar el perfil verticaldel vien-to, mientras que con la torre de medición, es necesario extrapolar y se debe utilizar una aproximación de la cizalladura del viento. La Figura 24 muestra un SODAR y un LIDAR, y su relación de tamaño.

•Tomado de http://windeis.anl.gov/guide/maps/images/ca50mwind.jpg

•Tomado de http://www.ecofriendlymag.com/sustainable-transporation-and-alternative-fuel/its-official-nrel-says-sodar-data-as-good-as-from-met-towers/

•Tomado de http://www.nrgsystems.com/AllProducts/Remote%20Sensors.aspx

Figura 24 Izq:SODARTritondeSecondWind.Der:LIDARWindcubedeNRGSystems

53

recu

rso

eólic

o

En el área de energía eólica, estos modelos sirven para obtener información más detallada de las caracte-rísticas del viento en un sitio sin necesidad de visitar el mismo, u obtener datos observacionales. Permiten obtener información sobre la velocidad promedio mensual y anual, la distribución de frecuencia de veloci-dad y dirección del viento. Estos datos permiten obtener un conocimiento más profundo de la variabilidad estacional del recurso en el sitio, y evaluar la idoneidad del mismo para el desarrollo de una campaña de medición. Ejemplos de estas herramientas son First Look - Wind Prospecting Tools, de la compañía 3TIER (http://www.3tier.com/firstlook/), el windNavigator de AWS Truewind (www.windnavigator.com), y el explorador Eólico de la Comisión Nacional de Energía de Chile (http://condor.dgf.uchile.cl/EnergiaReno-vable/Chile). En la Figura 25 se muestra la herramienta First Look de 3TIer, y parte de la información que provee: promedio anual, promedio mensual y dirección del viento.

Figura 25 HerramientaFirstLookde3Tier

Aunque este método provee mucha información detallada, debe también usarse con cautela, debido a que sus resultados también dependen de datos históricos de estaciones meteorológicas, y por consi-guiente, de la calidad de los datos de éstas.

II.Inspecciónycalificacióndesitioscandidatos.

Para escoger un sitio adecuado, deben realizarse visitas a todas las áreas potencialmente adecuadas, con el fin de verificar las condiciones de los sitios. Algunos aspectos de importancia que se deben evaluar incluyen:

• Disponibilidad y uso de tierra.• Ubicación de obstrucciones.• Árboles deformados por vientos fuertes persistentes (árboles bandera).• Accesibilidad dentro del sitio.• Impacto potencial en el paisaje local.• Confiabilidad del servicio de telefonía celular para transferencias de datos.• Posibles ubicaciones para las torres de medición.

Si se va a instalar una torre de medición atirantada, se deben determinar además las condiciones del suelo para la selección de un anclaje adecuado.

Tomado de www.3tier.com/firstlook

5�

Las características de cada sitio deben ser comparadas con las de los demás sitios por medio de una tabla, en la cual se le asigne una ponderación a cada ítem evaluado, estableciendo una diferenciación de peso entre ítems si aplica. Con esta técnica, se podrá determinar cuáles son los sitios más óptimos para el desarrollo del proyecto.

Las visitas de campo también representan una oportunidad para hacer contacto personal con los dueños de las tierras. Se puede organizar una reunión con éstos, con el fin de presentarles el proyecto y respon-der sus consultas e inquietudes.

III.Seleccióndelaubicacióndelatorredemedicióndentrodelossitioscandidatos.

Para definir la posición exacta de la torre de medición se deben seguir dos lineamientos importantes:

• Colocar la torre lo más lejos posible de obstrucciones locales al viento.• Seleccionar una ubicación que sea representativa a la mayoría del sitio.

Ubicar una torre cerca de obstrucciones como árboles o edificios, puede afectar de manera adversa el análisis de las características de viento del sitio. La Figura 26muestra los efectos de un flujo sin distorsión que encuentra una obstrucción. La presencia de estas características puede alterar la magnitud percibida del recurso eólico en general, la cizalladura del viento y los niveles de turbulencia. Como regla, si los sen-sores deben colocarse cerca de una obstrucción, no deben colocarse a una distancia horizontal menor a 10 veces la altura de la obstrucción en la dirección predominante del viento.

Figura 26Efectosdelasobstruccionesenelflujodeaire

Con respecto a la representatividad del sitio de montaje de la torre de medición, la tabla 3 (pag 50) muestra la distancia máxima de separación entre las turbinas y la torre de medición para que la medición sea representativa, en diferentes terrenos. Sin embargo, es importante recordar que, aunque se cumpla el criterio de separación, este debe ir forzosamente acompañado de una ubicación de la torre en el terreno en un punto que tenga similitud con el resto del área de interés.

55

recu

rso

eólic

o

Normas internacionales que rigen los métodos de evaluación

En la actualidad no existe ninguna norma específica para la evaluación del recurso eólico. Sin embargo, la industria ha decidido seguir normativas de otras áreas y disciplinas para estandarizar la calidad de la eva-luación y análisis del recurso eólico. De acuerdo con la Red de Institutos de Medición de Energía Eólica, MEASNET, las prácticas aquí mencionadas deben cumplir con las siguientes normativas:

• IEC 61400-1 Wind turbine generator systems – Part 1: Safety Requirements, 2da Ed., 1998: Defi-nicion de condiciones especificas del sitio: condiciones de viento, otras condiciones ambientales, y condiciones eléctricas, subdivididas en condiciones normales y extremas.

• IEC 61400-1 Wind turbine generator systems – Part 1: Design Requirements, 3ra Ed., 2005: Defi-nicion de condiciones especificas del sitio, referencia para calculos de turbulencia, cizalladura del viento, estimacion de la inclinacion del flujo de viento.

• IEC 61400-1 Wind turbine generator systems – Part 12-1: Power performance measurements of elec-tricity producing wind turbines, 1ra Ed., 2005: Clasificación de anemómetros, lineamientos sobre el montaje de sensores en la torre de medición, cálculo de la densidad del aire, análisis de incertidumbre, documentación de las mediciones.

• ISO 2533: 1975-05, Standard Atmosphere: corrección de las mediciones de presión del aire, si no se realizan a la altura de buje.

• ISO/IEC Guide 98: 1995 – Guide to the Expression of uncertainty in measurement: Analisis de incertidumbre.

En este documento se profundizaran los aspectos relacionados con el montaje de sensores en una torre de medición. Estos aspectos son tratados por la norma IEC 61400-12-1 Anexo G: Mounting of instru-ments on the meteorological mast.

5�

Criterios de decisión para determinar las necesidades particulares de prospección

El éxito de una campaña de medición depende en gran medida de la planificación inicial de la campaña. Los pasos necesarios para planificar la campaña de medición son los siguientes:

1. Objetivos de la campaña de medición. El objetivo de una campaña de medición determina la cantidad de torres necesarias y la complejidad del equipo que las conforma. Entre los objetivos usuales de las campañas de medición se encuentran:

• Medición inicial en un nuevo sitio: (prospección), para determinar si el sitio tiene un potencial eólico que puede ser explotado. Puede utilizarse una torre de medición baja y con equipos simples, ya que no se requiere gran precisión en estas mediciones.

• Medición de largo plazo: medición de varios años, por ejemplo, para una estación de referencia den-tro de una red regional de meteorología o medición de viento. Para este caso, lo ideal es invertir en equipo más científico, ya que el objetivo es el estudio meteorológico a largo plazo. La altura de la torre debe ser lo más alta posible, si su utilización va a ser exclusivamente para energía eólica. Si es una estación de medición meteorológica, la altura estándar es 10m.

• Medición de corto plazo: medición de uno o dos años para evaluación del recurso eólico en un sitio específico. La medición debe hacerse con sensores con baja incertidumbre y torres que tengan una altura cercana o igual a la altura del buje de las turbinas proyectadas.

• Medición comparativa: medición de corto plazo, semanas o meses, para verificar y correlacionar los resultados obtenidos en una estación de medición. Lo ideal en este caso es desarrollar la medición con torres similares a las utilizadas en la medición inicial. También se utiliza la medición remota con SODAR o LIDAR.

2. Identificación de la etapa del proyecto.

• Prospección: identificación del sitio. Torres simples.• Etapa media: evaluación del sitio. Torres complejas.• Etapa tardía: medición de viento para labores de instalación de aerogeneradores. Torres complejas y

con conexión a los sistemas de monitoreo del equipo de construcción.

57

recu

rso

eólic

o

3. Tamaño del proyecto. La cantidad de torres de medición que se instalen en la campaña de medición dependen del tamaño del parque eólico que se pretenda desarrollar, el número de turbinas involucradas y la extensión de terreno.

4. Terreno. Las características topográficas del terreno, en conjunto con la extensión del mismo, harán ne-cesaria la instalación de cierta cantidad de torres para mantener la representatividad de las mediciones. Además, la complejidad del terreno puede hacer necesaria la utilización de instrumentos de medición opcionales, como anemómetros verticales.

5. Altura de Buje. La altura de buje proyectada para las turbinas del proyecto, determinará la altura míni-ma de las torres de medición, que debe ser al menos de la altura del buje, como se mencionó anteriormente.

6. Experiencia en la región. La existencia de torres de medición instaladas en la región de interés, y a las cuales se pueda tener acceso, permite tener conocimiento del recurso eólico y climático de la región, y puede influir en la duración de la campaña de medición al poder complementar la nueva campaña, per-mitiendo tener una referencia de los equipos adecuados para la etapa de medición.

7. Cizalladura del viento esperada. Este factor influye en la cantidad de niveles de medición de la torre. Si se prevé que la topografía y las condiciones climáticas del sitio pueden influir en la cizalladura del viento en el sitio, deben utilizarse varios niveles de medición para tener más información para el análisis.

8. Presupuesto disponible. El presupuesto disponible para la medición del recurso, influye directamente en el tipo de estructura a utilizar, su altura y la cantidad y calidad de instrumentos a instalar.

