Proyecto Fin de Máster

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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID

Escuela Técnica Superior de Ingeniería y Diseño Industrial

Máster en Energías Renovables y Medio Ambiente

Curso 2021/2022

Estudio del recurso eólico, cálculo de estelas e implantación preliminar de un parque eólico en Aciberos (Zamora)

Fecha: Octubre, 2022

Tutor: Emilio Migoya Valor Autor: Álvaro García Bermúdez de Castro

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Estudio del recurso eólico, cálculo de estelas e implantación preliminar de un parque eólico en Aciberos

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Resumen

La implantación de un parque eólico requiere de un gran desarrollo. Se han de considerar aspectos relevantes como la evaluación del impacto ambiental, la capacidad de acceso y conexión a la red de transporte y distribución y una serie de procedimientos administrativos y requisitos técnico-económicos, que variarán en aplicación en función del país.

El presente Proyecto de Fin de Máster no se va centrar en todas las fases de desarrollo de una instalación eólica, pues resulta un proceso muy largo y complejo, sino concretamente en la modelización de un parque eólico situado en la localidad de Aciberos (Zamora) y el cálculo de la producción energética del mismo, en base a la elección del emplazamiento, la evaluación del recurso eólico, la selección del aerogenerador y el cálculo de su estela. Finalmente se realiza un estudio económico, puesto que, el objetivo de esta implantación preliminar es determinar si el proyecto es o no viable técnica y económicamente.

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Abstract

The implementation of a wind farm requires a great deal of development. Relevant aspects such as environmental impact assessment, access and connection capacity to the transmission and distribution grid and a series of administrative procedures and technical-economic requirements, which will vary in application depending on the country, must be considered.

This Master's Thesis Project will not focus on all the phases of development of a wind farm, as it is a very long and complex process, but specifically on the modeling of a wind farm located in the town of Aciberos (Zamora) and the calculation of its energy production, based on the choice of the site, the evaluation of the wind resource, the selection of the wind turbine and the calculation of its wake. Finally, an economic study is carried out, since the objective of this preliminary implementation is to determine whether or not the project is technically and economically feasible.

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Agradecimientos

Quiero agradecer, en primer lugar, a mi tutor Emilio, por su profesionalidad y dedicación, y por orientarme a lo largo de todo el proyecto.

A Gregorio y Natalia por haberme proporcionado una campaña de medidas del recurso eólico.

Por último, a mis padres y a Lucía, por animarme siempre y brindarme las mejores oportunidades.

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Contenidos

Resumen ... iii

Abstract ... iv

Agradecimientos ... v

Contenidos ... vi

Lista de Figuras ... viii

Lista de Tablas ... x

Abreviaturas ... xii

1. Introducción ... 1

1.1. Objetivo ... 1

1.2. Alcance ... 1

1.3. Justificación ... 1

1.4. Emplazamiento ... 2

1.5. Normas ... 2

2. Campaña de medición del recurso eólico ... 5

2.1. Antecedentes ... 5

2.2. Datos de partida ... 5

3. Metodología y cálculos ... 8

3.1. Evaluación del recurso eólico con WAsP ... 8

3.1.1. Datos meteorológicos. Fichero *.tab ... 8

3.1.2. Datos topográficos y de rugosidad. Fichero *.map ... 10

3.1.3. Curva de potencia de los aerogeneradores simulados. Fichero *.wtg .... 14

3.2. Modelización del parque eólico con WAsP ... 16

4. Análisis y resultados ... 21

4.1. Producción obtenida en WAsP ... 21

4.2. Producción corregida por orografía ... 23

4.3. Producción corregida por efecto de estelas (UPMPARK) ... 26

4.3.1. Definición de la clase de los aerogeneradores ... 28

5. Estudio económico ... 32

5.1. Coste total de la inversión ... 32

5.2. Costes de explotación ... 34

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5.3. Cálculo de la rentabilidad del proyecto ... 34

6. Conclusiones ... 37

Bibliografía ... 40

Anexos ... 42

A: Tratamiento, procesado y limpieza de los datos... 42

B: Imágenes (formato .jpg) de los mapas de la zona de estudio... 43

C: Ficheros de los aerogeneradores simulados ... 46

D: Ficheros de entrada UNION... 48

E: Flujos de caja del análisis de rentabilidad ... 50

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Lista de Figuras

1Figura 1.1: Emplazamiento de la torre meteorológica. Fuente: Google Earth. ... 2

2Figura 3.1: Rosa de vientos, curva y parámetros de la distribución de Weibull. Fuente:

WAsP. ... 10

3Figura 3.2: Vista de comunidad autónoma de la zona de estudio (color azul) delimitada en seis cuadrantes (color amarillo). Fuente: Google Earth. ... 11

4Figura 3.3: Vista ampliada de la zona de estudio (color azul) delimitada en seis cuadrantes (color amarillo). Fuente: Google Earth. ... 11

5Figura 3.4: Valores de rugosidad (en metros) con su color asociado. Fuente: WAsP Map Editor. ... 13

6Figura 3.5: Mapa de la zona de estudio con las cimas y líneas de nivel. Fuente: WAsP Map Editor. ... 13

7Figura 3.6: Mapa de la zona de estudio con las líneas de rugosidad dibujadas. Fuente:

elaboración propia mediante WAsP Map Editor, utilizando la escala de colores de la Figura 3.4. ... 14

8Figura 3.7: Comparativa gráfica de la intensidad de turbulencia que define la clase del aerogenerador con las clases A, B y C de la norma IEC 61400-1. ... 15

9Figura 3.8: Vista de la Configuración A (caso AEP). Fuente: WAsP. ... 18

10Figura 3.9: Vista de la Configuración B (caso AEP). Fuente: WAsP. ... 19

11Figura 4.1: Producción energética anual de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en WAsP. ... 22

12Figura 4.2: Promedio anual de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en WAsP. ... 23

13Figura 4.3: Vista de la Configuración A (caso RIX). Fuente: WAsP. ... 25

14Figura 4.4: Vista de la Configuración B (caso RIX). Fuente: WAsP. ... 25

15Figura 4.5: Producción energética anual corregida por efecto de las estelas, de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en UNION y UPMPARK. ... 27

16Figura 4.6: Promedio anual de horas equivalentes corregido por efecto de las estelas, de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en UNION y UPMPARK. ... 27

17Figura 4.7. Comparativa de las pérdidas por estelas calculadas en WAsP y UPMPARK.

Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en estos programas. 28

18Figura 4.8: Comparativa gráfica de la intensidad de turbulencia que define la clase del aerogenerador G90-2MW con las clases A, B y C de la norma IEC 61400-1. Fuente:

elaboración propia a partir de los resultados de UNION y UPMPARK. ... 29

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19Figura 4.9: Comparativa gráfica de la intensidad de turbulencia que define la clase del aerogenerador G97-2MW con las clases A, B y C de la norma IEC 61400-1. Fuente:

elaboración propia a partir de los resultados de UNION y UPMPARK. ... 29

20Figura 4.10: Comparativa gráfica de la intensidad de turbulencia que define la clase del aerogenerador N90-2,5MW con las clases A, B y C de la norma IEC 61400-1. Fuente: elaboración propia a partir de los resultados de UNION y UPMPARK. ... 30

21Figura 5.1: Vista de la infraestructura eléctrica de la Configuración A. Posiciones de los aerogeneradores en azul; posición de la subestación de Lubián en amarillo; línea interna de 30 kV en naranja; línea de evacuación de 132 kV en amarillo. Fuente: Google Earth. ... 33

22Figura 5.2: Vista de la infraestructura eléctrica de la Configuración B. Posiciones de los aerogeneradores en blanco; posición de la subestación de Lubián en amarillo; línea interna de 30 kV en naranja; línea de evacuación de 132 kV en amarillo. Fuente: Google Earth. ... 33

23Figura A.1: Promedio de doce rosas de los vientos en una única rosa de los vientos (frecuencia sectorial de ocurrencia del viento en cada franja de velocidad, expresado como fracción de 1000). Fuente: elaboración propia a partir de la corrección de los datos medidos por la torre meteorológica. ... 42

24Figura B.1: Mapa 266-II. Pías. Fuente: [6]. ... 43

25Figura B.2: Mapa 266-IV. Lubián. Fuente: [6]. ... 43

26Figura B.3: Mapa 267-I. San Martín de Castañeda. Fuente: [6]. ... 44

27Figura B.4: Mapa 267-III. Cobreros. Fuente: [6]. ... 44

28Figura B.5: Mapa 304-II. Hermisende. Fuente: [6]. ... 45

29Figura B.6: Mapa 305-I. Calabor. Fuente: [6]. ... 45

30Figura C.1: Fichero *.wtg del aerogenerador G90-2MW, definidas la curva de potencia y el coeficiente de empuje. Fuente: WAsP Turbine Editor. ... 46

31Figura C.2: Fichero *.wtg del aerogenerador G97-2MW, definidas la curva de potencia y el coeficiente de empuje. Fuente: WAsP Turbine Editor. ... 46

32Figura C.3: Fichero *.wtg del aerogenerador N90-2,5MW, definidas la curva de potencia y el coeficiente de empuje. Fuente: WAsP Turbine Editor. ... 47

33Figura D.1: Fichero TUR de ejemplo correspondiente al modelo de aerogenerador Nordex 90. Fuente: elaboración propia. ... 48

34Figura D.2: Fichero PRO de ejemplo correspondiente a la Configuración B. Fuente: elaboración propia. ... 49

35Figura E.1: Flujos de caja del proyecto para el modelo G97-2MW (hasta el año 2035). Fuente: elaboración propia. ... 50

36Figura E.2: Flujos de caja del proyecto para el modelo N90-2,5MW (hasta el año 2035). Fuente: elaboración propia. ... 50

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Lista de Tablas

1Tabla 1.1: Situación del emplazamiento de la torre meteorológica. Fuente: [3] ... 2

2Tabla 2.1: Equipos de medida. Fuente: [3] ... 6

3Tabla 3.1: Porcentajes mensuales de datos afectados por la indisponibilidad y

‘enclavamiento’ de medidas durante la campaña de medición. Fuente: elaboración propia. ... 9

4Tabla 3.2: Parámetros básicos para clases de aerogeneradores según la norma IEC 61400-1. Fuente: [8]... 15

5Tabla 3.3: Modelos de aerogeneradores. Fuente: [9]. ... 16

6Tabla 3.4: Coordenadas de los 14 aerogeneradores situados en las dos configuraciones. Fuente: WAsP. ... 18

7Tabla 4.1: Comparativa de la producción neta y del promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración A. Fuente: WAsP. ... 21

8Tabla 4.2: Comparativa de la producción neta y del promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración B. Fuente: WAsP. ... 22

9Tabla 4.3: Comparativa de la producción neta corregida por orografía y el promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración A. Fuente:

elaboración propia, a partir de los cálculos realizados mediante la ecuación 4.1. ... 24

10Tabla 4.4: Comparativa de la producción neta corregida por orografía y el promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración B. Fuente:

elaboración propia, a partir de los cálculos realizados mediante la ecuación 4.1. ... 24

11Tabla 4.5: Comparativa de la producción neta corregida por efecto de las estelas y el promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración A. Fuente: UNION y UPMPARK... 26

12Tabla 4.6: Comparativa de la producción neta corregida por efecto de las estelas y el promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración B. Fuente: UNION y UPMPARK... 26

13Tabla 5.1: Hipótesis de partida para el cálculo de la rentabilidad económica del proyecto, de los dos casos estudiados. ... 34

14Tabla 5.2: Resultados del análisis de rentabilidad. ... 35

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Abreviaturas

AEE Asociación Empresarial Eólica AEMET Agencia Estatal de Meteorología

AEP Siglas en inglés de annual energy production (producción energética anual)

CAPEX Siglas en inglés de capital expenditure (gasto en capital) IEC Comisión Electrotécnica Internacional

IGN Instituto Geográfico Nacional

IRENA Siglas en inglés de International Renewable Energy Agency (Agencia Internacional de Energías Renovables)