9. Disponibilidad de equipo. De acuerdo con el cronograma proyectado para la instalación de la torre de medición, deben escogerse proveedores que sean capaces de despachar los equipos comprados en tiempos convenientes y acordados.

Tomando en cuenta todos los factores expuestos, se puede determinar la configuración más adecuada de estaciones de medición para satisfacer el objetivo planteado. Las características técnicas y económi-cas de dichas estaciones se comentarán en las secciones siguientes.

5�

Sensores, instrumentos y equipos: selección, montaje, operación, man-tenimiento

La esencia de un programa de evaluación del recurso eólico es la recolección de datos de velocidad del viento, dirección del viento y temperatura. Además, existen otras variables opcionales, como la inclina-ción de flujo, la presión y humedad, que son útiles para comprender mejor el comportamiento del viento y las características atmosféricas del sitio. A continuación se comentarán aspectos sobre la medición de estas variables y la selección, montaje, mantenimiento y operación de los equipos que las miden.

Velocidad del viento

Seleccióndelinstrumento

Los anemómetros de copa y los anemómetros de hélice son los tipos de sensores más comúnmente utilizados para la medición de la componente horizontal de la velocidad del viento.

• Anemómetrodecopas: Este instrumento consiste en un ensamble de tres copas conectadas cen-tralmente a un eje vertical para la rotación. Al menos una de las copas queda frente al viento que se aproxima al instrumento. La forma aerodinámica de las copas convierte la fuerza de presión del vien-to en torque rotacional. La rotación de la copa tiene una proporcionalidad aproximadamente lineal a la velocidad del viento en un rango especificado. Un transductor en el anemómetro convierte este movimiento rotacional en una señal eléctrica, la cual se envía a través de un cable al recolector de datos o data logger.

El data logger luego utiliza un multiplicador (o pendiente) y un offset (o intercepción) constantes y cono-cidos para calcular la velocidad real del viento.

La Figura 27 muestra un anemómetro de copas.

Figura 27 AnemómetrodecopasFirstClassdeThiesClima

Tomado de http://www.thiesclima.com/windsensor_first_class_e.html

59

recu

rso

eólic

o

• Anemómetro de hélice: Este instrumento consiste en una hélice montada en un eje horizontal que está orientado hacia el viento a través del uso de una veleta de cola. El anemómetro de hélice también genera una señal proporcional a la velocidad del viento. La Figura 28 muestra un anemómetro

de hélice.

A pesar de que los dos tipos de sensores difieren un poco en su respuesta a las fluctuaciones de la ve-locidad del viento, no existe una ventaja clara de un tipo sobre el otro. En la práctica, el anemómetro de copa es el más comúnmente utilizado para la evaluación del recurso.

Cuando se selecciona un modelo de anemómetro, deben considerarse los siguientes aspectos:

• Aplicacióndestinada.Los anemómetros destinados a aplicaciones de baja velocidad como estu-dios de contaminación del aire, normalmente están hechos de materiales livianos. Éstos probable-mente no son adecuados para ambientes muy ventosos o gélidos.

• Umbraldeinicio.Esta es la mínima velocidad de viento a la cual el anemómetro comienza y mantie-ne su rotación. Para propósitos de evaluación del recurso eólico, es más importante que el anemóme-tro resista una ráfaga de viento de 25 m/s que tener respuesta a vientos menores a 1 m/s.

• Constantededistancia. Es la distancia que el aire viaja, pasado el anemómetro, durante el tiempo que le toma a las copas o la hélice alcanzar el 63% de la velocidad de equilibrio después de un cambio escalón en la velocidad del viento. Este es el tiempo de respuesta del anemómetro a un cambio en la velocidad del viento.

Constantes que representan un valor de distancia más largo están usualmente asociadas con anemó-metros más pesados, ya que la inercia causa que les tome más tiempo disminuir su velocidad cuando el viento decrece. Los anemómetros con constantes de viento más grandes pueden sobreestimar la velocidad del viento.

• ConfiabilidadyMantenimiento. Los anemómetros son mecánicos y eventualmente se desgastan, aunque la mayoría tiene rodamientos especiales de larga vida (sobre 2 años).

Figura 28AnemómetrodehéliceRMYoung

�0

Montajeyoperacióndelinstrumento

Las mediciones en terreno de la velocidad del viento deben llevarse a cabo en concordancia con la norma IEC 61400-12-1. Los anemómetros deben ser calibrados en un túnel de viento por una institución acreditada.

El método más común para medir el viento es por medio de un anemómetro en la cúspide de la torre de medición, sin otros instrumentos cerca para evitar la distorsión del viento. El anemómetro de cúspide debe instalarse en un tubo vertical, cuyo diámetro no debe ser mayor que el del cuerpo del anemómetro y debe soportar las copas del anemómetro al menos 0,75m sobre cualquier obstrucción.

Otros instrumentos que se instalen a nivel de la cúspide de la torre deben posicionarse al menos 1,5m por debajo del nivel del anemómetro. Un anemómetro de control o redundante en el nivel de cúspide debe instalarse al menos 1,5m debajo del nivel del anemómetro principal, pero a no más de 2,5m. La Figura 29 muestra las características de esta configuración.

Otras configuraciones de montaje de instrumentos en la cúspide presentan mayor incertidumbre debido a la distorsión del flujo de viento. Sin embargo, el montaje de dos anemómetros en la cúspide al mismo nivel con una separación adecuada entre ellos da como resultado una baja distorsión. Los anemóme-tros deben tener una separación mínima de 1,5m y máxima de 2,5m. El anemómetro de control debe orientarse de manera tal que no obstruya la medición del anemómetro principal. El nivel del anemómetro debe estar separado verticalmente del nivel del brazo de sensor una distancia de al menos 15 veces el diámetro del brazo, pero se recomienda 25 veces. Debe evaluarse la incertidumbre adicional introducida a la medición por los brazos de sensor.

Con respecto a la instalación de otros sensores, éstos deben respetar también la separación mínima de 1,5m entre el nivel de los anemómetros y su nivel de instalación. LaFigura 30muestra la configuración de esta instalación alternativa.

Figura 29Posicionamientodeinstrumentosconanemómetroencúspide

�1

recu

rso

eólic

o

Figura 30 Instalaciónalternativadeanemómetrosenlacúspidedelatorre

Si se instala un pararrayos, éste debe tener una altura tal que los anemómetros de cúspide queden den-tro de un cono de protección de 60°. Para minimizar los efectos de la distorsión de flujo, el pararrayos debe instalarse fuera de la dirección predominante del viento, y debe mantenerse una distancia entre el pararrayos y los anemómetros de al menos 50 veces el diámetro del pararrayos, tal como muestra la Figura 31.

El nivel más alto de medición de velocidad de viento debe ser al menos 3/4 de la altura de buje planeada. Para evaluar la cizalladura del viento y determinar el perfil del viento en el sitio, debe instalarse un ane-mómetro adicional a una altura significativamente menor (al menos 20m más bajo). Cuando se escogen las alturas de medición, debe tomarse en cuenta que las alturas más importantes son aquellas que se encuentran dentro del área de barrido del rotor.

Figura 31 Instalacióncorrectadepararrayosenunatorredemedición

�2

El montaje de todos los anemómetros debe ser en concordancia con la norma IEC 61400-12-1, así como las recomendaciones de la IEA con respecto a la dirección y largo de los brazos. El objetivo es minimizar los efectos de la distorsión del flujo al mayor grado posible con respecto al sector completo de 360°. La distorsión del flujo en la estela de la torre debe ser considerada en la estimación de las incertidumbres.

Depende de cada desarrollador determinar el grado de distorsión e incertidumbre que es aceptable para sus mediciones, pero es recomendable evitar distorsiones del flujo inducidas por el brazo de sensor y la torre que sean mayores a 0,5%.

El largo y orientación de los brazos de sensor permiten manejar los valores de distorsión provocados por la torre, mientras que la distancia de separación vertical entre el anemómetro y el brazo determina la distorsión debida al brazo. Los brazos de anemómetro deben estar orientados en la misma dirección. Si la dirección predominante del viento es conocida, la orientación debe ser a 45° de desviación de la dirección predominante del viento para torres tubulares, o 90° de la dirección predominante del viento para torres de rejilla. En estas posiciones se obtiene la mínima distorsión del viento, como se observa en las Figuras 32 y 33, donde se muestran las simulaciones de flujo para la torre tubular y de rejilla, que dan como resultado las curvas de iso-velocidad mostradas, asumiendo que el flujo de viento se acerca a la estructura desde la izquierda.

Figura 32Simulaciónde ladistorsióndel flujodevientoalrededordeunatorretubular

Figura 33Simulaciónde ladistorsióndel flujodevientoalrededordeunatorrederejillatriangular

�3

recu

rso

eólic

o

Se observa para ambos casos que el viento sufre desaceleración viento arriba de la torre, aceleración a su alrededor y estela viento abajo. Nótese que en la torre de rejilla, el comportamiento del flujo es depen-diente del coeficiente de empuje de la torre, CT, que a su vez depende de la porosidad de la torre y del arrastre de sus miembros individuales.

Distancia al centro de la torre dividida por el diámetro de la torre (R/d)

Figura 34 VelocidadrelativadelvientoenfuncióndelarelaciónR/dparaunatorretubular

Para el caso de la torre tubular, se observa que la velocidad relativa del viento es 99% cuando R/d es aproximadamente 6, y 99,5% cuando R/d es 8 aproximadamente. Para el caso de la torre de rejilla, se observa que la curva depende del valor del coeficiente de empuje CT. Cuando la distancia R/L es mayor que 2, la orientación de la torre con respecto al viento, una cara o un vértice hacia el viento, afecta muy poco la distorsión del flujo de viento, por lo cual este factor puede considerarse indiferente. En general, se observa que la distorsión producida por la torre de rejilla es menor que la producida por la torre tubular: para un CT = 0.7, la velocidad relativa 99% se obtiene con R/L = 5,0 y 99,5% con R/L = 7,0.

El valor de CT se puede aproximar por medio de los valores de la Tabla 4. El coeficiente t es la solidez de la torre y se define como el radio de todos los elementos estructurales en el lado de la torre con el área total expuesta.

Tipodetorre

Sección cruzada cuadrada, miembros con bordes afilados

Sección cruzada cuadrada, miembros redondos

Sección cruzada triangular, miembros redondos

ExpresiónparaCT

4,4*(1 - t)*t

2,6*(1 - t)*t

2,1*(1 - t)*t

Rangoválido

0,1 < t < 0,5

0,1 < t < 0,3

0,1 < t < 0,3

Tabla 4 MétododeestimacióndeCTparavariostiposdetorrederejilla

��

Figura 35 Velocidadrelativadelvientoenfunciónde larelaciónR/Lparauna

torrederejillaparavariosvaloresdeCT

La velocidad del viento debe ser registrada en promedios cada diez minutos, preferiblemente con una frecuencia de muestreo de 1 Hz o mayor. El sistema de adquisición de datos debe grabar y almacenar los promedios y las desviaciones estándar, y debe grabarse también los mínimos y máximos del intervalo.

El período de medición debe cubrir al menos 12 meses completos y consecutivos para al menos una torre en el sitio, para poder evaluar variaciones estacionales. Si los datos de más de una torre están dis-ponibles, debe ejecutarse correlación entre las diferentes torres para extender el período de medición de cada torre y para llenar los vacíos de datos. Se debe tomar en cuenta la incertidumbre relacionada con el procedimiento de correlación.

La medición se considera incompleta, si una o más de las siguientes condiciones se cumple:

• El período de medición de ninguna de las torres en el sitio cumple al menos con 12 meses consecu-tivos de medición.

• La disponibilidad de los datos sin procesar filtrados es menor de 90%, donde los datos de los senso-res relevantes o sus respaldos instalados acorde con la norma IEC 61400-12-1 está disponible.

• La disponibilidad de los datos rellenados con métodos MCP (Medición – Correlación – Predicción) con base en datos adicionales medidos en el sitio, esmenor a 95%.

Si una medición es considerada incompleta, esto debe ser claramente declarado como desviación de los lineamientos en la presentación de los resultados y debe ser tomado en cuenta en la evaluaciónde incertidumbre.

La recalibración de anemómetros debe ser llevada a cabo después de 12 meses y seguidamente del fin del período de medición por medio de calibración en túnel de viento en una institución acreditada. Si la recalibración muestra que los resultados se desvían significativamente, deben realizarse evaluaciones comparativas (comparaciones in situ con anemómetros adicionales) con el objetivo de determinar el momento en que las desviaciones comenzaron a ser significativas, y así acotar los datos evaluados a un período de tiempo en el cual el desempeño del anemómetro esté dentro de un rango aceptable de incertidumbre.

Distancia al centro de la torre dividida por el ancho de la cara de la torre (R/L)

�5

recu

rso

eólic

o

En caso de que las diferencias de calibración sean aparentemente muy altas, se debe reportar el análisis de las diferencias de calibración y el rechazo de datos debido a diferencias de calibración. Alternativamen-te, los datos sospechosos pueden ser retenidos y la incertidumbre incrementada como corresponda.

Si no se realiza una recalibración, como alternativa debe probarse y documentarse que el anemómetro de copas mantiene su calibración a lo largo del período de medición. El procedimiento de verificación in situ debe ser utilizado, el cual consiste en la comparación del anemómetro primario con un anemómetro de control instalado cerca del primero, y la evaluación de cambios temporales significativos de las relaciones.

Para extrapolación de las mediciones de viento a otras alturas, puede usarse medición remota además de una medición de anemómetros, tomando en cuenta la incertidumbre relacionada a estas técnicas. Las recomendaciones concernientes a calibración, montaje, configuración y evaluación deben ser tomadas en cuenta.

Se recomienda el uso de anemómetros redundantes a una altura dada para minimizar el riesgo de pérdi-da de datos de velocidad de viento debido a un sensor primario defectuoso. Los sensores redundantes se sitúan de manera tal que no interfieran con las mediciones del sensor primario. El sensor redundante puede ser usado también para proveer datos de sustitución cuando el sensor primario está en la estela de la torre, es decir, cuando la dirección del viento coloca el sensor primario directamente viento abajo de la torre, resultando en datos erróneos. Generalmente, será menos costoso proveer redundancia a los sensores que realizar una visita no programada al sitio de instalación para reparar o reemplazar un sensor dañado.

En el comienzo de la campaña de medición, las mediciones del sensor redundante deben ser compara-das con las del sensor primario en una comparación de campo de valores secuenciales grabados. Esta prueba determinará la diferencia en lecturas atribuida a los instrumentos en sí mismos. Para asegurar que el tamaño de las muestras recolectadas es suficiente y representativo del amplio rango de velocidades del viento, el período de prueba debe durar al menos una semana. La dirección del viento debe ser ano-tada durante este período, de manera que los valores tomados cuando el sensor está viento debajo de la torre no se incluyan en la comparación. Un análisis de regresión de mínimos cuadrados de los valores de datos válidos proveerá las constantes de calibración de pendiente y offset para el sensor redundante.

Dirección del viento

Selección del instrumento

El instrumento utilizado para medir la dirección del viento se llama veleta. El tipo de veleta más conocida usa una aleta conectada a un eje vertical. La veleta busca constantemente una posición de equilibrio de fuerza alineándose a sí misma a la dirección del viento. La mayoría de las veletas usan un transductor de tipo potenciómetro, que tiene como salida un valor de resistencia relativo a la posición de la veleta. Esta resistencia se conecta vía cable a un data logger, que relaciona la posición de la veleta a un punto de referencia conocido (usualmente el norte verdadero). Por esta razón, el alineamiento u orientación de la veleta a un punto de referencia especificado es importante.

��

El data logger provee un voltaje conocido a través del potenciómetro y mide el voltaje donde el brazo móvil hace contacto con un elemento conductivo. La razón entre estos dos voltajes determina la posición de la veleta. La señal es interpretada por el data logger, el cual usa la razón (un multiplicador conocido) y el offset (una corrección conocida para cualquier des-alineamiento del punto de referencia estándar) para calcular la dirección del viento real. Eléctricamente, el elemento potenciómetro lineal no cubre un rango de 360° completo. El área que queda “descubierta” se denomina la banda muerta de la veleta. Cuando el brazo móvil se encuentra en esta área, la señal de salida de la veleta es aleatoria. Algunos fabricantes compensan la banda muerta en el software de su data logger para prevenir señales aleatorias. Debido a esto, el área de banda muerta no debe ser alineada dentro de o cerca de la dirección predominante del viento.

Cuando se escoge una veleta, se deben usar los mismos criterios de selección del anemómetro. Se debe prestar particular atención al tamaño del área de banda muerta abierta del potenciómetro; ésta no debe exceder los 8°. La resolución de la veleta también es importante. Algunas dividen una rotación completa de 360° en 16 segmentos de 22.5°. Esta resolución es muy amplia como para optimizar del diseño de un arreglo de turbinas eólicas.

Figura 36ejemplodeVeleta200PdeNRGSystems

Montajeyoperacióndelinstrumento

Para identificar la dirección predominante del viento, deben instalarse veletas en todos los niveles de monitoreo significativos. La información de frecuencia de la dirección del viento es importante para identificar las formas y orientaciones del terreno y para optimizar la disposición de las turbinas dentro de un parque eólico.

Las mediciones de la dirección del viento deben llevarse a cabo de acuerdo a la norma IEC 61400-12-1. El montaje de las veletas debe hacerse en brazos de sensor separados, de acuerdo a la norma IEC 61400-12-1, y por recomendaciones de la IEA en lineamientos concernientes a la orientación y largo de los brazos. Para un nivel de medición determinado, la veleta debe instalarse a un mínimo de 1,5m por debajo de la altura del anemómetro. Debe ser instalada de manera tal que los efectos de distorsión del flujo sean minimizados con respecto al sector de medición.

Tomado de http://www.nrgsystems.com/sitecore/content/Products/1904.aspx

�7

recu

rso

eólic

o

Con el objetivo de evaluar la cizalladura del viento en el sitio, y para tener una disponibilidad incrementa-da, al menos una veleta adicional a una altura significativamente menor (al menos 20m más abajo) debe ser utilizada. Cuando se escogen las alturas de medición, debe tomarse en cuenta que las alturas más importantes son aquellas que se encuentran dentro del área de barrido del rotor.

Un alineamiento preciso de la veleta debe llevarse a cabo durante la instalación para permitir la correc-ción de los datos por el desplazamiento de la veleta.

La dirección del viento debe ser registrada en promedios cada diez minutos, preferiblemente con una frecuencia de muestreo de 1 Hz o mayor. El sistema de adquisición de datos debe grabar y almacenar los promedios y las desviaciones estándar.

El período de medición debe cubrir al menos 12 meses completos para al menos una de las torres en el sitio, para poder evaluar variaciones estacionales. Si los datos de más de una torre están disponibles, debe realizarse una correlación entre las diferentes torres para extender el período de medición para cada torre y para rellenar vacíos de datos. Se debe tomar en cuenta la incertidumbre relacionada al procedi-miento de correlación.

La medición se considera incompleta, si una o más de las siguientes condiciones se cumple:

• El período de medición de ninguna de las torres en el sitio cumple al menos con 12 meses consecu-tivos de medición.

• La disponibilidad de los datos sin procesar filtrados es menor de 90%, donde los datos del sensor relevante o una veleta de respaldo instalada como máximo a 30m por debajo está disponible.

• La disponibilidad de los datos rellenados con métodos MCP (Medición – Correlación – Predicción) con base en datos adicionales medidios en el sitio, es menor a 95%.

Si una medición es considerada incompleta, esto debe ser claramente declarado como desviación de los lineamientos en la presentación de los resultados, y se debe tomar en cuenta en la evaluación de incertidumbre.