LCOE Siglas en inglés de levelized cost of energy (coste normalizado de la energía)

ODS Objetivos de desarrollo sostenible

OPEX Siglas en inglés de operational expenditure (gastos de operaciones) OWC Siglas en inglés de observed wind climate

O&M Operación y Mantenimiento

PPA Siglas en inglés de power purchase agreement (contrato de compraventa de energía)

REE Red Eléctrica de España

RIX Siglas en inglés de ruggedness index TIR Tasa interna de retorno

UNE-EN Versión oficial en español de las normas europeas (Una Norma Española) VAN Valor actual neto

WACC Siglas en inglés de weighted average cost of capital (coste medio ponderado de capital)

WAsP Siglas en inglés de wind analysis and application program

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1. Introducción

Este capítulo introductorio pretende explicar la motivación del presente trabajo, dando una visión global del desarrollo y alcance del proyecto, así como también, enumerar la normativa aplicada en su realización.

1.1. Objetivo

El objetivo general de este proyecto es el estudio de viabilidad técnico-económica de un parque eólico situado en la localidad de Aciberos, término municipal de Lubián (Zamora).

Para alcanzar el objetivo general es necesario cumplir los objetivos específicos enumerados a continuación:

• Evaluación del recurso eólico en el emplazamiento elegido, a partir de las mediciones de una torre meteorológica.

• Modelización del parque eólico y optimización de las posiciones de los aerogeneradores utilizando el programa WAsP.

• Cálculo de la producción corregida por estelas de los aerogeneradores utilizando los programas UNION y UPMPARK.

• Estudio de viabilidad económica del parque eólico.

1.2. Alcance

El alcance de este proyecto es la implantación preliminar de un parque eólico, aplicando los conocimientos obtenidos durante el máster en el Módulo de Parques Eólicos. Para llevar a cabo dicha implantación, se hace la evaluación del recurso eólico, se dibujan los mapas de la zona de estudio, y se comparan diferentes tipos de aerogeneradores comerciales para su simulación. A continuación, se modeliza el parque con las posiciones más adecuadas de los aerogeneradores y se calcula la producción energética. Por último, se realiza un estudio de viabilidad económica del proyecto con el fin de evaluar su rentabilidad.

Destacar que no se va a hacer la evaluación de impacto ambiental ni el diseño de la instalación eléctrica del parque, puesto que, no entra dentro de los objetivos de este proyecto.

1.3. Justificación

La finalidad de este trabajo es abordar los aspectos más importantes de la energía eólica, profundizando en el estudio del recurso eólico y el diseño de un parque eólico.

La energía eólica es una tecnología renovable con un gran impacto en la generación eléctrica en España y en el mundo, y en continuo desarrollo, pues se están desarrollando parques cada vez más grandes y avanzados, con el fin de aprovechar el abundante recurso eólico, tanto en zonas terrestres como marinas. Esta tecnología es una de las palancas utilizadas en la descarbonización del sector eléctrico, contribuyendo

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al plan de desarrollo sostenible adoptado por las Naciones Unidas y a sus objetivos propuestos para el año 2030. En concreto, este proyecto se enmarca en el objetivo de aumentar la producción de energía renovable dentro del conjunto de fuentes energéticas: ODS 7 - Garantizar una energía asequible y no contaminante [1].

1.4. Emplazamiento

La zona elegida para el emplazamiento del parque eólico está situada en la localidad española de Aciberos, término municipal de Lubián, en la provincia de Zamora y comunidad autónoma de Castilla y León. La propuesta de este emplazamiento está motivada, primero, porque según la AEE, esta comunidad cuenta con la mayor capacidad instalada de energía eólica en España (6.404 MW) [2]. Y segundo, porque en esta zona ya se han desarrollado proyectos de parques eólicos, lo que demuestra su alto potencial eólico.

A su vez, el emplazamiento de la torre meteorológica coincide con el emplazamiento propuesto para el parque eólico. La Tabla 1.1 y la Figura 1.1 muestran la situación del emplazamiento de la torre meteorológica.

1Tabla 1.1: Situación del emplazamiento de la torre meteorológica. Fuente: [3]

Coordenadas UTM Huso Map Datum Altitud (m) Altura Torre (m)

(677377, 4657847) 29 WGS84 1578 80 m

1Figura 1.1: Emplazamiento de la torre meteorológica. Fuente: Google Earth.

1.5. Normas

En este apartado se enumera la normativa aplicada en el desarrollo de este proyecto.

No se tendrá en cuenta la normativa correspondiente a la evaluación del impacto ambiental y a la instalación eléctrica de un parque eólico, pues no es el objeto de este proyecto.

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• UNE-EN IEC 61400-1:2020. Requisitos de diseño para garantizar la integridad de ingeniería de sistemas de generación de energía eólica.

• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

• Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.

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2. Campaña de medición del recurso eólico

Para poder hacer una correcta evaluación del recurso eólico es imprescindible disponer de un histórico de medidas, cuánto más duradero en el tiempo sea mejor. En este capítulo se explica la consecucion e interpretacion de los datos, y se proporciona información acerca de los instrumentos de medida de la torre meteorológica.

2.1. Antecedentes

Se solicita a la AEMET [4] una campaña de medición del recurso eólico de dos años de duración en la estación meteorológica de Villagarcía de Arosa (Pontevedra) y se reciben datos a una altura de 10 metros. Esta altura de medición resulta insuficiente para realizar un correcto estudio del viento. Además, la estación se encuentra dentro de la población y alejada del posible emplazamiento del parque eólico.

Por las razones anteriores, se vuelve a solicitar una campaña de medición, esta vez, a la empresa Grupo Ibereólica Renovables, y se reciben medidas de viento durante dos años a 80 metros de altura, de una torre meteorológica ubicada en Aciberos (Zamora).

En este caso, la altura de medición es similar a la de buje del aerogenerador, y además, la torre se encuentra ‘in situ’, pues está en la misma zona propuesta para el parque. Por tanto, para el desarrollo del proyecto se elige este emplazamiento y su correspondiente campaña de medición.