Sistemas de medición remota

En la actualidad, los desarrolladores de proyectos están utilizando tecnologías de medición remota, como el SODAR, que caracteriza al viento por medio de ultrasonido, y el LIDAR, que lo hace por medio de siste-mas láser, en conjunto con torres de medición convencionales. Esta combinación permite una reducción de varios de los factores de incertidumbre, utilizando la torre de medición en un punto fijo durante el período completo de la campaña de evaluación del recurso y el SODAR o LIDAR en períodos cortos y diversas ubicaciones. Otra particularidad de estos sistemas es que permiten medir al mismo tiempo en diversas alturas y a mayor altura que las torres, alcanzando sin problemas los 150 m.

Temperatura

La temperatura del aire es un descriptor importante del ambiente de operación de un parque eólico. Tam-bién se utiliza para calcular la densidad del aire, que es una variable requerida para estimar la densidad de potencia del viento y la salida de potencia de una turbine eólica.

��

Seleccióndelinstrumento

Un sensor de temperatura ambiente típico está compuesto de tres partes: el transductor, un dispositivo de interfaz y un escudo de radiación. El transductor contiene un elemento metálico, usualmente níquel o platino, con una relación entre su resistencia y temperatura. Los termistores, detectores de resistencia térmica (RTDs) y semiconductores son tipos de elementos comunes de uso recomendado. El valor de resistencia es medido por el data logger o un dispositivo de interfaz, el cual utiliza una ecuación conocida para calcular la temperatura real del aire. El transductor se ubica dentro de un escudo de radiación para protegerlo de la radiación solar directa. Un escudo de radiación común es el tipo Gill, multicapa y protec-ción pasiva. La Figura 37 muestra un sensor de temperatura con escudo de radiación.

Figura37Sensordetemperaturaconescudoderadiación110SdeNRGSystems

Montajeyoperacióndelinstrumento

La medición en terreno de la temperatura del aire es generalmente recomendada, especialmente para sitios donde se esperan rangos de temperatura extremos. La medición debe llevarse a cabo de acuerdo con la norma IEC 61400-12-1.

El montaje del sensor debe hacerse dentro de los 10 m superiores de la torre de medición, a un mínimo de 1,5 m por debajo de la altura del anemómetro. El sensor debe ser calibrado y montado en un escudo de radiación. El período de medición debe cubrir al menos 12 meses completos parea poder evaluara variaciones esta-cionales. Es obligatorio un blindaje correcto para minimizar las incertidumbres debidas a la radiación.

En terreno complejo o en sitios donde se esperan distintas influencias de estratificación en los perfiles de viento, se recomienda instalar dos o más sensores de temperatura a diferentes alturas.

Tomado de http://www.nrgsystems.com/sitecore/content/Products/1906.aspx

�9

recu

rso

eólic

o

Presión

Seleccióndelinstrumento

El barómetro es el instrumento utilizado para medir la presión atmosférica. En el mercado se encuentran disponibles muchos tipos de sensores de presión. La mayoría de los modelos utilizan un transductor piezoeléctrico que provee una salida estándar a un data logger. Este puede requerir una fuente de alimen-tación externa para operar adecuadamente. Es importante consultar con el fabricante del data logger y verificar que el modelo del sensor sea compatible con el data logger.

Figura38SensordepresiónbarométricaBP20deNRGSystems

Montajeyoperacióndelinstrumento

La presión atmosférica se usa junto con la temperatura para determinar la densidad del aire. Es difícil medir la presión atmosférica con precisión en ambientes ventosos, debido a las presiones dinámicas inducidas cuando el viento fluye a través del encapsulado del instrumento. Por esto se debe preferir un ambiente cerrado para situar el sensor de presión.

Se recomienda medir la presión del aire en el sitio y preferiblemente cerca de la altura del buje, como mí-nimo 1,5 m por debajo de la altura del anemómetro principal de la cúspide. Si el sensor de presión no se monta cerca de la altura del buje, las mediciones de presión de aire deben corregirse a la altura del buje de acuerdo con lo estipulado en la norma ISO 2533. El sensor debe ser instalado en una caja resistente a la intemperie, pero debe asegurarse que la caja esté adecuadamente ventilada para que las lecturas de presión no se vean influenciadas por la distribución de presión alrededor de la caja. La figura 39 muestra una configuración alternativa para el montaje de instrumentos en la cúspide de la torre de medición.

Tomado de http://www.nrgsystems.com/sitecore/content/Products/2046.aspx

70

Figura 39Alternativaparamontajedesensoresenlacúspidedelatorredemedición

La extrapolación de la presión del aire debe llevarse a cabo asegurándose que se encuentran disponibles datos de largo plazo para derivar el promedio de presión atmosférica de largo plazo para el sitio.

Inclinación del Flujo

Seleccióndelinstrumento

El anemómetro de hélice es particularmente adecuado para medir la componente vertical del viento. Consiste en una hélice montada en un brazo vertical fijo. El sensor requiere un transductor que pueda relacionar eléctricamente la dirección rotacional (indicativo de movimiento hacia arriba o hacia abajo) y la velocidad de la hélice. Esta señal es usualmente un voltaje de corriente directa polarizado, que es inter-pretado por el data logger o dispositivo de interfaz. La polaridad indica la dirección rotacional; la magnitud indica la velocidad rotacional. El data logger luego usa un multiplicador conocido y un offset para calcular la velocidad vertical real del viento. La Figura 40muestra un anemómetro vertical.

71

recu

rso

eólic

o

Figura 40 Anemómetro vertical de lacompañíaRMYoung

Si se desean medir las tres componentes del flujo de viento, puede utilizarse tres anemómetros de hélice como el de la Figura 40, uno por cada eje cartesiano (x, y, z), ó un anemómetro ultrasónico, que por me-dio de ondas acústicas puede medir las tres componentes del viento. Ambos instrumentos se muestran en la Figura 41.

Tomado de http://www.campbellsci.ca/Catalogue/27106.html

a. b.

Figura 41Anemómetrosdeflujoen3D:a.DeHelice.b.Ultrasónico

Tomado de a. http://www.youngusa.com/products/7/50.html, b. http://www.nexsens.com/products/rmyoung_81000.htm

72

Montajeyoperacióndelinstrumento La inclinación del flujo de viento (la medición de la componente vertical del viento) provee mayor detalle sobre la turbulencia del sitio y puede ser una buena herramienta para predecir las cargas de la turbina.

La ocurrencia de inclinación del flujo significativa, es decir, una componente vertical del flujo significati-va, está fuertemente ligada a la pendiente del terreno circundante. Por esta razón, para sitios complejos deben usarse sensores apropiados para medir las tres componentes del flujo, con el objetivo de derivar la inclinación del flujo para la posición de medición.

Humedad

Seleccióndelinstrumento El instrumento utilizado para medir la humedad relativa se denomina higrómetro. Los dispositivos electró-nicos modernos usan la temperatura de condensación, cambios en la resistencia eléctrica y cambios en la capacitancia eléctrica para medir cambios de humedad. Su funcionamiento se basa en la generación de un voltaje que varía linealmente con los cambios de humedad relativa. Este voltaje es procesado por el data logger, que, por medio de un multiplicador y un offset conocidos por la calibración del dispositivo, logra calcular el valor de humedad relativa. La Figura 42muestra un higrómetro.

Tomado de http://www.nrgsystems.com/sitecore/content/Products/4415.aspx?pf=StandardSensors

Procedimientosdeoperaciónymantenimiento El plan de operación y mantenimiento tiene que documentarse en un manual que especifique los proce-dimientos a seguir. Deben incluirse los siguientes puntos: • Descripción del proyecto y objetivos del plan de operación y mantenimiento.• Descripción de los componentes del sistema y su operación.• Instrucciones para el cuidado de rutina de los instrumentos.• Procedimiento de visita al sitio.• Preparación antes de la visita.• Actividades en el sitio.• Procedimiento de salida del sitio.

Figura 42SensordehumedadrelativaRH5deNRGSystems

73

recu

rso

eólic

o

Montajeyoperacióndelinstrumento

La medición de humedad relativa en el sitio se recomienda en lugares con altas temperaturas y sitios con condiciones climáticas excepcionales. El sensor de humedad debe instalarse dentro de los 10m superio-res de la torre de medición.

La extrapolación de la humedad debe llevarse a cabo asegurándose que se encuentran disponibles datos de largo plazo para derivar el promedio de humedad de largo plazo para el sitio.

Mantenimiento de la estación de medición

Durante el desarrollo de un proyecto de evaluación de recurso eólico, la integridad de todos los com-ponentes del sistema debe mantenerse y documentarse, para asegurar que la recolección de datos sea continua y fluida. Los instrumentos meteorológicos requieren calibración periódica, mantenimiento pre-ventivo e inspecciones visuales en el sitio, si se desea que los datos sean precisos y estén completos. Para alcanzar esto debe desarrollarse un plan de operación y mantenimiento simple pero exhaustivo, que incorpore varias medidas de control y aseguramiento de la calidad del programa, y que provea lineamien-tos de procedimiento para todo el personal involucrado. El personal debe estar entrenado en todos los aspectos del plan de operación y mantenimiento, y tener conocimiento de la manipulación de todos los equipos de medición.Los elementos clave de este programa deben incluir visitas al sitio, procedimientos, listas de chequeo, registro de actividades, chequeo de calibraciones e inventario de repuestos.

Visitasalsitio

Un calendario regular de visitas al sitio debe ser desarrollado y conducido a lo largo de la duración del proyecto. La frecuencia de las visitas dependerá del formato de recuperación de datos. Si los datos se recuperan remotamente y se reciben al menos semanalmente, entonces es suficiente con programar visitas trimestrales. Si la recuperación de datos es manual, deben conducirse visitas al menos cada dos semanas. Se recomienda escoger una frecuencia apropiada para alcanzar una tasa de recuperación de datos de 90%.

Eventualmente se presentan situaciones no programadas, como la pérdida de datos, la detección, duran-te la validación, de datos de un sensor funcionando inadecuadamente, o la respuesta de la estación de medición a condiciones climáticas extremas, como temporales o heladas. Estas situaciones requieren la realización de una visita no programada al sitio. Para minimizar la pérdida potencial de datos, estas visitas deben realizarse dentro de las 72 horas siguientes de producido el evento. Debe anticiparse al menos una visita de operación y mantenimiento no programada al año. Ambas necesidades, de operación y mantenimiento deben ser tomadas en cuenta durante el desarrollo del programa, desde una base de costo y disponibilidad del personal.

Procedimientos de operación y mantenimiento

El plan de operación y mantenimiento tiene que documentarse en un manual que especifique los proce-dimientos a seguir. Deben incluirse los siguientes puntos:

• Descripción del proyecto y objetivos del plan de operación y mantenimiento.• Descripción de los componentes del sistema y su operación.• Instrucciones para el cuidado de rutina de los instrumentos.• Procedimiento de visita al sitio.• Preparación antes de la visita.• Actividades en el sitio.• Procedimiento de salida del sitio.

7�

Documentación

Se debe utilizar una lista de chequeo de cada visita al sitio, donde se documente las actividades realiza-das, de acuerdo al procedimiento descrito anteriormente. La lista de chequeo debe incluir la siguiente información:

• Información general: nombre del sitio, técnicos, día y hora de la visita y trabajo a realizar.

• Preparación antes de la visita: lista de herramientas necesarias, equipo y suplementos (incluyendo repuestos), documentación, mapas e ítems de seguridad.

• Actividades en el sitio: lista secuencial de las actividades realizadas, incluyendo revisión de equipos, recuperación de datos, trabajo relacionado con la estructura de la torre, y actividades de salida

del sitio.

• Conclusiones y recomendaciones: recuento detallado de las actividades realizadas, observaciones y acciones requeridas o recomendadas.

Revisión del funcionamiento de los equipos Todos los sensores deben inspeccionarse, y se debe probar su funcionalidad antes de ser instalados y cuando aplique, como parte del requerimiento de la operación y mantenimiento de la estación de medi-ción. Generalmente no es necesario descender o escalar la torre (en el caso de la torre tubular y de rejilla respectivamente) para llevar a cabo esta tarea. A menos que en el proceso de validación de datos se hayan detectado problemas potenciales, los chequeos programados para anemómetros y veletas deben ser inspecciones visuales con binoculares, dirigiendo la atención a daños físicos. Los equipos dañados, o con sospechas de daño deben repararse o reemplazarse. Los resultados de todas las revisiones funcio-nales deben documentarse. Los procedimientos generales de control de funcionamiento de los sensores se describen a continuación:

• Anemómetros.Asegurarse que los sensores están rotando libremente y que los elementos me-cánicos de montaje y los sensores están intactos y orientados correctamente. Asegurarse que las mediciones mostradas por el data logger tienen valores razonables.

• Veletas. Asegurarse que estén rotando libremente y que los elementos mecánicos de montaje y los sensores están intactos y orientados correctamente. Asegurarse que las mediciones mostradas por el data logger tienen valores razonables. Si existen discrepancias se debe revisar la posición de la

banda muerta.

• Sensordetemperatura. Comparar las lecturas del sensor de temperatura con un termómetro en la misma ubicación. La prueba debe durar al menos media hora tomando lecturas en intervalos de 5 minutos. Las desviaciones entre sensores no deben exceder 1°C. Esta prueba debe realizarse una

vez al año.

• Estructura delatorre. Para torres atirantadas, asegurarse que el nivel vertical de la torre esté co-rrecto. Hacer los ajustes necesarios a la tensión de los cables de sujeción.

75

recu

rso

eólic

o

Inventario de repuestos

El plan de operación y mantenimiento debe prever potenciales fallas en el funcionamiento de los equipos de medición. Para minimizar el tiempo de no funcionamiento y la pérdida de datos, debe tenerse un in-ventario adecuado de partes de repuesto, que debe ser actualizado en todas las visitas al sitio. Se deben considerar los siguientes puntos para determinar las necesidades de inventario:

• Tamañodelareddemonitoreo. La cantidad de partes de repuesto debe aumentar conforme al aumento de estaciones en la red de monitoreo. Como referencia, por cada 6 estaciones, se debe te-ner equipo suficiente para equipar 2. Para este tamaño de red de monitoreo, también es conveniente tener un data logger de repuesto.

• Condicionesambientales. Estaciones de medición que se encuentren en áreas propensas a condi-ciones atmosféricas extremas, como tormentas, rayos o formación de hielo, deben tener equipos de repuesto adecuados. Se recomienda incluir anemómetros, veletas y brazos de sensor. La necesidad de incluir un data logger en el inventario de repuestos, se puede contrarrestar con protección de tran-sientes y blindaje de alta confiabilidad.

• Disponibilidaddeequipo. Se debe considerar la capacidad de entrega de los suplidores de equipos para evitar problemas de disponibilidad de repuestos cuando se necesiten.

• Historialdeoperaciónymantenimiento. La planificación del inventario de repuestos debe tomar en cuenta las necesidades históricas de las estaciones de monitoreo de la red durante la campaña de medición, para mantener un nivel alto de preparación ante la necesidad de servicio.

Procesamiento de datos

Recolección y manejo de datos

La recolección y elementos de manejo de datos del sistema de monitoreo deben incorporar procedimien-tos que ofrezcan un alto nivel de protección de los datos. En general, los procedimientos deben cumplir con aquellos especificados por el fabricante del data logger y reflejar sentido común. Aspectos clave dentro de esta tarea son el almacenamiento de datos sin procesar, recuperación de datos y frecuencia de recuperación, protección de los datos y documentación.

7�

Almacenamientodedatoscrudos

Los datos que no han sido sujetos al proceso de validación o verificación son llamados comúnmente da-tos crudos, los cuales típicamente están almacenados en el data logger en formato binario. El dispositivo de almacenamiento debe ser no volátil, para que la habilidad de almacenar datos no se vea afectada por la pérdida de energía del sistema.Tiposdealmacenamientodedatos

Cada tipo de almacenamiento de datos, y su correspondiente método de transferencia de datos tiene requerimientos específicos, con diferentes ventajas y desventajas:

• Dispositivos de estado sólido: los datos pueden ser leídos desde un computador central utilizando software proporcionado por el fabricante.

• Tarjeta de datos: para la transferencia de datos normalmente se requiere software especial y un dis-

positivo lector de tarjetas.

• Medios magnéticos: para leer los datos y transferirlos al computador se requiere software y

equipo especial.

• Memoria EEPROM: se requiere software del fabricante y un dispositivo lector de EEPROM para la transferencia de datos.

• Computador portátil: puede requerirse cableado especial, dispositivo de interfaz, fuente de poder

externa y/o software.

Actualmente el medio de almacenamiento más utilizado es la tarjeta de memoria flash.

CapacidaddealmacenamientoLa capacidad de almacenamiento depende del intervalo de cálculo de promedios, el número de canales activos del data logger, y la cantidad de parámetros calculados para cada canal, por ejemplo: promedio, desviación estándar, mínimos, máximos, etc. Los fabricantes usualmente proveen tablas o métodos para calcular la capacidad de almacenamiento aproximada para varias configuraciones de memoria. Este dato es solamente una aproximación, por lo cual es adecuado prever una reducción del tiempo de almacena-miento esperado de al menos una semana.

Los requerimientos mínimos de capacidad de almacenamiento dependen del lapso máximo entre trans-ferencias de datos. La capacidad de almacenamiento también debe ser suficiente para enfrentar retrasos en la recolección de datos del sitio. La capacidad de almacenamiento mínima del data logger debe ser 40 días. Esto refleja un intervalo de transferencia de datos de un mes (31 días) con un intervalo de segu-ridad de nueve días para responder y corregir problemas. La planificación de la recolección de datos se debe realizar teniendo en cuenta estos aspectos.

77

recu

rso

eólic

o

Recoleccióndedatos La selección de un proceso manual o remoto de transferencia y manipulación de datos, y en consecuen-cia el modelo del data logger, dependerán de los requerimientos del desarrollador. Los siguientes puntos deben considerarse en el proceso de selección:

• Disponibilidad de personal

• Tiempo de viaje al sitio

• Accesibilidad al sitio a lo largo del año

• Disponibilidad de servicio de telefonía celular

• Costo de los equipos

• Necesidad de energía en sitio

• Simplicidad de uso

• Sistemas de soporte requeridos (computador, módem, software, etc.)

Frecuencia de recuperación de datos Un factor determinante para lograr que la base de datos esté lo más completa posible, es la habilidad para identificar problemas y rápidamente iniciar una respuesta. La transferencia y revisión de datos son los métodos más adecuados para alcanzar este fin. Debe desarrollarse y mantenerse una programación de transferencias de datos o descargas regulares. El intervalo máximo recomendado para la descarga manual de datos es bisemanalmente. Para sistemas de transferencia de datos remota, una recolección semanal puede ser suficiente, pero un intervalo más corto, por ejemplo, cada dos días, puede ser requeri-do para transferir exitosamente la gran cantidad de datos que se generan con un intervalo de cálculo de promedio de diez minutos.

Pueden presentarse situaciones que hagan necesarias transferencias adicionales. Por ejemplo, irregula-ridades en los sensores pueden volverse aparentes durante la revisión de los datos. Patrones del tiempo, tales como heladas o tormentas severas, que se consideran un riesgo para el sitio, merecen un segui-miento y revisión a la transferencia de datos. Para evaluar mejor cada situación, se puede enviar técnicos a realizar una inspección visual, o si se usan sistemas de telefonía celular, se puede revisar el data logger o los datos actuales para determinar si ha surgido un problema.

Protecciónyalmacenamientodedatos

Existe un riesgo de pérdida de datos durante el programa de medición. Los siguientes componentes y procedimientos pueden ser utilizados para minimizar el riesgo.