2.2. Datos de partida

La campaña de medición dispone de datos diezminutales desde el 1 de abril de 2019 hasta el 31 de marzo de 2021, de las siguientes prestaciones meteorológicas:

▪ Velocidad de viento.

▪ Desviación típica de la velocidad de viento.

▪ Dirección de viento.

▪ Temperatura.

▪ Presión.

La Tabla 2.1. resume la información acerca de los equipos de medida de la torre meteorológica y la calibración de los mismos.

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2Tabla 2.1: Equipos de medida. Fuente: [3]

Sensor Altura (m)

Modelo Recta calibración Organismo certificador Slope

(m/sHz)

Offset (m/s)

Anemómetro 1 80,7 NRG Clase 1 0,76335 0,22766 RDS

Anemómetro 2 79 NRG Clase 1 0,76270 0,23862 RDS

Anemómetro 3 55 NRG Clase 1 0,76229 0,21563 RDS

Veleta 1 78 NRG 200P - - -

Veleta 2 53 NRG 200P - - -

T/H 77 Galltec

KPC1.S/5ME

- - -

T/H 15 Galltec

KPC1.S/5ME

- - -

Barómetro 1,5 SETRA 276 - - -

Para las diferentes alturas de anemómetros (81, 79 y 55 metros) se hace una primera comprobación y se observa que faltan el 20,37%, 8,43% y 8,72% de las medidas registradas por los anemómetros, respectivamente, resultando necesario su tratamiento y corrección (apartado 3.1.1). Puesto que, la disponibilidad de datos es mayor a 79 metros de altura, para el estudio se utilizan los medidos por el Anemómetro 2, con una velocidad del viento promedio de 6,62 m/s. A su vez, se utilizan los datos de dirección del viento medidos por la Veleta 1.

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3. Metodología y cálculos

Con el fin de realizar una correcta implantación preliminar de un parque eólico se ha de analizar todo el proceso, que abarca desde el tratamiento de los datos medidos hasta la obtención de la producción final del parque, teniendo en cuenta la orografía del emplazamiento y las estelas de los aerogeneradores.

En este capítulo se realiza la evaluación del recurso eólico a partir de las medidas registradas por la torre meteorológica (apartado 3.1), y la modelización del parque eólico con las posiciones más adecuadas de los aerogeneradores (apartado 3.2), con el fin de poder realizar la simulación utilizando el programa WAsP.

3.1. Evaluación del recurso eólico con WAsP

Para poder realizar la simulación en WAsP se han de obtener previamente una serie de archivos:

• Archivo con la extensión *.tab, de los datos de viento medidos por la torre meteorológica (apartado 3.1.1.).

• Archivo con la extensión *.map, correspondiente al mapa de la zona de estudio (apartado 3.1.2.).

• Archivo con la extensión *.wtg, de los aerogeneradores que se van a simular (apartado 3.1.3.).

3.1.1. Datos meteorológicos. Fichero *.tab

Para conseguir el fichero *.tab se utiliza el programa OWC Wizard. Como se ha comentado en el apartado 2.2, se analizan los datos medidos por el Anémometro 2 y la Veleta 1. Además de la indisponibilidad de medidas de velocidad del viento, hay que tener en cuenta la existencia de datos erróneos de dirección del viento, provocados por el ‘enclavamiento’ (repetición) de medidas durante algunos intervalos de tiempo. Esto puede deberse a factores como el hielo, la suciedad o el mal funcionamiento de los aparatos de medida.

La Tabla 3.1 muestra los porcentajes mensuales de datos afectados por la indisponibilidad y ‘enclavamiento’ de medidas, durante la campaña de medición.

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3Tabla 3.1: Porcentajes mensuales de datos afectados por la indisponibilidad y ‘enclavamiento’

de medidas durante la campaña de medición. Fuente: elaboración propia.

Periodo 1 Periodo 2

abr-19 25,00% abr-20 1,88%

may-19 0,56% may-20 8,13%

jun-19 0,97% jun-20 16,62%

jul-19 1,16% jul-20 44,38%

ago-19 0,54% ago-20 0,25%

sep-19 0,25% sep-20 2,73%

oct-19 1,37% oct-20 2,08%

nov-19 46,32% nov-20 2,01%

dic-19 86,83% dic-20 36,81%

ene-20 11,58% ene-21 22,47%

feb-20 2,26% feb-21 18,73%

mar-20 11,38% mar-21 2,49%

Teniendo en cuenta las dos anteriores casuísticas, el porcentaje total de datos afectados asciende a un 14,45%. En algunos meses, el porcentaje es muy elevado, como por ejemplo noviembre y diciembre, debido a la indisponibilidad de datos. Por lo tanto, es necesario realizar el tratamiento, procesado y limpieza de los datos:

- Se agrupan por meses los datos ‘válidos’ o correctos, y se utiliza el programa OWC Wizard para obtener doce ficheros *.tab en el formato WAsP (frecuencia sectorial de ocurrencia del viento en cada franja de velocidad, expresado como fracción de 1000), uno para cada mes.

- Se convierte al formato general (frecuencia sectorial de ocurrencia del viento en cada franja de velocidad, expresado como fracción de 100). El resultado son doce rosas de los vientos, de las que se hace un promedio en una única rosa de los vientos (Anexo A).

- Se convierte de nuevo al formato WAsP, obteniéndose el fichero *.tab definitivo.

La Figura 3.1 muestra la rosa de vientos del emplazamiento, la curva y parámetros de la distribución de Weibull correspondiente. Se puede observar que la dirección predominante del viento es Este y Oeste.

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2Figura 3.1: Rosa de vientos, curva y parámetros de la distribución de Weibull. Fuente: WAsP.

3.1.2. Datos topográficos y de rugosidad. Fichero *.map

El siguiente paso es conseguir el fichero *.map. Conociendo la zona UTM y las coordenadas del emplazamiento del parque, se obtienen los números de mapa que conforman la zona de estudio. Son necesarios seis mapas o cuadrantes diferentes (Figuras 3.2 y 3.3):

▪ 266-II. Pías (cuadrante superior izquierdo).

▪ 266-IV. Lubián (cuadrante central izquierdo).