SubsistemaderecolecciónelectrónicadedatosAparte de los requerimientos de programación del data logger, el proceso real de recolección de datos requiere mínima intervención de técnicos. Los datos se protegen siguiendo los procedimientos de insta-lación, incluido el aterrizaje de todos los equipos y el uso de supresores de transientes. HardwarecomputacionalLos datos de campo eventualmente serán transferidos a un computador para su análisis. Esta será la ubicación primaria para la base de datos de trabajo, pero no debe ser el área de almacenamiento para la base de datos archivada. Aumentos de voltaje y descargas electrostáticas pueden dañar discos duros y unidades portátiles. Siempre se debe seguir las instrucciones de los fabricantes para todas las conexiones eléctricas.

7�

Procedimientosdemanipulacióndedatos

Procedimientos de manejo de datos impropios pueden representar el mayor riesgo de pérdida de datos. El personal técnico será el medio de manipulación y estará en constante contacto con cantidad significa-tiva de bases de datos crudas y procesadas. Debe haber seguridad de que todo el personal esté comple-tamente entrenado y comprenda lo siguiente:

• Software de recuperación de datos y sistema operativo del computador (estar consciente de todas las instancias en las que los datos pueden ser accidentalmente sobre-escritos o borrados).

• Buenas prácticas de manipulación de todos los medios de almacenamiento, incluyendo tarjetas de memoria y EEPROMs (protegerlos de carga estática, campos magnéticos y temperaturas extremas).

• Operaciones computacionales y prácticas de seguridad, incluyendo requerimientos de aterrizaje. Para reducir el riesgo de pérdida de datos, se debe mantener varias copias de la base de datos, o res-paldos y almacenar cada copia en una ubicación separada. Es recomendable respaldar los datos en una programación igual al intervalo de recuperación de datos.

Validación, procesamiento y reportes de datos

La validación se define como el proceso de revisión de los datos para verificar que estén completos y que sus valores sean razonables. Este paso transforma los datos crudos en datos validados. Los datos valida-dos posteriormente se procesan para producir los reportes de resumen que se requieren para el análisis. Ejecutar estos procedimientos con celeridad es crucial para detectar y corregir tempranamente cualquier problema en la torre de medición.

Métodos de validación de datos

Los datos pueden ser validados manualmente o utilizando un computador. La segunda opción es más conveniente por poder computacional y velocidad, sin embargo, siempre se requiere algo de revisión manual. Para este fin se puede utilizar software especializado u hojas de cálculo. Existen dos partes esenciales en la validación de datos, proyección de datos (screening) y verificación de datos. • Revisióndedatos(screening). En esta parte se utilizan algoritmos de validación para revisar todos

los datos, tratando de encontrar datos cuestionables o erróneos. No siempre un dato sospechoso es erróneo, por ejemplo, una tormenta podría causar velocidades de viento inusualmente altas en el sitio de medición. El resultado de esta parte es un reporte de validación de datos que enlista los valores sospechosos, y en cuál rutina de validación falló cada dato.

• Verificacióndedatos. La segunda parte requiere un estudio caso a caso de qué hacer con los

datos sospechosos: retenerlos como válidos, rechazarlos como inválidos o reemplazarlos con datos redundantes válidos, si aplica. En esta parte se requiere el juicio de una persona calificada, que esté familiarizada con el equipo de monitoreo y la meteorología local.

79

recu

rso

eólic

o

La validación de datos tiene limitaciones, ya que, aunque hace posible detectar muchas fuentes de error, no es posible detectarlas todas, aún más si son errores sutiles, como un cable de sensor suelto que se conecta y desconecta a lo largo del tiempo. Probablemente esta intermitencia en los datos no genere variaciones considerables como para alterar los valores promedios y sacarlos de rangos razonables. El uso de sensores redundantes puede ayudar a reducir esta posibilidad, así como la ejecución correcta de otros componentes de aseguramiento de la calidad incluidos en el programa de monitoreo.

Para preservar los datos crudos originales, debe hacerse una copia de estos y aplicar los pasos de vali-dación a la copia.

Rutinasdevalidación Las rutinas de validación están diseñadas para revisar cada parámetro medido buscando valores sospe-chosos antes que sean incorporados a la base de datos archivada y usados para el análisis del sitio. Estas rutinas pueden ser agrupadas en dos categorías principales, chequeos generales del sistema y chequeos de parámetros medidos.

Chequeosgeneralesdelsistema.

Dos pruebas simples evalúan cuán completos están los datos recolectados:

a. Registros de datos: el número de datos debe ser igual al número esperado de parámetros medidos para cada registro.

b. Secuencia de tiempo: esta prueba se enfoca en la marca de fecha y hora de cada registro de datos.

Chequeodeparámetrosmedidos.

Estas pruebas representan el corazón del proceso de validación de datos y normalmente consisten de pruebas de rango, pruebas relacionales y pruebas de tendencia.

a.Pruebasderango. Son las pruebas de validación más simples y más comúnmente usadas. Los datos se comparan con límites altos y bajos permisibles. Un rango razonable para la mayoría de velocidades de viento esperadas es 0 a 25m/s. Sin embargo, el offset de calibración de muchos anemómetros evitará valores cero. Valores negativos claramente indican un problema; velocidades sobre 25m/s son posibles y deben ser verificadas con información adicional. Los límites de cada prueba de rango deben ser ajus-tados de manera que incluyan casi (pero no absolutamente) todos los valores esperados para el sitio. Los técnicos pueden ajustar con más precisión estos límites de acuerdo con su experiencia. Además, los límites deben ser ajustados estacionalmente donde aplique.

Si un valor satisface un criterio, ese chequeo considera el valor válido. Sin embargo, la mayoría de los valores de los parámetros debe tener muchos criterios de chequeo, porque es improbable que un solo criterio detecte todos los problemas. Por ejemplo, si la dirección promedio de una veleta congelada es exactamente 180° durante seis intervalos consecutivos de diez minutos, los valores pasan la prueba de rango de 0° - 360°, pero la veleta reportaría una desviación estándar de cero y sería marcada como sospechosa.

�0

b.Pruebasrelacionales.Esta comparación se basa en las relaciones físicas entre varios parámetros. Los chequeos relacionales deben asegurar que situaciones físicamente improbables no se reporten en los datos sin verificación. Por ejemplo, velocidades significativamente altas de viento en un nivel de me-dición 20 vm respecto al nivel 40 m.

c.Pruebasdetendencia. Estos chequeos se basan en la tasa de cambio en un valor a lo largo del tiem-po. Un ejemplo de tendencia que indica una circunstancia inusual y un potencial problema es un cambio en la temperatura del aire mayor a 5°C en una hora.

Los ejemplos de criterios de validación que pueden encontrarse en literatura especializada no son ex-haustivos, ni necesariamente aplican para todos los sitios. Con el uso, los técnicos entenderán cuáles criterios son más frecuentemente gatillados y bajo cuáles condiciones. Por ejemplo, algunos criterios pueden casi siempre ser gatillados bajo condiciones bajas de viento, bajo 4 m/s, y otros por vientos más fuertes. Por lo tanto, los técnicos deben modificar los criterios o crear nuevos si se necesitan.

Un beneficio secundario del proceso de validación de datos es que las personas directamente involucra-das en el proceso de validación se familiarizarán con la climatología local del viento. El comportamiento del viento bajo diferentes condiciones del tiempo se volverá aparente, así como la relación entre varios parámetros. Esta es una experiencia invaluable que no puede ser apreciada solamente por el valor de los datos mensuales, y puede ser importante para evaluar el impacto de la meteorología local en la operación y mantenimiento de una turbina eólica.

Notaespecial: algunos data loggers y su software de recuperación de datos, almacenan el voltaje de la batería del sistema para cada intervalo de cálculo de promedio. Las pruebas de rango y relacional del voltaje de la batería pueden ser incorporadas en las rutinas de validación de datos de viento para detectar una reducción en el voltaje de la batería que pueda indicar un problema en el sistema.

Tratamientodedatossospechososydatosfaltantes

Después que los datos crudos son sometidos a todas las pruebas de validación, se deben seguir algunos lineamientos para manipular los datos sospechosos:

1. Generar un reporte de validación que enliste todos los datos sospechosos. Para cada valor de datos, el reporte debe mostrar el valor reportado, la fecha y hora de ocurrencia y el criterio de validación en el que falló.

2. Una persona calificada debe examinar los datos sospechosos para determinar su aceptabilidad. Datos inválidos deben ser asignados y remplazados con un código de validación. Una designación común para el rechazo de datos es asignar un código de validación de serie -900, con números que representen va-rias explicaciones de rechazo. Los registros de operación y mantenimiento o los datos de temperatura del sitio deben ser revisados para determinar el código.

3. Si se usan sensores redundantes, se debe reemplazar el valor rechazado de un sensor primario con un dato sustituto del sensor redundante, siempre que los datos del sensor redundante pasen todos los criterios de validación.

�1

recu

rso

eólic

o

4. Mantener un registro completo de todas las acciones de validación de datos para cada estación de monitoreo en un Registro de Validación de Datos del Sitio. Este documento debe contener la siguiente información para cada valor rechazado y sustituido:

• Nombre del archivo.

• Tipo de parámetro y altura de monitoreo.

• Fecha y hora de los datos marcados.

• Códigos de validación y expansión dados para cada dato rechazado.

• La fuente de los valores sustituidos.

Importante:los datos crudos y validados se deben mantener por separado. Los archivos deben diferen-ciarse asignándole diferentes extensiones a los nombres de archivo. Por ejemplo, la extensión de archivo para los archivos de datos crudos puede ser “.raw” y para los archivos de datos verificados “.ver”. Los datos cálidos pueden luego ser compilados en un archivo de datos maestro para posteriores reportes y archivo.

Recuperación de datos

La tasa de recuperación de datos está definida como el número de registros de datos válidos recolec-tados versus el número de datos posibles en el período reportado, y debe ser determinada para cada sensor de viento primario (para todos los niveles y en cada sitio). El método de cálculo es el siguiente:

Donde:

Registros de datos recolectados = Registros de datos posibles – Número de registros inválidos

Por ejemplo, el número posible total de registros diez-minutales en Diciembre es 4.464. Si 264 de esos registros fueron considerados inválidos, el número de registros de datos recolectados sería 4,200 (4.464 – 264). La tasa de recuperación de datos para este ejemplo sería

Procesamientoyreportededatos

Cuando el paso de validación de datos se completa, los datos deben ser sometidos a varios procedi-mientos de procesamiento de datos para evaluar el recurso eólico. Esto típicamente involucra desarrollar cálculos con el conjunto de datos, así como ordenar los valores de los datos en subconjuntos útiles basán-dose en la escogencia de intervalo de cálculo de promedio. A partir de esto, se pueden producir reportes informativos, tales como tablas de sumario y gráficos de desempeño. Los software de procesamiento de datos y de elaboración de reportes están disponibles de muchas fuentes, incluyendo algunos fabricantes de data loggers y vendedores de hojas de cálculo, bases de datos y software estadístico.

Tasa de Recuperación de Datos = Registro de Datos recolectadoS X 100%

Registro de Datos posibles

Tasa de Recuperación de Datos = 4200 X 100%-94.1%

4464

�2

Los promedios horarios normalmente se usan para propósitos de reporte. La compilación de los sub-conjuntos de datos compilados en una base de datos de promedios horarios puede ser llevada a cabo utilizando software disponible para procesamiento de datos y reportes. Cualquiera sea el método que se use, debe tenerse cuidado de no incluir datos marcados o con código de serie -900 cuando se calcule el promedio horario.

El conjunto de parámetros básicos permite la determinación y presentación de muchas herramientas de caracterización de viento valiosas. Excepto por los data loggers totalmente programables, el expo-nente de cizalladura del viento, la intensidad de turbulencia y la densidad de potencia del viento no son típicamente funciones internas de la mayoría de los data loggers. Estos parámetros pueden calcularse fácilmente utilizando un software de hoja de cálculo para obtener promedios horarios y mensuales. Una descripción de cada parámetro y su método de cálculo se presenta a continuación.

Perfilverticaldelavelocidaddelviento

La velocidad del viento varia directamente proporcional con la altura, esto es, a menor altitud el viento. Para modelar el perfil vertical de la velocidad del viento existen dos métodos generales.

Perfillogarítmico

La expresión de perfil logarítmico se utiliza para estimar la velocidad del viento a una altura deseada, tomando como base la velocidad del viento conocida a una altura dada. La expresión del perfil logarítmico es:

Donde V la velocidad estimada del viento a la altura que se desea conocer, Vref es la velocidad del viento a la altura de referencia href, h es la altura a la que se desea estimar la velocidad del viento, y h0 es la longitud de la rugosidad del terreno. La longitud de la rugosidad del terreno representa en cierta medida el grado de obstáculo que presenta

éste a la circulación del viento, algunos valores típicos se muestran en la Tabla 5.

�3

recu

rso

eólic

o

Intensidaddeturbulencia.

La turbulencia del viento es la rápida perturbación o irregularidad en la velocidad, dirección y componen-te vertical del viento. Es una importante característica del sitio, porque los altos niveles de turbulencia pueden reducir la salida de potencia y causar cargas extremas en los componentes de las turbinas. El indicador más común de turbulencia para propósitos de emplazamiento es la desviación estándar de la velocidad del viento. La normalización de este valor con la velocidad media del viento da como resul-tado la intensidad de turbulencia (TI). Este valor permite una evaluación general de la turbulencia de un sitio. La TI es un indicador relativo de la turbulencia, cuyos niveles bajos son menores o iguales a 0,10, niveles moderados entre 0,10 y 0,25 y niveles altos los mayores a 0,25. La intensidad de turbulencia se define como:

PerfilporLeydePotencia

Este modelo fue propuesto por Hellman en 1915 y se usa para estimar la velocidad del viento a una determinada altura, dentro de la capa limite terrestre, con base en datos medidos a una altura dada, y se expresa mediante:

donde es el índice de la ley de potencia, dependiente de la rugosidad del terreno.

Donde: = desviación estándar de la velocidad del viento; y V = velocidad media del viento

DecripcióndelTerreno

Muy liso con hielo o lodo

Superficie nevada

Campo barbechado

Plantaciones

SuburbiosTabla 5 valorestípicodeparámetrosderugosidaddelterreno

ho[x10-3m]

0,01

3

30

50

1500

-

0,10

0,13

0,19

0,32

��

Densidaddepotenciadelviento.

La densidad de potencia del viento (WPD) es un indicador más real del potencial de energía eólica de un sitio que la velocidad del viento sola. Su valor combina el efecto de la distribución de velocidad del viento en un sitio y su dependencia de la densidad del aire y la velocidad del viento. La WPD se define como la potencia eólica disponible por unidad de área barrida por las aspas de las turbinas, y está dada por la siguiente ecuación:

Donde: n = número de registros en el intervalo de cálculo de promedio; = densidad del aire kg/m3; y vi

3 = el cubo del i-ésimo valor de la velocidad del viento m/s.

Como se hace evidente por el signo de sumatoria, esta ecuación debe ser usada para todos los valores de velocidad de viento durante un período de cálculo del promedio, y no para un único valor promedio de largo plazo, sea mensual, anual, etc. La razón se basa en la variabilidad normal del viento y la relación cúbica con respecto a la velocidad del viento.

El término densidad del aire en la WPD debe ser calculado. Este depende de la temperatura y la presión (y por lo tanto de la altitud), y puede variar de 10% a 15% estacionalmente. Si la presión del sitio es co-nocida (es medida como parámetro opcional), los valores horarios de densidad del aire con respecto a la temperatura del aire pueden ser calculados de la siguiente ecuación:

Donde: P = Presión del aire (Pa o N/m2); R = constante específica de los gases para el aire (287 J/kg K); y T = temperatura del aire en grados Kelvin (°C+273).

Si la presión en el sitio no está disponible, la densidad del aire puede ser estimada como una función de la elevación del sitio (z) y la temperatura (T), como sigue:

Donde P

0 = presión atmosférica estándar a nivel del mar (101,325 Pa), o la lectura real de

presión ajustada a nivel del mar obtenida de un aeropuerto local; g = constante gravitacional (9.8 m/s2); y z = elevación del sitio sobre el nivel del mar (m).

Sustituyendo los valores numéricos para P0, R y g, se obtiene:

Esta ecuación de densidad del aire puede ser sustituida en la ecuación de la WPD para la determinación de cada valor promedio horario.

�5

recu

rso

eólic

o

Reportedeaseguramientodelacalidad

Un componente de la documentación del programa de monitoreo debe ser un reporte periódico de la adherencia del programa al plan de aseguramiento de la calidad. El personal de campo o el de análisis de datos debe preparar el reporte y presentarlo al director del proyecto, o el coordinador de aseguramiento de la calidad mensualmente o trimestralmente. El reporte debe incluir los siguientes tópicos:

• Fechas de visitas de operación y mantenimiento al sitio: actividades y situaciones encontradas.

• Descripción de los problemas de monitoreo y acciones correctivas tomadas.

• Registro de actividades de calibración de equipo, si aplican.

• Situaciones descubiertas en la validación de datos y acciones tomadas.

• Tasa de recuperación de datos.

Errores comunes y forma de evitarlos

En las actividades del proceso de evaluación del recurso eólico, existen algunas prácticas comunes que tienden a provocar errores que a la larga tienen como consecuencia un aumento en la incertidumbre total del proceso de evaluación. Los siguientes son los errores más comunes y la forma de evitarlos.

Instalación de la estación de medición

i. Escoger el punto más ventoso del sitio para instalar la torre de medición. Esta es una práctica incorrec-ta, ya que tendrá como consecuencia una sobreestimación del recurso eólico existente en el sitio. Debe escogerse un punto representativo de la geografía circundante y que abarque la mayor cantidad de área utilizable posible.

ii. Orientar incorrectamente los brazos de anemómetro, y usar brazos de un largo inadecuado. Los brazos de anemómetro deben respetar la norma IEC 61400-12-1, tanto para su largo como para su orientación respecto al viento predominante.

iii. No orientar la banda muerta de la veleta correctamente. La banda muerta de la veleta debe orientarse fuera de dirección predominante del viento, ya que en este punto, la veleta tiene menos precisión. La banda muerta debe orientarse preferiblemente hacia un punto cardinal principal o paralela al brazode sensor.

Operación y mantenimiento de la estación de medición En una visita al sitio, no revisar que las mediciones en el logger tengan relación con el estado físico de los sensores. Puede darse el caso de que las mediciones mostradas en el data logger sean normales y el estado físico de los sensores, aparentemente, también lo sea, pero que aún así exista un problema. Por ejemplo, una veleta puede verse en buen estado físico, pero estar apuntando hacia una dirección que no es la que se muestra en el logger, lo cual indica inicialmente un problema de offset o que un anemó-metro gire aparentemente bien, pero comparando su medición con los demás, se nota que está girando más lentamente, lo cual indica que el anemómetro está siendo de alguna manera “frenado”. Este tipo de ejemplos reflejan la importancia de relacionar lo que se ve en el logger con lo que se observa físicamente, y también el comparar las mediciones de los sensores con las mediciones de sensores del mismo tipo a diferentes alturas, o redundantes.

��

Recopilación y manipulación de datos

Guardar los datos recibidos de la estación sin revisarlos. Una práctica común de los encargados del mo-nitoreo de la estación, es guardar los datos que reciben de la estación de medición (en caso de que ésta tenga sistema de comunicación remota) sin revisarlos inmediatamente. Este es un tema crítico, ya que, si existe algún problema en la estación que sea detectable por medio de los datos, éste debe ser detec-tado y reparado lo antes posible, para minimizar la pérdida de datos. Por esta razón, los datos deben ser revisados lo más pronto posible del momento en que se reciben.