▪ 267-I. San Martín de Castañeda (cuadrante superior derecho).

▪ 267-III. Cobreros (cuadrante central derecho).

▪ 304-II. Hermisende (cuadrante inferior izquierdo).

▪ 305-I. Calabor (cuadrante inferior derecho).

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3Figura 3.2: Vista de comunidad autónoma de la zona de estudio (color azul) delimitada en seis cuadrantes (color amarillo). Fuente: Google Earth.

4Figura 3.3: Vista ampliada de la zona de estudio (color azul) delimitada en seis cuadrantes (color amarillo). Fuente: Google Earth.

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Conociendo los números de mapa, el siguiente paso es conseguir los mapas de las cimas, líneas de nivel, y líneas de rugosidad. Los mapas de las cimas y líneas de nivel del IGN se descargan del Archivo Histórico Digital de la UPM [5]. Usando el programa Global Mapper 12, se convierten estos mapas al formato *.dxf y se cargan en el programa WAsP Map Editor, para su transformación. Por otro lado, es necesario dibujar las líneas de rugosidad de cada uno de los mapas por separado. En el Centro de Descargas del IGN [6] se consiguen las imágenes en formato .jpg de los mapas necesarios para poder representar correctamente las líneas de rugosidad (Anexo B).

Para poder diferenciar la rugosidad del terreno se ha adoptado el siguiente criterio (Figura 3.4):

▪ 0,0001: Láminas de agua.

▪ 0,005: Roquedo, erial.

▪ 0,03: Matorrales.

▪ 0,10: Vegetación frondosa.

▪ 0,5: Edificios.

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5Figura 3.4: Valores de rugosidad (en metros) con su color asociado. Fuente: WAsP Map Editor.

Una vez dibujadas las líneas de rugosidad de cada mapa se juntan para conformar el mapa de la zona del emplazamiento. Cabe destacar que ha sido necesario calibrar cada imagen (formato .jpg) con su correspondiente mapa, empleando 3 puntos de calibración (las coordenadas UTM se obtienen de la cuadrícula que aparece dibujada; los puntos son intersecciones de las líneas de la cuadrícula).

En las Figuras 3.5 y 3.6 se muestra el mapa de la zona de emplazamiento, con las cimas, las líneas de nivel y de rugosidad.

6Figura 3.5: Mapa de la zona de estudio con las cimas y líneas de nivel. Fuente: WAsP Map Editor.

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7Figura 3.6: Mapa de la zona de estudio con las líneas de rugosidad dibujadas. Fuente:

elaboración propia mediante WAsP Map Editor, utilizando la escala de colores de la Figura 3.4.

3.1.3. Curva de potencia de los aerogeneradores simulados. Fichero *.wtg El primer paso para obtener el fichero *.wtg es elegir, a partir de la intensidad de turbulencia y la velocidad de referencia del viento, el tipo de aerogenerador adecuado para el emplazamiento.

El promedio de intensidad de turbulencia del emplazamiento del parque se cálcula mediante el cociente de la velocidad del viento y su desviación típica, y tiene un valor de 0,14. En la Figura 3.7 se representan los valores medios de intensidad de turbulencia en cada intervalo de 1 m/s, junto con las curvas de las clases de los aerogeneradores de la norma IEC 61400-1 [7].

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8Figura 3.7: Comparativa gráfica de la intensidad de turbulencia que define la clase del aerogenerador con las clases A, B y C de la norma IEC 61400-1.

La velocidad de referencia se calcula con la siguiente ecuación:

V_ref= 5V_media (3.1)

Con una velocidad del viento promedio de 6,62 m/s se obtiene una velocidad de referencia de 33,10 m/s.

Al comparar, en la Figura 3.7 y en la Tabla 3.2, los parámetros obtenidos de intensidad de turbulencia y velocidad de referencia de viento, con los de la norma IEC 61400-1, se puede establecer, a priori, que la clase del aerogenerador adecuada para el emplazamiento es la III-C [8]. Se ha de tener en cuenta que la clase puede cambiar por el efecto de las estelas calculadas por el programa UPMPARK (apartado 4.3.1).

4Tabla 3.2: Parámetros básicos para clases de aerogeneradores según la norma IEC 61400-1.

Fuente: [8].

Clase aerogenerador I II III S

Vref (m/s) 50 42,50 37,50 Valor especificado por el fabricante A: Iref (-) 0,16

B: Iref (-) 0,14 C: Iref (-) 0,12

El siguiente paso es seleccionar el tipo de aerogenerador adecuado para el emplazamiento. En función de las características del presente proyecto y de la

(29)

16

información disponible se han elegido los siguientes modelos, resumidos en la Tabla 3.3.

5Tabla 3.3: Modelos de aerogeneradores. Fuente: [9].

Fabricante Modelo Clase IEC Diámetro Rotor (m)

Potencia Nominal (MW)

Altura Buje (m)

Gamesa G90-2MW III 90 2,0 MW 67/78/90/100

Gamesa G97-2MW S 97 2,0 MW 78/90/100/120

Nordex N90-2,5MW II 90 2,5 MW 75/80/100/120

Para concluir este apartado, se obtiene la curva de potencia y el coeficiente de empuje (Ct) para cada aerogenerador. Previamente, se calcula, mediante la ecuación de estado de un gas ideal (Ecuación 3.2), la densidad de aire del emplazamiento, puesto que la curva de potencia varía en función de la densidad: se obtiene una densidad de aire de 1,04 kg/m³, a partir de la cual, se corrige la curva de potencia de cada aerogenerador.

En el Anexo C se muestran los ficheros *.wtg de los aerogeneradores seleccionados, que se han obtenido empleando el módulo WAsP Turbine Editor.

ρ = P

RT (3.2)

Siendo:

▪ P la presión local del aire (84.901 Pa ).

▪ R la constante de gas (287 J/kg-K para el aire).

▪ T la temperatura local del aire (282 K).

3.2. Modelización del parque eólico con WAsP

En este apartado se modeliza el parque eólico con el programa WAsP para los tres modelos de aerogeneradores diferentes. Se pretende obtener la configuración óptima del parque eólico, asegurando una distancia mínima de 3 diámetros entre turbinas, o del valor adecuado en función de la rosa de los vientos, de 7 km al contorno del mapa, y conseguir unas pérdidas por estelas (en WAsP) menores del 4%. Destacar que el cálculo de estelas que hace WAsP es muy sencillo y que se recalcularán con el programa UPMPARK en el apartado 4.3.

Tras tener en cuenta los anteriores criterios se obtienen dos configuraciones, formadas por 14 aerogeneradores de 2/2,5 MW de potencia nominal:

• Configuración A: se trata de dos alineaciones, formadas por ocho y seis aerogeneradores, paralelas entre sí, y perpendiculares a la dirección predominante del viento (Este y Oeste). Las dos alineaciones se han dispuesto a una distancia de separación de más de 10 diámetros para disminuir el efecto de las estelas.

(30)

17

• Configuración B: se trata de una única alineación formada por catorce aerogeneradores, perpendiculares a la dirección predominante del viento (Este y Oeste).

La Tabla 3.4 y las Figuras 3.8 y 3.9 muestran las dos configuraciones del parque eólico.

En la Configuración A, la torre meteorológica está situada más cerca de los aerogeneradores.

(31)

18

6Tabla 3.4: Coordenadas de los 14 aerogeneradores situados en las dos configuraciones. Fuente:

WAsP.

Turbina Coordenadas UTM

Configuración A Configuración B 001 (678218,9, 4660036,0) (673542,2, 4659697,0) 002 (678086,9, 4659680,0) (673474,8, 4659402,0) 003 (678047,2, 4659362,0) (673373,2, 4659121,0) 004 (678042,9, 4659021,0) (673236,3, 4658816,0) 005 (677984,9, 4658641,0) (673194,9, 4658505,0) 006 (677596,1, 4658167,0) (673148,2, 4658168,0) 007 (677549,4, 4657623,0) (673137,8, 4657847,0) 008 (677510,6, 4657196,0) (673137,8, 4657552,0) 009 (679093,8, 4658822,0) (673117,1, 4657225,0) 010 (679163,9, 4658204,0) (673111,9, 4656920,0) 011 (679236,4, 4657836,0) (673754,7, 4659977,0) 012 (679070,6, 4657382,0) (673827,2, 4660272,0) 013 (679023,9, 4656983,0) (674013,8, 4660557,0) 014 (678944,9, 4656620,0) (674098,3, 4660862,0)

9Figura 3.8: Vista de la Configuración A (caso AEP). Fuente: WAsP.

(32)

19

10Figura 3.9: Vista de la Configuración B (caso AEP). Fuente: WAsP.

(33)

(34)

21

4. Análisis y resultados

Una vez modelizado el parque eólico y optimizadas las posiciones de los aerogeneradores, se procede a realizar el cálculo de la producción energética y las horas equivalentes de funcionamiento.

La producción neta que se obtiene con el programa WAsP (apartado 4.1) tiene en cuenta el efecto de la orografía y de las estelas de los aerogeneradores. Sin embargo, realiza una simulación muy simple. Es necesario realizar una corrección de estos efectos a partir de modelos más complejos (apartados 4.2 y 4.3).

4.1. Producción obtenida en WAsP

En las Tablas 4.1 y 4.2, y en las Figuras 4.1 y 4.2, se analizan los resultados de producción anual netos obtenidos en la simulación de WAsP, así como la velocidad a la altura de buje (U), para cada uno de los modelos de aerogeneradores simulados en las dos configuraciones.

7Tabla 4.1: Comparativa de la producción neta y del promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración A. Fuente: WAsP.

Modelos

Turbina AEP (GWh) Horas Equiv AEP (GWh) Horas Equiv AEP (GWh) Horas Equiv

1 4,8 2.405,5 5,8 2.891,5 6,5 2.586,8 6,6

2 5,0 2.482,0 6,0 2.984,0 6,7 2.679,2 6,8

3 4,9 2.430,0 5,8 2.919,5 6,5 2.619,6 6,7

4 4,7 2.328,0 5,6 2.793,5 6,2 2.498,8 6,6

5 4,5 2.225,5 5,3 2.670,5 5,9 2.379,6 6,4

6 4,8 2.384,0 5,7 2.863,5 6,4 2.561,6 6,6

7 4,8 2.390,0 5,7 2.868,0 6,4 2.565,2 6,6

8 4,8 2.418,5 5,8 2.904,5 6,5 2.598,8 6,7

9 4,7 2.371,5 5,7 2.845,0 6,4 2.545,2 6,6

10 4,7 2.358,5 5,7 2.831,5 6,3 2.538,8 6,6

11 5,3 2.669,5 6,4 3.211,0 7,3 2.909,6 7,3

12 5,0 2.522,0 6,1 3.031,0 6,8 2.729,6 6,9

13 4,8 2.423,5 5,8 2.907,5 6,5 2.606,0 6,7

14 4,9 2.458,5 5,9 2.953,5 6,6 2.650,0 6,7

Tot/Prom 67,7 2.419,1 81,3 2.905,3 91,2 2.604,9 6,7

G90-2MW G97-2MW N90-2.5MW

U (m/s)

(35)

22

8Tabla 4.2: Comparativa de la producción neta y del promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración B. Fuente: WAsP.

11Figura 4.1: Producción energética anual de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en WAsP.