Cambiar los nombres de los archivos de datos del logger. Algunas personas tienden a renombrar los archivos extraídos del logger para llevar un orden “personalizado” de los datos, pero posteriormente, el software de lectura del fabricante, no acepta el formato del nombre del archivo y no lo puede leer. Por esta razón, los nombres de los archivos no deben alterarse, y la organización de la data debe hacerse en términos de carpetas (meses, años, etc.), no en términos de formato de nombre de archivo.

Estimaciones de costos para las campañas de medición

La estimación de costos de una campaña de medición depende de varios aspectos, a mencionara continuación:

• Tipo de torre a instalar (tubular o de rejilla).

• Cantidad y calidad de instrumentos a utilizar.

• Uso de transmisión remota de datos.

• Servicios contratados: instalación, operación, mantenimiento, recolección y manipulación de

los datos.

• Cantidad de torres a instalar.

• Ubicación geográfica del sitio de instalación.

• Procedencia del proveedor de los servicios.

En general, el costo mínimo de una torre de medición con tres niveles de medición es aproximadamente US$30.000 para una torre tubular, y US$35.000 para una torre de rejilla . Estos costos consideran sen-sores estándares, como los sensores de NRG Systems , y no incluye el costo de servicios de operación, mantenimiento o recolección y manipulación de datos.La Tabla 6 muestra el porcentaje de peso de cada aspecto relacionado con la torre de medición en el costo total de la misma.

Rubro

Equipos (CIF)

Estructura de torre

Instalación

O&M, Recolección y manipulación de datos

TOTAL

%deltotal(sinserviciosadicionales)

35%

45%

20%

-

100%

%deltotal(conserviciosadicionales)

25%

35%

15%

25%

100%

Tabla 6Participacióndecadarubroenelcostototaldeunatorredemedición

�7

recu

rso

eólic

oconsultar http://www.campbellsci.com/dataloggers y http://www.secondwind.com/Nomad/Nomad-2-Wind-Data-Logger.html

El costo de utilizar torres y equipos de mejor calidad, se traduce en un aumento del costo de la campaña, pero también en un benefi cio para el desarrollo del proyecto, al disminuir los niveles de incertidumbre de las mediciones. Para evaluar el efecto del uso de diferentes equipos en el costo total de una campaña de medición, se compararán los cuatro siguientes escenarios:

1. SistemadetorretubularconequiposestándarNRG. Basado en los sistemas NRG-Nowde NRG Systems, que incluyen:

• Torre tubular con brazos de sensor.• 6 anemómetros NRG #40C, para tres niveles de medición de velocidad del viento.• 2 veletas NRG #200P para dos niveles de medición de dirección del viento. • 1 anemómetro vertical RM Young.• 1 sensor de temperatura NRG #110S para medición de temperatura ambiente.• 1 sensor de presión barométrica NRG #BP20.• 1 Data Logger Symphonie de NRG con sistema de comunicación celular.• Todos los accesorios adicionales para el montaje.

2.SistemaconanemómetrosestándaryanemómetrosClase1.

En este sistema, se cambian la mitad de los anemómetros del esquema anterior por anemómetros cata-logados como Clase 1 por la IEC, los cuales tienen un menor rango de incertidumbre y mediciones más confi ables, como por ejemplo el anemómetro First Class de Thies.

Este esquema tiene la ventaja de permitir el uso de dos tipos de anemómetros, con lo cual se puede evaluar el desempeño ambos tipos comparando sus mediciones. Además, se reduce la incertidumbre de las mediciones al utilizar anemómetros de mejor calidad.

3. LoggermásflexibleyanemómetrosClase1.

En este esquema, todos los anemómetros se cambian por sensores Clase 1, y se reemplaza el data logger de NRG con un modelo que provea mayor fl exibilidad, como los data loggers de las compañías Second Wind o Campbell Scientifi c . Los demás equipos y la torre se mantienen sin cambio.Las ventajas de esta confi guración son que el data logger permite:

• Utilizar más tipos de sensores.• Tener capacidad adicional para los sensores.• Mayor cantidad de intervalos de promedio y de cálculo de promedio. • Sistemas de comunicación remota más avanzados (permiten interrogación remota y visualización y

modifi cación en tiempo real).• Expansibilidad (solamente data logger Campbell), se pueden integrar módulos y aumentar la capaci-

dad de canales del data logger.• Procesamiento de datos en el logger, con canales dedicados a cálculos en tiempo real (solamente

data logger Campbell).

��

Sin embargo, esta configuración también tiene complicaciones como las siguientes:

• Diferencias de hardware: adaptadores para los brazos de sensor, sensores con diferente número de cables, etc.

• Complejidades logísticas al involucrar a mayor cantidad de proveedores.• Diferencias de datos.• Costos de ciclo de vida.

La Tabla 7muestra la comparación relativa de costos de las cuatro configuraciones expuestas, para el caso estadounidense. Aunque los cálculos están hechos para las condiciones de otro país, las tenden-cias son aplicables para la realidad nacional. Se observa que, al incluir el costo de la instalación de torre y equipos, la diferencia en los costos se disminuye prácticamente a la mitad. Si se incluye el costo de servicios adicionales, como operación, mantenimiento y administración de datos, la diferencia de costos disminuye aún más, ya que los costos de estos servicios son prácticamente iguales para los cuatro casos. Sin embargo, nunca se debe perder de vista que los costo adicional que arrojen una mayor precisión se justifican dado que la potencia depende del cubo de la velocidad del viento.

Para mayor información consultar http://www.campbellsci.com/dataloggers y http://www.secondwind.com/Nomad/Nomad-2-Wind-Data-Logger.html

Estimación realizada con ayuda de la compañía Nordteco S.A. de Costa Rica.

Tomado de http://www.nrgsystems.com/AllProducts/SensorsandTurbineControl.aspx

Estimación realizada con ayuda de la compañía Nordteco S.A. de Costa Rica.

Configuración

Sistema NRG Now

Combinación anemos NRG y Clase 1

Logger Second Wind y anemos Clase 1

Logger Campbell y anemos Clase 1

Costossolamentetorre

yequipos

100%

123%

146%

148%

Costosincluyendoserviciosdeinstalación

100%

112%

123%

124%

Tabla 7ComparacióndecostosdediferentesconfiguracionesdesistemasdemediciónparaelcasodeEstadosUnidos

�9

recu

rso

eólic

o

90

92

Parte Solar

Bardescu, V. (2008). ModelingSolarRadiationattheEarthSurface. Springer.

Duffie, J., & Beckman, W. (2006). SolarEngineeringofThermalProcesses.

John Wiley & Sons, Inc.

Foster, R., Ghassemi, M., & Cota, A. (2010). SolarEnergy. CRC Press.

ISO9060.InternationalStandard,ISO9060,SolarEnergy.

McArthur, L. (2004). BaselineSurfaceRadiationNetwork(BSRN),OperationsManualVer.2.1.

Muneer, T. (2004). SolarRadiationanddaylightmodels. Elsevier B/H.

Organización Meteorológica Mundial . (s.f.). Obtenido de http://www.wmo.int

Patel, M. (2006). Wind and Solar Power Systems: Design, Analysis, and Operation . Taylor &

Francis.

Rösemann, R. (2004). SolarRadiationMesurement:FromSensortoApplicationinMeteorology

andEnviroment.

Rufes Martínez, P. (2010). EnergíaSolarTérmica:Técnicasparasuaprovechamiento.

Marcombo S.A.

Stoffel, Renné, Myers, Wilcox, Sengupta, George, y otros. (2010). ConcentratingSolarPower,Best

PracticesHandbookfortheCollectionandUseofSolarResourceData. NREL.

SWERA Project. (s.f.). Obtenido de http://swera.unep.net

Bibliografía

Parte Eólica AWS Scientifi c Inc. para NREL. Wind Resource Assessment Handbook. USA. Abril, 1997.

Boquet, M. et al.(2010Polonia) LEOSPHERESAS–NRGSystems.ReturnoninvestmentofaLidarSystemforWindResourceAssessment.EuropeanWindEnergyConference&Exhibition2010.

Brummels, G. (Setiembre 2009) Foresight Wind Energy. Meteorological Tower EquipmentConsiderations.AWEA

Coppin, P. et al.(Octubre 2003)WindResourceAssessmentinAustralia–Aplanner’sguide.WindEnergyResearchUnit.CSIROLandandWater.Version1.1.

Elkinton M. Garrad Hassan - GL. Wind Resource Assessment. AWEA Wind Resource Assessment Workshop 2009. Minneapolis, MN. USA. Setiembre 2009.

Hunter, R. et al. (1999) Recommended Practices for Wind Turbine Testing: 11. Wind SpeedMeasurementandUseofCupAnemometry.Reino Unido. I Edición.

IEC: IEC 61400-12-1 (2005) Wind turbines–Part12-1:Powerperformancemeasurementsofelectricityproducingwindturbines.1raEd.MEASNETProcedure:EvaluationofSiteSpecificWindConditions.Version1, Noviembre 2009.

ISO 2533: 1975-05, Standard Atmosphere

Pereira, E.B., Greco,J. (2008) SolarandWindEnergyResourceAssessmentinBrazil. Sao José dos Campos, Brasil. MCT/INPE.

WindResourceAssessmentWorkshop2009.Minneapolis,MN.USA.

3Tier. Wind Prospecting Tools. 2010. En internet: http://www.3tier.com/en/package_detail/wind-prospecting-tools/. Consultado: 7 de Noviembre de 2010

NRG Systems. Complete Systems. 2009. En internet: http://www.nrgsystems.com/AllProducts/CompleteSystems/NRG-NOWSYSTEMS-SYMPHONIE.aspx. Consultado: 19 de Noviembre de 2010

NREL. Wind Resource Assessment. 2010. En internet: http://www.nrel.gov/wind/resource_assessment.html. Consultado: 19 de Noviembre de 2010

9�

9�

9�

100