Modelos

1 4,8 2.403,0 5,8 2.890,0 6,5 2.589,6 6,7

2 5,0 2.484,0 6,0 2.983,5 6,7 2.682,8 6,9

3 5,0 2.513,5 6,0 3.019,0 6,8 2.718,8 6,9

4 5,3 2.663,0 6,4 3.204,0 7,2 2.897,2 7,2

5 5,2 2.590,5 6,2 3.118,5 7,0 2.818,4 7,0

6 5,3 2.625,5 6,3 3.161,5 7,1 2.858,4 7,1

7 5,1 2.564,0 6,2 3.087,0 7,0 2.790,0 7,0

8 5,2 2.609,0 6,3 3.143,5 7,1 2.848,0 7,1

9 5,3 2.667,5 6,4 3.210,0 7,3 2.908,8 7,2

10 5,0 2.509,0 6,0 3.010,5 6,8 2.703,6 6,8

11 4,8 2.394,5 5,8 2.876,5 6,5 2.580,0 6,7

12 4,8 2.392,5 5,8 2.877,5 6,4 2.578,4 6,7

13 4,9 2.430,5 5,8 2.922,5 6,6 2.624,0 6,8

14 4,9 2.451,0 5,9 2.951,0 6,6 2.647,6 6,8

Tot/Prom 70,6 2.521,3 84,9 3.032,5 95,6 2.731,8 6,9

U (m/s) G97-2MW

G90-2MW N90-2.5MW

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0

Conf. A Conf. B Conf. A Conf. B Conf. A Conf. B

G90-2MW G97-2MW N90-2.5MW

AEP (GWh)

AEP Total (GWh)

(36)

23

12Figura 4.2: Promedio anual de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en WAsP.

Las Figuras 4.1 y 4.2 muestran unos resultados parecidos en ambas configuraciones, siendo ligeramente superiores en la Configuración B. Por otro lado, al comparar los diferentes modelos de aerogeneradores, se observan mayores diferencias en la producción y las horas equivalentes. La AEP del modelo N90-2,5MW es superior al resto. En cambio, el promedio de horas equivalentes es superior en la máquina G97- 2MW, lo que permite un mayor aprovechamiento del recurso eólico.

4.2. Producción corregida por orografía

La variabilidad de la orografía del terreno, puede incidir en la producción de la energía, provocando su aumento o disminución, según el caso. En este apartado se realiza la corrección por orografía para cada uno de los modelos de aerogeneradores simulados en las dos configuraciones, utilizando la siguiente ecuación [10]:

AEPmedido = AEPwasp × e^(−5,175^∆RIX¹⁰⁰⁾ (4.1) Siendo:

▪ AEPmedido: producción neta corregida por orografía.

▪ AEPwasp: producción bruta obtenida en WAsP.

▪ RIX: porcentaje del terreno a una cierta distancia alrededor de un punto (≈ 3500 m) que supera una determinada pendiente límite (≈ 0,3).

▪ ∆RIX: diferencia entre el RIX del parque y el RIX de la torre meteorológica.

▪ 5,175: coeficiente de correción tomado como referencia para el cálculo energético.

0,0 500,0 1.000,0 1.500,0 2.000,0 2.500,0 3.000,0 3.500,0

G90-2MW G97-2MW N90-2.5MW

Hequivalentes

Promedio de horas equivalentes

(37)

24

Las Tablas 4.3 y 4.4 comparan los resultados corregidos por orografía, así como el

∆RIX, para cada uno de los modelos de aerogeneradores simulados en las dos configuraciones.

9Tabla 4.3: Comparativa de la producción neta corregida por orografía y el promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración A. Fuente: elaboración propia, a partir de los cálculos realizados mediante la ecuación 4.1.

10Tabla 4.4: Comparativa de la producción neta corregida por orografía y el promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración B. Fuente: elaboración propia, a partir de los cálculos realizados mediante la ecuación 4.1.

Al contrario que en el apartado anterior, al comparar las dos configuraciones, los resultados de las Tablas 4.3 y 4.4 son muy diferentes: la Configuración A muestra una producción energética anual y un promedio de horas equivalentes mucho mayor a la Configuración B. Estos resultados se deben a la diferencia orográfica entre el emplazamiento de los aerogeneradores y la torre meteorológica, que se puede observar en las Figuras 4.3 y 4.4: los valores negativos del ∆RIX obtenidos en la Configuración A significan que los cálculos sobreestiman los resultados, es decir, que son mejores que en la realidad. Si el ∆RIX hubiera sido cercano a cero, significaría que la orografía de la

Modelos

1 7,4 3.682,1 8,9 4.435,4 9,9 3.964,9 -7,9

2 7,2 3.577,1 8,6 4.311,2 9,7 3.867,6 -6,7

3 7,1 3.527,6 8,5 4.251,8 9,5 3.810,5 -6,7

4 6,5 3.259,7 7,9 3.928,7 8,7 3.492,0 -5,7

5 5,9 2.957,5 7,1 3.565,2 7,9 3.173,7 -4,8

6 5,4 2.682,7 6,5 3.231,6 7,2 2.888,1 -1,9

7 4,8 2.399,3 5,8 2.889,1 6,5 2.581,6 0,4

8 4,6 2.290,6 5,5 2.757,9 6,2 2.466,5 1,5

9 7,7 3.870,5 9,3 4.662,2 10,4 4.166,6 -8,9

10 7,1 3.529,3 8,5 4.254,4 9,5 3.811,1 -7,2

11 7,5 3.746,9 9,1 4.526,5 10,2 4.076,6 -5,8

12 6,6 3.306,4 8,0 3.986,8 9,0 3.587,3 -4,7

13 6,1 3.072,5 7,4 3.700,4 8,2 3.296,5 -3,9

14 5,7 2.864,1 6,9 3.448,7 7,7 3.092,5 -2,6

Tot/Prom 89,5 3.197,6 107,9 3.853,5 120,7 3.448,2

G90-2MW

∆RIX (%) N90-2.5MW

G97-2MW

Modelos

1 4,1 2.047,7 4,9 2.468,9 5,5 2.210,9 3,6

2 4,1 2.031,3 4,9 2.448,1 5,5 2.187,9 4,5

3 3,9 1.954,0 4,7 2.354,4 5,3 2.117,7 5,4

4 4,0 1.977,1 4,8 2.384,4 5,4 2.154,3 6,1

5 3,8 1.879,4 4,5 2.267,7 5,1 2.047,3 6,6

6 3,8 1.886,4 4,6 2.276,7 5,1 2.057,2 6,8

7 4,1 2.034,7 4,9 2.455,3 5,5 2.217,6 4,9

8 4,4 2.210,8 5,3 2.668,5 6,0 2.415,7 3,6

9 4,8 2.378,9 5,7 2.868,8 6,5 2.597,9 2,6

10 4,8 2.406,3 5,8 2.892,7 6,5 2.584,2 1,2

11 4,3 2.159,6 5,2 2.604,9 5,9 2.345,8 2,7

12 4,6 2.301,4 5,6 2.775,8 6,2 2.484,7 1,3

13 5,2 2.578,9 6,2 3.112,5 7,0 2.791,3 -0,5

14 5,7 2.853,3 6,9 3.443,9 7,7 3.087,9 -2,5

Tot/Prom 61,4 2.192,8 74,0 2.644,5 83,3 2.378,6

G90-2MW G97-2MW N90-2.5MW ∆RIX (%)

(38)

25

zona de medición y aplicación son similares, y los errores también, por lo que se cancelarían y los resultados del WAsP, a priori, serían correctos. Las Figuras 4.3 y 4.4 muestran la orografía del terreno en el emplazamiento del parque eólico y la torre de medición, de ambas configuraciones.

El método utilizado es orientativo, pues además, no se ha demostrado la validez universal del coeficiente de correción de la ecuación 4.1, por lo que no se van a utilizar los resultados obtenidos para la consecución del presente proyecto.

13Figura 4.3: Vista de la Configuración A (caso RIX). Fuente: WAsP.

14Figura 4.4: Vista de la Configuración B (caso RIX). Fuente: WAsP.

(39)

26

4.3. Producción corregida por efecto de estelas (UPMPARK)

El efecto de la estela se añade al de la orografía, siendo su estudio también necesario.

El aprovechamiento de la energía eólica está limitado por las interferencias de los aerogeneradores, aguas abajo. Esta interferencia se manifiesta en una menor velocidad incidente, y en una mayor turbulencia, dando lugar a una menor producción de energía en las máquinas afectadas. En este apartado se utilizan los programas UNION y UPMPARK para incorporar el modelo de estela en el cálculo de la producción.

En el Anexo D se muestran los ficheros de entrada de UNION, mientras que las Tablas 4.5 y 4.6, y las Figuras 4.5 y 4.6 comparan los resultados corregidos por efecto de las estelas, así como la velocidad a la altura de buje (U), de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. En la Figura 4.7 se comparan las pérdidas por estelas calculadas con WAsP y UPMPARK.

11Tabla 4.5: Comparativa de la producción neta corregida por efecto de las estelas y el promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración A. Fuente: UNION y UPMPARK.

12Tabla 4.6: Comparativa de la producción neta corregida por efecto de las estelas y el promedio de horas equivalentes de los aerogeneradores simulados en la Configuración B. Fuente: UNION y UPMPARK.

Modelos

1 4,8 2.377,4 5,7 2.863,2 6,4 2.562,1 6,5

2 4,9 2.441,0 5,9 2.935,9 6,6 2.638,9 6,7

3 4,7 2.342,3 5,7 2.835,1 6,3 2.530,3 6,5

4 4,5 2.259,0 5,4 2.718,0 6,1 2.431,6 6,4

5 4,3 2.146,7 5,2 2.585,8 5,8 2.301,9 6,1

6 4,6 2.289,1 5,5 2.758,3 6,2 2.464,7 6,4

7 4,7 2.332,5 5,6 2.803,9 6,3 2.510,8 6,4

8 4,7 2.354,5 5,7 2.826,9 6,3 2.535,2 6,5

9 4,6 2.294,1 5,5 2.758,4 6,2 2.467,9 6,4

10 4,4 2.209,4 5,3 2.657,8 6,0 2.383,6 6,3

11 5,1 2.545,1 6,1 3.065,1 7,0 2.781,0 7,0

12 4,9 2.453,0 5,9 2.952,0 6,6 2.659,7 6,7

13 4,6 2.321,1 5,6 2.797,5 6,3 2.502,3 6,5

14 4,8 2.375,8 5,7 2.853,2 6,4 2.564,9 6,5

Tot/Prom 65,5 2.338,6 78,8 2.815,1 88,3 2.523,9 6,5

N90-2.5MW

U (m/s)

G90-2MW G97-2MW

Modelos

1 4,7 2.364,9 5,7 2.851,3 6,4 2.550,2 6,5

2 4,9 2.432,3 5,9 2.925,9 6,6 2.625,8 6,7

3 4,9 2.464,1 5,9 2.964,0 6,7 2.663,7 6,7

4 5,3 2.633,2 6,3 3.165,3 7,2 2.868,1 7,1

5 5,0 2.509,9 6,1 3.052,2 6,8 2.731,6 6,9

6 5,1 2.573,2 6,2 3.091,6 7,0 2.799,8 7,0

7 5,0 2.480,9 6,0 2.994,3 6,7 3.370,2 6,8

8 5,0 2.518,5 6,1 3.029,0 6,9 2.742,7 6,9

9 5,2 2.589,0 6,2 3.117,1 7,1 2.822,1 7,0

10 4,9 2.458,2 5,9 2.954,6 6,6 2.650,9 6,6

11 4,6 2.313,3 5,5 2.772,8 6,2 2.493,7 6,5

12 4,7 2.352,3 5,7 2.826,9 6,3 2.536,9 6,5

13 4,7 2.373,1 5,7 2.854,7 6,4 2.564,9 6,6

14 4,8 2.418,6 5,8 2.912,7 6,5 2.617,6 6,7

Tot/Prom 69,0 2.463,0 83,0 2.965,2 93,4 2.717,0 6,7

G90-2MW G97-2MW N90-2.5MW

U (m/s)

(40)

27

15Figura 4.5: Producción energética anual corregida por efecto de las estelas, de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en UNION y UPMPARK.

16Figura 4.6: Promedio anual de horas equivalentes corregido por efecto de las estelas, de los aerogeneradores simulados en las dos configuraciones. Fuente: elaboración propia, a partir de los resultados obtenidos en UNION y UPMPARK.

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0

G90-2MW G97-2MW N90-2.5MW

AEP (GWh)

AEP Total (GWh)

0,0 500,0 1.000,0 1.500,0 2.000,0 2.500,0 3.000,0 3.500,0

G90-2MW G97-2MW N90-2.5MW

Hequivalentes